石塘水电站母线电压不平衡原因分析与处理

吕延春，夏 丹

（国网浙江省电力公司紧水滩水力发电厂，浙江 丽水 323000）

石塘水电站母线电压不平衡原因分析与处理

吕延春，夏 丹

（国网浙江省电力公司紧水滩水力发电厂，浙江 丽水 323000）

通过对系统电容电流与消弧线圈补偿电流的理论计算和分析，找出影响系统电压不平衡的影响因素；并通过实际试验，验证理论计算和分析的结论，根本解决系统电压不平衡问题。

电容电流；理论计算与分析；电压不平衡；影响因素

0 引言

石塘水电站位于浙江省丽水市云和县瓯江的大溪支流龙泉溪上，是龙泉溪梯级电站中一座中型电站。电站位于紧水滩电站下游，离上游电站仅25 km。石塘电站作为紧水滩电站的梯级电站，与上游紧水滩电站同步运行，并一起担负系统调峰、调相及事故备用任务。

石塘水电站共3台发电机组，总装机容量85.8 MW（3台×28.6 MW）。电站共设2台110 kV变压器，主变－发电机接线方式有两种：一单元为两机一变扩大单元接线，二单元为一机一变单元接线。自石塘电站投运以来，一单元母线电压一直存在不平衡，经常发“单元母线电压越低下限”、“单相接地”故障信息，严重影响了电站的正常运行。

1 情况简介

石塘电站一单元为两机扩大单元接线，分别接有1号发电机和2号发电机。1号发电机中性点接地方式为手动调节消弧线圈接地，消弧线圈型号均为 XDG－60/10.5，补偿电流有 5A、5.9 A、7.1A、8.4 A、10 A 5档可调，户内干式自冷，无阻尼电阻，北京电力设备总厂制造。2号发电机中性点接地方式为电压互感器接地。

根据石塘电站一单元接线方式，一单元系统共有4种运行方式：①1、2号发电机停机；②1号发电机运行，2号发电机备用；③1号发电机备用，2号发电机运行；④1、2号发电机同时运行。在这4种运行方式下，一单元母线电压呈现4种不同状态（表1）。

图1系统接线方式

表1母线电压表（消弧线圈调整前） 单位：kV

从数据分析，一单元母线电压在前3种运行工况下，三相电压基本平衡。在单台发电机运行工况下，单元母线最大相电压差为0.06 kV，但如果是两台机同时运行，单元母线最大相电压差则达到0.6 kV，扩大了10倍。

为了破解引起这种现象的原因，并找出解决方法，我们从理论分析和实践试验两方面进行大量的研究。

2 理论分析

2.1 采用消弧线圈接地的必要性

DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》和DL/T5090-1999《水力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则》等规程，对不同电压等级的发电机定子绕组单相接地故障允许电容电流值作出了明确的规定（具体数值见表2）。

表2故障点电容电流允许值

（1）一单元系统1台机运行时的电容电流

根据计算结果，一单元系统单台发电机运行时，电容电流为1.98 A，没有达到规程要求的3 A限值；如果一单元系统两台运行时，电容电流为3.86 A，超过了规程要求的3 A限值。因此，选择了1台发电机的中性点采用消弧线圈接地方式。

2.2 消弧线圈功能

发电机中性点与地之间接入消弧线圈后，发电机系统的单相接地电容电流将得到消弧线圈感性电流的补偿，可以有效减少接地点的电容电流，从而达到自动熄弧的目的。但消弧线圈投入运行后将会对中性点不对称电压产生放大作用。

消弧线圈投入后，发电机中性点电压由不对称电压U0变为位移电压UN：

（2）一单元系统2台机运行时的电容电流

其中：U0：系统固有的不对称度；

v：脱谐度，消弧线圈的脱谐度 v=（IC-IL）/IC；

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因此，根据公式可得出，系统电压的不平衡是固有存在的，当消弧线圈投入，会放大系统电压的不平衡度，放大倍数为，而影响放大倍数的直接因素为v。

根据相关规程，针对消弧线圈对补偿系统脱谐度的要求如下：

（1）在发生系统单相接地故障时，消弧线圈补偿装置通过补偿感性电流，使流经接地故障点的残流尽量减小。因此，脱谐度应尽量小。

（2）因电压不平衡引起相对地电压升高不得危害电网的正常绝缘。因此，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%。

由此可见，两者是相互矛盾的，只能做到一种相互平衡状态。

2.3 消弧线圈实际运行情况

石塘电站1号发电机消弧线圈共5档可调，补偿电流有 5 A、5.9 A、7.1A、8.4 A、10 A，而实际运行档位为5 A。

脱谐度：v=（IC-IL）/IC=（3.86-5）/3.86=0.29不平衡电压放大倍数：

根据表1的电压数据，一单元母线固有不平衡电压为0.17 kV，当两台运行时，不平衡电压为0.6 kV，放大倍数为3.53。与理论计算值（3.45）基本一致。

如果将发电机消弧线圈档位调整至5.9 A，则：

脱谐度：v=（IC-IL）/IC=（3.86-5）/3.86=0.53

不平衡电压放大倍数：

那么，一单元母线不平衡电压放大倍数就下降至1.8。这样既满足了发电机中性点残流（2.04 A）的要求值，又满足了不平衡引起的中性电压不超相电压10%（600 V）的要求。

3 实际试验

为了验证理论计算与分析的结论，对1号发电机消弧线圈的档位进行调整，由5.0 A调至5.9 A。然后，分别在一单元系统4种运行工况下进行电压测量，数据见表3。

表3母线电压表（消弧线圈调整后） 单位：kV

由表3电压数据可知，当1号、2号机同时运行，最大相电压差由原来的0.6 kV下降至0.26 kV，电压不平衡倍数为1.53倍。与理论计算基本一致，基本达到了预期效果。

4 结论

（1）在不接地系统中，消弧线圈投入运行，主要是为了补偿系统的单相接地故障电容电流，减少单相接故障电流。然而，如果消弧线圈的补偿电流选择不当，则会扩大系统三相电压不平衡，甚至会产生谐振过电压，对系统的绝缘和电能质量造成严重影响；

（2）在选择消弧线圈的补偿电流时，涉及的影响因素很多，但主要考虑的因素是脱谐度。只有选择合适的脱谐度，才能使接地故障残流要求与系统电压不平衡要求达到一个双向融合，达到最佳系统运行工况。

[1]覃翠娥.中性点不接地系统电压不平衡原因分析及处理[J].安徽电力，2013（4）:27-29.

[2]李嗣明，何婧，张熙军，等.消弧线圈投入后引起系统电压不平衡原因分析及解决办法 [J].电力系统保护与控制，2008（24）.

TM645.1

B

1672-5387（2017）11-0029-03

10.13599/j.cnki.11-5130.2017.11.011

2017-08-30

吕延春（1975-），男，高级工程师，从事电厂电气设备生产技术管理工作。