石塘水電站母線電壓不平衡原因分析與處理

呂延春，夏 丹

（國網(wǎng)浙江省電力公司緊水灘水力發(fā)電廠，浙江 麗水 323000）

石塘水電站母線電壓不平衡原因分析與處理

呂延春，夏 丹

（國網(wǎng)浙江省電力公司緊水灘水力發(fā)電廠，浙江 麗水 323000）

通過對系統(tǒng)電容電流與消弧線圈補償電流的理論計算和分析，找出影響系統(tǒng)電壓不平衡的影響因素；并通過實際試驗，驗證理論計算和分析的結(jié)論，根本解決系統(tǒng)電壓不平衡問題。

電容電流；理論計算與分析；電壓不平衡；影響因素

0 引言

石塘水電站位于浙江省麗水市云和縣甌江的大溪支流龍泉溪上，是龍泉溪梯級電站中一座中型電站。電站位于緊水灘電站下游，離上游電站僅25 km。石塘電站作為緊水灘電站的梯級電站，與上游緊水灘電站同步運行，并一起擔(dān)負系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)相及事故備用任務(wù)。

石塘水電站共3臺發(fā)電機組，總裝機容量85.8 MW（3臺×28.6 MW）。電站共設(shè)2臺110 kV變壓器，主變－發(fā)電機接線方式有兩種：一單元為兩機一變擴大單元接線，二單元為一機一變單元接線。自石塘電站投運以來，一單元母線電壓一直存在不平衡，經(jīng)常發(fā)“單元母線電壓越低下限”、“單相接地”故障信息，嚴重影響了電站的正常運行。

1 情況簡介

石塘電站一單元為兩機擴大單元接線，分別接有1號發(fā)電機和2號發(fā)電機。1號發(fā)電機中性點接地方式為手動調(diào)節(jié)消弧線圈接地，消弧線圈型號均為 XDG－60/10.5，補償電流有 5A、5.9 A、7.1A、8.4 A、10 A 5檔可調(diào)，戶內(nèi)干式自冷，無阻尼電阻，北京電力設(shè)備總廠制造。2號發(fā)電機中性點接地方式為電壓互感器接地。

根據(jù)石塘電站一單元接線方式，一單元系統(tǒng)共有4種運行方式：①1、2號發(fā)電機停機；②1號發(fā)電機運行，2號發(fā)電機備用；③1號發(fā)電機備用，2號發(fā)電機運行；④1、2號發(fā)電機同時運行。在這4種運行方式下，一單元母線電壓呈現(xiàn)4種不同狀態(tài)（表1）。

圖1系統(tǒng)接線方式

表1母線電壓表（消弧線圈調(diào)整前） 單位：kV

從數(shù)據(jù)分析，一單元母線電壓在前3種運行工況下，三相電壓基本平衡。在單臺發(fā)電機運行工況下，單元母線最大相電壓差為0.06 kV，但如果是兩臺機同時運行，單元母線最大相電壓差則達到0.6 kV，擴大了10倍。

為了破解引起這種現(xiàn)象的原因，并找出解決方法，我們從理論分析和實踐試驗兩方面進行大量的研究。

2 理論分析

2.1 采用消弧線圈接地的必要性

DL/T620-1997《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》和DL/T5090-1999《水力發(fā)電廠過電壓保護和絕緣配合設(shè)計技術(shù)導(dǎo)則》等規(guī)程，對不同電壓等級的發(fā)電機定子繞組單相接地故障允許電容電流值作出了明確的規(guī)定（具體數(shù)值見表2）。

表2故障點電容電流允許值

（1）一單元系統(tǒng)1臺機運行時的電容電流

根據(jù)計算結(jié)果，一單元系統(tǒng)單臺發(fā)電機運行時，電容電流為1.98 A，沒有達到規(guī)程要求的3 A限值；如果一單元系統(tǒng)兩臺運行時，電容電流為3.86 A，超過了規(guī)程要求的3 A限值。因此，選擇了1臺發(fā)電機的中性點采用消弧線圈接地方式。

2.2 消弧線圈功能

發(fā)電機中性點與地之間接入消弧線圈后，發(fā)電機系統(tǒng)的單相接地電容電流將得到消弧線圈感性電流的補償，可以有效減少接地點的電容電流，從而達到自動熄弧的目的。但消弧線圈投入運行后將會對中性點不對稱電壓產(chǎn)生放大作用。

消弧線圈投入后，發(fā)電機中性點電壓由不對稱電壓U0變?yōu)槲灰齐妷篣N：

（2）一單元系統(tǒng)2臺機運行時的電容電流

其中：U0：系統(tǒng)固有的不對稱度；

v：脫諧度，消弧線圈的脫諧度 v=（IC-IL）/IC；

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因此，根據(jù)公式可得出，系統(tǒng)電壓的不平衡是固有存在的，當(dāng)消弧線圈投入，會放大系統(tǒng)電壓的不平衡度，放大倍數(shù)為，而影響放大倍數(shù)的直接因素為v。

根據(jù)相關(guān)規(guī)程，針對消弧線圈對補償系統(tǒng)脫諧度的要求如下：

（1）在發(fā)生系統(tǒng)單相接地故障時，消弧線圈補償裝置通過補償感性電流，使流經(jīng)接地故障點的殘流盡量減小。因此，脫諧度應(yīng)盡量小。

（2）因電壓不平衡引起相對地電壓升高不得危害電網(wǎng)的正常絕緣。因此，脫諧度不應(yīng)太小，長時間中性點位移電壓不應(yīng)超過額定相電壓10%。

由此可見，兩者是相互矛盾的，只能做到一種相互平衡狀態(tài)。

2.3 消弧線圈實際運行情況

石塘電站1號發(fā)電機消弧線圈共5檔可調(diào)，補償電流有 5 A、5.9 A、7.1A、8.4 A、10 A，而實際運行檔位為5 A。

脫諧度：v=（IC-IL）/IC=（3.86-5）/3.86=0.29不平衡電壓放大倍數(shù)：

根據(jù)表1的電壓數(shù)據(jù)，一單元母線固有不平衡電壓為0.17 kV，當(dāng)兩臺運行時，不平衡電壓為0.6 kV，放大倍數(shù)為3.53。與理論計算值（3.45）基本一致。

如果將發(fā)電機消弧線圈檔位調(diào)整至5.9 A，則：

脫諧度：v=（IC-IL）/IC=（3.86-5）/3.86=0.53

不平衡電壓放大倍數(shù)：

那么，一單元母線不平衡電壓放大倍數(shù)就下降至1.8。這樣既滿足了發(fā)電機中性點殘流（2.04 A）的要求值，又滿足了不平衡引起的中性電壓不超相電壓10%（600 V）的要求。

3 實際試驗

為了驗證理論計算與分析的結(jié)論，對1號發(fā)電機消弧線圈的檔位進行調(diào)整，由5.0 A調(diào)至5.9 A。然后，分別在一單元系統(tǒng)4種運行工況下進行電壓測量，數(shù)據(jù)見表3。

表3母線電壓表（消弧線圈調(diào)整后） 單位：kV

由表3電壓數(shù)據(jù)可知，當(dāng)1號、2號機同時運行，最大相電壓差由原來的0.6 kV下降至0.26 kV，電壓不平衡倍數(shù)為1.53倍。與理論計算基本一致，基本達到了預(yù)期效果。

4 結(jié)論

（1）在不接地系統(tǒng)中，消弧線圈投入運行，主要是為了補償系統(tǒng)的單相接地故障電容電流，減少單相接故障電流。然而，如果消弧線圈的補償電流選擇不當(dāng)，則會擴大系統(tǒng)三相電壓不平衡，甚至?xí)a(chǎn)生諧振過電壓，對系統(tǒng)的絕緣和電能質(zhì)量造成嚴重影響；

（2）在選擇消弧線圈的補償電流時，涉及的影響因素很多，但主要考慮的因素是脫諧度。只有選擇合適的脫諧度，才能使接地故障殘流要求與系統(tǒng)電壓不平衡要求達到一個雙向融合，達到最佳系統(tǒng)運行工況。

[1]覃翠娥.中性點不接地系統(tǒng)電壓不平衡原因分析及處理[J].安徽電力，2013（4）:27-29.

[2]李嗣明，何婧，張熙軍，等.消弧線圈投入后引起系統(tǒng)電壓不平衡原因分析及解決辦法 [J].電力系統(tǒng)保護與控制，2008（24）.

TM645.1

B

1672-5387（2017）11-0029-03

10.13599/j.cnki.11-5130.2017.11.011

2017-08-30

呂延春（1975-），男，高級工程師，從事電廠電氣設(shè)備生產(chǎn)技術(shù)管理工作。