500 kV 线路互感导致系统零序电压和零序电流异常增大的分析和处理

巢 泽，余世轩，梅海华

（江苏利港电力有限公司，江苏 江阴 214444）

1 问题的提出

2023 年6 月16 日7 时15 分，利梅5221 线路对利港电厂充电，港里5222 线冷备用，利港电厂第一套南瑞继保PCS-931A 装置报电压互感器（Potential Transformer，PT）断线告警，闭锁后备距离保护，而第二套线路保护国电南自PSL-603UA 保护未报PT 断线告警。

2023 年6 月16 日18 时50 分，利梅5221、港里5222 线投运，凤里5692、凤梅5691 线冷备用。凤里5692 线同样出现第一套南瑞继保PCS-931A 装置报PT 断线，而第二套线路保护国电南自PSL-603UA 保护未报PT 断线告警。

因500 kV 利梅5221 线、港里5222 线、凤里5692 线以及凤梅5691 线部分线路为同塔4 回线架设，零序感应电压较大，导致第一套南瑞继保PCS-931A装置报PT断线告警。二次零序电压高属于非正常现象，需要分析故障原因，因此网调下令暂停启动。

2 工程概况

凤城至梅里500 kV 输变电工程是我国电力“十三五”规划重点项目。工程建设历时近3 年，线路总长178 km，总投资超15 亿元，用以连接长江两岸的清洁能源生产基地和用电负荷中心。该跨江输电通道将实现国内规模最大的超高压输变电任务[1-2]。江苏凤城—梅里双回路500 kV 线路工程长度共计170.137 km，同塔双回路85.817 km，500 kV/220 kV混压四回路2.52 km，500 kV 四回路77.745 km，长江大跨越4.055 km。本工程导线在江北段进行一次全循环换位，江南段受架设方式制约未换位[3-4]。

3 保护装置报警原因分析

3.1 PCS-931 装置PT 断线判别逻辑

当三相电压向量和大于8 V 时，保护不启动，延时1.25 s 发PT 断线异常信号。当三相电压向量和小于8 V 但正序电压小于33.3 V 时采用线路PT；当任一相有流元件动作或跳闸位置继电器不动作时，延时1.25 s 发PT 断线异常信号。现场线路不启动且零序电压（3Uo）为11 V 左右，大于8 V 的判别门槛，满足PT 断线逻辑，第一套931 保护装置报PT 断线符合逻辑。

南自PSL-603UA 保护厂家因增加了开关位置信号判别逻辑，电压取线路PT 时，如断路器处于三相跳位且无流状态时，不判PT 异常，保护无任何告警，故冷备用状态下装置不告警[5]。

根据凤城变现场运行人员提供的资料，凤里5692 线A、B、C 三相感应电压分别为36.9 kV、22.6 kV、31.3 kV，二次零序电压达到18 V。凤里5692 线三相与已投运的利梅5221 线三相的距离分布情况，如表1 所示。

表1 凤里5692 线三相与利梅5221 线空间位置关系表

由表1 可知，利梅5221 线距凤里5692 线最近的相为利梅5221 线C1相，其中凤里5692 线b1距离利梅5221 线最远。虽然凤里5692 线c1距离利梅5221线最近，但是与利梅5221 线三相距离相对均衡。根据空间位置定性判断，凤城变侧的三相感应电压的幅值大小基本与三相导线相对位置关系有关。

3.2 保护装置告警原因查找及仿真零序电压计算分析

利梅5221 线投运另3 回悬空的状态，与告警时线路运行状态基本一致，相关数据如表2 所示。

表2 线路运行状态相关数据 单位：kV

计算正常运行投4 回线的情况，零序电压计算结果如表3 所示。

表3 零序电压计算结果

正常运行状态下，由于线路连接大系统，零序电压得以钳制，其值远低于保护门槛值。根据运行经验，在线路悬空状态可以忽略线路保护此类PT 断线告警信号，投运后零序电压会显著减低，现实情况与仿真结论一致。

3.3 线路零序电流计算分析

结合运行实际和华东网调要求，国网江苏省电力有限公司电力科学研究院和中国电力科学研究院分别对其他可能的运行工况进行零序电流仿真计算，电网仿真模型如图1 所示。

图1 仿真模型主接线图

图1 中，各等值电源、等值变压器和等值互阻抗参数利用BPA 潮流计算软件得到。

3.4 各种仿真运行方式下的计算分析

基于5 种运行方式，仿真计算同塔4 回线正常运行、1 回线路悬空、2 回线路悬空下的线路及主变零序电流。5 种方式的具体情况如表4 所示。

表4 5 种运行方式的具体情况

由表4 可知，港里5222、凤梅5691 线同时运行时线路零序电流最大，在凤里5692 线冷备用，利梅5221、港里5222、凤梅5691 线运行时出现最大470 A零序电流的情况；港里5222、凤梅5691 线同时投运时次之，利梅5221、凤里5692 线冷备用，港里5222、凤梅5691 线运行时出现432 A 零序电流；同杆4回线全部投运时线路零序电流不大；江南段未充分换位的线路投运时，线路零序电流总体较大。

特殊运行工况下，潮流梅里倒送凤城的情形下，仿真计算结果零序电流均小于300 A。

3.5 仿真计算分析

第一，由于梅里-凤城2 回线和梅里-利港2回线存在较长线路段4 回同杆架设且未换位，互感影响很大，导致运行线路上存在较大的零序电流。

第二，在现有线路布置方式下，不同潮流、不同线路运行方式下，存在零序电流超过400 A 的情况。

第三，凤里变和梅里变的主变中性点零序电流均较小，利港电厂主变中性点电流在开机数量小的情况下较大。利港电厂主变中性点电流最大可达250 A。

4 应对措施

4.1 线路保护调整和线路保护装置方面

在现有线路布置方式下，系统线路保护装置需进行适应性分析和调整。

4.1.1 南瑞继保线路保护调整

一方面，冷备用情况下线路保护装置判别PT 断线后，就地判据依赖“低电流定值”，可适当抬高“低电流定值”。

另一方面，不平衡零序电流对保护影响及调整方案。调整电流互感器（Current Transformer， CT）断线门槛从标准程序的0.1In为0.1In和0.9 倍“零序启动电流定值”中的大值。

4.1.2 国电南自线路保护装置

长期有零序互感电压，对保护基本无影响。零序启动元件按一次值300 A、线路的零序电流不超过500 A 进行保护定值整定。

4.2 利港电厂方面的评估和应对

4.2.1 一次设备方面

在5691、5692 线合环前后，未发现设备异常，零序电流增加过程中未出现尖峰波形。运行5 d 后，测试主变色谱、红外、噪声以及超声局放，均未发现异常。

因主变为y/Δ-11 接线方式，主变一次侧零序电流变大，低压侧只会在三角形一侧的内部消耗，影响变压器的损耗，导致变压器温升，影响主变的带载能力。

4.2.2 二次设备方面

升压站方面。根据网调调度安排，对利梅、港里线两套线路保护进行南瑞保护装置软件升级、完善CT 断线逻辑，保护定值调整。2023 年6 月28 日上午进行梅里变向凤梅、凤里线充电，下午进行凤城变向凤梅、凤里线充电。整个充电阶段，零序电流未见增加，基本与仿真数据相符。5692 线在备用时，5691 线对5221 线的零电流影响较大。

编制利港二厂发变组保护中性点零序过流定值，与交流电网线路反时限零序电流曲线配合。2023 年6 月28 日19 时10 分42 秒，凤梅5691 线由梅里变5061 开关进行合环，过江线单线运行。查看4 台主变零序一次电流依次为47 A、48 A、50 A、47 A，合192 A。经查核数据，凤梅5692线由梅里变5051开关进行合环，过江线双线运行，未见发电机零序电压变升高。

4.2.3 利港电厂的后续工作,

第一，加强变压器的色谱、油温变化。第二，利用停机机会将主变中性点零序电流信号接入数据中心监控平台。第三，结合大小修，在各台主变中性点接地端单独引一根120 m3的接地线连接至主接地网，防主变中性线接地点接地不良导致跨步电压伤人。第四，安排人员开展主变中性点加装零序小电抗的仿真、可行性核算，核算加装小电抗后带来的影响，报请华东调度审核，并重新核算相关保护定值。第五，与主变生产商重庆ABB商量，计算不同零序电流下的损耗，将损耗情况反馈给电网。

5 结 论

同杆四回线架设换位不充分导致的互感，表现为不平衡零序源，转化为对系统零序电流在零序网络中的不均衡分布。在一次方面，它造成对变压器、刀闸等主设备的影响；在二次方面，它造成对线路保护、变压器保护的影响。特别是一次方面的影响，是长期的，也是较难评估的。实现导线在一次连接上的全循环换位，或者改变系统零序网络和零序阻抗，逐步削减零序电流的幅值，是减小不良影响的根本，但需要合适的时机和通盘的考量。