母差裝置電壓開放頻繁誤報警分析及消弧線圈容量設計優化

李 慧，鐘泰軍，黃吏飛，吳 莎，康 慨

（湖北省電力勘測設計院有限公司，湖北 武漢 430040）

關鍵字：母線差動保護；零序電壓；消弧線圈補償特性；消弧線圈容量設計

0 引 言

中性點接地方式涉及電網的安全可靠性、經濟性，同時直接影響系統設備絕緣水平的選擇、過電壓水平、繼電保護方式以及通信干擾等[1]。目前，我國10～35 kV中壓系統多采用非有效接地方式，即不接地、消弧線圈接地以及高電阻接地[2]。其中，消弧線圈接地的狀態最為復雜。本文通過分析某新能源場站發生的35 kV母差保護反復開放報警事故，研究消弧線圈接地的幾種補償模式及其設計優化措施。

1 事故概況

某35 kV光伏電站自投運以來，持續出現35 kV母差電壓開放、故障錄波啟動以及后臺畫面出現三相電壓不平衡等問題。

2 事故詳情與分析

2.1 主接線情況

該光伏電站的光伏發電容量為24 MWp，采用35 kV單母線接線方式，配置3條35 kV集電線路、1臺4 MW SVG設備以及1臺900 kW接地變兼站用變。接地方式為消弧線圈接地，消弧線圈設備容量為650 kVA，通過一條35 kV送出線路送出。主接線如圖1所示。

圖1 主接線圖

參考導體和電器選擇設計技術規定（DL/T5222-2005），消弧線圈容量計算公式為[3]：

式中，IC為系統電容電流，單位為A；UN為額定線電壓。

2.2 母差保護裝置，電壓開放原理

查詢母差保護裝置的說明書，在動作于故障母線跳閘時必須經相應的母線電壓閉鎖元件閉鎖。35 kV母差保護的動作邏輯簡化圖如圖2所示。

圖2 35 kV母差保護裝置繼電保護動作邏輯簡化圖

由圖2可知，必須實現電壓開放，才能啟動母差保護裝置。在啟動母差保護裝置后，當母差保護的判據滿足動作條件，就會發出跳閘命令。電壓開放判據為：

2.3 故障錄波啟動原理

查詢故障錄波裝置說明書，可知故障錄播啟動為電壓突變量啟動。故障錄波電壓突變量啟動值為二次額定電壓8%，即相電壓突變約4.6 V時啟動錄波。

2.4 事故原因初步判定

針對母差電壓反復開放這一情況，進行現場試驗。

現場操作1：排場故障情況，讀取錄波數據和繼電保護設備的狀態，發現無故障、無跳閘情況發生。

現場操作2：退出接地變，電壓二次值分別為Ua=59.7 V、Ub=59.9 V、Uc=59.0 V以及U0=0.90 V，即未投入消弧線圈時，不平衡度為1.56%。投入接地變時（9檔運行），Ua為61.0 V，Ub為58.5 V，Uc為58.6 V，U0為2.69 V。投入消弧線圈時，不平衡度為4.67%，增大了系統的不平衡度。

現場操作3：投入接地變，調節消弧線圈檔位，從1～9檔調節，發現避開消弧線圈原理諧振點后仍然存在開放報警的現象。

現場操作4：改變消弧線圈二次阻尼值（由原來20 Ω減少至5 Ω），運行中發現中性點電壓降低，開放報警的閃變頻率降低，但是仍然存在無故障開放報警的情況。

現場操作5：邀請廠家對消弧線圈進行質量檢測，檢測結果顯示消弧線圈設備各項指標正常。

綜上所述，初步判斷弧線圈容量不匹配或者阻尼電阻過大。

3 事故原因排查

3.1 零序電壓、電流分析

消弧線圈投入運行，系統正常運行時零序電流主要為不平衡電流，零序電壓為不平衡電壓。查詢故障錄波器記錄的數據，以某次單相接地故障消失后（恢復正常運行）的錄波數據為例，統計數據如表1、2、3所示。

表1 正常運行時各支路電流（單位：A）

表2 單相接地故障時各支路電流（單位：A）

表3 母線PT中的電壓值（單位：kV）

對比表1和表2，正常運行時的零序電流主要為系統運行的不平衡電流，最大值為1.8 A。零序電壓為系統運行不平衡電壓，一次值為2.8～3.1 kV，大于母線電壓開放的整定值。此時解除電壓閉鎖，35 kV母差保護裝置的電壓開放。由表3中的數據可知，在非故障情況下存在零序電壓超過整定值6 V（2.1 kV），出現電壓開放誤報警的現象。故障情況下，由于中性點偏移，零序電壓接近正常運行時的相電壓的99.03%，基本可以認為消弧線圈接地系統在單相接地故障時中性點偏移，零序電壓對地電壓值約等于相電壓值。

3.2 初步結論

由上一節分析可初步判定35 kV母差保護裝置電壓開放誤報警的原因有兩個：一個是消弧線圈投入對不平衡電流電壓產生助增作用，使得正常運行時的不平衡電壓超過電壓開放整定值；另一個則是線路投切造成的電壓閃變。

線路投切在實際工程中不可避免，因此主要通過優化消弧線圈的容量設計來降低不平衡電流和不平衡電壓。

4 理論分析與驗證

4.1 消弧線圈接地系統的零序電壓、電流特性

為了計算分析方便，忽略相間電容，假設三相對地電導相等，消弧線圈接地系統等效電路如圖3所示。

圖3 消弧線圈接地系統等效電路

電網正常運行時，中性點O的KCL方程為[4]：

進一步化簡得到：

式中，Ubd為消弧線圈投入前系統正常運行的不平衡度[3]。

v是補償網線的失脫諧度，其表達式為：

d是補償網線的阻尼率，其表達式為：

4.2 電壓開放原因分析

電壓閃變也可能造成零序電壓瞬時不平衡，母差電壓開放，同時啟動故障錄波器。初步判斷電壓閃變的原因有線路投切操作造成電壓瞬時閃變和諧振造成電壓變化[4]。

線路投切在實際工程中不可避免，本文重點分析線路投切可能造成線路參數變化引起的諧振電壓變化。

4.2.1 消弧線圈補償方式

消弧線圈補償特性變化示意圖如圖4所示。中性點經消弧線圈接地，有三種補償方式，即全補償、欠補償、過補償[5,6]。其中，全補償為IL=IC、K=1、v=0；欠補償為IL＜IC、K＜1、v＞0；過補償為IL＞IC、K＞1、v＜0。

圖4 消弧線圈補償特性變化示意圖

根據圖4，假設系統運行時，線路總長度L2，消弧線圈補償電流IL＜IC2處于欠補償狀態，當運行過程中切機或者切負荷或者故障跳閘跳開某條線路后，線路總長度減小。當線路長度減小為L0時，發生串聯諧振；當減小為L1時，IL＞IC1，由欠補償過渡為過補償狀態。

如果系統設置消弧線圈處于過補償狀態，消弧線圈電流IL'＞IC2，切機或者切負荷或者故障跳閘跳開某條線路后，仍然是過補償狀態，不會因為系統改變運行方式、跳閘等工況造成諧振。因此，在工程設計中，一般采用過補償的方式。同時，為了控制中性點偏移情況，要求脫諧度最大為10%，正常運行時中性點位移最大為相電壓的15%。

4.2.2 消弧線圈的助增作用

根據相關規范，中性點經過消弧線圈接地的電網，長時間中性點接地位移不大于相電壓的15%，脫諧度一般不大于10%（絕對值），即：

公式表明，投入消弧線圈裝置后會增大電壓的不平衡度。由此可以初步判定，電壓開放或許與消弧線圈投入后對不平衡電壓的助增作用有關。

4.2.3 系統正常運行消弧線圈諧振

系統正常運行，消弧線圈全補償時，發生串聯諧振，忽略單相對地電導。串聯諧振等效電路圖如圖5所示。

圖5 串聯諧振等效電路圖

串聯諧振時：

中性點電壓偏移高達0.78倍的額定相電壓，大于電壓開放整定值。諧振狀態下，必然造成母差電壓開放，并啟動故障錄波器。且諧振時零序電流遠大于零序保護動作電流，各支路零序電流保護均啟動并跳閘。從光伏電站運行的數據看，35 kV母差保護裝置電壓開放時，大概率情況下沒有發生跳閘事故（因為無線路跳閘現象），因此，諧振必然會造成電壓開放，但是并不是光伏電站在無故障情況下反復發生電壓開放的原因。

4.3 案例分析與容量優化

消弧線圈中流過的電流：

針對架空線路計算公式為[7]：

針對電纜線路計算公式為：

根據工程實例，查詢光伏電站的主接線和送出線路，得知新建光伏電站采用單回架空線路，長度約2 km，導線截面按185 mm2考慮，站內采用電纜接線。

本工程設計的消弧線圈容量為650 kVA，滿足要求。但是，仍然無法解釋電壓反復開放報警的現象。進一步調研光伏電站及對側電網的線路、接地情況，發現對側電網沒有安裝消弧線圈裝置，所連接變電站如圖6所示。

圖6 并網點相連的35 kV電網網絡示意圖

調研發現，該光伏電站并入35 kV電網后，與之相關的2號、3號電站為高阻抗接地，4號電站35 kV側不接地。考慮整個35 kV電力網絡，重新計算電容電流。

消弧線圈容量：

光伏電站投入的消弧線圈容量650 kVA，根據重新計算的電容電流核算，則：

理論上不平衡電壓大于電壓開放整定值，將會導致電壓開放誤報警。

實際上，考慮系統運行的動態特性和實際工程誤差，消弧線圈容量為650 kVA時，將會使得不平衡電壓接近或大于電壓開放整定值。因此，在電力系統動態運行過程中，潮流稍有波動就可能造成零序電壓大于電壓開放值，導致無故障時反復出現母差保護裝置的電壓開放誤報警。

更換消弧線圈設備，容量為800 kVA，過補償狀態。正常運行時，電壓偏移：

更換設備后，正常運行時的電壓偏移遠離了電壓開放的整定值，解決了母差保護裝置電壓開放誤報警的問題。

5 結 論

35 kV母差電壓開放判據為零序電壓，該電壓為自產零序，啟動值為0.1Un。系統電壓不平衡度增加，則零序電壓也會增大。故障錄波電壓突變量啟動值為二次額定電壓的8%，由于母差電壓開放的不平衡電壓大于故障錄波啟動電壓，因此故障錄波裝置能夠記錄母差電壓開放時的電壓電流特性。

工程實踐表明，消弧線圈設備的投入對不平衡電壓有助增作用，且助增作用的大小與消弧線圈的脫諧度密切相關，因此配置合理的消弧線圈容量意義重大。在設計消弧線圈容量時，不僅要考慮本站及送出線路的電容電流，而且還需要考慮對側站及其相連的35 kV電網的接地情況。若未對側變電站配置消弧線圈裝置，計算電容電流時則需要計入整個電網的電容電流情況。