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第４０卷第１２期２００９年６月 人 民 长 江Ｙａｎｇｔｚｅ Ｒｉｖｅｒ Ｖｏｌ．４０，Ｎｏ．１２Ｊｕｎｅ，２００９收稿日期：２００９－０５－１０作者简介：尹晓霞，女，武警水电第二总队，工程师。 文章编号：１００１－４１７９（２００９）１２－００７３－０２消弧装置在电力系统配电网中的运用尹晓霞（武警水电二总队，江西南昌３３８０３１）摘要：在我国６～６６ｋＶ的配电网中，大多数采用中性点不接地运行方式，这种运行方式虽然供电可靠性高，但也存在隐患，如当电网扩大和电缆出线增多时，若发单相接地故障时，系统对地电容电流急剧加、流经故障点的接地电流较大，容易产生间隙性弧光接地过电压，严重威胁到配电网的安全可靠性。而在配电网中增设消弧装置可有效解决上述问题。介绍消弧装置的原理及在现场的运用情况，通过工程建设的运用提出对宝泉抽水蓄能电站１０ｋＶ厂用电系统的优化建议。关 键 词：消弧装置；用电系统；系统优化；宝泉抽水蓄能电站中图分类号：ＴＭ７２ 文献标识码：Ａ１ 概述我国６～６６ｋＶ的配电网大多采用中性点不接地运行方式，这种运行方式，由于在单相接地时允许短时间内带故障运行，因而大大提高了系统的供电可靠性。但随着城乡电网的扩大及电缆出线的增多，系统对地的电容电流急剧增加，单相接地后流经故障点的电流较大，电弧不易熄灭，容易产生间隙性弧光接地过电压，同时由于电磁式电压互感器铁芯饱和时容易引起谐振过电压，严重时将导致ＰＴ烧毁及其他人身伤亡事故，同时事故跳闸率也明显上升，而在配电网系统中增加设置消弧装置将可解决以上的问题。２ 单相接地的危害当一相发生金属性接地故障时，接地相对地电位为零，其它两相对地电位比接地前升高槡３倍，一般情况下，当发生单相金属性接地故障时，流过故障点的短路电流仅为全部线路接地电容电流之和，其值并不大，发出接地信号，值班人员一般在２ｈ内选择和排除接地故障，保证连续不间断供电。实践表明随着电缆出线增多，１０ｋＶ配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，当系统电容电流大于１０Ａ后，将带来一系列危害。具体表现如下。（１）当发生间歇弧光接地时，可能引起高达３．５倍相电压的弧光过电压，引起多处绝缘薄弱的地方放电击穿和设备瞬间损坏，使小电流供电系统的可靠性这一优点大受影响。（２）配电网的铁磁谐振过电压现象比较普遍，时常发生电压互感器烧毁事故和熔断器的频繁熔断，严重威胁着配电网的安全可靠性。（３）当有人误触带电部位时，由于受到大电流的烧灼，加重了对触电人员的伤害，甚至死亡。（４）当配电网发生单相接地时，电弧不能自灭，很可能破坏周围的绝缘，发展成相间短路，造成停电或损坏设备的事故；因小动物造成单相接地而引起相间故障致使停电的事故也时有发生。（５）配电网对地电容电流增大后，对架空线路来说，树线矛盾比较突出，尤其是雷雨季节，因单相接地引起的短路跳闸事故占很大比例。当３～６６ｋＶ系统的单相接地故障电容电流超过１０Ａ时，应采用消弧线圈接地方式，通过计算电网当前脱谐度（ε＝（ＩＬ－ＩＣ）／ＩＣ·１００％，ＩＬ为消弧电感电流，ＩＣ为消弧电容电流）与设定值的比较，决定是否调节消弧圈的分接头，过去选用的传统消弧线圈必须停电调节档位，在运行中暴露出许多问题和隐患。具体表现如下：（１）由于传统消弧线圈没有自动测量系统，不能实时测量电网对地电容电流和位移电压，当电网运行方式或电网参数变化后靠人工估算电容电流，误差很大，不能及时有效地控制残流和抑制弧光过电压，不易达到最佳补偿。（２）传统消弧线圈按电压等级的不同、电网对地电容电流大小的不同，采用的调节级数也不同，一般分五级或九级，级数少、级差电流大，补偿精度很低。（３）调谐需要停电、退出消弧线圈，失去了消弧补偿的连续性，响应速度太慢，隐患较大，只能适应正常线路的投切。在遇到系统异常或事故情况下，如系统故障低周低压减载切除线路等，来不及进行调整，易造成失控。若此时正碰上电网单相接地，残流大，正需要补偿而跟不上，容易产生过电压而损坏电力系统绝缘薄弱的电器设备，引起事故扩大、雪上加霜。（４）消弧线圈抑制过电压的效果与脱谐度大小相关，实践表明：只有脱谐度不超过±５％时，才能把过电压的水平限制在２．６倍的相电压以下，传统消弧线圈则很难做到这一点。（５）运行中的消弧线圈不少容量不足，只能长期在欠补偿下运行。传统消弧线圈大多数没有阻尼电阻，其与电网对地电 人 民 长 江２００９年 容构成串联谐振回路，欠补偿时遇电网断线故障易进入全补偿状态（即电压谐振状态），这种过电压对电力系统绝缘所表现的危害性比由电弧接地过电压所产生的危害更大。既要控制残流量小，易于熄弧；又要控制脱谐度保证位移电压不超标，这对矛盾很难解决。鉴于上述因素，只好采用过补偿方式运行，这种补偿方式不灵活，脱谐度一般达到１５％－２５％，甚至更大。这样消弧线圈抑制弧光过电压效果很差，几乎与不装消弧线圈一样。为更好地解决这一问题，在江西董家窑２２０ｋＶ变电站建设中使用上海思源电气ＸＨＫ－Ⅱ－Ｂ型消弧线圈自动调谐及接地选线装置来对此问题进行解决。３ ＸＨＫ－Ⅱ－Ｂ型消弧线圈原理（１）装置的构成。装置成套设备包括：接地变压器、可调消弧线圈电阻及相应的装置组成。对于６６、３５ｋＶ配电网，变压器绕组通常为Ｙ接法，有中性点引出，不需要使用接地变压器。对６、１０ｋＶ配电网，变压器绕组通常为△接法，无中性点引出，这就需要用接地变压器引出中性点，接地变压器的一次侧设有无励磁调压。接地变压器具备以下特征：①零序阻抗低；②激磁阻抗大；③功耗小。绕组为Ｚ接线，它可带次级绕组，也可只有初级绕组。接地变压器每相由匝数相等的两个串联分绕组组成，每个磁心上的两个分绕组之间及它们对次级分绕组的零序互磁通为零。单相接地时，这种变压器的每个分绕组上流过的电流是流过消弧线圈电流的１／３。因而变压器的额定功率为：Ｗ′＝３×２×（ＩＣ／３）×ＵＰ／槡３（１）式中Ｗ′为额定功率；ＩＣ为消弧线圈电流；Ｕｐ为线电压。（２）装置的原理。当系统正常运行时，其零序回路的等值电路如图１所示。图１ 零序回路等值电路Ｕ０—系统的不对称电压；Ｕ１—中性点电压；Ｃ—系统对地的等效电容；Ｒ—回路电阻；Ｌ—消弧线圈由图１可知，消弧线圈与系统对地电容对于系统不平衡电压Ｕ０形成了串联谐振回路。在系统对地电容固定的情况下，调节消弧线圈的电感量Ｌ，使ＬＣ发生串联谐振，此时中性点电压Ｕ１将升至最高，流过回路的电流将与中性点电压Ｕ１同相位。利用串联谐振原理发展的对地电容电流测控算法有跟踪系统电压幅值变化的最大电压法和角度跟踪法。最大电压法是调整消弧线圈的电抗值Ｌ寻找使中性点电压幅值最大的电抗值，此时Ｌ在数值上等于系统对地电容Ｃ。角度跟踪法则是从相位出发，调节消弧线圈的电感量，使中性点电流的相位角最接近中性点电压的相位角。这两种方法都要对消弧线圈的电感量进行多次调整后才能计算出电容电流，测量周期长，不能及时跟踪电网电容电流的变化。并且由于电网中其他一些扰动也会影响到中性点电压，对谐振点的寻找往往要经过多次比较，甚至找不到谐振点。另一种更常采用的方法是状态参数法。当消弧线圈电感值在Ｌ１时，测量零序回路电流为Ｉ１，当消弧线圈电感值在Ｌ２时，测量零序回路电流为Ｉ２，故：Ｕ０＝Ｉ１·［Ｒ＋ｊ（ＸＬ１－ＸＣ］（２）Ｕ０＝Ｉ２·［Ｒ＋ｊ（ＸＬ２－ＸＣ］（３）式中Ｕ０为系统不对称电压；ＸＬ为消弧线圈感抗；ＸＣ为消弧线圈容抗。由（２）和（３）即可求出Ｒ和ＸＣ。ＩＣ＝ＵφＸＣ；ε＝ＩＬ－ＩＣＩＣ式中ε为脱谐度；Ｕφ为对地电容电压；ＩＬ为消弧线圈电感电流；ＩＣ为电网的电容电流。由于ＩＬ为消弧线圈上电感电流，为已知量，因此只要测量出系统对地的电容电流，即可计算出电网的脱谐度。控制器是以脱谐度和残流为判断依据的，投运前先将脱谐度ε的范围设定为ε１～ε２，当系统的脱谐度超出此范围，调谐器发出指令，控制电机来调整消弧线圈的有载开关，使调整后的脱谐度及残流满足要求。４ 宝泉电站１０ｋＶ厂用电系统优化建议（１）河南宝泉电站现有厂用电系统的状态。现有电站１０ｋＶ厂用电系统一次分３段，Ⅰ、Ⅱ段电源分别引至１号及４号主变低压侧设置的高压厂用变低压侧。Ⅲ段电源引至业主营地１０ｋＶ系统的配电系统。具体见图２，主要负荷分配见表１。图２ 宝泉抽水蓄能电站１０ｋＶ厂用电系统接线图表１ 主要负荷分配负荷名称负荷电源段电缆长度／ｋｍ电缆截面积／ｍｍ２（ＹＪＶ８．７／１０ｋＶ）业主营地Ⅰ３．５１２０上库Ⅰ２．８５０下库Ⅰ１．２５０机组自用Ⅰ总约１．２５０公用Ⅰ０．５７０架空线路Ⅰ５业主营地Ⅱ３．５１２０上库Ⅱ２．８５０下库Ⅱ１．２５０机组自用Ⅱ总约１．２５０公用Ⅱ０．５７０架空线路Ⅰ５系统联络总约１．０１２０（下转第７６页）４７