500 kV变压器零序差动保护极性校验方法研究及现场试验

游 力，熊 平，李震宇，刘翼平

（1.国网湖北省电力有限公司电力科学研究院，湖北 武汉430077；2.湖北方源东力电力科学研究有限公司，湖北 武汉430077）

0 引言

零序差动保护主要应用在220 kV 及以上电压等级的大型变压器及换流变上［1-3］，在此类变压器中，一般由三个单相变压器组成三相变压器组，变压器内部发生相间短路可能性较小，以单相接地和匝间短路为主要的内部故障形式［4-6］。在变压器绕组靠近中性点处单相接地故障时，零序差动保护有着灵敏度高的特点［7］，其主要应用于变压器高压侧绕组发生单相接地故障时，且在纵差保护灵敏度不够的情况下，同时对匝间短路故障也有一定的灵敏性［8］。和纵差保护不同，零序差动保护使用的电流量之间没有电磁耦合关系，不受变压器励磁涌流的影响，不需要经励磁涌流闭锁元件闭锁，因此零序差动保护对变压器的安全具有重要意义。

但在实际运行中，变压器零序差动保护误动较多［9-10］，在常见的事故事件中，绝大部分是因CT 极性错误而导致保护误动。原因有以下三点：1）在安装过程中，由于人员未按照设计原理图施工，导致零差CT一次或二次极性安装错误［11-13］；2）在保护调试过程中，由于实际模拟单相接地故障较为困难，调试人员无法通过常规手段校验其极性的正确性；3）在变压器运行投产后，正常运行时高压侧零序电流很小，运维人员无法有效检测零序电流极性［14］。因此，如何在现场便捷、准确、有效地校验变压器零序差动保护的极性便成为发挥其优势的重点和难点［15］。

本文针对上述问题提出了三种极性校验的方法：单相接地短路法、励磁涌流法及一次通流法，并分别介绍了这三种方法的原理、步骤及特点，最后通过试验验证了这三种方法的可行性。

1 零序差动保护原理及事故案例

1.1 保护原理

在保护配置原则中，零序差动所用电流互感器高、中压侧都以母线侧为同极性端，而中性点零序电流则以主变侧为同极性端，典型的配置如图1所示［16］。

图1 大型变压器零序差动保护极性典型配置图Fig.1 Typical configuration diagram of zero-sequence differential protection for power transformer

动作方程如下

式中：I01、I02为高压侧自产零序电流，I0n为中性点外接零序电流，I0cdqd为零序差动启动定值，I0d为零序差电流，I0r为零序差动制动电流，K0bl为零序差动比率制动系数整定值。典型的动作曲线如图2 所示［17-18］（其中启动值0.3Ie，比率制动系统0.5［19］）。

图2 零序差动保护动作特性Fig.2 Characteristic curve of zero-sequence differential protection

当发生区外故障时，故障电流流过变压器高压侧绕组及高压侧CT，经区外故障点后由中性点CT 回流至变压器，分别产生两个方向相同的零序电流，I0d=|I˙01+ I˙02+I˙0n|=0 其相量之和为零，保护不动作。当变压器高压侧或中压侧发生区内接地故障时，故障电流通过变压器中性点至绕组流至故障点，同时电力系统通过变压器高压侧引线提供短路电流至故障点，按实际CT 极性在中性点和引线就分别产生两个方向相反的零序电流，I0d=|I˙01|+|I˙02|+|I˙0n|＞I0r，差动电流如超过动作启动值，保护可靠动作。

1.2 极性错误时的保护动作特性及相关事故案例

实际当零序CT极性安装错误时，会导致保护动作特性发生变化，当发生区外故障时，I0d=|I˙01+I˙02|+|I˙0n|＞I0r，差动电流大于制动电流，一旦差动电流超过动作启动值，且I0d＞K0bl× I0r时，保护出口误动作，造成变压器区外故障下的全停甚至机组停机，下面以某起事故案例进行说明。

2019 年2 月，某500 kV 线路C 相发生单相接地故障且重合不成功。线路故障期间，某电厂1 号主变压器保护的两套主变零差保护同时动作，主变高压侧开关跳闸，机组停机［20］。

事故直接原因是由于主变零序差动保护两侧电流极性不一致，导致本次区外故障时主变零序差流反而达到定值，保护动作。

该主变零差保护取主变高压侧后备CT 和主变绕组CT 计算零序差流，在配置图中，设计单位仅标明主变高压侧后备CT 一次极性，未标明主变绕组CT 一次极性。查主变本体铭牌和变压器厂家设计资料，主变高压侧后备CT 与主变绕组CT 的安装方向均为P1 端朝向变压器的反方向。通过检查二次回路发现，零差保护CT 的二次接线设计与零差保护“零度接线”的逻辑功能要求不匹配，区外故障时产生零序差流导致保护误动。

2 现场校验方法

2.1 高压侧单相接地短路法

该方法的主要原理是利用发变组并网前的系统状态，将保护区外的高压侧的某一相接地刀闸临时接地，然后投入发电机励磁系统，小幅度增加励磁电流，在主变高压侧实际产生一个较小的零序电流分量，然后通过保护装置的录波功能查看变压器零序差动电流是否正确反映故障类型，校验现场保护CT 极性是否正确［21］。判别的依据为：由于该方法模拟的为区外故障，主变高压侧自产零序电流和中性点零序电流的相位应一致，校正后的零序电流差流应为零。

其特点有：1）适用于发电厂内，试验时需要将主变高压侧电压逐步增加至较小值，因此该方法的应用场合仅限于发电厂内；2）校验结果准确、直观，通过模拟实际的高压侧单相接地短路故障，可利用保护装置及故障录波装置实时监测电流相位关系，以保证其极性校验的准确性［22］；3）不影响电网安全运行，由于机组处于未并网状态，该方案更易得到调度部门的批准。

2.2 励磁涌流法[23-24]

在大型变压器空载合闸瞬间，由于变压器铁心饱和会引起励磁涌流，此时变压器产生的励磁涌流存在较大的三相不平衡度。本方法的主要原理为利用励磁涌流产生的零序分量，而对变压器零序差动保护进行校验。本方法主要通过保护装置的启动录波功能录取合闸瞬间变压器电流波形，通过波形检查零序差动极性是否正确。判断依据：主变高压侧自产零序电流和中性点零序电流的波形相位应一致，幅值应相近。

在具备以下条件时应优先采用励磁涌流法：1）调度部门同意且认可结果；2）变压器二次系统调试完成、一次试验完成；3）除零序差动保护外其他保护均投入时。利用变压器空载充电时产生的励磁涌流对零序差动保护进行校验更为方便、快捷。

2.3 一次通流法

一次通流法检验保护极性的正确性，是变压器零序差动保护投入运行前可行的另一种校验方法。原理是通过小型电流发生器、容性电流和负荷电流等一次电流在变压器高压侧注入电流，流入低压侧设置的短路点［25］，然后通过表计测量零序差动保护用电流互感器的二次电流相位及幅值［26］。判断依据：变压器高压侧一次通流相别的电流和中性点零序电流的相位差应为0°，二次幅值应与变比有对应关系。

3 零序差动保护现场校验过程

3.1 高压侧单相接地短路法试验

本次试验的变压器容量为1 200 MVA，变比为500 kV/27 kV，联接组别为YNd1，短路阻抗为18%。其配置有两套零序差动保护，分别位于发变组保护A屏、B屏，零序差动保护定义的零序电流分别为一分支、二分支自产零序电流与主变高压侧中性点电流。高压分支CT 以母线侧为同极性端，中性点CT 则以主变侧为同极性端。试验时发变组短路试验已完成，此时主变高压侧CT极性已由发变组短路试验校验正确，因此本试验选择高压一分支（7B3间隔）的自产零序电流为基准进行分析判断。试验时主接线图状态如图3所示。

图3 高压侧单相接地短路法试验接线图Fig.3 Wiring diagram of single phase earth short circuit test

具体试验方法与步骤如下：

1）完成发变组短路试验后，将地刀7ES-B32 的A、B 两相的接地线拆除，然后合上地刀7ES-B32，将7ES-B32 的C 相作为高压侧单相接地短路点（如图3所示）。

2）合上主变高压侧边断路器7B3；

3）将励磁临时电源开关推工作位，合开关，对励磁变充电；

4）选择手动方式，合灭磁开关，起励，缓慢地增加励磁电流给定值，在高压侧线电压约为2 kV时记录在两套保护装置上手动启动录波，然后退励磁，分灭磁开关。本次试验UA=0.250×500 000/100=1.250 kV，UB=0.251×500 000/100=1.255 kV，UC=0。

5）调取保护装置的录波数据，对记录的电流相位关系极性分析，判断该变压器零序差动保护的极性是否正确。

其中试验波形如图4 所示，试验数据分析结果如表1所示。

表1 高压侧单相接地法试验数据Table 1 Measurement of zero-sequence differential protection polarity test

由以上零序电流波形及测量数据可知，在变压器高压侧区外单相接地短路故障时，高压侧自产零序电流（曲线2）与外接零序电流（曲线3）的幅值相位基本相同，差流基本为零，且保护不动作，从而验证了零序差动保护极性的正确性，也进一步验证了高压侧单相接地短路法的可行性。

3.2 励磁涌流法试验

本次试验的变压器为有载调压型三圈变，容量为80 MVA/48 MVA-48 MVA，连接组别为YNyn0-yn0+d。其配置有两套零序差动保护，分别位于启备变保护A屏、B屏，零序差动保护定义的零序电流分别为启备变高压侧中性点电流与高压侧套管自产零序电流。高压侧套管CT 以母线侧为同极性端，而中性点CT 则以主变侧为同极性端，试验示意图如图5 所示。试验过程中，可分别通过合7A3或7AB3断路器，通过500 kV一母或500 kV二母对启备变进行空充，利用保护装置的保护启动录波功能分别记录两套零差保护的电流波形和数据［27］。

图5 中启备变自产零序电流、高压侧零序电流计算所用In=1 A，高压侧套管CT 变比为300/1 A，中性点CT变比为150/1 A。

图5 励磁涌流校验零序差动保护试验示意图Fig.5 Wiring diagram of zero-sequence differential protection polarity test with magnetizing inrush current method

两套零序差动保护极性校核试验波形如图6 和图7所示，试验数据如表2和表3所示。

图6 励磁涌流法校验零差保护极性录波图（A屏）Fig.6 Waveform of magnetizing inrush current method(Panel A)

图7 励磁涌流法校验零差保护极性录波图（B屏）Fig.7 Waveform of magnetizing inrush current method(Panel B)

表2 励磁涌流法试验数据（A屏）Table 2 Test data of magnetizing inrush current method(Panel A)

表3 励磁涌流法试验数据（B屏）Table 3 Test data of magnetizing inrush current method(Panel B)

从波形图和试验数据可知两套保护采集的高压侧自产零序电流与外接零序电流幅值相位基本相同，差流基本为零，且保护不动作。从而验证了两套零序差动保护极性的正确性［28］，也进一步验证了励磁涌流法的可行性。

3.3 一次通流法试验

试验对象为上节中同一台启备变，试验原理图如图8所示［29］，具体的试验步骤如下：

1）在启备变间隔的GIS出口套管处，将ABC 相各引出一根通流用电缆，电缆截面满足通流量大于50 A；

2）准备一个交流升流器（输出电流大于50 A）及试验电源；

3）在启备变低压侧A、B分支的10 kV进线开关处各设置一个短路点；

4）在启备变间隔的GIS 出口套管处，用升流器分别对试验相的导线与地之间通入交流电流；

5）检查本次通流范围内的高压侧套管CT二次电流和高压侧中性点CT的二次电流的幅值及相位，对零序差动保护极性进行校核，检查结果如表4所示。

图8 一次通流法校验零差保护极性接线图Fig.8 Wiring diagram of zero-sequence differential protection polarity test with primary injection method

表4 一次通流法试验数据Table 4 Test data of primary injection method

从表4 的试验数据来看，两套保护采集的高压侧自产零序电流与外接零序电流相位差基本为零，两套零差保护CT的一、二次接线符合零差保护“零度接线”的逻辑［30］，从而验证了两套零序差动保护极性的正确性，也验证了一次通流法的可行性。

4 结语

本文针对零序差动保护极性校核提出了三种方法：单相接地短路法、励磁涌流法及一次通流法，并依照这三种方法对某厂的两台500 kV 变压器的零序差动保护进行了试验验证，试验结果证明这三种方法是可行的。相比较而言，三种方法各有特点，总结如下。

1）单相接地法，通过模拟实际的高压侧单相接地短路故障，该方法的最能模拟实际故障，校验结果最为直观，且在机组解列的状态下，该方案易得到调度部门的批准；但是该方法有局限性，仅适用于电源侧，且在高压侧需要设置一个接地点，有一定的安全隐患。

2）励磁涌流法，该方法无需复杂的倒闸操作及附加的仪器设备，仅需空充变压器，在三种方法中最为方便、快捷，且利用励磁涌流产生的较大零序电流分量观测幅值和相位，结果最为准确；但是首先需得到调度部门同意且认可其结果，所有的二次系统调试及变压器特殊性试验均要求完成，并将除零序差动保护外的其他保护均投入。

3）一次通流法，相比于前两种方法，一次通流法最为调度部门认可，且可进行实时测量，便于校核电流的相位关系，发现极性错误时有利于整改；但是该方法对调压器或者升流器的容量要求较高，对于大型变压器较难实现，且需在低压侧设置短路点。

通过灵活运用这三种方法，可为变压器零序差动保护正确投用提供有效保证，本文提供的试验方法及结果可为其他场合的变压器零序差动保护现场校验提供参考，从而大大提高大型变压器组的运行可靠性和安全性。