探究高压厂变低压侧零序过流保护的优化配置

李钰真

（大唐国际发电股份有限公司北京高井热电厂，北京 100041）

1 概 述

1.1 电厂简介

高井热电厂位于北京市石景山区西部。其中：1、2、5号发电机为燃气发电机组；3、4号发电机为汽轮发电机组；1、2、3、5号发电机为哈尔滨电机厂生产的320 MW空冷机组；4号发电机为150 MW空冷机组；1、2、5号燃机发电机和1、2、5号主变之间有发电机出口断路器；3、4号汽机发电机和主变为单元制接线，出口断路器为主变高压侧开关。二拖一机组（1、2、3号机）通过主变升压后接入220 kV甲段双母线，经高泉一线、高泉二线送至温泉变电站；一拖一机组（4、5号机）通过主变升压后接入220 kV乙段双母线，经高远一线、高远二线送至远大变电站。220 kV甲段、乙段双母线之间设2244和2255分段开关和母联开关，正常运行方式为甲、乙两段双母线分段运行。1、2、5号主变下分别挂接3台高压厂变，3、4号主变下不挂接高厂变。高压厂变低压侧为6 kV电压段，带有6 kV低压厂变和高压电动机。高压启动备用变压器与二拖一机组接入同一个220 kV系统，作为6 kV及其以下设备的备用电源。

1.2 全网接地方式及设备参数

1.2.1 全网接地方式

220 kV：正常方式下要求1、2、3号主变有且仅有一台220 kV中性点接地运行，4、5号主变有且仅有一台220 kV中性点接地运行；20 kV：发电机经变压器接地；13.8 kV：发电机经变压器接地；6 kV：经18.2 Ω小电阻接地；380 V：直接接地。

1.2.2 高压厂变及高备变设备参数

目前，高井热电厂有3台高压厂用变压器，其设备参数相同：型号为SFZ-25000/20；额定容量为25 000 kVA；电压比为20×（1±8×1.25%）/6.3 kV；接线方式为Dyn1；接地电阻值为18.2 Ω；

高井热电厂高备变设备参数：型号为SFZ-25000/220；额定容量为25/25/8.33 MVA；电压比为230×（1±8×1.25%）/6.3/6.3 kV；接线方式为YNyn0+d；接地电阻值为18.2 Ω。

2 问 题

2.1 高厂变和高备变低压零序的配置

以高井热电厂6 kVA段母线为例（如图1所示），说明高厂变和高备变低压零序的配置。

2.2 6 kV厂用快速切换装置介绍

高井热电厂的6 kV备用电源切换装置为江苏金智科技股份有限公司生产的MFC2000-6型微机厂用快速切换装置。闭锁快切装置的切换功能人为操作“退出”，切换的条件有以下几种。第一，切换完成。装置一旦启动切换，无论切换成功或失败，完成切换程序后都将置于闭锁状态。第二，保护闭锁。某些故障发生保护动作时，为防止备用电源误投入故障母线，可由这些保护出口启动装置闭锁，即保护闭锁。第三，开关位置异常。第四，母线PT断线。第五，后备电源失电闭锁。第六，装置自检异常。除第一和第六条外，其他五个条件发生装置闭锁切换情况时，必须待异常情况消除，且经人工复归报警信号后才能解除闭锁。

2.3 高厂变低压侧零序过流保护的配置

根据《DL/T1502-2016 厂用电继电保护整定计算导则》4.3高厂变低压侧单相接地保护的整定计算方案中，对高压厂用变压器低压侧中性点经小电阻接地的系统而言，出口方式整定为零序过流保护一时限动作于跳本分支断路器，闭锁备用电源切换；零序过流保护二时限动作于停机，启动备用电源切换[1]。零序过流保护二时限与零序过流保护一时限动作时间配合整定，Δt为时间级差，一般为0.3 s。当高厂变低压侧零序过流保护一时限动作于跳6 kVA段工作进线开关时，闭锁快切装置切换，0.3 s后零序过流保护二时限动作于机组全停，并启动快切装置切换。

根据快切装置的“解除闭锁”条件，高厂变低压侧零序过流保护一时限动作于闭锁快切装置切换后，快切装置切换功能“闭锁”。要想零序过流保护二时限切动快切装置切换功能，需在0.3 s的时间内保证快切装置发出人工复归报警信号，但在0.3 s的时间内进行6 kV快切装置的复归操作，正常人无法做到。按照这个推测，当高厂变低压侧零序过流保护动作时，尽管零序过流保护动作分为一时限和二时限，但最终的动作行为是跳开6 kV进线开关，闭锁6 kV快切切换，机组全停，零序过流保护二时限的启动备用电源切换无法实现。

图1 6～220 kV系统主接线图

3 高井热电厂目前的保护配置

高井热电厂1、2、3号高厂变和高备变低压侧中性点均通过18.2 Ω的小电阻接地。高厂变低压侧零序过流保护分为一时限和二时限，两个时限的时间级差为0.3 s。一时限跳6 kV工作进线开关（6A00），启动6 kVA段分支快切；二时限启动发变组全停，这不符合《DL/T1502-2016厂用电继电保护整定计算导则》4.3中对高压厂用变压器低压侧中性点经小电阻接地的系统的要求。因此，出口方式应整定为零序过流保护一时限动作于跳本分支断路器，闭锁备用电源切换；零序过流保护二时限动作于停机，启动备用电源切换。

4 分析过程

4.1 高井热电厂6 kV侧零序电流计算

高井热电厂1、2、3号高厂变和高备变低压侧中性点均通过18.2 Ω的小电阻接地。当高厂变低压侧发生单相接地时，接地电流为：

4.2 高厂变低压侧零序过流保护的作用

高厂变低压侧中性点接地方式分为不接地和直接接地（或经小电阻），对中性点不接地系统而言，发生单相接地故障后，一相电压降低，非接地相电压升高，三相线电压不变，接地电流较小，不需立即切除故障，可以运行一段时间后查找故障。对高厂变低压侧中性点经小电阻接地的系统而言，由于中性点接地电阻很小，如果发生单相接地，会造成单相接地短路，接地电流较大，对人身和设备的危害较大，降低了供电的可靠性，需要快速切除故障。高井热电厂采用的是高厂变低压侧中性点经小电阻接地，接地电阻为18.2 Ω。高厂变低压侧发生单相接地故障后，接地电流为200 A。

5 解决方案

5.1 按照导则进行整定

按照此方案，变更高厂变低压侧零序过流保护的跳闸出口矩阵，需要南自保护装置厂家重新编程装置跳闸逻辑。装置跳闸逻辑编程完成后，继保车间进行继电保护定值变更。此方案需要在主变停电时进行，跳闸逻辑重新编制后，进行出口传动。此外，对发电部进行技术交底，发电部的相关事故处理部分添加“当保护信号首出为‘高厂变低压侧零序过流保护动作’时，以最快速度将快切装置进行人为复归”。优点：避免故障扩大，更适用于标准的发变组单元制接线。缺点：（1）根据运行方式，一拖一机组辅机均分布在6 kV的C、D段上，由3号高厂变带；二拖一机组辅机分布在6 kV的A、B段上，分别由1、2号高厂变带。如果1号高厂变发生低压侧单相接地故障，6 kVA段失电，1号机组全停，可能影响2、3号机的正常运行，甚至造成非停；如果3号高厂变发生低压侧单相接地故障，6 kV的C、D段失电，一拖一机组全停；（2）如果是瞬时性单相接地故障，造成非停。

5.2 根据高井热电厂实际运行方式整定

导则只推荐标准，且存在不合理性，因此应根据工厂实际运行方式，具体问题具体分析，不能全部按照导则进行整定。维持原定值不变，高厂变低压侧零序过流保护一时限跳6 kV进线开关，启动分支快切；二时限启动全停。但是，为了保证设备的安全，防止快切切换时备用电源投入故障扩大事故，需在备用分支后加速保护投入，以便瞬时切除故障。

目前，高备变保护A、B柜不具备低压侧分支零序过流保护后加速功能，需将高备变保护A、B柜保护装置重新编程，配置高备变低压侧零序保护后加速功能。快切装置具备后加速保护功能，高备变保护A、B柜保护装置配置后加速保护接入接点时，需从快切装置放电缆到高备变保护A、B柜。此方案可操作性强，周期短，已经与保护装置、快切的厂家有效沟通，可实现此功能。优点：避免瞬时性接地故障造成停机；避免高厂变低压侧单相接地故障造成其他机组非停。缺点：如果是永久性故障，将扩大故障，比方案一延时切除故障慢0.1 s（通过多次切换报告和录波波形查看，从6 kV工作开关完全断开至6 kV备用开关合闸成功，时间为50～52 ms，快切切换时间12 ms＋开关动作时间40 ms）。

6 结 论

根据专题讨论结果，一致认为第二种解决方案更适合高井热电厂的运行方式。与第一种方案相比，第二种方案供电时更具可靠性和稳定性。继电保护专业根据第二种方案制定整改计划，联系高备变厂家更改保护装置内部设置，增加高备变低压侧零序过流保护后加速功能；从6 kVA的B、C、D段快切装置至高备变保护A、B柜放置新电缆，实现后加速功能；出具施工图纸和三措两案。根据一次设备停电时间完成阶段性整改，并进行相关保护调试和传动。