变压器中性点增加电容隔直装置对其继电保护的影响研究

广东水利电力职业技术学院 王 敏

目前，中国南方电网已形成“八交八直”西电东送大通道，广东电网通过八条±500kV与±800kV直流输电线路与中西部电网互联。“十三五”期间西电东送将规划建设形成“八交十一直”通道，广东电网将汇聚更多的直流落点[1-3]。作为高压直流密集落点的受端电网如广东电网等实际运行中发现，当高压直流输电系统采用大地作为其中之一回路的单极运行方式时，直流落点附近中性点直接接地的变压器出现噪声增大、温升增加、振动加剧等现象，电网运行中还发现，当城市轨道交通系统运营时，近区变压器也有类似现象发生，对变压器的正常运行与电网安全产生严重影响[4-6]。

为减小直流单极大地运行方式与城市轨道交通运营对直流落点附近与城市轨道交通沿线附近变压器运行的冲击，除考虑接地极与极址对电网直流偏磁的影响外，理论上大致有三种抑制变压器直流偏磁的解决方案：一是利用反向电源产生反向磁通以抵消直流，二是加装中性点阻隔装置NBD（Neutral Blocking Device）以抑制直流，三是采取分流措施以削减直流。目前国内外广泛采用在变压器中性点安装隔直装置的方案以抑制直流偏磁的影响[4]。

1 直流偏磁限制措施

1.1 直流偏磁相关标准与规定

中国电力行业标准DL437－2012《高压直流接地极技术导则》规定：通过变压器绕组中直流电流不大于额定电流的0.7%。中国南方电网公司对不同容量变压器耐受直流电流统一要求为若变压器中性点持续存在不小于10A的直流偏磁时应考虑采取限制措施，具体要求主要有：110kV及以上变压器中性点直流电流超过其耐受能力（500kV变压器4A/相、110kV和220kV变压器10A/台）时，应采取抑制直流分量的措施；每台自耦变压器应使用一套隔直装置，普通变压器宜不超过2台变压器共用一套隔直装置。

1.2 隔直装置及在电网中的应用

PAC-50K系列——中国电力科学研究院技术（图1）。其主要一次设备有隔直电容1与状态转换开关2。装置于直接接地运行状态时，测控单元时刻监视中性点电流的变化。当中性点直流电流大于装置设定的状态转换限值时，在自动运行模式下装置自动进入电容接地运行状态，在手动运行模式下装置发出告警信号（光字牌及远程终端），等待运行人员操作进入电容接地运行状态。该装置主要元件电容容量要求不小于3000uF，对应工频阻抗小于约1.1Ω，近年为了降低过电压容抗值进一步下降，目前多采用工频阻抗0.1Ω、甚至更低，中国电力科学研究院认为该装置在交直流混联运行系统中可实现对交流变压器中性点直流电流的抑制。该装置在中国国家电网中得到了较为广泛的应用。

DCBD系列——广东电网公司电力科学研究院技术（图2）。若检测到直流偏磁电流不超过5A，旁路开关K3始终处于合闸状态，电容被短路，中性点经旁路开关直接接地。当检测到直流偏磁电流超过5A并达到12s（可整定）后发出旁路开关分闸命令，中性点经电容接地，利用电容隔直通交的特性限制中性点直流电流。该装置主要元件电容工频阻抗目前主要采用0.05Ω（多用于500kV变电站）与0.1Ω（多用于220kV变电站）两个参数系列。广东电网公司电力科学研究院认为该装置在交直流混联运行系统中可实现对交流变压器中性点直流电流的抑制。该装置在中国南方电网中得到了较为广泛的应用。

2 解析分析变压器保护受到的影响

上述两类隔直装置均为当监测到主变压器中性点直流电流越限（且达一定时限）时接入电容以抑制直流偏磁，此举将改变系统的零序参数，在出现不对称接地故障时继电保护可能受到影响，主变继电保护可能存在不正确动作的隐患，需对其进行分析校核。

2.1 典型变压器继电保护配置

220kV电力变压器主保护一般配置有差动保护、过电流速断保护、瓦斯保护、油温保护、压力释放保护等。后备保护一般配置有复合电压启动过流保护、负序电流保护等；反映接地故障的零序过流保护与中性点不接地时的零序电压保护；对称过负荷保护等。主变中性点接入的隔直电容只对接地故障相关的继电保护产生影响，故本文主要分析220kV主变中性点接入隔直电容后对零序相关保护的影响。

2.2 故障与零序测量量分析

以下应用解析方法分析变压器继电保护受电容隔直装置影响的机理。考虑在系统大、小不同运行方式及各种接地故障条件下，分析与零序保护相关的测量量受隔直电容的影响，进而研究变压器接地保护是否可能出现灵敏性与选择性等问题。

2.2.1 故障分析模型

220kV主变中性点接入偏磁抑制装置等值分析模型如图3，模型假设220kV变电站M母线处主变中性点接入隔直电容，变电站N母线处主变中性点直接接地。MN两端等效电源分别为.EM和.EN，M站主变中性点阻抗为ZφM0（仅有隔直电容时用其对应的容抗值XφM0表征）。故障点过渡电阻用Rg表征，其它序阻抗如图3标示，并假设各元件正、负序阻抗相等。

当MN线路的K点发生接地故障时，关键变量故障点零序综合阻抗由ZΣ0变为Z'Σ0：

直观看，鉴于工程上采用的隔直电容的容抗值XφM0与变压器绕组的电抗值XTM0相比较小，因此对综合零序阻抗Z'Σ0的改变亦较小。

2.2.2 计及XφM0时的零序电流、零序电压、测量阻抗

单相接地故障时M侧保护安装处零序电流为：

单相接地故障时M侧主变中性点零序电流为：

接入XφM0使得单相接地短路故障时M侧保护零序电流增大，零序过流保护灵敏度提高，主变中性点零序电流增大，中性点零序过流保护灵敏度提高。灵敏度提高的幅度与隔直电容的工频阻抗值正相关。

单相接地故障M侧保护安装处零序电压为：

接入XφM0使得单相接地故障时M侧零序电压增大。即当输电线路末端发生单相接地故障时，线路首端的零序功率方向保护之零序电压元件的灵敏度将提高。

单相接地故障M侧的测量阻抗为：

经分析，接入XφM0将使得单相接地故障时M侧附加阻抗幅值减小，因而M侧保护的测量阻抗幅值也将减小，即距离保护的灵敏度将提高、保护区将伸长，严重时可能使保护的选择性受到挑战，是否有超范围的动作情况需要校核。

3 数值计算变压器保护受到的影响

计算条件：利用中国电力科学研究院PSD故障计算软件，考虑系统不同运行方式、母线与线路不同故障位置、不同故障类型、不同过渡电阻等故障条件，对广东电网某220kV变电站主变中性点增加电容隔直装置进行故障计算，以便对变电站主变中性点增加电容隔直装置前后解析分析的结论进行校核验证，并对现有继电保护的配置与整定进行安全评估。运行方式。电网夏大方式和冬小方式，主变中性点是否增加工频约-j1.02Ω电容隔直装置；故障类型。单相接地故障（A相）与两相短路接地故障（BC相）；故障点位置。该站220kV母线与110kV母线，站外相关母线与线路中点（图4）。

阻抗变化情况：该变电站主变压器各侧等值正序、零序阻抗参数见表1。与主变高压侧零序电抗参数j31.7929Ω相比，中性点增加-j1.02Ω的电容其降低幅度为9.6%。

表1 变压器等值阻抗

中性点零序过流元件：该站220kV母线故障时中性点零序电流及其变化率结果见表2。在大、小运行方式下该主变中性点接入隔直电容后，对其中性点零序电流影响最严重的情况是金属性接地故障时该主变高压侧零序电流升幅最大约为1.5%。

表2 中性点零序电流计算结果

中性点零序方向元件：该站220kV母线故障时母线的零序电压除中性点零序电流及其变化率结果见表3。中性点零序方向测量量幅值减小约1.5%、相角几乎不变。数值计算表明，金属性单相接地故障时，该220kV变电站主变中性点接入隔直小电容后，在不同运行方式下，主变高压侧零序电流增长幅度的升幅最大约1.5%，该站高压侧母线的零序电压比中性点零序电流的幅值变化范围最大约1.5%，相角几乎没有影响。故该站主变中性点隔直小电容的接入不会影响其主变零序保护的正常工作。

表3 中性点零序计算结果

表3 中性点零序计算结果

方式 接地故障类型电容（Ω）.U0/.I0变化率幅值 相角大方式A相 0 19.6∠-94.9 1.50% 0%-1.02 19.3∠-94.9 BC相 0 19.6∠-93 1.50% 0%-1.02 19.3∠-93小方式A相 0 20.0∠-95 1.50% 0%-1.02 19.7∠-95 BC相0 20.0∠-93.2 1.50%0.10%-1.02 19.7∠-93.2-1.02 19.7∠-93.2

4 结语

本文以高压直流密集落点的广东电网在220kV变电站的主变压器中性点增加电容隔直装置为背景，以解析分析和数值计算两种方法对隔直电容接入后对相关变压器继电保护的影响机理进行研究。基本结论是该变电站变压器零序过电流保护与中性点零序方向过电流保护的灵敏性均将提高、且提高的幅度与隔直电容的工频阻抗值正相关。论文依托工程实例，对220kV变压器继电保护中零序电流、零序电压、零序功率测量量的大小与角度等受隔直电容影响的元件的灵敏性与选择性问题进行数值计算与全面评估，结论是变压器零序过电流保护与中性点零序方向过电流保护的灵敏性均将提高，提高的幅度均较小、在工程允许的误差范围内。