巢 澤，余世軒，梅海華
（江蘇利港電力有限公司，江蘇 江陰 214444）
1 問題的提出
2023 年6 月16 日7 時15 分，利梅5221 線路對利港電廠充電，港里5222 線冷備用，利港電廠第一套南瑞繼保PCS-931A 裝置報電壓互感器（Potential Transformer，PT）斷線告警，閉鎖后備距離保護，而第二套線路保護國電南自PSL-603UA 保護未報PT 斷線告警。
2023 年6 月16 日18 時50 分，利梅5221、港里5222 線投運，鳳里5692、鳳梅5691 線冷備用。鳳里5692 線同樣出現(xiàn)第一套南瑞繼保PCS-931A 裝置報PT 斷線，而第二套線路保護國電南自PSL-603UA 保護未報PT 斷線告警。
因500 kV 利梅5221 線、港里5222 線、鳳里5692 線以及鳳梅5691 線部分線路為同塔4 回線架設，零序感應電壓較大，導致第一套南瑞繼保PCS-931A裝置報PT斷線告警。二次零序電壓高屬于非正常現(xiàn)象，需要分析故障原因，因此網(wǎng)調(diào)下令暫停啟動。
2 工程概況
鳳城至梅里500 kV 輸變電工程是我國電力“十三五”規(guī)劃重點項目。工程建設歷時近3 年，線路總長178 km，總投資超15 億元，用以連接長江兩岸的清潔能源生產(chǎn)基地和用電負荷中心。該跨江輸電通道將實現(xiàn)國內(nèi)規(guī)模最大的超高壓輸變電任務[1-2]。江蘇鳳城—梅里雙回路500 kV 線路工程長度共計170.137 km，同塔雙回路85.817 km，500 kV/220 kV混壓四回路2.52 km，500 kV 四回路77.745 km，長江大跨越4.055 km。本工程導線在江北段進行一次全循環(huán)換位，江南段受架設方式制約未換位[3-4]。
3 保護裝置報警原因分析
3.1 PCS-931 裝置PT 斷線判別邏輯
當三相電壓向量和大于8 V 時，保護不啟動，延時1.25 s 發(fā)PT 斷線異常信號。當三相電壓向量和小于8 V 但正序電壓小于33.3 V 時采用線路PT；當任一相有流元件動作或跳閘位置繼電器不動作時，延時1.25 s 發(fā)PT 斷線異常信號。現(xiàn)場線路不啟動且零序電壓（3Uo）為11 V 左右，大于8 V 的判別門檻，滿足PT 斷線邏輯，第一套931 保護裝置報PT 斷線符合邏輯。
南自PSL-603UA 保護廠家因增加了開關位置信號判別邏輯，電壓取線路PT 時，如斷路器處于三相跳位且無流狀態(tài)時，不判PT 異常，保護無任何告警，故冷備用狀態(tài)下裝置不告警[5]。
根據(jù)鳳城變現(xiàn)場運行人員提供的資料，鳳里5692 線A、B、C 三相感應電壓分別為36.9 kV、22.6 kV、31.3 kV，二次零序電壓達到18 V。鳳里5692 線三相與已投運的利梅5221 線三相的距離分布情況，如表1 所示。
表1 鳳里5692 線三相與利梅5221 線空間位置關系表
由表1 可知，利梅5221 線距鳳里5692 線最近的相為利梅5221 線C1相，其中鳳里5692 線b1距離利梅5221 線最遠。雖然鳳里5692 線c1距離利梅5221線最近，但是與利梅5221 線三相距離相對均衡。根據(jù)空間位置定性判斷，鳳城變側(cè)的三相感應電壓的幅值大小基本與三相導線相對位置關系有關。
3.2 保護裝置告警原因查找及仿真零序電壓計算分析
利梅5221 線投運另3 回懸空的狀態(tài)，與告警時線路運行狀態(tài)基本一致，相關數(shù)據(jù)如表2 所示。
表2 線路運行狀態(tài)相關數(shù)據(jù) 單位：kV
計算正常運行投4 回線的情況，零序電壓計算結果如表3 所示。
表3 零序電壓計算結果
正常運行狀態(tài)下，由于線路連接大系統(tǒng)，零序電壓得以鉗制，其值遠低于保護門檻值。根據(jù)運行經(jīng)驗，在線路懸空狀態(tài)可以忽略線路保護此類PT 斷線告警信號，投運后零序電壓會顯著減低，現(xiàn)實情況與仿真結論一致。
3.3 線路零序電流計算分析
結合運行實際和華東網(wǎng)調(diào)要求，國網(wǎng)江蘇省電力有限公司電力科學研究院和中國電力科學研究院分別對其他可能的運行工況進行零序電流仿真計算，電網(wǎng)仿真模型如圖1 所示。
圖1 仿真模型主接線圖
圖1 中，各等值電源、等值變壓器和等值互阻抗參數(shù)利用BPA 潮流計算軟件得到。
3.4 各種仿真運行方式下的計算分析
基于5 種運行方式，仿真計算同塔4 回線正常運行、1 回線路懸空、2 回線路懸空下的線路及主變零序電流。5 種方式的具體情況如表4 所示。
表4 5 種運行方式的具體情況
由表4 可知，港里5222、鳳梅5691 線同時運行時線路零序電流最大，在鳳里5692 線冷備用，利梅5221、港里5222、鳳梅5691 線運行時出現(xiàn)最大470 A零序電流的情況；港里5222、鳳梅5691 線同時投運時次之，利梅5221、鳳里5692 線冷備用，港里5222、鳳梅5691 線運行時出現(xiàn)432 A 零序電流；同桿4回線全部投運時線路零序電流不大；江南段未充分換位的線路投運時，線路零序電流總體較大。
特殊運行工況下，潮流梅里倒送鳳城的情形下，仿真計算結果零序電流均小于300 A。
3.5 仿真計算分析
第一，由于梅里-鳳城2 回線和梅里-利港2回線存在較長線路段4 回同桿架設且未換位，互感影響很大，導致運行線路上存在較大的零序電流。
第二，在現(xiàn)有線路布置方式下，不同潮流、不同線路運行方式下，存在零序電流超過400 A 的情況。
第三，鳳里變和梅里變的主變中性點零序電流均較小，利港電廠主變中性點電流在開機數(shù)量小的情況下較大。利港電廠主變中性點電流最大可達250 A。
4 應對措施
4.1 線路保護調(diào)整和線路保護裝置方面
在現(xiàn)有線路布置方式下，系統(tǒng)線路保護裝置需進行適應性分析和調(diào)整。
4.1.1 南瑞繼保線路保護調(diào)整
一方面，冷備用情況下線路保護裝置判別PT 斷線后，就地判據(jù)依賴“低電流定值”，可適當抬高“低電流定值”。
另一方面，不平衡零序電流對保護影響及調(diào)整方案。調(diào)整電流互感器（Current Transformer， CT）斷線門檻從標準程序的0.1In為0.1In和0.9 倍“零序啟動電流定值”中的大值。
4.1.2 國電南自線路保護裝置
長期有零序互感電壓，對保護基本無影響。零序啟動元件按一次值300 A、線路的零序電流不超過500 A 進行保護定值整定。
4.2 利港電廠方面的評估和應對
4.2.1 一次設備方面
在5691、5692 線合環(huán)前后，未發(fā)現(xiàn)設備異常，零序電流增加過程中未出現(xiàn)尖峰波形。運行5 d 后，測試主變色譜、紅外、噪聲以及超聲局放，均未發(fā)現(xiàn)異常。
因主變?yōu)閥/Δ-11 接線方式，主變一次側(cè)零序電流變大，低壓側(cè)只會在三角形一側(cè)的內(nèi)部消耗，影響變壓器的損耗，導致變壓器溫升，影響主變的帶載能力。
4.2.2 二次設備方面
升壓站方面。根據(jù)網(wǎng)調(diào)調(diào)度安排，對利梅、港里線兩套線路保護進行南瑞保護裝置軟件升級、完善CT 斷線邏輯，保護定值調(diào)整。2023 年6 月28 日上午進行梅里變向鳳梅、鳳里線充電，下午進行鳳城變向鳳梅、鳳里線充電。整個充電階段，零序電流未見增加，基本與仿真數(shù)據(jù)相符。5692 線在備用時，5691 線對5221 線的零電流影響較大。
編制利港二廠發(fā)變組保護中性點零序過流定值，與交流電網(wǎng)線路反時限零序電流曲線配合。2023 年6 月28 日19 時10 分42 秒，鳳梅5691 線由梅里變5061 開關進行合環(huán)，過江線單線運行。查看4 臺主變零序一次電流依次為47 A、48 A、50 A、47 A，合192 A。經(jīng)查核數(shù)據(jù)，鳳梅5692線由梅里變5051開關進行合環(huán)，過江線雙線運行，未見發(fā)電機零序電壓變升高。
4.2.3 利港電廠的后續(xù)工作,
第一，加強變壓器的色譜、油溫變化。第二，利用停機機會將主變中性點零序電流信號接入數(shù)據(jù)中心監(jiān)控平臺。第三，結合大小修，在各臺主變中性點接地端單獨引一根120 m3的接地線連接至主接地網(wǎng)，防主變中性線接地點接地不良導致跨步電壓傷人。第四，安排人員開展主變中性點加裝零序小電抗的仿真、可行性核算，核算加裝小電抗后帶來的影響，報請華東調(diào)度審核，并重新核算相關保護定值。第五，與主變生產(chǎn)商重慶ABB商量，計算不同零序電流下的損耗，將損耗情況反饋給電網(wǎng)。
5 結 論
同桿四回線架設換位不充分導致的互感，表現(xiàn)為不平衡零序源，轉(zhuǎn)化為對系統(tǒng)零序電流在零序網(wǎng)絡中的不均衡分布。在一次方面，它造成對變壓器、刀閘等主設備的影響；在二次方面，它造成對線路保護、變壓器保護的影響。特別是一次方面的影響，是長期的，也是較難評估的。實現(xiàn)導線在一次連接上的全循環(huán)換位，或者改變系統(tǒng)零序網(wǎng)絡和零序阻抗，逐步削減零序電流的幅值，是減小不良影響的根本，但需要合適的時機和通盤的考量。
