图3（a）的波形与B、C两相短路故障特征类似。从故障发生后第一个周波与故障前一周波的电流突变量波形图3（b）分析，B相电流突变量与A、C相相位相反；B相电流突变量数值等于其余两相之和，且A、C两相突变量数值相近，符合35kV侧系统故障经主变转换至10kV侧的故障电流特征。
    2.4高低压侧电流突变量计算分析
    对于Yd11接线变压器，由对称分量法可知，当d侧有电源，Y侧发生相间短路时，d侧三相均有故障电流流过，对应于故障相的两相中的超前相电流最大，数值等于Y侧故障相电流的2刀百倍，其余两相电流大小相等、方向相同，数值等于故障相电流的1 /√3倍，方向与最大一相的电流相反，其故障特征相量图如图4所示。该结论是在不计负荷电流的情况下得出的，因此同样适用于电流突变量的分析。

  根据故障录波数据，现对主变两侧故障波形中电流突变量的最大有效值进行分析。由Yd11主变高低压侧故障电流（见表2）可知，在故障发生后某一时刻，Y侧BC相电流突变量为210A左右，d侧最大电流突变量为B相816 A、A、C两相电流突变量为400A左右。由于Y侧C相故障电流的ft1808A，与d侧B相故障电流816A近似，计算结果与主变Y侧BC两相短路故障特性一致，因此变电所乙＃2主变后备保护动作原因为35kV系统BC两相短路故障。

    2.5故障波形分析结论
    因10kV 117线沿线负荷由发电机接带，故障电流未达到保护动作值，且三相电流波形与变电所乙＃2主变低后备保护电流波形特征相似。由此可知，II回线电缆头BC相击穿时，上游电网与10kV 117线并网发电机组同时向故障点提供短路电流，从而引起变电所乙＃2主变高低压侧后备保护及10kV 117线保护同时启动，低压侧后备保护出口跳闸。

    3 保护配合存在问题
    3.1分布式小电源对保护配合的影响
    油田伴生气发电具有容量小、分散不确定的特点，若按照多电源进行保护配置计算，将会大大增加整定计算的难度。当分布式电源达到一定数量时，若油田电网内部发生故障，则分布式电源提供的短路电流与系统负荷电流叠加后，有可能使不同保护之间的配合关系紊乱，无法按照既定的配合关系合理切除故障，从而导致保护误动。
    3.2负荷电流对保护配合的影响
    DL/T 584-2007规定，一般短路电流计算可不计负荷电流的影响。但油田电网处于上游系统的末端，具有负荷重、线路长的特点，故障时站所主变负荷电流与系统电源或分布式小电源提供的短路电流相比不容忽略，保护整定计算不得不考虑其影响，否则可能失去选择性。
    4 结束语
    根据以上分析可知，油田变电所35kV主变过电流保护均不带方向且不考虑负荷电流影响的传统做法，已不适应分布式电源的发展及配电线路的逐渐延伸，也不能满足保护选择性要求。
    为了使上下游保护间能更好配合，减少停电面积，需在原有保护整定计算方案基础上，充分考虑系统中负荷电流和分布式电源的影响，并采取以下措施。
   （1）由于DL/T 584-2007规定“主电源侧的过电流保护作为变压器、其他侧母线、出线的后备保护，小电源侧的过电流保护作为本侧母线和出线的后备保护”，因此油田有伴生气并网发电站所的35kV主变两侧均应设复压闭锁带方向过电流保护，且方向均指向10kV母线。
   （2）提高主变过流保护定值，增加主变过流保护与10kV出线过流保护间的级差，牺牲主变后备保护作为10kV出线远后备的灵敏度，保证其在负荷电流影响下与10kV线路保护的配合关系。
   （3）加强油田分布式电源的管理，对于伴生气发电较为集中地区，可将发电机孤网运行接带负荷，变电所作为发电机停机时的备用电源。
 

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