一起35 kV变电站10 kV站变跳闸分析

祁彦威

（广东电网有限责任公司韶关供电局，广东 韶关512000）

变电站交流系统担负着直流充电机、主变冷却器、刀闸控制回路、断路器储能回路等重要回路的供电任务，站用电系统故障将直接危及电力一二次设备的安全运行，站用变是变电站站用交流系统的电源，站变跳闸将会导致交流系统失电。广东某35 kV变电站380 V站用电系统为单母线接线方式，2021年6月，该站站变低压零流保护动作跳闸同时闭锁ATS，导致该站全站站用电系统失压，事件暴露出了站变低压零序TA安装位置不合理，外部电网电源波动，导致站变低压零序保护动作跳开站变两侧开关，通过更改低压零序TA位置，消除了这一隐患。

1 事件过程

1.1 故障前运行方式及站用变系统

35 kVA站在系统中的接线方式为，正常运行方式由35 kV L1线单线供电，如图1所示，35 kVA站经35 kV B站串供于电源110 kV D站，35 kV BC线作为35 kV C站的备用电源，35 kV C站经35 kV E站串供于电源110 kV F站上。35 kV B站、C站、E站之间投入远方备自投。35 kVA站35 kV单电源单母线接线，两台主变10 kV侧分列运行，10 kV分段500开关热备用状态。10 kV#1站变和10 kV#2站变均在运行状态。两台站变容量均为100 kVA，型号厂家相同，接线组别为Dyn11，高压侧额定电流为5.7 A，低压侧额定电流为144.3 A。站用电为双电源进线，380 V母线单母线接线，接于经ATS电源切换后的进线上，站用电各馈线分支布置在交流馈电屏上经各分支空开向各交流负荷供电。站用电系统运行在自动切换模式1，即#1站变主供，#2站变备用，#1交流进线失电后自动切换至#2站变供电，当#1交流进线恢复时自动切回#1站变供电。

图1 35 kV A站在系统中的接线方式

1.2 故障后运行方式

35 kV BC线跳闸、A站10 kV#1站变两侧开关跳闸，A站全站站用电失压，直流系统由直流充电机供电转为由蓄电池组供电。图2为故障后的运行状态。

图2 35 kV BC线故障后系统方式

1.3 保护动作过程

保护装置对时正常，保护动作过程详细时序如表1所示。

表1 保护动作时序表

2 事件分析

2.1 35 kV A站#1站变保护动作情况分析

2021年06月17日17:03:00.572，35 kVA站10 kV#1站变571开关低压零序过流1时限动作。低压侧开关1QF空气开关跳闸，站用交流ATS闭锁。此次故障，零序电流I01=0.7 A＞0.47 A（低压零序定值），#1站变定值如表2所示，保护正确动作。由于ATS闭锁，站用交流ATS未进行切换，站用交流系统失压。

表2 35 kVA站#1站变571开关相关定值表

2.2 35 kV A站交流系统运行情况分析

经查验，故障电流小于接地短路电流，同时没有其他空开跳闸，故可排除为站用电系统发生接地导致的保护动作。同时#1站变送电后三相电压很平衡，进一步验证了站用交流系统没有接地故障。

2.3 35 kV B站35 kV BC线313开关保护动作情况分析

2021年06月17日17:3:01.188，35 kV B站35 kV BC线线路故障，过流I段保护动作，313开关跳闸，重合闸成功；故障相别为AC，故障电流1365 A，A相二次值为2.275 A，C相二次值为2.278 A，大于过流I段定值1.67 A，保护正确动作。

2.4 级差配合检查

A站站用交流系统低压侧进线1QF空气开关额定电流为400 A，交流分开关额定电流值为100 A。符合规程要求的级差2～4倍的要求。

2.5 定值检查

A站站变低压侧额定电流为144.3 A，交流系统定值如表3所示。交流监控装置零序电流为自产，一次电流值换算后为：0.11×400=44 A＜站变低压侧0.47×100=47 A，定值符合要求。

表3 站用交流系统进线空开定值

根据《南方电网10～110 kV系统继电保护整定计算规程》，站变380 V侧零序电流保护整定原则：380 V侧零序电流定值可按躲站用变正常运行时的不平衡电流整定。

式中：I e为站用变380 V额定电流；K k为可靠系数，取1.3；K bp为不平衡系数，取0.25。

380 V侧零序电流保护动作时间定值可参考取2 s，切站用变各侧开关[4]。故I0=1.3×0.25×144.3=47 A，定值整定正确。

2.6 负荷分配检查

#1站变送电后，现场采用钳表测得交流系统负荷分配情况如图3所示，黄底部分为所接负荷相别和负荷值。

图3 交流负荷测试表

将站用电各相负荷统计计算，如表4所示，A相负荷电流为30.95 A，B相负荷电流为38.9 A，C相负荷电流为31.6 A，A相和C相大小基本相等，B相负荷电流偏大，不平衡电流3I0≈7.9A，与交流监控装置显示的母线零序一次7.6 A吻合。

表4 站用交流系统各相负荷统计

2.7 A站#1站变跳闸和35 kV系统故障间的关系

根据表1保护动作过程可知，A站#1站变跳闸前35 kV母线发生了单相接地故障，因35 kV系统为不接地系统，系统线电压保持不变，故10 kV线电压保持不变，站变接线为Dy11接线，故经#1站变变换后的380 V电压保持不变。但当35 kV系统故障逐渐发展成AC相短路故障时，35 kV电压UA、UC电压相等，大小降低至UB电压的一半，因主变接线为Yd11，10 kV侧UAC降为接近于0 V，从而导致380 V电压严重不对称，站用电系统B相电流将远大于其他相，最大可达到38 A。同时该站安装的空调为三相空调，额定功率为3780 W，最大输入功率为5700 W，共4台。根据

可以算出单台空调的额定电流为5.7 A。

空调电动机缺相时将产生负序旋转磁场，使转子严重发热，电流将激增至4～7倍额定电流，考虑两个最大电流可能不同时达到最大，按5倍额定电流计算，5×5.7×4=114 A。该电流为不平衡电流。总的不平电流最大可达到38+114=152 A。考虑该故障是由35 kV BC线接地故障发展为BC线相间短路的，故障存在时间较长，由时序表可知故障持续发展时间大于站用电跳闸时间（2 s），同时考虑线路阻抗，短路过渡电阻，空调自身的保护功能等因数影响，最终导致A站站用电系统的不平衡电流达到了70 A，导致#1站变低压零序保护动作跳闸。

3 改进措施

A站#1站变跳闸的主要原因是35 kV系统故障时导致了站用电系统低压零序保护动作造成了站变跳闸。该站变保护的低压零序电流采用外接零序TA引入，如图4所示，该零序TA安装在零线与站变低压中性点之间，该接线方式将低压不平衡电流全部采集进了站变保护装置，从而导致了电流不平衡时的保护误动。

图4 零序TA原接线安装位置

改进措施，如图5所示，将零序TA位置改至零线与接地点之间。改零序TA安装位置后，零线上的不平衡电流将不流过零序TA，从而避免不平衡电流对站变保护低压零序采样的影响，避免保护的误动。

图5 零序TA改接线后的安装位置

零序TA安装位置改前改后优缺点分析。改前：优点是各相对中性线（N线）的短路可以通过低压零序TA检测出来，该类故障可通过站变低压零序保护进行保护；缺点是不平衡电流将会进入零序TA而导致保护误动。改后：优点是不平衡电流不经过零序TA，各相电流不平衡不会导致保护误动；缺点各相对中性线（N线）的短路无法通过站变低压零序保护检测出来。零序TA改位置后，各相对中性线（N线）的短路可以通过低压空气开关（断路器）本身的保护进行保护，且相与N间短路的几率很小。改变零序TA安装位置后，通过实际模拟不平衡电流，证实了不平衡电流不会流入零序TA，35 kV系统线路故障再未发生站变低压零序保护动作跳开站变两侧开关同时闭锁ATS导致站用电全失的事件发生。

4 结束语

通过将站变低压侧零序TA安装位置改装至中性线（N线）与地之间，避免不平衡电流对站变低压零序保护的影响，防止保护误动。后期增加其他设备时，从A、C相取交流电源，减小B相的不平衡电流。

35 kVA站是单电源线路供电，抗扰动能力差。35 kV B站BC线一遇暴雨打雷天就会跳闸，这将会影响到A站的供电稳定性和电能质量。35 kVA站站内有35 kV备自投装置，但是站内只有一条35 kV L1线供电，从长远来看，建议加快增加一条35 kV进线，合理利用35 kV备自投装置，提高供电稳定性。

在调试验收时注意关注站变负荷不平衡问题，关注低压零序TA安装位置，避免因零序TA位置安装不当造成保护误动。