配電系統鐵磁諧振分析

陳昌鵬，朱 松

(1.大連電力勘察設計院有限公司，遼寧 大連 116011;2.遼寧省電力有限公司電力科學研究院，遼寧 沈陽 110006)

鐵磁諧振是由系統中鐵心電感元件，如發電機、變壓器、電壓互感器、電抗器、消弧線圈等和系統中電容元件，如輸電線路、補償電容器等形成諧振條件激發產生的持續的諧振過電壓。電力系統中由電磁式電壓互感器引起的鐵磁諧振過電壓分為兩大類:一類是在66 kV及以下中性點絕緣電網中，由電壓互感器對地感抗與線路對地容抗構成諧振條件，在系統電壓擾動作用下 (如遭受雷擊、單相接地故障、系統操作等)被激發而產生的鐵磁諧振現象;另一類是發生在220 kV(或110 kV)變電站空載母線上，在操作帶有斷口均壓電容高壓斷路器過程中，由斷路器斷口均壓電容與空載母線電壓互感器電感耦合產生的串聯諧振現象。

1 鐵磁諧振原理

鐵磁諧振沒有固定的諧振頻率，由于鐵心電感元件具有非線性特性，鐵磁諧振既可能是等于電源頻率的基波諧振，也可能是高次諧波 (如2次、3次等)或分次諧波 (如1/2次、1/3次等)諧振。

圖1為系統中最簡單的由帶鐵心電感L、電容C與電源E組成的零序串聯回路，忽略回路電阻R，可以采用圖解法求解此電路。圖中Uc為系統電容電壓，UL為系統電感電壓，I為回路工作電流，E為系統電源電壓，Um為回路諧振電壓限值。

回路中電壓方程式為

E=ΔU(I) =|UL(I) －Uc(I) |

圖2表示UL－I、Uc－I關系的伏安特性曲線。從圖中可以看出，Uc－I是一條斜直線，UL－I是一條具有鐵磁飽和特性的曲線，它們相交于k點，即該回路理論上諧振點。圖中同時畫出ΔU－I關系的伏安特性曲線，E直線相交于 a1，a2，a33點，此時E=Δu，該3點為電路的平衡點。如果電源E沒有足夠大波動，電路應穩定工作在a1點，此時 UL1＞Uc1，即 ωL＞1/ωC，電路呈感性狀態，回路電流I1較小，電路處于非諧振狀態。

66 kV及以下配電系統中性點大多采用不接地運行方式，系統正常運行時，各相對地容抗及母線電壓互感器對地感抗三相一致，中性點電壓近似等于零。當系統因斷線、雷擊或其它原因產生單相接地故障時，接地相對地電壓降至零，而非故障相對地電壓上升導致中性點產生相電壓E。如圖2所示，系統零序回路理應工作在穩定點a1，但是，當系統中性點電壓E因暫態過程，瞬間波動大于諧振電壓限值Um時，工作點會越過ΔU－I曲線最高點達到a2點，a2點并不是穩定點，工作點會繼續躍變到新的穩定點a3［1］，此時零序回路電流I3很大，且電壓UL3和Uc3都很高，電路處于諧振狀態。由于UL3＜Uc3，即ωL＜1/ωC，電路呈容性狀態。

2 鐵磁諧振振蕩區域

H.A．Peterson和H.S.Shott研究各次諧波振蕩產生條件，根據典型TV勵磁特性曲線繪出諧波振蕩區域曲線圖 (見圖3)。其中Xc0=1/ωC0，是系統單相對地容抗;Xm是母線電壓互感器單相繞組在額定線電壓作用下的對地勵磁電抗;Ex是電壓互感器諧振前運行相電壓;是電壓互感器銘牌線電壓。

由圖3顯示，隨著Xc0/Xm比值增大，依次發生1/2次諧波、基波和3次諧波諧振，同時各次諧波諧振區所需的最低臨界電壓也在逐漸增大。當Xc0/Xm比值小于0.01或遠大于1時，便消除了產生鐵磁諧振的條件。

3 各次諧波振蕩特性

由H.A.Peterson曲線可以看出，1/2次諧波諧振區所需臨界電壓最低，配電網實際運行發生幾率最大;基波諧振區所需臨界電壓相對較高，配電網實際運行發生幾率較大;3次諧振區所需臨界電壓最高，配電網實際運行發生幾率小。

圖4表示1/2次諧振區伏安特性曲線，系統容抗增大一倍，相應電容電壓也增大;系統感抗減小一半，相應電感電壓也減小，電壓互感器易于運行在飽和狀態。圖中諧振臨界電壓很低，一旦構成諧振條件，產生低頻零序電壓，回路實際便工作在容性狀態。伴隨電壓互感器鐵磁飽和程度不同，相對地回路電壓互感器勵磁電流變得很大，甚至達到額定勵磁電流幾十倍，造成高壓熔絲熔斷或互感器燒損。此時，由于受鐵磁飽和程度的影響，線路上的諧振過電壓不會超過2倍額定電壓。圖5表示3次諧振區伏安特性曲線，系統容抗減小至1/3倍，相應電容電壓也減小;系統感抗增大至3倍，相應電感電壓也增大，電壓互感器不易于運行在飽和狀態。圖5中諧振臨界電壓很高，即便產生高頻零序電壓，回路實際工作在感性狀態，回路不可能產生持久的諧振。圖2為表示基波諧振區伏安特性曲線，由于電壓互感器鐵磁飽和程度有限，相對地回路電壓互感器勵磁電流增大有限，此時，線路上的諧振過電壓不會超過3倍額定電壓。

4 典型事例

4.1 事故過程

2007年10月18日，220 kV紅旗堡變電站66 kV 1、2號電容器保護同時動作跳閘，1號主變主二次電壓互感器A、C相爆炸并引起主變跳閘事故。變電站當時系統運行接線圖見圖6，1號主二次在66 kV東母帶鞍寶一線、1號電容器、2號電容器并經母聯斷路器代西母鞍劉線、鞍寶二線運行，西母接一組母線電壓互感器，1號主二次間隔接一組計量專用電壓互感器。

事故起始紅旗堡變1、2號電容器斷路器同時跳閘，過電壓保護動作，鞍寶一、二線及鞍劉線裝置異常，66 kV西母電壓為A相58 kV、B相58 kV、C相20 kV。當時持續雷雨天氣，且雨量較大。現場檢查66 kV西母電壓互感器C相噴油，繼電保護電壓并列屏電壓端子排燒損，計量電能表電壓端子排燒損，燒損情況見圖7。事故處理當時認為是非有效系統單相接地，并拉開鞍劉線斷路器，進行接地檢除，接地現象并未消失，鞍寶一、二線由于負荷重要，不宜進行接地檢除操作。進一步分析認為這種現象很可能是西母電壓互感器C相內部故障接地，應先將故障電壓互感器隔離。調度決定將紅旗堡變西母負荷改由東母代送，西母故障電壓互感器停電，隔離故障設備，并判明接地故障是否由電壓互感器引起。當將鞍劉線、鞍寶二線由西母改東母運行，拉開66 kV母聯斷路器時，1號主變主二次間隔電壓互感器二次空氣開關跳閘，接著1號主變主一次、主二次斷路器跳閘，1號主變差動速斷，比率差動保護同時動作，1號主變主二次電壓互感器A、C相爆炸，現場照片見圖8。

圖6 220 kV紅旗堡變電站系統運行接線圖

4.2 事故原因

66 kV電網當時運行為中性點絕緣系統，未采取消弧線圈補償及任何消諧措施，事故起始，根據紅旗堡變1、2號電容器過電壓保持動作，斷路器跳閘及其它現象，66 kV西母電壓顯示:A相58 kV、B相58 kV、C相20 kV。由此判斷，66 kV電網應發生單相接地故障，或者是發生鐵磁諧振現象。在單相接地檢測無果的情況下，簡單認為是66 kV西母電壓互感器C相內部故障接地，而將66 kV西母電壓互感器切除，是本次事故擴大的根本原因。

事后檢查未發現66 kV電網單相接地故障，由此判斷，受當時雷雨特殊氣象條件激發，66 kV電網發生鐵磁諧振現象可能性較大。事故初始，沒有明顯過電流跡象，可以認為屬于基波諧振。當將66 kV西母電壓互感器切除時，由于66 kV電網主二次并有另一組電壓互感器，66 kV電網電壓互感器單相繞組在額定線電壓作用下對地勵磁電抗Xm變大，系統Xc0/Xm比值變小，根據H.A.Peterson試驗曲線，諧振區域將由基波諧振過渡到1/2次諧波諧振，此時電網主二次電壓互感器勵磁電流急劇增大，直接導致1號主變主二次電壓互感器二次空氣開關跳閘，接著1號主變主一次、主二次斷路器跳閘，1號主變差動速斷，比率差動保護同時動作，1號主變主二次電壓互感器A、C相爆炸。

5 鐵磁諧振防范措施

a． 變電站66 kV及各級電壓配電系統應安裝故障錄波器，記錄事故電壓波形，故障發生時，可以正確判斷事故性質，以便及時、準確地處理事故，防止事故擴大。

b． 各級供電公司及相關調度部門應加強培訓中性點絕緣系統鐵磁諧振防范和處理措施，做到準確及時地處理相關事故。

c． 66 kV及各級電壓中性點消弧線圈接地系統，應保證消弧線圈有效投入運行，消弧線圈可以有效短路系統電壓互感器對地勵磁電抗，避免諧振發生。

d． 66 kV配電網應根據實際運行電容電流，合理配置消弧線圈補償，以大連地區為例，近年來伴隨大量電纜線路投入運行，系統電容電流逐年增大，66 kV系統僅在220 kV變電站66 kV母線一處配置消弧線圈補償不盡合理，一是消弧線圈容量過大，二是有載開關最小調容僅為額定容量一半，致使消弧線圈不能有效跟蹤補償，更有可能造成消弧線圈脫離系統運行。

e． 10 kV配電網伴隨系統電容電流逐年增大，應加快中性點小電阻接地系統改造的試點和推廣工作。

f． 66 kV及各級電壓配電網中性點小電流接地系統應安裝鐵磁諧振消諧阻尼設備。

g． 66 kV及各級電壓配電網中性點小電流接地系統應盡量減少計量電壓互感器配置，220 kV紅旗堡變電站主二次電壓互感器配置明顯不合理，且在主變差動保護范圍內，造成事故極端擴大。計量和監測電壓互感器可以合并采用母線電壓互感器。

h． 電壓互感器應選用勵磁特性好，鐵心不易飽和型，提高諧振臨界電壓值。

i． 66 kV及各級電壓配電網中性點絕緣系統，應盡量使電網運行參數Xc0/Xm比值脫離諧振區域。

［1］ 李書碩，馬成九．6 kV系統電磁式電壓互感器引起的諧振過電壓及其防范措施［J］．東北電力技術，2011，32(4):39－43.