云霄县35KV系统谐振现象分析与消除措施

云霄县35KV系统谐振现象分析与消除措施[摘要]云霄县电网在1996年110KV云陵变建成投运，并经近几年城农网改
造建设后，目前形成以云陵变为中心，以35KV为主网架向各乡镇辐射供电或与各小水电联网的相对独立的小电网，经110KV莆云线接入220KV莆美变与福建主电网相联。

【关键词】35KV系统；谐振；电网
云陵变设计装设两台SFSZ8-31500/110主变，分两期建设。

首期施工图设计时，当时接入云陵变35KV电网很小，而且全县没有形成整个35kV电网，系统电容电流不大，单相接地电弧可以自行熄灭，谐振过电压不突出，因而没有考虑在主变35KV侧中性点装设消弧线圈。

1、单相电弧接地过电压简要原理分析
云霄县35KV电网形成统一电网，并经城农网改造建设后，系统在正常运行时，对地电容增加，每相对地电容电流I=ωC0UФ，发生单相接地故障时，非故障相相电压上升为线电压，故障点流过的故障电流为三相对地电容电流之和，即Id=3ωC0UФ。

一般认为20-60KV电网单相接地故障电流超过10A时，电弧就难以自行熄灭，容易形成间歇性电弧，导致系统中电感-电容回路的电磁振荡，产生电弧接地过电压。

假设系统中A相某点在其电压达到负最大值时发生单相金属性接地故障，uA=0，而非故障相电压uB和uC将由起始值（0.5p.u.）向稳态值线电压(1.5p.u.)过渡，此过程为一个高频振荡过渡过程，非故障相的振荡电压最大值为：
振荡电压最大值=稳态值+（稳态值-起始值）
求得：
UBM=UCM=1.5+(1.5-0.5)=2.5 p.u.
若电弧熄灭后不重燃或形成稳定电弧，则非故障相出现的过电压不会超过=2.5 p.u.。

经过0.5个工频周期后，接地电流过零点，非故障相上的自由电荷将沿三相对地电容重新分布，于是在各相上产生了同样位移电压udv（-1p.u.）。

又经过0.5个工频周期，uB和uC瞬时值为-0.5p.u.，而uA达到最大值（-2p.u.），可能引起电弧重燃，使uB和uC从起始值（-0.5p.u.）过渡到线电压瞬时值（1.5p.u.），产生的过电压为：
U′BM=U′CM=1.5+[1.5-（-0.5）]=3.5 p.u.
此后每隔0.5个工频周期，电弧交替发生熄灭和重燃，重复以上过程。

因此故障相最大过电压为2p.u.，非故障相过电压为3.5p.u.。

理论上电弧接地过电压最高不超过3.5p.u.，国内外的实测结果也表明，中性点不接地系统中的电弧接地暂态过电压，极少达到或超过 3.2p.u.，2.0 p.u.及以上的出现概率为64%。

2、对地电容和电容电流估算
云霄县35KV电网现有线路列于表一：
按经验公式：[1]
IC=（2.7~3.3）UeL×10-3(A)
进行估算。

式中Ue为架空线路额定线电压(KV)，L为线路长度（Km）。

有避雷线取IC=3.3UeL×10-3(A)，无避雷线取IC=2.7UeL×10-3(A)，所有线路均为水泥杆或铁塔，IC增加10%—12%。

线路进线段均架设避雷线，最长取2Km。

计算结果列于下表中。

表一云霄县35KV电网现有线路和估算电容电流
序号线路名称导线型号线路长度（Km）有避雷线长度（Km）无避雷线长度（Km）总估算电容电流（A）
1 峰云线LGJ—150 10.8 33.5 60.8 10.576
2 峰马线(前) LGJ—95 6.6
3 峰马线(后) LGJ—70 4.3
4 峰二线LGJ—70 6.6
5 甘竹线LGJ—70 7.6
6 罗云线(前) LGJ—50 9.8
7 罗云线(后) LGJ—95 2.2
8 云陈线LGJ—95 22.0
9 云梁线(前) LGJ—70 14.5
10 云梁线(前) LGJ—150 1.6
11 梁一二联络 LGJ—50 1.5
12 陈列线LGJ—70 6.8
根据估算电容电流结果，计算出系统三相等效对地电容C为：
C=IC/(ωUФ)=1.666μf
3、传统消弧线圈的主要缺点
在小电流接地系统中，当系统对地电容电流超过一定值时，常采用在系统中性点装设消弧线圈来补偿单相接地故障电流，使之降低到可以自行熄灭，电弧不再重燃，因此就可以避免出现单相接地电弧过电压。

(1)消弧线圈的电感电流补偿了系统的接地电容电流，限制了接地故障电流的破坏作用，使残余电流值降低，接地电弧易于熄灭。

(2)当残流过零点电弧熄灭后，又能降低故障相恢复电压的初速度及其幅值，使电弧不再重燃而彻底熄灭。

传统谐振接地方式存在两个技术难题：一是消弧线圈只能人工根据系统运行方式进行预调谐，不仅麻烦，而且在调谐过程可能失去补偿作用。

同时消弧线圈一般运行在欠补偿方式下，不能完全或接近全补偿，残流较大；二是接地保护的选择性没有得到很好解决，通常靠人工依次拉开各条线路来判别，造成正常运行线路的短时失压。

4、自动跟踪补偿装置的选择设计及原理
《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620—1997）规定，所有35KV系统当单相接地故障电容电流超过10A又需在接地故障条件下运行时，应采用消弧线圈接地方式。

经过估算，云霄县35KV系统单相接地故障电容电流在10A左右，处在临界位置，考虑到已发生过电弧接地过电压，而且在电网5年滚动规划中将在近期增加火田线（LGJ—95，10Km），云陵变Ⅱ期规划在2003年或2004年建成投运，可能增加1~3条35KV出线，城农网改造仍在继续，有些线路已列入更换导线计划等，在35KV系统装设消弧线圈已十分必要。

云霄县35KV电网以云陵变为中心成辐射状，电网规模小，结构比较简单。

设计只考虑装设一台消弧线圈，安装在云陵变主变35KV侧中性点上，并选用自动跟踪补偿装置。

待2#主变投运后，由两台共用。

消弧线圈容量按下式[3]计算：
Q=1.35IC
得到计算容量为317.36KV A(Ue=38.5KV)。

设计选用邯郸旭辉电力自动化设备有限公司生产的ZGTD—C35—550/5-25R调容式自动跟踪接地补偿及接地选线成套装置（厂家建议按Q=1.5~2.5IC选择容量，选550KV A比较接近）。

其与系统联结如图一。

4.1调容式自动消弧线圈工作原理：
调容式自动消弧线圈原理接线图如图二。

在消弧线圈二次绕组中接入电容调节柜，当二次电容器组全部断开时，主绕组感抗最小，电感电流最大；二次绕组有电容器接入后，根据阻抗折算原理，相当于主绕组两端并接了相同功率的电容，使主绕组电感电流减小，即通过调节二次电容的容量就可控制主绕组的感抗及电感电流的大小。

所选用型号的电容调节柜装有4只电容，容量配置原则为C1：C2：C3：C4为1：2：4：8，通过控制各电容器的投入或退出，可实现16级调节，差级电流Id=QC1/UФ。

电容器的投切由控制器控制真空接触器分合和晶闸管的导通或截止来实现，真空接触器简单可靠，但响应时间稍长，而晶闸管的响应时间短，但长期工作的可靠性差，两者组合效果较好。

4.2测量系统对地电容电流的原理：
该成套装置根据电网电容电流的大小自动跟踪调节消弧线圈补偿电流，首先要对系统电容电流进行测量。

该装置利用“调谐法”来实现。

正常运行时系统零序等值电路如图二。

U0为系统位移电压，I0为回路零序电流，XL为消弧线圈电抗，XC为系统对地容抗。

设消弧线圈处于某一档位，其电抗为XL1，根据回路电压定律有：U0= I01×XL1- I01×XC
改变消弧线圈档位，其电抗为XL2，则有：
U0= I02×XL2- I02×XC
系统位移电压U0不随消弧线圈的电抗改变而改变，因此有：
I01×XL1- I01×XC= I02×XL2- I02×XC
XC=（I01×XL1- I02×XL2）/（I01- I02）
IC= UФ/XC=（I01- I02）/（I01×XL1- I02×XL2）·UФ
生产厂家技术人员在上述“调谐法”基础上进行改进，使该装置在测量系统电容电流时不需进行调档操作，即所谓“对地容抗实时测量算法”，测量误差小于2%。

4.3单相接地选线原理：
当系统发生单相接地故障时，该装置能快速准确地检查出故障线路，其所根据原理有“残流增量法”、“有功功率法”、和“零序电流基波幅值法”。

残流增量法：系统发生单相接地故障后，通过装设于各线路的零序电流互感器采集各线路零序电流，然后控制消弧线圈改变一档，再采集一次，将两次进行比较，求出各线路在消弧线圈调档前后零序电流变化量，其中最大者即为发生接地故障线路，因为它等于消弧线圈调档前后电感电流的改变值，而其他线路基本不变。

有功功率法：系统发生单相接地故障时，接地线路零序功率中包含有消弧线圈和系统对地绝缘电阻所产生的有功损耗，而非接地线路零序功率中只有其本身产生的损耗，两者相差较大，据此可以判别。

4.4运行状态：
系统正常运行时，消弧线圈工作于远离谐振点的过补偿区域，限制中性点电位升高；当电网发生单相接地故障时，消弧线圈马上转入接近谐振点的工作区域，实现最佳补偿，即为随调式调谐方式。

另一种调谐方式为预调式，即把自动补偿装置预先调谐在全补偿或接近全补偿运行，此时中性点位移电压较大，需在中性点采用限压电阻来限制中性点位移电压。

5、结束语
随着城市35kV、10kV供电电网不断扩大，电缆长度增加很快，致使系统对地电容电流迅速增加，超过临界值时接地电弧就不能自行熄灭。

谐振过电压从数值上看并不大，但它遍及整个系统，容易使绝缘薄弱点击穿，造成事故和设备损坏，因此必须得到重视。

参考文献
[1] [俄]Ф.A.李哈乔夫《消弧设备的选择、装设和运行》吴维诚、熊晓农译。

电力工业出版社，1956年。