適用于多T 接新能源場站的零序過壓解列保護

袁中琛，幺 軍，王 洋，楊 暢，黃瀟瀟，趙玉新

（1.天津市電力物聯(lián)網(wǎng)企業(yè)重點實驗室，天津 300384；2.國網(wǎng)天津市電力公司，天津 300010）

為實現(xiàn)碳中和與碳達(dá)峰的宏偉目標(biāo)，全國大力推進新能源發(fā)電，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)[1-2]。由于具有線路利用率高、節(jié)省投資、節(jié)約用地等優(yōu)點，新能源T接線路在國內(nèi)很多地區(qū)得到廣泛使用。但當(dāng)T接線路發(fā)生故障時，將對線路繼電保護配置、整定及后期的運行帶來一些問題[3]。

繼電保護作為電力系統(tǒng)中判別故障和發(fā)出切除故障元件指令的重要設(shè)備，是電力系統(tǒng)中十分重要的一環(huán)[4]。為了保障變壓器絕緣安全，通常會配置零序過電壓保護，在電網(wǎng)發(fā)生單相接地故障時保護變壓器的絕緣不被擊穿[5]。零序電壓保護是針對所連接系統(tǒng)單相接地故障同時又沒有中性點接地點或失去中性點接地點的情況設(shè)置，防止故障產(chǎn)生的零序過電壓對系統(tǒng)電氣設(shè)備絕緣構(gòu)成威脅，是放電間隙的補充或近后備[6]。

由于110 kV 電網(wǎng)系統(tǒng)側(cè)變壓器采用中性點直接接地方式，負(fù)荷側(cè)變壓器和新能源電站升壓變壓器采用中性點不接地方式[7]，T接線系統(tǒng)側(cè)配置了快速保護，可以在故障后快速跳閘。然而，大部分新能源站目前僅配置低頻低壓解列保護，延時較長[8]。在這種情況下，當(dāng)線路發(fā)生單相接地時，系統(tǒng)側(cè)變電站線路保護動作，跳開系統(tǒng)側(cè)開關(guān)后新能源發(fā)電站將和負(fù)荷側(cè)變電站形成短時孤網(wǎng)運行。由于系統(tǒng)為不接地系統(tǒng)，同時新能源發(fā)電站會持續(xù)供給故障電流，此時變壓器中性點間隙極易發(fā)生過電壓擊穿，給人身或設(shè)備造成傷害[9]。

針對以上問題，文獻[10]指出，新能源饋出的短路電流因受到電力電子器件的約束，遠(yuǎn)低于傳統(tǒng)同步機的電流，造成差流降低，從而影響保護靈敏度；文獻[11]基于PSCAD/EMTDC 軟件，針對雙饋風(fēng)機風(fēng)電場搭建了仿真模型，研究了多種情況下線路故障時送端系統(tǒng)對直流系統(tǒng)的影響；文獻[12]指出，由于集電線路長度較短，不同位置發(fā)生短路故障時測量到的短路電流變化不明顯，過流Ⅰ段保護難以整定的同時過流Ⅱ段作為遠(yuǎn)后備也存在靈敏性不足的情況；文獻[13]結(jié)合風(fēng)電故障特征，給出了風(fēng)電場提供故障電流最大值的簡化計算公式，提出了兼顧風(fēng)機安全與系統(tǒng)可靠性的風(fēng)場及送出線保護配置與整定原則；文獻[14]分析了發(fā)生故障后網(wǎng)絡(luò)的故障特性、線路保護的動作情況以及中性點電壓偏移問題，并提出中性點保護配置建議。

綜上所述，現(xiàn)有的變壓器零序過電壓保護均采用幅值比較方式[15-16]，主要存在兩個問題：一是由于間隙擊穿電壓會受到環(huán)境和設(shè)備影響，擊穿定值不穩(wěn)定，難以與微機保護配合[9]；二是變壓器間隙可能在系統(tǒng)側(cè)開關(guān)跳開后的很短時間內(nèi)就會發(fā)生擊穿，過電壓升高現(xiàn)象持續(xù)不到一個周波，通過全周期積分的算法難以反映電壓變化情況。由于系統(tǒng)側(cè)開關(guān)動作時間較短，變壓器中性點間隙擊穿電壓受環(huán)境影響較大，現(xiàn)有的零序過電壓保護難以與間隙保護配合[17]。

針對新能源送出線路，傳統(tǒng)的過流保護已不再適用，而現(xiàn)有研究往往針對新能源專線送出場景提出一些新型保護原理[18]，但尚未實用化。針對新能源T 接場景，目前有線路配置了多端差動保護，但存在成本高、需電網(wǎng)與新能源場站用戶協(xié)調(diào)等問題，實施復(fù)雜，亟需提出新型保護新原理。為此，本文以某地110 kV 變電站故障作為具體案例，對故障錄波進行分析，探索適用于T接新能源場站保護新方法。

1 事故分析

1.1 事故過程描述

110 kV 豐臺風(fēng)電場T 接接入220 kV 韓莊變電站至110 kV 北板橋變電站線路123，其一次接線如圖1所示。

圖1 韓板線一次接線Fig.1 Primary wiring to Hanban line

2022 年06 月14 日19 時42 分59 秒，韓板線路發(fā)生C 相接地故障，位于韓莊變電站的線路保護（123）動作，跳開123 開關(guān)，而后線路保護重合閘啟動，但由于同期電壓不滿足重合閘檢無壓條件，重合閘并未動作，進而導(dǎo)致110 kV北板橋變電站間隙擊穿，變壓器間隙保護動作同時跳開311 開關(guān)（地區(qū)小電源并網(wǎng)線），此時豐臺風(fēng)電場保護未動作。

對于韓莊站123 線路而言，其線路保護定值和時間如表1所示。

表1 韓莊站123 線路保護定值Tab.1 Protection setting for Hanzhuang Station Line 123

北板橋主變間隙保護定值為間隙過流0.3 kA，0.2 s 跳311 開關(guān)；地區(qū)小電源低壓解列定值為77 kV（線電壓），0.2 s 跳小電源側(cè)開關(guān)，0.5 s 跳201 開關(guān)。豐臺風(fēng)電場低壓解列定值為77 kV（線電壓），0.2 s跳311/312開關(guān)，0.5 s跳301開關(guān)；主變保護零序過壓為187 kV，0.5 s跳各側(cè)，間隙過流為1 kA，2.0 s跳各側(cè)。

1.2 故障階段分解

在故障發(fā)生后，韓莊站零序保護與接地距離保護比豐臺風(fēng)電場側(cè)低壓解列保護先動作，韓板線123 開關(guān)跳開后，此時故障點尚未消失。由于豐臺風(fēng)電場與北板橋110 kV側(cè)均為間隙接地（非直接接地），此時豐臺風(fēng)電場-線路-北板橋站組成中性點不接地小系統(tǒng)孤島運行，故障發(fā)展為不接地系統(tǒng)單相接地故障。

故障發(fā)展過程總體可以劃分為6個階段，其中：第1 階段為T0階段，為故障發(fā)生前正常運行階段；第2階段為T1階段（0～200 ms）；第3階段為T2階段（200～288 ms）；第4 階段為T3階段（288～678 ms）；第5 階段為T4階段（678～6 771 ms）；第6 個階段為T5階段，為故障清除后恢復(fù)正常階段。

故障發(fā)生后的第1 階段，由于韓板線中C 相發(fā)生單相接地故障，因此韓莊側(cè)C相電壓迅速發(fā)生下降，北板橋側(cè)35 kV 線路中C 相電壓同時也發(fā)生降低。此時韓莊側(cè)韓板線123 線路保護零序過流Ⅰ段與接地距離Ⅰ段保護發(fā)生動作，在故障后200 ms左右，韓板線123開關(guān)跳開。

在故障發(fā)生后的第2 階段，即T2階段內(nèi)，當(dāng)200 ms 韓莊側(cè)韓板線123 開關(guān)跳開后，失去系統(tǒng)側(cè)接地點，此時豐臺風(fēng)電場-線路-北板橋站構(gòu)成中性點不接地小系統(tǒng)孤島運行，此時豐臺風(fēng)電場110 kV側(cè)零序電壓抬升為122 kV。

在故障發(fā)生后的第3 階段，即故障發(fā)生288 ms后，北板橋站110 kV側(cè)間隙擊穿，豐臺風(fēng)電場110 kV側(cè)零序電壓開始下降，此時北板橋110 kV側(cè)出現(xiàn)間隙電流。在故障后516 ms，間隙過流保護動作，跳開311開關(guān)，在故障后639 ms間隙電流降為0。

在最后一個階段，由于線路兩端的開關(guān)都斷開，從678 ms 開始豐臺風(fēng)電場側(cè)電壓、頻率逐漸失穩(wěn)，到6 771 ms時韓板線110 kV線路電壓衰減至重合閘檢無壓定值以下，此時韓莊站韓板線123 重合閘動作，系統(tǒng)電壓恢復(fù)。

2 事故理論分析及改進判據(jù)

2.1 中性點不接地系統(tǒng)單相故障

當(dāng)韓莊站123 開關(guān)跳開后，豐臺風(fēng)電場與北板橋變電站形成了中性點不接地系統(tǒng)，此時C相故障點仍然存在。在正常運行時，三相相電壓大小相等，相位依次相差120°，矢量和為0，且三相對地有相同的電容均為C0，三相電流之和等于0，即沒有零序電流。當(dāng)其中的C 相發(fā)生單相接地后，C 相對地電壓下降為0，對地電容被短接而放電，對地電容電流也為0，而其他兩相的對地電壓升高倍，對地電容充電電流也相應(yīng)地增大倍，其矢量關(guān)系如圖2 所示。其中EA、EB、EC為A、B、C 三相電壓，UAD、UBD為A、B 兩相對地電壓，U0k為線路的零序電壓，IA、IB為A、B 兩相流向故障點的電流，ID為線路的零序電流。

圖2 C 相接地時的矢量Fig.2 Vector when phase C is grounded

通過理論分析可知[19]，單相接地故障發(fā)生后，中性點不接地系統(tǒng)內(nèi)部電壓電流出現(xiàn)如下變化：

（2）中性點出現(xiàn)偏移，三相相電壓平衡被打破，從而使對地電容電流平衡矢量和不為0，開始產(chǎn)生零序電流；

（3）接地點處對地電容電流包含了所有非故障相電流，由接地位置分別流向所在線路與其他正常線路。

2.2 錄波分析

2.2.1 韓莊站錄波分析

對于韓莊變電站而言，其故障時的錄波如圖3所示。其中，Ima、Imb、Imc與Im0分別為110 kV線路A、B、C三相線電流與零序電流，Uma、Umb、Umc與Um0分別為110 kV線路A、B、C三相線電壓與零序電壓。

圖3 韓莊站故障錄波Fig.3 Recorded waveform data at Hanzhuang Station under fault

由故障錄波可知，123 線路發(fā)生C 相接地故障以后，故障電流的有效值為2.33 kA，持續(xù)時間為200 ms；當(dāng)故障延續(xù)至200 ms時，123線路故障電流消失，110 kV 母線電壓恢復(fù)。這是由于韓板站123線路零序過流Ⅰ段保護與接地距離Ⅰ段保護動作，在200 ms時刻跳開了斷路器123。

對于一般線路而言，其零序過流Ⅰ段保護與接地距離Ⅰ段保護為零延時動作，保護范圍不超過線路全長。但由于韓板線123 線路中間T 接風(fēng)電場，若按零延時原則進行整定，此時風(fēng)電場內(nèi)部發(fā)生故障會引起保護誤動。因此，為躲過風(fēng)電場故障，韓板線123的Ⅰ段保護應(yīng)與T接線末端變壓器的差動保護（零延時動作）進行配合，其零序過流Ⅰ段保護和接地距離Ⅰ段應(yīng)比差動保護高一個動作時限，即0.15 s（一般取0.10～0.15 s）。在考慮到保護算法時間及斷路器動作時間后，因此故障切除總時間為200 ms。

在230 ms 時，韓板123 線路保護重合閘啟動，但是同期電壓（斷路器線路側(cè)電壓）不滿足重合閘檢無壓條件（電壓為16.5 kV），此時重合閘未出口。

2.2.2 北板橋站錄波分析

如圖4 所示為北板橋站故障錄波。由圖4 可知，在T1階段內(nèi)（0～200 ms），北板110 kV 側(cè)線電壓下降至63 kV，低于低壓解列定值77 kV，滿足判據(jù)要求，但未到延時出口時間。至200 ms 時，由于系統(tǒng)側(cè)斷路器跳開，北板橋站與豐臺站構(gòu)成中性點不接地系統(tǒng)，110 kV 側(cè)線電壓抬升至152 kV，此時低壓解列判據(jù)未到延時出口時間，因此返回而無法可靠出口。同時，零序電壓逐漸升高。至288 ms 時刻，北板橋110 kV 側(cè)中性點發(fā)生間隙擊穿，主變高壓側(cè)出現(xiàn)間隙零序電流，間隙電流持續(xù)大于0.3 kA（有效值）。在525 ms時，主變高間隙定時限保護動作，此時低壓側(cè)三相電壓開始下降，到639 ms時，間隙電流消失，此時故障點消失。

圖4 北板橋站故障錄波Fig.4 Recorded waveform data at Beibanqiao Station under fault

2.2.3 豐臺風(fēng)電場側(cè)錄波分析

圖5所示為豐臺風(fēng)電場側(cè)故障錄波。由圖5可知，在T1階段內(nèi)（0～200 ms），110 kV 側(cè)C 相電流由故障前的0.068 kA 上升至0.23 kA，沒有零序電流，110 kV 母線零序電壓在108 kV 左右。在T2階段，雖然故障點仍然存在，但高壓側(cè)三相電流下降至故障前電流水平，母線零序電壓升至176 kV 左右，這是由于系統(tǒng)側(cè)保護跳開斷路器導(dǎo)致剩余網(wǎng)絡(luò)構(gòu)成中性點不接地系統(tǒng)。由于豐臺風(fēng)電場主變外接零序過壓大于過壓定值的持續(xù)時間小于0.5 s，因此主變高零序過壓未動作。而在T3階段，高壓側(cè)C相電流再次升至0.15 kA 左右，110 kV 母線零序電壓降至19 kV 以下。這是由于北板橋站主變110 kV 間隙擊穿，系統(tǒng)重新出現(xiàn)接地點導(dǎo)致的。在T4階段，此時電壓下降至韓莊站檢無壓定值以下，北板橋故障點消失，重合閘動作，6 771 ms后系統(tǒng)恢復(fù)。

圖5 豐臺風(fēng)電場110 kV 側(cè)線路波形Fig.5 Waveforms of 110 kV side line of Fengtai wind farm

2.3 解列裝置動作分析

由于韓莊站123 線路零序過流保護Ⅰ段與接地距離保護Ⅰ段動作時間為0.15 s，豐臺風(fēng)電場低壓解列動作時間為0.20 s，因此在本次故障過程中，韓莊站123 線路的零序保護與接地距離保護先于豐臺風(fēng)電場側(cè)低壓解列保護動作。

韓莊站韓板線123 開關(guān)跳開后，由于豐臺風(fēng)電場與北板橋110 kV側(cè)均為間隙接地，此時由豐臺風(fēng)電場-線路-北板橋站構(gòu)成中性點不接地小系統(tǒng)孤島運行，故障發(fā)展為不接地系統(tǒng)單相接地故障。由200～288 ms 時間內(nèi)豐臺風(fēng)電場側(cè)主變外接零序電壓的錄波數(shù)據(jù)分析可知，此階段符合中性點不接地系統(tǒng)單相接地故障特征。此時，豐臺風(fēng)電場110 kV側(cè)3個線電壓升到低壓解列判據(jù)低電壓定值以上，導(dǎo)致低壓解列無法出口動作。這是后續(xù)韓莊變電站側(cè)保護重合檢無壓失敗、北板橋站主變零序過壓間隙擊穿的主要原因。此外，韓莊站跳閘、剩余網(wǎng)絡(luò)構(gòu)成中性點不接地系統(tǒng)以后，北板橋站、豐臺站均出現(xiàn)零序過壓，由于零序過壓判據(jù)門檻值、動作時限無法滿足動作要求，導(dǎo)致北板橋站主變間隙擊穿，使得事故危害進一步擴大。

3 零序過壓保護方法新原理

針對上述問題，可在風(fēng)電場側(cè)解列裝置中投入零序過壓解列保護，與低電壓解列保護互相配合，共同實現(xiàn)線路單相接地故障保護。本文設(shè)置高、低兩個定值零序過壓保護判據(jù)。

對于低定值零序過壓保護，其定值Uset1應(yīng)小于系統(tǒng)接地情況下本線路發(fā)生單相接地時的最高零序電壓。同時，為了避免相鄰線路故障時零序過壓解列誤動作，需使Uset1判據(jù)的動作延時大于相鄰線路保護的動作延時，一般可設(shè)為0.15～0.30 s。

對于高定值零序過壓保護，其定值Uset2應(yīng)小于系統(tǒng)不接地情況下本線路單相接地故障時的零序電壓。這是為了防止在線路單相接地故障發(fā)生后，系統(tǒng)側(cè)開關(guān)跳開、剩余網(wǎng)絡(luò)失去接地點，形成長期的過壓孤島運行。該定值能夠保證本線路在失去系統(tǒng)接地點后，零序過壓解列可靠動作。本判據(jù)的動作時間采用短延時（建議設(shè)為0.05～0.15 s），保證盡快解列，避免系統(tǒng)孤島運行。

此外，風(fēng)電場側(cè)低壓解列保護定值還應(yīng)與線路過流、距離保護相配合，當(dāng)風(fēng)電場側(cè)低壓解列判據(jù)動作邏輯為當(dāng)無其他閉鎖條件時，任一線電壓滿足低壓定值，達(dá)到動作延時即動作。當(dāng)對側(cè)相鄰線路發(fā)生嚴(yán)重故障時，低壓解列也可能動作，因此低壓解列保護定值也應(yīng)考慮與線路Ⅰ段保護相配合。為躲過對側(cè)相鄰線路近端嚴(yán)重故障，同時在本線路的嚴(yán)重故障下能正確動作，風(fēng)電場側(cè)低壓解列判據(jù)動作延時可在線路對側(cè)保護動作延時的基礎(chǔ)上加一個短延時，如0.1～0.2 s。

因此在上述分析基礎(chǔ)上，本文從新能源T接線路單相接地后變壓器零序電壓變化特征出發(fā)，提出了一種多段定值配合的零序過電壓保護，可以準(zhǔn)確判斷系統(tǒng)接地狀態(tài)，在孤網(wǎng)運行狀態(tài)之初迅速解列新能源發(fā)電站，避免變壓器間隙擊穿。其保護方法流程如圖6所示。具體的實施步驟如下。

圖6 零序過壓保護方法流程Fig.6 Flow chart of zero-sequence overvoltage protection method

步驟1計算變壓器自產(chǎn)零序電壓3u0=ua+ub+uc，計算3u0的有效值3U0。

步驟23U0與定值Uset1比較大小，其中Uset1可以依據(jù)經(jīng)驗或者按系統(tǒng)運行實際情況整定。若3U0＞Uset1，保護裝置發(fā)出指令，跳開斷路器。

步驟33U0與定值Uset2比較大小，其中Uset2可以依據(jù)經(jīng)驗或者按系統(tǒng)運行實際情況整定。若3U0＞Uset2，保護立即發(fā)出指令，跳開斷路器。

單相接地故障下電壓向量如圖7 所示。對于低定值零序過壓保護，其定值Uset1應(yīng)小于系統(tǒng)接地情況下本線路發(fā)生單相接地時的最高零序電壓，如圖7（a）所示，即，其中Krel1為可靠系數(shù)，根據(jù)經(jīng)驗設(shè)置為0.7～0.9，因此文中零序過壓解列保護的低定值設(shè)定為44～57 kV。對于高定值零序過壓保護，其定值Uset2應(yīng)小于系統(tǒng)不接地情況下本線路發(fā)生單相接地時的最高零序電壓，如圖7（b）所示，即Krel2·110，其中Krel2為可靠系數(shù)，根據(jù)經(jīng)驗設(shè)置為0.8～0.9，因此文中零序過壓解列保護的低定值設(shè)定為152～171 kV。

4 仿真驗證

為了更加全面地反映故障場景，更加廣泛地對解列保護判據(jù)進行驗證，考察其對不同故障位置的適應(yīng)性，本文參考實際工程，在PSCAD/EMTDC仿真平臺上搭建了仿真模型，如圖8所示。圖中，f1、f2、f3為設(shè)置的3 個故障點，分別為故障點在220 kV/110 kV/10 kV主變的110 kV側(cè)、故障點在110 kV側(cè)的相鄰線路上以及在10 kV低壓側(cè)。具體動作情況如表2～表4 所示，表中：低壓解列保護簡稱為原有保護，所提零序過壓+低壓判據(jù)配合的改進方法稱為改進保護。

圖8 輸電線路仿真模型Fig.8 Simulation model of transmission line

針對該110 kV電壓等級系統(tǒng)，零序過電壓保護低定值設(shè)為44 kV，動作時間為0.15 s；零序過電壓保護高定值設(shè)為152 kV，動作時間為0.05 s。

4.1 故障點在110 kV 側(cè)

當(dāng)故障點設(shè)置在主變的110 kV線路側(cè)，其故障點設(shè)置如圖8的f1處所示，而110 kV側(cè)保護動作時間為0.15 s，故障時間為0.50 s，在故障切除后保護動作情況如表2所示。

故障發(fā)生在110 kV線路側(cè)時，在線路保護動作切除故障后的初期階段（0～0.15 s），不論發(fā)生單相接地還是相間接地故障，解列保護均無法動作；若在0.15～0.30 s階段內(nèi)發(fā)生電壓失穩(wěn)時，此時當(dāng)發(fā)生單相接地后，如果僅安裝原有保護，它會在電壓、頻率失去穩(wěn)定后動作；而如果配備了改進保護，則會直接發(fā)生動作；而當(dāng)電壓、頻率失穩(wěn)的時刻在0.30 s以后，在原有保護配置下，發(fā)生單相接地故障時，保護無法動作；但在配置改進保護后，零序過壓保護可靠動作，實現(xiàn)風(fēng)電場快速解列。

因此，通過表2可以發(fā)現(xiàn)，所提判據(jù)能夠準(zhǔn)確識別區(qū)內(nèi)故障，在區(qū)內(nèi)故障時靈敏動作，使風(fēng)電場可靠解列。在系統(tǒng)側(cè)保護跳開斷路器，剩余網(wǎng)絡(luò)形成不接地孤島系統(tǒng)后，有效避免了變壓器間隙擊穿。

4.2 故障點在110 kV 相鄰線路上

當(dāng)故障點設(shè)置在主變110 kV 側(cè)的相鄰線路上時，其故障點設(shè)置如圖8 的f3處所示，具體數(shù)據(jù)如表3所示。

表3 110 kV 相鄰線路故障動作情況Tab.3 Action under 110 kV adjacent line fault

從表3中數(shù)據(jù)可以看到，在110 kV線路相鄰線路發(fā)生故障時，在風(fēng)電場如果僅裝設(shè)原有保護時，由于線路上的電壓波動，可能導(dǎo)致風(fēng)電場的保護發(fā)生動作，進而導(dǎo)致大規(guī)模脫網(wǎng)現(xiàn)象發(fā)生。但在裝設(shè)了改進保護后，在相鄰線路發(fā)生故障后，保證風(fēng)電場保護可靠不發(fā)生動作，此時保護具有了一定的選擇性，保證了電網(wǎng)的安全可靠運行。

4.3 故障點在10 kV 側(cè)

為了驗證解列保護動作的可靠性，設(shè)置故障發(fā)生在220 kV/110 kV/10 kV 主變的10 kV 側(cè)一端，設(shè)定出線保護動作時間為0.20 s，故障持續(xù)時間為0.50 s，具體故障點如圖8中設(shè)置的f3點所示，得到如表4所示的保護動作情況。

表4 10 kV 側(cè)線路故障動作情況Tab.4 Action under 10 kV side line fault

從表4 中可以看到，分別在配置原有保護時和配置了改進保護后進行了保護動作分析，當(dāng)故障點發(fā)生區(qū)外單相接地故障時，無論是否配備了原有保護還是配備了改進保護，風(fēng)電場側(cè)的保護均不會動作；但當(dāng)發(fā)生雙相接地故障或者發(fā)生多相接地故障時，配備原有保護時可能會發(fā)生動作，當(dāng)配備了改進保護后，解列保護不會發(fā)生動作，此時保護具有了一定的選擇性，更為可靠。

4.4 高阻故障下的動作性能

為了驗證所提解列保護方法在高阻故障下的動作性能，在主站的110 kV 線路側(cè)設(shè)置高阻故障（具體位置為圖8的f1處），測試了20 Ω、50 Ω和100 Ω 3種不同過渡電阻情況下保護的動作情況，如表5所示。其中，表中“主變側(cè)保護動作前”與“主變側(cè)保護動作后”中的保護是指該110 kV線路主變側(cè)的保護。

表5 110 kV 側(cè)線路帶過渡電阻故障時的保護動作情況Tab.5 Protection action in the case of line with transition resistance fault on 110 kV side

從表5中可以看到，當(dāng)線路上過渡電阻較小，如20 Ω 時，線路主變側(cè)保護動作前3U0為19.33 kV；線路主變側(cè)保護動作跳開斷路器后，系統(tǒng)失去接地點，此時3U0升高至155.74 kV。該情況下，高、低定值零序過壓保護均滿足動作條件，但高定值零序過壓保護為短延時（0.05 s），因此高定值保護迅速動作。當(dāng)過渡電阻提高至100 Ω時，在線路主變側(cè)保護動作前3U0為4.06 kV；當(dāng)保護動作跳開斷路器后，3U0升高至88.07 kV。該情況下，高定值零序過壓保護不滿足動作條件；低定值零序過壓保護滿足動作條件，經(jīng)過長延時（0.15 s）后動作出口。上述結(jié)果表明，在110 kV 系統(tǒng)典型的高阻故障情況下，本文所提保護方法均能可靠動作。雖然在高阻故障情況下，動作速度相對較慢，但此時零序過壓值較小，對系統(tǒng)危害（如變壓器中性點絕緣擊穿）亦相對較小，故可接受以較慢的速度動作出口。

5 結(jié) 論

本文依據(jù)系統(tǒng)側(cè)中性點接地、新能源場站未接地系統(tǒng)工況，對故障發(fā)生后的數(shù)據(jù)進行了分析，依據(jù)故障后的零序電壓特征變化，提出了一種帶有啟動門檻值的零序過電壓保護新方法，采用現(xiàn)場故障分析與仿真案例相結(jié)合的手段進行驗證，得到結(jié)論如下。

（1）在系統(tǒng)側(cè)接地，T接新能源場站配置低壓低頻解列保護線路，當(dāng)線路發(fā)生單相接地故障時，當(dāng)線路保護動作后導(dǎo)致新能源場站失去接地點后，此時新能源場站的解列保護可能發(fā)生拒動。

（2）從新能源T 接線路單相接地后變壓器零序電壓變化特征出發(fā)，本文提出了一種帶有啟動門檻的零序過電壓保護新方法，主要通過微分?jǐn)?shù)值計算方法，可以準(zhǔn)確判斷零序電壓變化狀態(tài)，在孤網(wǎng)運行狀態(tài)之初迅速解列新能源發(fā)電站，避免變壓器間隙擊穿。

（3）通過仿真驗證了提出的變壓器零序過壓保護方法，滿足不同工況下的新能源場站保護，保證新能源場站能夠可靠穩(wěn)定運行。