【配电】一起变电站消弧线圈大容量改造方案分析

随着电缆在配电网中的大量使用，系统电容电流大幅度增长。对于中性点不接地系统，当发生单相接地时，由于电容电流较大，弧光不能自熄，造成跳闸事故率上升，严重危胁着电网的安全运行。

220kV双闸变电站是南京河西奥体地区的一个重要电源点，其10kV出线直供周边的用户。奥体周边的经济发展一直很快，2014年南京的青奥会，更是让周边的基础建设及用电需求突飞猛进。24面10kV出线柜已全部投运，其中有5条出线是双拼出线，实际出线29回，近期又新增了6回出线柜。所有的10kV线路均是全电缆出线，电容电流非常大。本文针对220kV双闸变电站长期误发10kV单相接地现象进行分析，发现了变电站消弧线圈容量不足，造成长期欠补偿运行的现象，对此进行了技术分析，并提出了改造方案。

2012年4月17日上午9时左右，220kV双闸变电站10kVⅡ段母线接地动作，母线三相电压分别为U_A=10.21 kV，U_B=0.38 kV，U_C=10.51kV，选线装置显示新城2号线251线路单相接地、恢复频发。试拉新城2号线251后接地消失，对新城2号线251线进行绝缘测试，无异常，巡视也未发现异常，中午12时试送正常。在处理故障时发现10kV XHK-Ⅱ型消弧线圈自动调谐及接地选线成套装置的人机界面显示：“2号消弧线圈容量过小，当前挡位12挡，已到最大挡，上调无效！”（见图1），过后又显示正常，挡位在12挡，电容电流86.04 A。

2013年220kV双闸变电站发生多起10kV母线单相接地、恢复频发现象，表现为母线三相电压不平衡（两相偏高，一相偏低），后台监控系统判断为母线接地故障，但经拉合10kV线路后接地消失，电压恢复平衡。线路单相接地、恢复频发现象发生时间不固定，原因不清楚。为排查原因需运行人员按故障处理流程巡视检查，费时费力，找出发生故障的根本原因。

图1 消弧线圈控制装置图

220kV双闸变电站10kV系统采用的是上海思源公司生产的XHK-Ⅱ型消弧线圈自动调谐及接地选线成套装置。由于220kV双闸变电站是南京河西奥体地区的一个重要电源点，其10kV出线直供周边的用户。10kV 24面出线柜已全部上满，其中有5条出线是双拼出线，实际出线29回，近期又新增了6回出线柜。所有的10kV线路均是全电缆出线，系统对地电容电流非常大，10kV系统采用经接地变压器中性点消弧线圈接地方式。

220kV双闸变电站消弧线圈成套装置采用的是预先调节式补偿方式，即：系统正常运行时，消弧线圈预先调节，备在补偿位置；单相接地故障时，消弧线圈零延时进行补偿。在回路中增加阻尼电阻可防止系统振荡时谐振过电压产生。而当系统发生单相接地时，中性点流过很大的电流，这时阻尼电阻的保护单元动作，阻尼电阻被短接，流过消弧线圈的电感性电流与流入接地点的电容性电流相位相反，电感性电流对电容性电流进行补偿，从而消除弧光接地过电压。

阻尼电阻的保护投退由一套可控硅设备控制，当阻尼电阻两端电压大于可控硅触发电压时，可控硅触发，迅速将阻尼电阻短接，系统电压恢复正常达到可控硅返回值时，阻尼电阻投入。

由阻尼电阻投退原理可知，正常情况下可控硅应不会触发动作，但如果10kV母线三相负荷不平衡较严重，正常运行状态下中性点位移电压就比较大，一旦系统发生变化就会造成阻尼电阻非正常短接，这时由于消弧线圈已处于补偿状态（即X_C=X_L），系统谐振条件具备，中性点位移电压将急剧升高。同样，如果可控硅返回电压设置不当，会造成可控硅触发后无法返回，阻尼电阻无法再次投入，引发系统谐振。

220kV双闸变电站消弧线圈系统主要配置如表1所示。由表1可知220kV双闸变电站消弧线圈容量配置不足，已接近补偿极限，系统不对称电压正常情况下均在260V左右，可控硅触发电压为270V，系统运行方式改变或三相负荷出现较大变化时均会造成系统不对称电压增大，引起可控硅触发并短接阻尼电阻。系统出现单相接地故障后由于可控硅返回电压偏小，阻尼电阻将无法再次投入，以上两点可以解释线路单相接地、恢复频发现象产生的原因。

欠补偿是指运行中线圈电感电流I_L小于系统电容电流I_C的运行方式。当0＜I_C-I_L≤I_d（I_d为消弧线圈相邻挡位间的级差电流）时，即当残流为容性且残流值小于或等于级差电流时，消弧线圈不进行调挡。若对地电容发生变化不满足上述条件时，则消弧线圈将向上或向下调节分接开关，直至重新满足上述条件为止。

空载电缆电容电流的计算方法有以下两种：

1) 根据单相对地电容，计算电容电流：

式中：U_p为电网线电压，kV；C为单相对地电容，F，一般电缆的单位电容为200~400 pF/m。

2) 根据经验公式，计算电容电流：

式中：U_p为电网线电压，kV；L 为电缆长度，km。

若采用第二种计算方法，双闸变电站10kVⅡ段母线上的所有出线总电容电流I_CΣ=0.1×10×90.825=90.825(A) (L由10kVⅡ段母线上的所有出线电缆长度叠加,再考虑未投运的3条出线电缆的长度得出) 。

消弧线圈容量应主要根据系统单相接地故障时电容电流的大小来确定，并应留一定裕度，以适应系统今后的发展和满足设备裕度的要求等。消弧线圈的容量可按式（3）确定：

式中：Q 为消弧线圈的容量, kVA；U_N 为系统标称电压，kV；I_C 为对地电容电流，A。

根据式（3），双闸变电站消弧线圈容量

通过上述分析得知，虚假接地现象的成因有两个：一是变电站出线较多，系统电容电流较大，而消弧线圈容量偏小，消弧线圈补偿裕度不足；二是系统正常运行时中性点位移电压较大，阻尼电阻保护可控硅触发返回电压偏小，造成正常运行时阻尼电阻短接或无法返回，本文重点对后一种原因进行分析。

消弧线圈补偿裕度不足，可通过消弧线圈增容改造处理，但投资较大。中性点位移电压较大，其根本原因是三相负荷不平衡造成的，变电站投运后负荷情况复杂，处理难度更大。如原来是自动跟踪的消弧线圈系统，容量不足时可增加一台固定式并联电抗器方法，就能恢复原来消弧线圈的自动调谐功能。增加的容量为：710-630=80( kVA)。

如图2所示：L为原有的消弧线圈，容量是630kVA，新增加的L2为固定式电抗器，容量为80kVA，K2为小开关，B2为小型避雷器。这样消弧线圈原有的自动调谐装置可以在15~90A之间分成12挡进行调节。

按照环流法的原理：在电压不变的情况下，并联一个同类型的阻抗，可以分流。通过这种方法变相的增加了消弧线圈的容量，达到了经济型增容的目的。

2013年该变电站小电流接地系统消弧线圈容量不足经济型技改方案被作为群众性创新项目在220kV双闸变电站开发、试验、实施，并取得了成功。

图2 消弧线圈增容图

本文通过对双闸变电站长期误发10kV单相接地现象的分析，发现了变电站消弧线圈容量不足、长期处在欠补偿的运行方式下的现象，并通过技术分析，提出了增加并联电抗器的经济安全的方法，能够为其他变电站出现的类似情况提供借鉴和解决思路。