2018, Vol. 36 
2. 国网内蒙古东部电力有限公司信息通信分公司, 呼和浩特 010000;
3. 国网内蒙古东部电力有限公司电力科学研究院, 呼和浩特 010000
2. Eastern Inner Mongolia Information & Telecommunication Company, Hohhot 010000, China;
3. Eastern Inner Mongolia Electric Science Research Institute, Hohhot 010000, China
继电保护是电网安全运行的安全保障，它和一次设备同等重要。保护的合理配置与整定是涉及整个电网的问题[1]。在制订电网规划时，要充分研究当电网稳定破坏时按计划分区解列的问题，要把运行电网的事故预想纳入设计阶段，为有效实现电网保护提供前提条件[2]。本文实例分析了1000 kV特高压变电站110 kV电容器保护由于违反继电保护设计原则，在电容器组发生单相接地、两相相间短路故障时，保护不能正确动作切除故障的问题，为防止后续新建工程中电容器保护出现类似情况提供借鉴。
1 并联电容器组作用及其保护配置电力电容器组是一种无功补偿装置。电力系统和供电设备如电动机、变压器等，需要吸收无功功率才能正常工作。如果这些无功功率都需发电机供给，则会影响其有功出力，造成电压质量低，影响用户使用。因此在变电站低压侧装设并联电容器组以补充无功功率，提高母线电压质量，降低电能损耗，使系统稳定运行。通常电容器组配置的保护有过流保护、过电压保护、低电压保护、桥差不平衡电流保护[3]。
2 电容器保护现场试验 2.1 电容器保护逻辑胜利变电站110 kV侧系统主接线图如图 1所示。由于连接110 kV电容器组的断路器为负荷开关，无灭弧能力，只能切除小电流故障，因此在设计时电容器过流保护逻辑如下：
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图 1 胜利变电站110 kV侧系统主接线图 |
新增过流闭锁保护定值与过流保护配合使用，即在故障电流大于本段过流保护定值的前提下，当故障电流大于过流闭锁保护定值时，跳主变压器低压侧分支断路器1101，并启动主变压器失灵保护、解除主变压器复压闭锁；当故障电流小于过流闭锁保护定值时，跳负荷断路器1113，并启动母线失灵保护、解除母线复压闭锁。保护动作逻辑如图 2所示。
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图 2 保护动作逻辑 |
2017-05-11，对110 kV侧电容器保护开展现场验收试验工作，试验过程中出现电容器过流保护不能正确动作的现象。
过流Ⅰ段保护定值Idz设为1.2 A，过流闭锁保护定值Ibs为0.9 A，保护动作时间为0.5 s。
（1）模拟单相（L1相）接地短路故障，使用继电保护测试仪向电容器保护装置输入电流量：IL1= 1.312 A，故障持续时间1 s。电容器保护装置未动作，动作灯未亮。
（2）现场模拟L2相、L3相接地短路故障，使用继电保护测试仪向电容器保护装置输入电流量：IL2= 1.312 A，IL3=1.312 A，故障持续时间1 s。电容器保护装置过流Ⅰ段保护未动作，动作灯未亮。
（3）现场模拟三相短路故障，使用继电保护测试仪向电容器保护装置输入电流量：IL1=1.312 A，IL2=1.312 A，IL3=1.312 A，故障持续时间1 s。电容器过流Ⅰ段保护可靠动作，动作灯亮。
3 110 kV电容器组短路故障分析针对电容器保护动作行为，对110 kV侧电容器（中性点不接地系统）不对称短路故障进行分析。
3.1 单相接地故障当电容器组发生单相接地故障时，故障电流流向如图 3所示，复合序网图如图 4所示。
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图中：IkL1—L1相接地短路电流；ICL2、ICL3—L2相、L3相电容电流 图 3 K1点发生单相接地故障时故障电流流向示意图 |
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图中：I01、I02、I03—非故障支路对地电容电流；I04—故障支路零序电流；C1、C2、C3—非故障线路对地等效电容；C4—故障线路对地等效电容；UA—非故障线路电压；IKA—单相接地故障电流；IKA1(1)、IKA2(1)、IKAO(1) —单相接地故障正序、负序、零序电流分量；UKA1(1)、UKA2(1)、UKAO(1)——单相接地故障正序、负序、零序电压分量 图 4 L1相接地故障时故障相复合序网图 |
由图 4得到故障电流表达式：
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即故障线路电流等于非故障线路对地电容电流之和，其向量关系如图 5所示。
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图中：UL1、UL2、UL3—系统正常运行时L1、L2、L3相电压；I′kL1—故障电流；I′L2、I′L3—L1相接地时L2相、L3相电容电流；U′L2、U′L3—L1相接地时L2相、L3相电压 图 5 故障相电流与非故障线路对地电容电流向量关系 |
由图 5可知，当电容器组发生单相接地故障时，故障电流为其他支路对地电容电流之和，数值较小，但对设备仍存在一定危害，保护应动作跳闸。
3.2 两相短路故障当电容器组发生两相（L1、L2）相间短路故障时，故障电流流向如图 6所示。
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图 6 K2点发生两相（L1、L2）相间短路时故障电流流向示意图 |
此时边界条件为[4]：
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式中 IKL3(2) —L3相电流；
IKL1(2)、IKL2(2) —L1相、L2相故障电流；
UKL1(2)、UKL2(2)—L1相、L2相故障电压。
由边界条件及对称分量法得[4]：
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式中 UKL3[0] —故障前L3相电压；
Z—综合阻抗。
可见，当电容器组发生两相相间短路故障时，故障电流为发生三相短路故障时的
当发生三相短路故障时故障电流流向如图 7所示。
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图 7 K3点发生三相短路故障时故障电流流向示意图 |
电容器组发生三相短路故障，为对称性故障，故障电流为[4-7]：
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当电容器组发生三相短路故障时，由于短路综合阻抗Z远小于正常负荷阻抗，因此故障电流远大于负荷电流，对设备危害最严重，必须立即跳闸，否则将造成严重后果。
4 保护装置拒动原因分析综上分析，在110 kV侧中性点不接地系统中，电容器组发生单相、两相相间短路故障时保护应动作，但是进行现场模拟试验时，电容器保护装置不能正确动作。
（1）首先对保护装置进行了采样检查，采样值符合精度要求，排除采样回路及采样插件故障引起电容器保护的不正确动作行为；
（2）投退电容器组过流保护控制字，对应控制字变位正常，排除控制字引起电容器保护的不正确动作行为；
（3）在过流保护控制字置“1”时，加入故障电流幅值为1.312 A（面板显示采样值正确），故障持续时间为1 s，分别模拟电容器组不同故障类型，结果电容器过流保护只在三相短路故障时动作[8]。
通过分析试验结果，怀疑电容器过流保护功能逻辑错误。根据图 2，电容器过流Ⅰ段保护动作条件为：（1）任何一相故障电流值大于过流Ⅰ段保护定值（1.2 A）；（2）L1L2L3三相中最小相故障电流大于闭锁保护定值（0.9 A）；（3）故障持续时间大于延迟时间（0.5 s）。以上保护功能逻辑与现场模拟故障试验现象相符，即在单相、两相相间短路故障时，由于非故障相电流较小，不满足条件（2），因此保护不动作。
综上分析，电容器组保护不正确动作原因为保护逻辑设计错误，当发生单相、两相相间短路故障时，由于过流闭锁保护定值设置不合理，非故障相电流（即三相中最小电流）未达到闭锁保护定值，导致保护不动作。
5 采取的措施通过在软件程序中对保护逻辑进行修改，将过流闭锁保护的判断逻辑由Min（IL1，IL2，IL3）>Ibs调整为Max（IL1，IL2，IL3）>Ibs，修改后电容器过流保护逻辑如图 8所示。
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图 8 调整后的电容器过电流保护逻辑 |
修改后对电容器过流保护功能重新校验，电容器保护能正确、可靠、快速切除电容器组各种类型故障，满足电容器安全可靠运行要求，可正常投入运行。
6 结语目前，继电保护产品总体缺陷较少，但在验收试验中仍有必要进行全面试验检测，以保证工程安全投产。同时，现场继电保护人员要努力提升自身专业技术水平，认真做好二次设备验收工作，以免出现因继电保护系统不正确动作造成的电网停电事故。
| [1] | 王梅义, 蒙定中, 郑奎璋, 等. 高压电网继电保护运行技术[M]. 北京: 水利电力出版社, 1984: 13-19. |
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| [4] | 杨立川. 高压并联电容器组过流保护研究[J]. 电世界, 2013, 12(6): 10–12. |
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| [8] | 于永源, 杨绮雯. 电力系统分析[M]. 3版. 北京: 中国电力出版社, 2007. |