新能源发电站集电线路零序过流保护不正确动作原因分析及治理策略研究

2022-03-26张俊翔郭向姝

新型工业化 2022年1期

张俊翔，郭向姝

（中国广核集团新能源投资公司（深圳）内蒙古分公司，内蒙古呼和浩特 010000）

0 引言

新能源场站集电线路故障多为架空线路接地或箱变绝缘问题导致的单相接地。依照保护配置原则，相应集电线路的零序保护会在第一时间跳开故障线路，将故障隔离，非故障部分继续发电上网。但由于新能源场站在新建、运维过程中，对低压侧保护的重视度不足，导致低压侧零序保护在定值配合以及相关设备性能、安装工艺等方面存在诸多隐患，造成集电线路零序保护误动、拒动、越级跳闸，甚至发电站脱网事故。

1 集电线路零序过流保护存在的隐患

研究2019-2020年零序保护不正确动作案例，分析其原因，可归纳为定值级差配合与设备制造安装两方面。

1.1 定值级差配合问题

继电保护的级差配合是指在继电保护系统配置中，通过定值和时间的阶梯性整定（即越靠近故障点其定值越大、时间越短），来满足选择性要求，如图1所示，一般情况下，低压侧零序过流保护系统定值配置：集电线路9201零序过流保护距离故障电最近，其定值最大、时间最小，至主变低后备零序过流保护Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ时限定值逐级减小，时间逐级增大。当9201集电I线发生接地故障后，应先由9201保护装置过流I段切除故障线路；当9201保护失效时，由主变低后备零序保护在Ⅰ时限跳开低压侧分段断路器912（根据912投退情况选配）；若故障未切除再由主变低后备零序保护在Ⅱ时限跳开低压侧断路器902；若故障仍为切除再由主变低后备零序保护在Ⅲ时限跳开高、低压侧断路器202，按此顺序逐级动作，以保证以最小停电范围切除故障。

1.1.1 定值计算配合性问题

主变低后备及集电线路零序保护定值和时间配合问题。主要由以下三方面因素导致：

（1）新能源场站的定值计算大多委托第三方进行，部分定值计算方对于新能源场站的电力系统不熟悉，对风、光电站的并网要求和定值整定规程不熟悉，所计算出的上下级定值间定值差距过小；另一方面，新能源场站出于成本考虑，所采购的集电线路保护装置稳定性、灵敏性较差，综合上述两方面原因，容易导致集电线路拒动之后主变低后备动作，造成越级故障[1]。

（2）在新建、改建工程后，需要重新单独整定集电线路或主变低压侧保护定值，由于新能源场站第三方的业务水平参差不齐，加之定值计算中的部分系数的经验值与原计算单位不同，导致计算后的定值失去级差配合性。

（3）变比问题。①新能源场站的低压侧设备管理不够严格和细致，导致部分场站的CT参数、线路参数以及接地电阻等数据与台账数据不符；②技改或其他新建、改建项目导致参数发生变化后，台账未及时更新。以此计算出的定值无法满足级差配合，导致保护误动或拒动；③由于运维人员技术水平限制，将主变低压侧电流互感器与零序电流互感器（线路电流互感器与线路零序电流互感器）混淆，致使变比参数上报不正确。

1.1.2 断路器动作的配合性问题

正常情况下，零序过流保护断路器应按本文1.1节所述顺序动作，以停电范围最小为原则逐级跳开断路器。在分析近期故障和排查现场隐患时发现，部分新能源场站主变低后备仅配置一段零序过流保护，当集电线路发生接地故障且线路断路器拒动时，低后备保护越级动作直接跳开主变高、低压侧，导致新能源场站脱网事故[2]。

1.2 采用零序电流互感器带来的隐患

目前保护装置对于零序电流的采集主要有“自产”和“外接”两种方式：自产零序电流是指在三相线路上各装一个电流互感器（即线路电流互感器），保护装置内部通过向量和计算零序电流（即IA+IB+IC=Io，Io为零序电流）；外接零序电流是指或让三相导线一起穿过一零序CT，或在中性线（N线）上安装一个零序电流互感器，此时零序互感器感应到的是三相电流的和电流（即Io）。

新能源场站的集电线路零序电流大都采用自产零流（保护装置将线路电流互感器采集到的负荷电流进行向量和运算得到）；部分场站采用外接零序电流，也就是通过零序电流互感器采集，这类互感器现实中应用相对较少，所以无论供货方还是施工方对于质量的把控都不够严格，因其导致集电线路零序过流保护不正确动作故障频繁发生。笔者总结历年事故原因，主要有以下两方面原因：

1.2.1 制作工艺粗糙

由于零序电流互感器在新能源场站使用较少，因此导引发的故障、隐患问题也相对不引起重视，导致许多生产厂家偷工减料、降低各项指标，主要问题体现在以下三个方面：

（1）磁路不完全闭合。制作工艺粗糙导致零序电流互感器磁路闭合不完全，使运行中的外接零序电流采样值偏小，集电线路零序过流保护拒动，最终由主变低后备零序过流保护动作跳闸断开所有集电线路，造成越级故障，导致发电量的额外损失甚至造成发电脱网事故。

（2）二次带载能力。部分零序电流互感器由于制作工艺问题，其允许的最大二次负载不能达到设计要求的裕度，仅满足投运初期零序电流互感器的二次负载。当零序电流互感器运行一段时间，由于振动、灰尘、积碳使接线位置接触电阻增大，二次负载的总电阻大于零序电流互感器的最大允许负载，致使零序电流采样偏小，导致保护拒动，发生越级故障。该类型的隐患较为隐蔽，在后续的运维中应引起重视[3]。

（3）老化严重。部分零序电流互感器由于制作工艺粗糙、选材不达标等问题导致老化速度过快，运行3-5年以后出现变比误差、励磁特性曲线不合格等问题。

（4）铭牌工艺。铭牌的设计和制作工艺粗糙，部分互感器出厂时铭牌数据与实测变比严重不符，还有部分铭牌粘贴不牢固，运行1-2年后就出现风干脱落，运维人员在上报参数时无法再次核对[4]。

1.2.2 安装工艺问题

由于现场使用较少，柜内零序电流互感器一直属于变电站交接验收死角，因此，部分施工队伍通过降低安装工艺标准减少工作量，也为后期使用遗留了不少隐患，通过汇总分析主要有以下两点：

一次电缆屏蔽层接地问题。集电线路一次电缆金属屏蔽层接地点与零序电流互感器安装位置较为接近，在现场安装中若不严格按规范要求进行接地安装，会导致屏蔽层内的电流穿过运行中的零序电流互感器，严重影响零序电流采样精度。

开口式零序电流互感器安装问题。开口式零序电流互感器在安装时，上下两部分中的接触面（硅钢片）错位或未完全接触，导致磁路未完全闭合，致使采样误差增大。

2 集电线路零序过流保护不正确动作治理策略

2.1 零序过流保护定值排查

对于零序过流保护定值的排查，着重注意以下几个方面：

2.1.1 各级零序保护配置

结合《光伏发电站继电保护技术规范（GB/T 32900-2016）》“6.2.10 中性点经低电阻接地系统，零序电流Ⅰ段对本线路末端单相接地故障有灵敏度，灵敏系数不小于2，动作时间应满足光伏发电站运行电压适应性要求”“6.2.11中性点经低电阻接地系统，零序电流Ⅱ段按可靠躲过线路电容电流整定，时间可比零序电流Ⅰ段多一个级差。”以及“6.5.10中零序I段按汇集线路末端接地故障有足够灵敏度整定，灵敏系数不小于2，动作时间应大于母线各连接元件零序电流Ⅱ段的最长动作时间。零序Ⅱ段按单相高阻接地故障有灵敏度整定，动作时间放大零序电流Ⅰ段的动作时间。”要求，排查定值级差配置。《并网风电场继电保护配置及整定技术规范（DL/T 1631-2016）》要求与其基本一致，在此不做赘述[5]。

2.1.2 时间级差

根据《光伏发电站继电保护技术规范（GB/T 32900- 2016）》6.1.9条规定：“保护配合宜采用0.3s的时间级差”和《并网风电场继电保护配置及整定技术规范（DL/T 1631-2016）》—“保护配合宜采用0.3s的级差”要求，结合继电保护定值整定经验，上下级时间级差最小不得小于0.2s，结合2.1.1要求，可以总结为：集电线路零序过流I段动作时间最短；集电线路零序过流Ⅱ段保护动作时间至少大于零序过流Ⅰ段0.2s；主变低后备零序过流I段动作时间至少要大于集电线路零序过流Ⅱ段0.2s；主变零序过流Ⅱ段保护动作时间至少大于主变零序过流Ⅰ段0.2s，如图2所示。

2.1.3 参数核对

首先要核对主变低后备和集电线路保护装置零序过流保护所选用的零序电流方式是“自产”还是“外接”；然后核对所选方式运用的电流互感器变比是否与定值单参数一致[6]。

2.2 零序电流互感器排查

2.2.1 零序电流互感器一次电缆屏蔽线安装工艺

可根据《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范(GB 50168-2018)》[7]中7.2.8规定“电力电缆金属护层接地线未随电缆芯线穿过互感器时，接地线应直接接地（如图3）；接地线随电缆芯线穿过互感器时，接地线应穿回互感器后接地（如图4）”的要求，排查现场零序电流互感器安装工艺。

2.2.2 开口式零序电流互感器安装问题

现场排查开口式零序电流互感器两部分是接触面否对正、无偏斜；检查螺丝是否紧固，接触面是否压实。

3 预防措施

3.1 定值校核

第三方完成定值整定后，现场电气专工或继保人员应参照《光伏发电站继电保护技术规范（GB/T 32900-2016）》[8]《并网风电场继电保护配置及整定技术规范（DL/T 1631-2016）》及其他定值计算相关规程，结合现场运行实际，再次核对零序过流保护电流方式与变比参数、过流保护及零序保护时间级差配合性、各级保护断路器动作配置等。