焦錦繡

（晉能清潔能源光伏發(fā)電有限責任公司，山西 太原 030009）

0 引言

在光伏電站35 kV 系統(tǒng)中，為提高供電的可靠性，采用中性點不直接接地方式[1]，接地變壓器通過接地電阻為35 kV 系統(tǒng)提供中性點[2]。在本光伏電站中，接地變壓器兼站用變壓器，且接地變壓器是本電站中故障電流唯一流向大地的路徑，因此在光伏電站中起著重要作用。

本文針對某光伏電站在啟動并網(wǎng)期間，由于系統(tǒng)對側(cè)電壓波動，導(dǎo)致光伏電站接地變壓器高壓開關(guān)柜過電流保護動作[3]及其斷路器誤跳閘這一事件，進行了深入分析[4]，提出了并網(wǎng)期間以及運行期間防止接地變壓器保護誤動作和開關(guān)誤跳閘的措施。

1 事故情況簡介

某光伏電站裝機容量為20 MW，35 kV 母線采用單母線接線，沒有主變壓器，共有出線1 回，進線4 回，進線包含集電線2 回，1 號動態(tài)無功補償裝置SVG（static var generator） 1 回，1 號接地變壓器1 回。35 kV 并網(wǎng)經(jīng)一回5.7 km 的35 kV 線路到對側(cè)35 kV II 母線路325 開關(guān)，對側(cè)35 kV I 母和II 母母線采用單母分段形式，并經(jīng)對側(cè)變電站的2號主變升壓至110 kV，本側(cè)光伏電站35 kV 系統(tǒng)中性點經(jīng)接地電阻接地，主接線方式如圖1 所示。

圖1 某光伏電站主接線圖

故障前2018 年6 月27 日啟動并網(wǎng)期間，1 號SVG 313 開關(guān)充電完成后在熱備用狀態(tài)，SVG 停運，集電I 線311 開關(guān)、集電II 線312 開關(guān)空載運行，1 號接地變壓器314 開關(guān)空載運行，4 回進線在19 時35 分啟動完成后，等待對集電線測向量。由于光伏電站在太陽落山后逆變器無法啟機，沒有負荷，預(yù)備在2018 年6 月28 日太陽升起帶負荷測向量。

系統(tǒng)在上述狀態(tài)下運行直至2018 年6 月28日06 時16 分，后臺監(jiān)控報“1 號接地變過流I 段動作”信號[5-6]，高壓側(cè)314 開關(guān)跳閘。當時天氣晴，氣溫26 ℃左右。1 號接地變壓器開關(guān)柜配置的是北京四方的CSC-241E 數(shù)字式接地變保護測控裝置，并配置速斷電流、過電流和高壓側(cè)零序電流保護。

故障后，報告調(diào)度并按照調(diào)度指令，將1 號接地變壓器314 開關(guān)轉(zhuǎn)檢修狀態(tài)。

2 保護動作原因分析

2.1 接地變壓器保護動作的原因分析

經(jīng)檢查接地變壓器314 高壓開關(guān)保護裝置，啟動時電流瞬時值為0.403 A，過電流定值0.2 A[7-8]，電流實際值大于過電流定值，保護啟動，出口跳開314 開關(guān)。

從35 kV I 母電壓波動故障錄波圖（圖略） 可以看出，首先是35 kV I 母電壓Ub電壓波動，且電壓值相對于Ua、Uc相明顯降低，并出現(xiàn)35 kV I母零序電壓3U0；零序電壓出現(xiàn)后，35 kV 接地變壓器314 保護動作，保護開關(guān)量值由0 轉(zhuǎn)為1，隨后35 kV 1 號接地變壓器314 斷路器已分閘，35 kV接地變壓器314 開關(guān)電流Ia、Ib、I電流為0，故障切除，但是從314 開關(guān)跳閘后錄波圖（圖略） 可以看出，35 kV I 母電壓Ub電壓仍然不正常，明顯偏低，且零序電壓3U0依然存在。

35 kV 1 號接地變壓器314 斷路器跳閘后，35 kV I 母電壓Ub電壓值仍然偏低，35 kV I 母零序電壓3U0仍然存在，說明314 斷路器跳閘是由35 kV I母故障引起的，初步判定35 kV I 母B 相母線發(fā)生接地故障，但經(jīng)過檢查35 kV I 母母線無任何異常。初步判斷35 kV I 母B 相電壓波動，是由系統(tǒng)電壓波動引起的，35 kV I 母零序電壓經(jīng)中性點接地電阻，使得中性點電壓發(fā)生漂移，三相電流不平衡，從錄波圖中也可看出35 kV 314 開關(guān)電流瞬時值相同，電流角度幾乎一致，不是相差120°，三相電流明顯不平衡，而且零序電流為零。又因零序電壓出現(xiàn)的瞬間[9-10]，電壓降低，電流增大，1 號接地變壓器314 開關(guān)的電流瞬時值超過過電流保護定值，過電流保護啟動，1 號接地變壓器314 開關(guān)斷路器跳閘。

2.2 接地變壓器高壓開關(guān)柜及本體試驗

為了進一步確定故障原因，對1 號接地變壓器高壓開關(guān)柜及本體進行檢查，檢查314 高壓開關(guān)柜及高壓電纜的外觀，無燒傷和表面發(fā)黑現(xiàn)象，檢查接地變壓器柜體及本體外觀也無異?，F(xiàn)象。

通過使用直阻測試儀測量變壓器高壓側(cè)、低壓側(cè)繞組的直阻電阻，并計算各相繞組直流電阻相互間的差別，通過不平衡率是否超過規(guī)程規(guī)定來判定繞組電阻試驗數(shù)據(jù)是否合格。規(guī)程規(guī)定1.6 MVA以上的變壓器，各項繞組直流電阻互相間的差別不應(yīng)大于三相平均值的2%，使用表1 測量數(shù)據(jù)計算得出高壓繞組的不平衡率是0.40%，低壓繞組的不平衡率是0.16%，均不大于2%，繞組正常，絕緣良好。

為了檢測變壓器的電壓變換是否正確和繞組的匝數(shù)是否符合設(shè)計要求，后使用變比測試儀測試變壓器變比，經(jīng)過綜合判斷發(fā)現(xiàn)本次試驗對象變壓器變壓比符合要求，即誤差小于0.5%。

隨后拆開連接中性點接地電阻裝置的導(dǎo)線，使用萬用表對中性點電阻進行測量，測量值222 Ω，與銘牌上的中性點接地電阻一致。

最后解開35 kV 314 開關(guān)高壓電纜，進行交流耐壓試驗，按照規(guī)程使用2.5~3 倍的額定電壓，即90 kV 電壓，穩(wěn)定5 min，阻值正常，電纜絕緣良好。

經(jīng)過直流電阻測試、變比測試、接地電阻測試、交流耐壓各項試驗檢測，分析試驗數(shù)據(jù)，表明接地變壓器高壓開關(guān)柜及附屬設(shè)備都正常，排除了因高壓開關(guān)柜、接地變壓器、電纜等造成本次故障跳閘的可能性。

2.3 接地變壓器高壓開關(guān)柜斷路器跳閘原因

通過以上理論分析和試驗檢測，確定是由對側(cè)變電站系統(tǒng)電壓跌落引起本側(cè)光伏電站跳閘，從系統(tǒng)穩(wěn)定的角度出發(fā)，對側(cè)系統(tǒng)電壓允許在5%的范圍內(nèi)波動，不會影響本側(cè)光伏電站的穩(wěn)定運行。光伏電站配置SVG，起到了穩(wěn)定系統(tǒng)電壓的作用。由于當時處于并網(wǎng)期間，SVG 啟動測完向量后處于停運狀態(tài)，因此對側(cè)母線電壓波動，SVG 沒有起到穩(wěn)定電壓的作用。如果在并網(wǎng)運行期間，SVG 投運，系統(tǒng)發(fā)生擾動，不會對本側(cè)設(shè)備造成干擾。另外，光伏電站逆變器都具有低電壓穿越能力，即使系統(tǒng)電壓波動，也可在一定時間范圍內(nèi)保持并網(wǎng)運行。因此，系統(tǒng)電壓引起的本次跳閘事故，是由于在并網(wǎng)期間SVG 無功補償裝置沒有投運造成的。

3 反事故措施

在本次光伏電站并網(wǎng)期間，按照啟動方案，先啟動1 號SVG 313 開關(guān)，313 開關(guān)充電完成后處于熱備用狀態(tài)，SVG 停運，1 號接地變壓器314 開關(guān)處于運行狀態(tài)，準備第二天太陽升起，設(shè)備啟動有負荷后，對集電I、II 線測向量，運行到第二天早上6 點15 分1 號接地變壓器314 開關(guān)跳閘，通過故障記錄資料分析，系統(tǒng)電壓波動是引起本側(cè)光伏電站1 號接地變壓器314 開關(guān)誤跳閘的原因。

針對此次誤跳閘事件，布置以下安全措施：第一，倒閘操作前，要先詢問對側(cè)有無倒閘操作，避免同時進行倒閘操作。第二，檢修后或進行倒閘操作，一定要先投入SVG，補償穩(wěn)定系統(tǒng)電壓，然后再投入1 號站用電高壓開關(guān)和集電I、II線開關(guān)，防止系統(tǒng)電壓波動，造成本側(cè)誤跳閘。第三，操作前要進行絕緣試驗、直阻試驗、耐壓試驗等項目，保證要操作的設(shè)備完好無損。

4 結(jié)束語

在本電站沒有主變壓器，接地變壓器兼站用變壓器的特殊系統(tǒng)中，一定要避免由于系統(tǒng)電壓波動、SVG 沒有投入，無法補償并穩(wěn)定系統(tǒng)電壓而造成的光伏電站內(nèi)保護誤啟動、開關(guān)誤跳閘現(xiàn)象。