李銀業(yè)

（國網(wǎng)海西供電公司電力調(diào)控中心，青海 格爾木816000)

隨著國家對新能源發(fā)電的大力支持，海西電網(wǎng)自2011年接入大量光伏電站。由于光伏電站上網(wǎng)線路均采用地下長電纜，這就使得對地電容電流遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于網(wǎng)內(nèi)系統(tǒng)對地電容電流，為防止單相接地故障時(shí)系統(tǒng)過電壓，設(shè)計(jì)院在設(shè)計(jì)一次接地系統(tǒng)方式時(shí)，會(huì)設(shè)計(jì)為經(jīng)小電阻接地系統(tǒng)，在發(fā)生單相接地故障時(shí)，瞬時(shí)切除故障回路。針對某光伏電站出線單相接地故障造成上級主變內(nèi)部故障燒毀事故的研究分析，對本站及以后的設(shè)計(jì)提出設(shè)計(jì)建議及整定方法。

1 站內(nèi)運(yùn)行工況及保護(hù)配置

1.1 運(yùn)行工況

此光伏電站總裝機(jī)容量為20 MW，經(jīng)2 條集電線路接入35 kV母線，再由1#主變壓器升至110 kV，通過110 kV 山聚線送接到主網(wǎng)，35 kV 系統(tǒng)為經(jīng)小電阻接地系統(tǒng)。電氣主接線圖如圖1所示。

圖1 光伏電站電氣主接線圖

1.2 保護(hù)配置

110 kV 出線為光纖差動(dòng)保護(hù)；主變配置差動(dòng)及過流保護(hù)；35 kV 集電線路配置三段式過流保護(hù)；接地變配置三段式相過流及零序過流保護(hù)。

2 故障現(xiàn)象及保護(hù)動(dòng)作情況簡介

2.1 保護(hù)動(dòng)作情況

7月8日0:41:16.618，接地變高壓側(cè)Ⅱ段過流保護(hù)動(dòng)作。0:41:21.715，2 進(jìn)線瞬時(shí)電流速斷保護(hù)動(dòng)作。0:41:21.767，主變比率差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作。0:41:21.847，主變壓力釋放保護(hù)動(dòng)作。0:41:21.987，主變本體重瓦斯保護(hù)動(dòng)作。

2.2 現(xiàn)場故障現(xiàn)象

經(jīng)現(xiàn)場檢查，發(fā)現(xiàn)主變壓力釋放閥動(dòng)作噴油，低壓側(cè)套管A、B 相法蘭連接處裂開噴油，并有焦糊味；集電線路2#進(jìn)線14 號箱變A 相電纜頭爆損、B相瓷瓶電弧灼傷，現(xiàn)場故障照片如圖2所示。

圖2 現(xiàn)場故障照片

3 主變燒毀原因分析

3.1 35 kV出線保護(hù)定值及保護(hù)動(dòng)作分析

2#進(jìn)線箱變A 相電纜頭單相接地故障期間，2#進(jìn)線最大故障相電流為0.416 A，零序電流為1.73 A，保護(hù)裝置啟動(dòng)，但由于此出線保護(hù)僅配置了三段式過流保護(hù)（瞬時(shí)速斷定值為4 A；限時(shí)電流速斷2 A、0.1 s；定時(shí)限過流0.8 A、0.3 s）；故障相電流均未達(dá)到保護(hù)動(dòng)作定值。所以當(dāng)發(fā)生單相接地時(shí)故障無法切除，故障點(diǎn)繼續(xù)存在；波形如圖4所示。

圖4 單相接地時(shí)2#出線故障錄波圖

3.2 接地變保護(hù)定值及保護(hù)動(dòng)作分析

單相接地故障期間，流經(jīng)接地變?nèi)嗟南嚯娏鳛?.14 A，零序電流為0.861 A，分別達(dá)到接地變過流Ⅱ段（0.1 A）和零序保護(hù)（0.01 A）動(dòng)作值，由于Ⅱ段過電流保護(hù)時(shí)間0.3 s，零序保護(hù)時(shí)間2 s，因此在故障發(fā)生332 ms 時(shí)接地變過電流Ⅱ段保護(hù)動(dòng)作，僅切除接地變，未跳主變低壓側(cè)開關(guān)；接地變動(dòng)作波形如圖5所示。

圖5 接地變故障錄波圖

3.3 主變燒毀原因分析

經(jīng)以上分析，得出造成主變故障的原因如下：

經(jīng)小電阻接地的35 kV 系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障后，系統(tǒng)出現(xiàn)了很大的零序電流，但因設(shè)計(jì)錯(cuò)誤，出線未配置零序過流保護(hù)，所以故障無法切除。

外部接地故障時(shí)接地變感應(yīng)故障電流僅跳接地變開關(guān)，未設(shè)計(jì)斷開匯集母線所有斷路器的回路（未執(zhí)行《光伏發(fā)電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范》中低電阻接地系統(tǒng)每段匯集母線必須且只能有一個(gè)中性點(diǎn)接地運(yùn)行,當(dāng)接地點(diǎn)失去時(shí),應(yīng)斷開匯集母線所有斷路器的規(guī)定）。當(dāng)接地變跳閘后，35 kV系統(tǒng)變?yōu)椴唤拥叵到y(tǒng)，引起系統(tǒng)過電壓（系統(tǒng)A 相電壓降低至9 kV，B、C 相電壓升高至線電壓33 kV，并出現(xiàn)高次諧波，零序電壓升高至32 kV），在此高次諧波過電壓下，使得主變內(nèi)部線圈絕緣受損，接地變跳閘后系統(tǒng)電壓波形圖如圖6所示。

圖6 接地變跳閘后系統(tǒng)電壓波形圖

單相接地故障持續(xù)5.107 s 后，形成三相接地短路故障（ABC 三相電流一次值分別達(dá)3220、5880、3006 A），在此大電流短路沖擊下，造成變壓器內(nèi)部故障（同時(shí)油色譜分析結(jié)論：故障損害到固體絕緣，變壓器不合格，不可以投運(yùn)，須返廠大修）。

4 解決措施

技改站內(nèi)35 kV 所有設(shè)備的保護(hù)裝置，加裝具有零序過流保護(hù)功能的保護(hù)裝置。

加裝零序電流互感器并進(jìn)行二次回路技改，且實(shí)現(xiàn)接地變保護(hù)動(dòng)作后跳匯集母線所有斷路器的回路要求。

重新修改站內(nèi)保護(hù)定值，實(shí)現(xiàn)出線接地故障時(shí)瞬時(shí)跳開故障出線，接地變零序保護(hù)作為本支路接地故障的主保護(hù)及各出線接地故障的遠(yuǎn)后備保護(hù)，接地變及各支路之間零序保護(hù)定值進(jìn)行配合，接地零序保護(hù)動(dòng)作時(shí)間與主變低后時(shí)間一致。

建議設(shè)計(jì)院在設(shè)計(jì)光伏電站時(shí)，如為小電阻接地系統(tǒng)，必須設(shè)計(jì)零序保護(hù)，且接地變跳閘出口必須聯(lián)跳同母線所有斷路器。

5 結(jié)束語

通過對光伏電站低壓側(cè)出線接地故障造成上級變壓器內(nèi)部故障的研究分析，總結(jié)出小電阻接地系統(tǒng)的光伏電站保護(hù)應(yīng)如何配置及接地變跳閘回路要求，并針對此站提出解決措施。