谐波和传递电压对发电机消弧线圈中性点电压的影响

2011-05-29金祖山

浙江电力 2011年2期

刘黎，蔡勇，金祖山，徐华

（1.浙江省电力试验研究院，杭州 310014；2.浙江省电力公司超高压建设分公司，杭州 310008）

目前我国发电机组中性点大量采用消弧线圈补偿方式。消弧线圈的作用是：当发生单相接地故障时，通过消弧线圈提供电感电流以补偿接地电容电流，使接地电流减小并自动熄灭电弧，同时可防止大接地电流烧毁定子线圈和铁心。但补偿后，在发电机正常运行工况下，母线三相电压不平衡度会间歇性明显变大，中性点偏移电压增大并超过标准要求（小于10%相电压），导致零序电压保护发出报警信号并有可能动作，严重影响发电机组的安全稳定运行。

当中性点经消弧线圈接地系统中发生单相接地、断线及其它异常情况时，往往通过电压表指示的不平衡来分析判断并作出处理。因电压不平衡而误认接地，却找不到故障点；而真正的接地故障却因为查找时间过长而被耽误，引起事故扩大。在分析母线三相电压不平衡度间歇性增大原因时，除了考虑系统的不对称度KC、阻尼率d、脱谐度v之外，还应该考虑发电机系统的特殊性，对谐波和运行方式进行分析。

1 消弧线圈档位的选择

当中性点装设消弧线圈补偿后，中性点电压由不对称电压U0变为位移电压UN。

式中：UP为相电压。

因此，影响消弧线圈中性点位移电压UN的因素有：

（1）系统不对称电压 U0（电网不对称度 KC）。系统不对称电压U0为不带消弧线圈时，系统三相电容不对称而造成的不对称电压。影响U0大小的因素很多，主要与电网三相对地电容差异、三相负荷差异等有关。

（2）阻尼率d。阻尼率d=R/wL，其中R为系统回路的电阻，L为消弧线圈的补偿电感。发电机单元阻尼率较小，特别是当消弧线圈无阻尼电阻设置时，R基本为传导电阻，与消弧线圈感抗相比，阻尼率d数值较小，一般可以忽略不计。

（3）脱谐度 v。 v=（IC-IL）/IC，其中 IL为消弧线圈补偿感性电流，IC为发电机单元系统对地电容电流。当阻尼率忽略不计后，发电机单元系统中性点位移电压UN将随着脱谐度变化而变化。

中性点位移电压过大将导致三相电压有较大的偏移，对设备绝缘尤其不利。因此，国家相关规程针对消弧线圈对补偿系统脱谐度的要求是：

发生单相接地故障时，消弧线圈补偿装置应使流经故障点的残流尽量小。消弧线圈补偿脱谐度应尽量小，并尽可能只包含主接地电流的有功分量和不能被补偿的高次谐波电流。

中性点经消弧线圈接地的发电机，在正常情况下，脱谐度不应太小，长时间中性点位移电压不应超过额定相电压10%，相对地电压升高值不得危害电网的正常绝缘。

显然，上述要求相互关联又彼此矛盾，需要根据系统的实际情况进行最优配置。

2 谐波的影响

通过录波仪对发电机正常运行时的中性点电压波形进行监测，中性点电压的典型波形、频谱分析如图1、图2所示。

正常运行时，发电机中性点的电压以三次谐波电压即150 Hz为主要成分，同时包含50 Hz基波和其它谐波成分。三次谐波以相电压的形式存在，发电机一般与Δ/Y变压器组成单元制接线，以线电压方式对外输出，三次谐波电压相互抵消，因此三次谐波不会影响输出的电压质量，但会对中性点位移电压带来较大影响。发电机中的三次谐波电压是由发电机本身产生的,主要与结构、绕组型式、制作工艺等因素有关，属于发电机的固有特性，因此无法完全消除。

图1 中性点电压典型波形示意图

图2 中性点电压频谱图

以某水力发电厂4号发电机组为例，中性点为手动调节消弧线圈接地方式，依次放置5 A，5.9 A，7.1 A，8.4 A，10 A五个档位，测试电容电流为5.04 A，绘制出脱谐度与中性点位移电压、电压比值的关系如图3、图4。

从图3、图4可以看出，随着脱谐度的增大，50 Hz基波电压迅速下降。而三次谐波分量则随着脱谐度的增加而缓慢增加。当脱谐度大于20%以后，中性点位移电压有效值已与三次谐波电压的大小基本相同。三次谐波随脱谐度增加而略增属于正常现象，一方面发电机三次谐波的产生与发电机绕组间的分布参数有关，当绕组线圈末端的消弧线圈档位改变时，三次谐波也随之改变；另一方面三次谐波的感抗比工频大三倍，容抗则小三倍。当工频接近谐振状态时，三次谐波的感抗远大于容抗。随着消弧线圈补偿电流的增大，消弧线圈感抗逐渐减小，三次谐波感抗以三倍速率减小与容抗的差距，导致三次谐波幅值略增。

图3 脱谐度与中性点位移电压关系图

图4 脱谐度与电压比值关系图

由于三次谐波的影响，消弧线圈脱谐度增大到一定程度后，降低中性点位移电压有效值的效果并不明显。无论消弧线圈如何调整档位，位移电压与相电压的比值都会维持在6.5%～8.5%（400～500 V，工频谐振点除外），见图4。当发电机机端电压出现异常不平衡波动或开关不同期合闸等异常情况时，中性点零序工频分量增加，很可能导致总的中性点位移电压超过10%设定值。

因此，对消弧线圈档位的调整不能仅根据传统消弧线圈工频电压的理论计算结果，还需要对发电机本身的谐波进行测试，在实际运行的基础上优化档位的选择。

3 传递电压的影响

当发电机变压器高、中压侧系统为不直接接地系统时，系统发生不对称接地故障、断路器不同期操作以及负荷不平衡等情况，中性点会出现明显的零序工频电压分量U0，此分量将通过电磁和静电的耦合传递到变压器低压侧，即发电机侧传递电压U1为：

式中：C0为主变压器低压侧相对地电容；C12为主变压器高压绕组和低压绕组之间的电容；v为脱谐度，过补偿时为负，欠补偿时为正。因此，传递电压的大小与消弧线圈的补偿情况密切相关。

如果消弧线圈在欠补偿条件下运行，低压侧阻抗为容性，则脱谐度越小，等效电容也越小，在低压侧出现的传递电压就会越大。如果消弧线圈处于过补偿运行状态，低压侧阻抗是感性的，如果脱谐度太小，感抗与主变压器高压绕组和低压绕组之间的电容可能会发生串联谐振，将在低压侧产生严重的谐振过电压。即使达不到谐振参数条件，也会由于电容效应而在低压侧出现较高的过电压。

系统正常运行时，断路器不同期操作以及负荷不平衡等情况传递的电压较小，但传递过来的零序电压将与原有的电压叠加，造成三相电压不平衡加剧，叠加的结果（特别是由于谐波影响，中性点电压已达7%～8%相电压时）很可能会超过10%相电压的规定值。

需要注意的是：当高、中压系统发生单相接地等故障时，高、中压侧中性点将出现较大的零序电压，传递过来的电压将有可能危及低压系统的绝缘。