李 慧，钟泰军，黄吏飞，吴 莎，康 慨

（湖北省电力勘测设计院有限公司，湖北 武汉 430040）

关键字：母线差动保护；零序电压；消弧线圈补偿特性；消弧线圈容量设计

0 引 言

中性点接地方式涉及电网的安全可靠性、经济性，同时直接影响系统设备绝缘水平的选择、过电压水平、继电保护方式以及通信干扰等[1]。目前，我国10～35 kV中压系统多采用非有效接地方式，即不接地、消弧线圈接地以及高电阻接地[2]。其中，消弧线圈接地的状态最为复杂。本文通过分析某新能源场站发生的35 kV母差保护反复开放报警事故，研究消弧线圈接地的几种补偿模式及其设计优化措施。

1 事故概况

某35 kV光伏电站自投运以来，持续出现35 kV母差电压开放、故障录波启动以及后台画面出现三相电压不平衡等问题。

2 事故详情与分析

2.1 主接线情况

该光伏电站的光伏发电容量为24 MWp，采用35 kV单母线接线方式，配置3条35 kV集电线路、1台4 MW SVG设备以及1台900 kW接地变兼站用变。接地方式为消弧线圈接地，消弧线圈设备容量为650 kVA，通过一条35 kV送出线路送出。主接线如图1所示。

图1 主接线图

参考导体和电器选择设计技术规定（DL/T5222-2005），消弧线圈容量计算公式为[3]：

式中，IC为系统电容电流，单位为A；UN为额定线电压。

2.2 母差保护装置，电压开放原理

查询母差保护装置的说明书，在动作于故障母线跳闸时必须经相应的母线电压闭锁元件闭锁。35 kV母差保护的动作逻辑简化图如图2所示。

图2 35 kV母差保护装置继电保护动作逻辑简化图

由图2可知，必须实现电压开放，才能启动母差保护装置。在启动母差保护装置后，当母差保护的判据满足动作条件，就会发出跳闸命令。电压开放判据为：

2.3 故障录波启动原理

查询故障录波装置说明书，可知故障录播启动为电压突变量启动。故障录波电压突变量启动值为二次额定电压8%，即相电压突变约4.6 V时启动录波。

2.4 事故原因初步判定

针对母差电压反复开放这一情况，进行现场试验。

现场操作1：排场故障情况，读取录波数据和继电保护设备的状态，发现无故障、无跳闸情况发生。

现场操作2：退出接地变，电压二次值分别为Ua=59.7 V、Ub=59.9 V、Uc=59.0 V以及U0=0.90 V，即未投入消弧线圈时，不平衡度为1.56%。投入接地变时（9档运行），Ua为61.0 V，Ub为58.5 V，Uc为58.6 V，U0为2.69 V。投入消弧线圈时，不平衡度为4.67%，增大了系统的不平衡度。

现场操作3：投入接地变，调节消弧线圈档位，从1～9档调节，发现避开消弧线圈原理谐振点后仍然存在开放报警的现象。

现场操作4：改变消弧线圈二次阻尼值（由原来20 Ω减少至5 Ω），运行中发现中性点电压降低，开放报警的闪变频率降低，但是仍然存在无故障开放报警的情况。

现场操作5：邀请厂家对消弧线圈进行质量检测，检测结果显示消弧线圈设备各项指标正常。

综上所述，初步判断弧线圈容量不匹配或者阻尼电阻过大。

3 事故原因排查

3.1 零序电压、电流分析

消弧线圈投入运行，系统正常运行时零序电流主要为不平衡电流，零序电压为不平衡电压。查询故障录波器记录的数据，以某次单相接地故障消失后（恢复正常运行）的录波数据为例，统计数据如表1、2、3所示。

表1 正常运行时各支路电流（单位：A）

表2 单相接地故障时各支路电流（单位：A）

表3 母线PT中的电压值（单位：kV）

对比表1和表2，正常运行时的零序电流主要为系统运行的不平衡电流，最大值为1.8 A。零序电压为系统运行不平衡电压，一次值为2.8～3.1 kV，大于母线电压开放的整定值。此时解除电压闭锁，35 kV母差保护装置的电压开放。由表3中的数据可知，在非故障情况下存在零序电压超过整定值6 V（2.1 kV），出现电压开放误报警的现象。故障情况下，由于中性点偏移，零序电压接近正常运行时的相电压的99.03%，基本可以认为消弧线圈接地系统在单相接地故障时中性点偏移，零序电压对地电压值约等于相电压值。

3.2 初步结论

由上一节分析可初步判定35 kV母差保护装置电压开放误报警的原因有两个：一个是消弧线圈投入对不平衡电流电压产生助增作用，使得正常运行时的不平衡电压超过电压开放整定值；另一个则是线路投切造成的电压闪变。

线路投切在实际工程中不可避免，因此主要通过优化消弧线圈的容量设计来降低不平衡电流和不平衡电压。

4 理论分析与验证

4.1 消弧线圈接地系统的零序电压、电流特性

为了计算分析方便，忽略相间电容，假设三相对地电导相等，消弧线圈接地系统等效电路如图3所示。

图3 消弧线圈接地系统等效电路

电网正常运行时，中性点O的KCL方程为[4]：

进一步化简得到：

式中，Ubd为消弧线圈投入前系统正常运行的不平衡度[3]。

v是补偿网线的失脱谐度，其表达式为：

d是补偿网线的阻尼率，其表达式为：

4.2 电压开放原因分析

电压闪变也可能造成零序电压瞬时不平衡，母差电压开放，同时启动故障录波器。初步判断电压闪变的原因有线路投切操作造成电压瞬时闪变和谐振造成电压变化[4]。

线路投切在实际工程中不可避免，本文重点分析线路投切可能造成线路参数变化引起的谐振电压变化。

4.2.1 消弧线圈补偿方式

消弧线圈补偿特性变化示意图如图4所示。中性点经消弧线圈接地，有三种补偿方式，即全补偿、欠补偿、过补偿[5,6]。其中，全补偿为IL=IC、K=1、v=0；欠补偿为IL＜IC、K＜1、v＞0；过补偿为IL＞IC、K＞1、v＜0。

图4 消弧线圈补偿特性变化示意图

根据图4，假设系统运行时，线路总长度L2，消弧线圈补偿电流IL＜IC2处于欠补偿状态，当运行过程中切机或者切负荷或者故障跳闸跳开某条线路后，线路总长度减小。当线路长度减小为L0时，发生串联谐振；当减小为L1时，IL＞IC1，由欠补偿过渡为过补偿状态。

如果系统设置消弧线圈处于过补偿状态，消弧线圈电流IL'＞IC2，切机或者切负荷或者故障跳闸跳开某条线路后，仍然是过补偿状态，不会因为系统改变运行方式、跳闸等工况造成谐振。因此，在工程设计中，一般采用过补偿的方式。同时，为了控制中性点偏移情况，要求脱谐度最大为10%，正常运行时中性点位移最大为相电压的15%。

4.2.2 消弧线圈的助增作用

根据相关规范，中性点经过消弧线圈接地的电网，长时间中性点接地位移不大于相电压的15%，脱谐度一般不大于10%（绝对值），即：

公式表明，投入消弧线圈装置后会增大电压的不平衡度。由此可以初步判定，电压开放或许与消弧线圈投入后对不平衡电压的助增作用有关。

4.2.3 系统正常运行消弧线圈谐振

系统正常运行，消弧线圈全补偿时，发生串联谐振，忽略单相对地电导。串联谐振等效电路图如图5所示。

图5 串联谐振等效电路图

串联谐振时：

中性点电压偏移高达0.78倍的额定相电压，大于电压开放整定值。谐振状态下，必然造成母差电压开放，并启动故障录波器。且谐振时零序电流远大于零序保护动作电流，各支路零序电流保护均启动并跳闸。从光伏电站运行的数据看，35 kV母差保护装置电压开放时，大概率情况下没有发生跳闸事故（因为无线路跳闸现象），因此，谐振必然会造成电压开放，但是并不是光伏电站在无故障情况下反复发生电压开放的原因。

4.3 案例分析与容量优化

消弧线圈中流过的电流：

针对架空线路计算公式为[7]：

针对电缆线路计算公式为：

根据工程实例，查询光伏电站的主接线和送出线路，得知新建光伏电站采用单回架空线路，长度约2 km，导线截面按185 mm2考虑，站内采用电缆接线。

本工程设计的消弧线圈容量为650 kVA，满足要求。但是，仍然无法解释电压反复开放报警的现象。进一步调研光伏电站及对侧电网的线路、接地情况，发现对侧电网没有安装消弧线圈装置，所连接变电站如图6所示。

图6 并网点相连的35 kV电网网络示意图

调研发现，该光伏电站并入35 kV电网后，与之相关的2号、3号电站为高阻抗接地，4号电站35 kV侧不接地。考虑整个35 kV电力网络，重新计算电容电流。

消弧线圈容量：

光伏电站投入的消弧线圈容量650 kVA，根据重新计算的电容电流核算，则：

理论上不平衡电压大于电压开放整定值，将会导致电压开放误报警。

实际上，考虑系统运行的动态特性和实际工程误差，消弧线圈容量为650 kVA时，将会使得不平衡电压接近或大于电压开放整定值。因此，在电力系统动态运行过程中，潮流稍有波动就可能造成零序电压大于电压开放值，导致无故障时反复出现母差保护装置的电压开放误报警。

更换消弧线圈设备，容量为800 kVA，过补偿状态。正常运行时，电压偏移：

更换设备后，正常运行时的电压偏移远离了电压开放的整定值，解决了母差保护装置电压开放误报警的问题。

5 结 论

35 kV母差电压开放判据为零序电压，该电压为自产零序，启动值为0.1Un。系统电压不平衡度增加，则零序电压也会增大。故障录波电压突变量启动值为二次额定电压的8%，由于母差电压开放的不平衡电压大于故障录波启动电压，因此故障录波装置能够记录母差电压开放时的电压电流特性。

工程实践表明，消弧线圈设备的投入对不平衡电压有助增作用，且助增作用的大小与消弧线圈的脱谐度密切相关，因此配置合理的消弧线圈容量意义重大。在设计消弧线圈容量时，不仅要考虑本站及送出线路的电容电流，而且还需要考虑对侧站及其相连的35 kV电网的接地情况。若未对侧变电站配置消弧线圈装置，计算电容电流时则需要计入整个电网的电容电流情况。