随着配电网电缆化率的提高，消弧线圈容量不足的现象凸显，对消弧线圈增容改造增加了电网投资和改造的工作量，针对《一起变电站消弧线圈大容量改造方案分析》提出的方案，文章对电容电流的估算、消弧线圈容量、位移电压和接地变压器等问题进行了探讨，并给出了标准规定的消弧线圈容量、最大补偿范围;分析了位移电压产生的主要原因是对地电容的不对称和电压互感器参数的差异;指出在消弧线圈改造时要使接地变压器容量和消弧线圈相配合。

0 引言

随着配电网建设与改造的不断推进，城市电缆化率日益提高，导致系统电容电流较之过去出现大幅度增大，消弧线圈容量不足的情况凸显，需要及时对消弧线圈进行增容改造。消弧线圈的增容改造增加了消弧线圈投资费用和电网的改造工作量，这个问题一直困扰着电网运行人员。文献[1]为解决此问题给出了一种消弧线圈增容改造的经济型技术改造方案，是一个可借鉴的思路。但是此文有几个值得商榷的问题，如消弧线圈容量与配电网电容电流估算、位移电压形成的主要原因、接地变压器的容量选择等问题。有些问题可能是文章的疏漏，有些可能是技术观点的差异。下面就文献[1]中的几个问题进行分析和探讨。

1. 消弧线圈容量与电容电流估算

文献[1]中表1描述的双闸变电站2号消弧线圈自动调谐系统主要配置是：消弧线圈容量为630kVar，调节方式为预先调节，阻尼电阻为20Ω，可控硅触发电压和返回电压为270/120V，系统实测电容电流为86.04A。但文献[1]中图1(消弧线圈控制装置图)中消弧线圈显示档位12档，脱谐度-2.01%，电容电流103A，位移电压0.017kV，按照DL/T1057-2007《自动跟踪补偿消弧线圈成套装置技术要求》的定义，脱谐度为负值时是过补偿，与文章给出的分析数据有差异。这里且按分析数据讨论，按文献[1]中表1给出的双闸变电站2号消弧线圈自动调谐系统主要配置值，按DL/T1057容量为630kVar消弧线圈补偿电流100A以上，调节范围30%～100%。当时双闸变电站2号消弧线圈自动调谐系统实测电容电流值为86.04A，距最大补偿电流值100A相差13.96A，没有达到最大补偿电流，不存在补偿不足长期欠补偿的问题，存在补偿容量裕度不足的情况。

“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!过后又显示正常，挡位在12挡，电容电流86.04A。”

对于上述的故障现象，可找生产厂商一起分析处理。双闸变电站2号消弧线圈容量是630kVar，最大补偿电流应是100A以上，而电容电流实测显示只有86.04A。怎么会显示容量过小，已到最大档，上调无效呢?需要生产厂商解释，是消弧线圈自动调谐装置的设计问题还是测量问题。

消弧线圈装置容量的确定，取决于电网中电容电流的大小。目前配电网电容电流的确定主要采用实际测量和理论估算两种方式。对于已运行的配电网可采用电容电流测量仪测量，但在设计阶段，由于配电网尚未形成，需用进行估算。配电网电容电流的大小主要取决于线路类型和长度，电缆线路的电容电流一般是架空线路的10倍以上。而电缆的不同型号其电容值也不尽相同。

中性点采用消弧线圈接地的系统，由于在发生单相接地故障后允许带接地故障保持运行，发生单相接地故障后瞬间过电压幅值可能达到3.2 p.u.，因此在10kV电缆选型时应采用额定电压为8.7/15kV的交联聚乙烯电缆，由于不同电缆型号和生产厂家给出的电缆参数的差异。表1给出了10kV交联聚乙烯绝缘电力电缆(XPLE)接地电容电流近似估算值。

国家电网公司企业标准Q/GW1738-规定：中压配电网导线截面选择应系列化，同一规划区的主干线导线截面不宜超过3种，主变容量与10kV线路导线截面的配合一般可参考表2。

城市中压配电网主干线电缆截面是300～400mm2，每公里电容电流值在2A以上，分支截面要在150mm2以上，每公里电容电流值在1.5A以上。文献[1]的估算是计算了10kVⅡ段母线上的所有出线电缆长度叠加，再考虑未投运的3条出线电缆的长度后的电容电流为90.825A。此种估算法误差较大，估算的电容电流偏小。

另外，在系统电容电流计算过程中，变电站母线电容电流也应纳入考虑范围。对于敞开式母线，单位母线长度电容电流一般取为(0.5～1)×10-3A/m;对于离相封闭母线，单相对地电容可通过下式近似求得。

式中：C0为单相对地电容，F/m;D为离相封闭母线的外壳半径，m;d为离相封闭母线的外径，m。对于电缆线路，除考虑电缆线路本身的电容电流外，配网中环网柜封闭式母线的电容电流应在考虑范围。这样变电站、开闭所和环网柜母线所增加的电容电流大约为总电流的13%～15%。

2. 位移电压过大的原因

国内主变压器10kV侧主要是三角接线，没有中性点，变电站的10kV母线电压互感器一次绕组接成星型，中性点直接接地，电压互感器的二次侧至少有两个二次绕组，一个是星型接线用于测量三相电压，一个是开三角接线的绕组测量不平衡电压(开三角电压)。早期电压互感器是三相五柱型电压互感器，互感器是一体的，有较好的伏安特性，三相参数差异很小，不易激发铁磁谐振。

近年来变电站的10kV母线电压互感器大部分是采用三个单相电压互感器组成的三相电压互感器，这要求三个电压互感器有比较一致的伏安特性。如果三个单相电压互感器参数有差异就会产生不平衡电压，严重的会产生谐振过电压。笔者就处理过几起由于三个单相电压互感器的参数差异引起的虚幻接地故障。据多个变电站消弧线圈运行情况的调研分析，没有安装消弧线圈的10kV母线电压不平衡电压(开三角电压)很低，电网正常运行时，不平衡电压一般是由于三相对地电容的不对称形成的。电缆系统主要采用三相电缆，三相对地电容基本对称，所以电缆系统不平衡电压一般小于1%～2%，架空线系统三相对地电容不大对称，但是10kV架空线路一般都不太长，所以一般也不大于5%。对于35kV和66kV线路需要进行换挡，改善三相对地电容不对称的情况，以降低不平衡电压过高的问题。

消弧线圈接地通常也被称为谐振接地，消弧线圈自动调谐系统主要有预调谐和快速调谐两种类型。采用预调谐的消弧线圈由于处于谐振点附近，就会有高的位移电压，正常系统的不平衡电压只有1%～3% 的相电压。在安装消弧线圈后这个不平衡电压被放大 倍。当阻尼率一定时，当脱谐度较小时，则有很高的位移电压，以至影响系统的运行。位移电压过高一般不是文献[1]中分析的“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”的情况，是不平衡电压被放大造成的，放大的倍数与脱谐度和阻尼电阻值相关。

预调谐方式的自动跟踪补偿消弧线圈正常运行时工作于接近全调谐状态，脱谐度很小，所以增加阻尼电阻器，将其接于消弧线圈与大地之间，以增加阻尼电阻值，使中性点位移电压小于系统相电压的15%。当系统发生单相接地故障时，中性点位移电压为相电压，中性点流过消弧线圈的额定电流，为保护阻尼电阻，必须将阻尼电阻器短接。

快速调谐方式的消弧线圈正常工作远离谐振点，位移电压很低，在正常运行情况下和单相接地故障情况下都不需要串联阻尼电阻。

采用预调谐方式的自动跟踪补偿消弧线圈，要使位移电压在合理范围，需要协调阻尼电阻和脱谐度。有关消弧线圈串联阻尼电阻值大小和容量的选择有相关边界条件和计算模型，这里就不在叙述。不同的配电系统，其系统参数的差异，接入消弧线圈时被放大的位移电压也不尽相同，为降低位移电压使其满足要求，需要对阻尼电阻的阻值和容量进行计算，但是很多消弧线圈生产厂商为简化起见，不去做系统分析计算统一采用20Ω的电阻值，造成文献[1]分析的情况，当消弧线圈接近于谐振状态时出现“虚幻接地”。消弧线圈生产厂商在供货时，应提供阻尼电阻分不同阻值的档位，以便在现场调试或电网参数发生变化时调整。

3. 接地变压器容量

GB/T 50064-2014《交流电气设备的过电压保护和绝缘配合设计规范》规定，当电源变压器无中性点或中性点未引出时，应装设专用接地变压器以连接自动跟踪补偿消弧装置，接地变压器容量应与消弧部分的容量相配合。对新建变电站，接地变压器可根据站用电的需要兼作站用变压器。

国内主变压器的10kV侧一般都是三角接线，无中性点引出，在选择接地变压器时，其容量应与消弧线圈的容量相配合，具有相同额定容量下的运行时间，并适当考虑变压器的短时过负荷能力。

不带二次负荷的接地变压器的容量的确定，计算公式为：

式中：Se为接地变容量，kvar;Q为消弧线圈补偿容量，kW;k为系数，过补偿时取1.35;U0为电网的额定线电压，kV;Ic为电网回路电容电流，A。

Ic应包括与之连接的所有架空线路、电缆线路、发电机、变压器以及母线和电器的电容电流，并应考虑电网的发展。

带二次负荷的接地变压器容量的确定，计算公式为：

式中：Qf为二次无功负荷，kvar;Pf为二次有功负荷，kW;k为裕度系数。

对于曲折形(Z形)接法的接地变压器，建议其容量为消弧线圈容量的1.05～1.15倍，即取1.05～1.15。

另外，IEEE-C62.92.3标准规定变压器一定过载时间内的允许过载系数为，规定运行过载系数为变压器运行短时容量与额定容量的比值。其中的数值见表3。

考虑到一般接地变压器大多数兼用作所用变考虑，带二次绕组，因而在正常持续运行的变压器可参照IEEE所做出的短时过载的倍数的接地变压器。

在文献[1]中新增的电抗器是与自动跟踪补偿消弧线圈都接在同一接地变压器的中性点上，没有分析接地变压器的容量的计算及改造方案。不知是否按电抗器的容量对接地变压器进行了增容改造，还是考虑到接地变压器的短时过载能力，增加电抗器的容量是原有消弧线圈容量的12%，按照单相接地故障的条件下运行2h的要求接地变压器的过载能力是可以满足要求的。实际上有些消弧线圈生产厂家生产的接地变压器已经利用接地变压器所带消弧线圈在接地时只工作2h的工作特点设计接地变压器，设计的接地变压器容量小于消弧线圈的容量，以降低生产成本。甚至有的接地变压器容量只有消弧线圈容量的80%。有些厂家生产的接地变压器带有站用变压器，而接地变压器的容量只等于消弧线圈的容量，而没有考虑站用变压器容量和接地变压器本身的损耗。由于电网企业对接地变压器过载设计不十分清楚，接地变压器的保护定值按接地变压器的容量设置，这样当出现金属性接地时接地变压器可能出现过电流跳闸。由于接地变压器带有站用变，引起变电站断电，直接影响到变电站运行安全，国内已经出现过多次这样的事故。

4. 结语

文献[1]提出的消弧线圈增容方案是个经济型技术改造方式，是值得借鉴的，但文中有几个问题有待商榷。

1)双闸变电站2号消弧线圈自动调谐系统产生的虚幻接地，可能是谐振过电压，可尝试通过增加阻尼电阻值，改变脱谐度来解决。消弧线圈自动调谐系统实测电容电流为86.04A，如消弧线圈自动调谐系统的测量值是准确的，DL/T1057标准规定系统电容电流测量误差：当30A<100A时，测量误差应不大于3% )，则没有到最大补偿电流，不存在容量不足欠补偿的问题，仅是消弧线圈容量的裕度不足。

2)电容电流计算的方法误差大，按文献[1]估算的双闸变电站10kVⅡ段母线上的所有出线总电容电流=0.1×10×90.825=90.825A(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)。按此计算值双闸变电站10kVⅡ段母线上的所有出线总电容电流还没有达到原消弧线圈自动调谐系统补偿容量为100A的容量。

3)10kV中性点位移电压过大的主要原因是对线路地电容不对称，三个单相电压互感器参数不一致和采用预调谐方式消弧线圈对其放大而产生的，一般不是三相负荷不平衡造成的。

4)文献[1]是将增加的电抗器与中原有的消弧线圈并联接在同一接地变压器的中性点上，没有提及接地变压器的改造问题。增容改造时一定要核算接地变容量，确保接地变压器的容量要与消弧线圈和电抗器相配合。

参考文献：

[1] 郭有强，刘海峰.一起变电站消弧线圈大容量改造方案分析[J].供用电，2015，32(4)：72-74.

[2] GB50064-2014交流电气装置的过电压和绝缘配合设计规范[S].

[3] DL/T1057-2007自动跟踪补偿消弧线圈成套装置技术条件[S].

[4] Q/GDW1738-2012配电网规划设计技术导则[S].

作者简介

侯义明，男，中国电力科学研究院，教授级高级工程师，主要研究方向为电力系统自动化。

引文信息

侯义明.变电站消弧线圈大容量改造方案几个问题的商榷[J].供用电，2016,33(1)：72-75.

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原标题:【设备】侯义明：变电站消弧线圈大容量改造方案几个问题的商榷