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中图分类号：TM714.2文献标识码：A文章编号：
背景
1、由于崇左供电局35kV系统部分消弧线圈档位安排不合理，经过补偿后的残流未能限制在规程规定的10A之内，天等片区在07年、08年两年时间内多次发生电力设备接地故障，电弧不能自动熄灭引起的设备绝缘击穿甚至爆炸事件，给电网安全运行造成严重影响；
2、根据年初对崇左电网各变电站35kV系统电容电流的理论计算结果，对比变电站消弧线圈当前档位对应的补偿电流，调度所提出对网区6所变电站35kV消弧线圈档位进行调整的工作要求，其中包括220kV下雷变35kV消弧线圈的档位调整在内；根据大新县调提供的下雷变35kV系统线路长度为176km，计算出的电容电流为20.3A；下雷变35kV消弧线圈档位需从第4档调至第2档，补偿电流由53.1A调至30A。
二、过程
2009年2月21日16:50检修班组工作人员根据调度所编制的消弧线圈档位定值单对220kV下雷变35kV消弧线圈档位调整工作结束，恢复消弧线圈运行状态,下雷变即出现35kVI、II段母线电压异常:I母电压Ua=24.4kV、Ub＝18.8kV、Uc＝18.9kV、Ul＝35.5kV；II母电压Ua＝24.3kV、Ub＝18.8kV、Uc＝18.9kV、Ul＝35.5kV；相电压相差最大为A、C相为5.6kV，不平衡度为25.4％(规程要求不大于1.5％，极限允许值不得超过15％)。17：02下雷变35kV消弧线圈退出运行，35kV母线电压恢复正常。事件发生前下雷变的运行方式为：1号、2号主变三侧并列运行，35kV1号电容器组（12MVar）、4号电容器组（15MVar）投入运行，35kV I母电压Ua＝21.1kV、Ub＝20.1kV、Uc＝20.7kV；II母电压Ua＝21.1kV、Ub＝20.6kV、Uc＝20.7kV；相电压相差最大为A、B相为1kV，不平衡度为4.5％。
2009年3月19日11:50高试班组工作人员对220kV下雷变35kV中性点电容电流进行实测：IC=36.155A，实测时下雷变的运行方式为：1号、2号主变三侧并列运行，35kV1号电容器组（12MVar）、4号电容器组（15MVar）投入运行，35kV I母电压Ua＝20.7kV、Ub＝21.1kV、Uc＝20.9kV；II母电压Ua＝20.7kV、Ub＝21.1kV、Uc＝20.9kV；相电压相差最大为A、B相为0.4kV。在当前下雷变的运行方式下，退出35kV1号电容器组（12MVar），测得IC=35.75A；将35kV1号电容器组（12MVar）、4号电容器组（15MVar）同时退出运行，测得IC=35.55A。由此可见，电容器组的投退对35kV系统电容电流影响很小。
根据实测得到电容电流IC=36.155A，同时考虑下雷变35kV消弧线圈档位在第4档时补偿电流53.1A大于实测电容电流近17A，残流过大。而消弧线圈档位在第3档时补偿电流42.3A，大于实测电容电流6A，补偿裕度合适，故应将弧线圈档位调至第3档。
12:50高试班组工作人员将220kV下雷变35kV消弧线圈档位调至第3档，恢复消弧线圈运行状态,下雷变即又出现35kVI、II段母线电压异常:I母电压Ua=23.1kV、Ub＝19.3kV、Uc＝19.3kV、Ul＝36.1kV；II母电压Ua=23.1kV、Ub＝19.3kV、Uc＝19.3kV、Ul＝36.1kV；相电压相差最大为A、C相为5.6kV，不平衡度为19.7％(规程要求不大于1.5％，极限允许值不得超过15％)。13：10下雷变35kV消弧线圈退出运行，35kV母线电压恢复正常。
类似下雷变的情况在崇左网区已是第二次出现，第一次是在2007年8月30日佛子变35kV消弧线圈档位调整后投入运行，即出现35kV母线电压不平衡：Ua＝21.44kV、Ub＝19.35kV、Uc＝22.13kV，L开口三角电压为8.67kV，其中B相电压与C相电压最大相差为2.78kV，不平衡度为12.6％。
下雷变35kV消弧线圈投入后35kV母线电压不平衡原因分析
1、大新县调提供的线路长度不准确或大新县网转变正常的运行方式，下雷变所带县网线路长度变化引起电容电流变化
经过了解，2月21日县网运行方式未发生改变，即线路电容电流数值不变；即要求县调重新统计线路长度，对电容电流进行校核。
2、消弧线圈对系统不平衡电压放大作用的分析
消弧线圈的工作原理
采用中性点经消弧线圈接地方式，主要作用是当电网发生单相接地时，如果接地电容电流超过一定数值时(35kV电网为10A)，利用消弧线圈的感性电流补偿接地故障时的容性电流，使得流经故障点的故障电流减小，也使得故障相接地电弧两端的恢复电压速度降低，达到熄灭电弧的目的。当消弧线圈正确调谐时，不仅可以有效的减少产生弧光接地过电压的机率，还可以有效的抑制过电压的幅值，同时也最大限度的减小了故障点热破坏作用及接地网的电压等。所谓正确调谐，即电感电流接地或等于电容电流，工程上用脱谐度V来描述调谐程度：
V=（IC-IL）/IC
当V=0时，称为全补偿，当V>0时为欠补偿,V<0时为过补偿。从发挥消弧线圈的作用上来看，脱谐度的绝对值越小越好，最好是处于全补偿状态，即调至谐振点上。但是在电网正常运行时，小脱谐度的消弧线圈将产生各种谐振过电压。当消弧线圈处于全补偿状态时，电网正常稳态运行情况下其中性点位移电压是未补偿电网的10-25倍，这就是通常所说的串联谐振过电压。为破坏串联谐振过电压产生的条件，消弧线圈的正常工作方式采用过补偿原则，过补程度的大小取决于电网正常稳态运行时不使中性点位移电压超过相电压的15%。
消弧线圈投入运行对电压不平衡的放大作用：
造成系统三相电压不平衡的原因很多，如线路的三相对地电容不平衡、冶炼性质的用户在生产时三相负荷不平衡及供电系统三相电路中所接的负荷不平衡等是造成系统三相电压不平衡的主要原因。
消弧线圈投入后系统接线方式如下图所示：
由于电网中性点正常运行有不对称电压存在，回路中便有零序电流Io流过，于是消弧线圈两端产生了电位差，该电位差就是通常所称的中性点位移电压U0。根据上图，可进行如下推导：
注：d为阻尼率，d：R／WL,V为脱谐度。V＝（Ic—IL）／Ic＝l一1／W2C L
在消弧线圈处串联阻尼电阻R，可以在相同的补偿状态下使系统远离串联谐振点。
上式表明，中性点位移电压Uo是一个向量，它与不对称电压向量U00、补偿电网的阻尼率d及消弧线圈脱谐度有关。当电网运行方式确定时，中性点位移电压Uo将主要随阻尼率d及消弧线圈脫谐度变化。也就是说，要求减小消弧线圈投入后导致母线电压不平衡，可以通过增大消弧线圈的脱谐度V和增大消弧线圈的阻尼率d来实现。下雷变35kV消弧线圈调档前，脱谐度V＝－109％，母线电压不平衡度为4.5％；调档后消弧线圈脱谐度V＝－18.1％，母线电压不平衡度为25.4％；由下雷变35kV消弧线圈档位调整前后35kV系统电压不平衡情况可以得知：消弧线圈脱谐度越大，母线电压不平衡度就越小；但消弧线圈脱谐度过大又出现一个新的问题，即脱谐度越大，表明消弧线圈补偿后的残流越大，当系统发生单相接地故障时，经消弧线圈补偿后的残流不能限制在规程规定的10A之内，接地电弧不能自动熄灭，同样会产生高倍的弧光过电压造成设备损坏。
就下雷变消弧线圈调档后投入运行即出现电压不平衡现象咨询消弧线圈厂家技术人员，在了解下雷变35kV母线电压不平衡现象后，在现场检查与厂家技术人员进行探讨得出的结论是：由于消弧线圈的阻尼系数调整不当，在消弧线圈补偿电流安排不合理的情况下对母线电压不平衡的放大作用造成，具体下一步该如何调整需现场检查判断再下结论。
3、结论
下雷变35kV消弧线圈调档后投入运行即出现35kV母线电压不平衡现象的原因为：下雷变35kV负荷绝大部分为冶炼性质的用户在生产时三相负荷不平衡，消弧线圈对电压不平衡的放大作用，再由于理论计算的电容电流与实际数值偏差较大，调档后的消弧线圈档位电流对电容电流补偿不合理，造成下雷变35kV母线电压不平衡度加劇。
四、问题及对策：
1、下雷变消弧线圈调档后投入运行造成35kV母线电压不平衡，现场由于消弧线圈的L开口三角电压及电流均没有引至后台监控机，未能监视并记录下35kV母线电压不平衡的数据，对运行分析非常不利。
对策：建议由变电所对网区所有消弧线圈做一次排查，对消弧线圈有电压、电流的二次抽头，但未引入后台监控机的进行整改，没有二次抽头的消弧线圈做技改计划，给予更换。
2、下雷变、佛子变都出现过消弧线圈调档后投入即出现35kV母线电压不平衡现象，两站的消弧线圈都是用上海思源电气设备厂的产品，经咨询厂家技术人员：电压不平衡现象多是由于消弧线圈阻尼系数设置不合理造成。调度所和厂家技术人员联系，厂家技术人员到现场检查后确认下雷变消弧线圈未装有串联阻尼电阻。
对策：建议对未装有串联阻尼电阻的消弧线圈进行整改，加装阻尼电阻。
3、根据下雷变35kV实测电容电流进行消弧线圈档位的调整，也不能满足实际运行中三相电压平衡和偏离串联谐振点的要求。
对策：建议对消弧线圈进行试验，检验将其调至每一档位的电感电流值是否符合出厂时提供的额定电感电流。
4、根据2007年网区各变电站的电容电流理论计算及实测的数值对比，发现下雷变电容电流的理论计算与实测数值偏差较大，一是县网线路长度统计不全，还有受到电缆线路比架空线路电容电流要大的因素影响。
对策：调度所重新对下雷变电容电流进行计算，必要时到大新县调亲自统计线路长度；另外建议变电所每年对各变电站的电容电流进行一次实测，实测时调度所应明确县网的运行方式；在可行的情况下，对县网的特殊运行方式下变电站的电容电流也应进行实测。
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。
背景
1、由于崇左供电局35kV系统部分消弧线圈档位安排不合理，经过补偿后的残流未能限制在规程规定的10A之内，天等片区在07年、08年两年时间内多次发生电力设备接地故障，电弧不能自动熄灭引起的设备绝缘击穿甚至爆炸事件，给电网安全运行造成严重影响；
2、根据年初对崇左电网各变电站35kV系统电容电流的理论计算结果，对比变电站消弧线圈当前档位对应的补偿电流，调度所提出对网区6所变电站35kV消弧线圈档位进行调整的工作要求，其中包括220kV下雷变35kV消弧线圈的档位调整在内；根据大新县调提供的下雷变35kV系统线路长度为176km，计算出的电容电流为20.3A；下雷变35kV消弧线圈档位需从第4档调至第2档，补偿电流由53.1A调至30A。
二、过程
2009年2月21日16:50检修班组工作人员根据调度所编制的消弧线圈档位定值单对220kV下雷变35kV消弧线圈档位调整工作结束，恢复消弧线圈运行状态,下雷变即出现35kVI、II段母线电压异常:I母电压Ua=24.4kV、Ub＝18.8kV、Uc＝18.9kV、Ul＝35.5kV；II母电压Ua＝24.3kV、Ub＝18.8kV、Uc＝18.9kV、Ul＝35.5kV；相电压相差最大为A、C相为5.6kV，不平衡度为25.4％(规程要求不大于1.5％，极限允许值不得超过15％)。17：02下雷变35kV消弧线圈退出运行，35kV母线电压恢复正常。事件发生前下雷变的运行方式为：1号、2号主变三侧并列运行，35kV1号电容器组（12MVar）、4号电容器组（15MVar）投入运行，35kV I母电压Ua＝21.1kV、Ub＝20.1kV、Uc＝20.7kV；II母电压Ua＝21.1kV、Ub＝20.6kV、Uc＝20.7kV；相电压相差最大为A、B相为1kV，不平衡度为4.5％。
2009年3月19日11:50高试班组工作人员对220kV下雷变35kV中性点电容电流进行实测：IC=36.155A，实测时下雷变的运行方式为：1号、2号主变三侧并列运行，35kV1号电容器组（12MVar）、4号电容器组（15MVar）投入运行，35kV I母电压Ua＝20.7kV、Ub＝21.1kV、Uc＝20.9kV；II母电压Ua＝20.7kV、Ub＝21.1kV、Uc＝20.9kV；相电压相差最大为A、B相为0.4kV。在当前下雷变的运行方式下，退出35kV1号电容器组（12MVar），测得IC=35.75A；将35kV1号电容器组（12MVar）、4号电容器组（15MVar）同时退出运行，测得IC=35.55A。由此可见，电容器组的投退对35kV系统电容电流影响很小。
根据实测得到电容电流IC=36.155A，同时考虑下雷变35kV消弧线圈档位在第4档时补偿电流53.1A大于实测电容电流近17A，残流过大。而消弧线圈档位在第3档时补偿电流42.3A，大于实测电容电流6A，补偿裕度合适，故应将弧线圈档位调至第3档。
12:50高试班组工作人员将220kV下雷变35kV消弧线圈档位调至第3档，恢复消弧线圈运行状态,下雷变即又出现35kVI、II段母线电压异常:I母电压Ua=23.1kV、Ub＝19.3kV、Uc＝19.3kV、Ul＝36.1kV；II母电压Ua=23.1kV、Ub＝19.3kV、Uc＝19.3kV、Ul＝36.1kV；相电压相差最大为A、C相为5.6kV，不平衡度为19.7％(规程要求不大于1.5％，极限允许值不得超过15％)。13：10下雷变35kV消弧线圈退出运行，35kV母线电压恢复正常。
类似下雷变的情况在崇左网区已是第二次出现，第一次是在2007年8月30日佛子变35kV消弧线圈档位调整后投入运行，即出现35kV母线电压不平衡：Ua＝21.44kV、Ub＝19.35kV、Uc＝22.13kV，L开口三角电压为8.67kV，其中B相电压与C相电压最大相差为2.78kV，不平衡度为12.6％。
下雷变35kV消弧线圈投入后35kV母线电压不平衡原因分析
1、大新县调提供的线路长度不准确或大新县网转变正常的运行方式，下雷变所带县网线路长度变化引起电容电流变化
经过了解，2月21日县网运行方式未发生改变，即线路电容电流数值不变；即要求县调重新统计线路长度，对电容电流进行校核。
2、消弧线圈对系统不平衡电压放大作用的分析
消弧线圈的工作原理
采用中性点经消弧线圈接地方式，主要作用是当电网发生单相接地时，如果接地电容电流超过一定数值时(35kV电网为10A)，利用消弧线圈的感性电流补偿接地故障时的容性电流，使得流经故障点的故障电流减小，也使得故障相接地电弧两端的恢复电压速度降低，达到熄灭电弧的目的。当消弧线圈正确调谐时，不仅可以有效的减少产生弧光接地过电压的机率，还可以有效的抑制过电压的幅值，同时也最大限度的减小了故障点热破坏作用及接地网的电压等。所谓正确调谐，即电感电流接地或等于电容电流，工程上用脱谐度V来描述调谐程度：
V=（IC-IL）/IC
当V=0时，称为全补偿，当V>0时为欠补偿,V<0时为过补偿。从发挥消弧线圈的作用上来看，脱谐度的绝对值越小越好，最好是处于全补偿状态，即调至谐振点上。但是在电网正常运行时，小脱谐度的消弧线圈将产生各种谐振过电压。当消弧线圈处于全补偿状态时，电网正常稳态运行情况下其中性点位移电压是未补偿电网的10-25倍，这就是通常所说的串联谐振过电压。为破坏串联谐振过电压产生的条件，消弧线圈的正常工作方式采用过补偿原则，过补程度的大小取决于电网正常稳态运行时不使中性点位移电压超过相电压的15%。
消弧线圈投入运行对电压不平衡的放大作用：
造成系统三相电压不平衡的原因很多，如线路的三相对地电容不平衡、冶炼性质的用户在生产时三相负荷不平衡及供电系统三相电路中所接的负荷不平衡等是造成系统三相电压不平衡的主要原因。
消弧线圈投入后系统接线方式如下图所示：
由于电网中性点正常运行有不对称电压存在，回路中便有零序电流Io流过，于是消弧线圈两端产生了电位差，该电位差就是通常所称的中性点位移电压U0。根据上图，可进行如下推导：
注：d为阻尼率，d：R／WL,V为脱谐度。V＝（Ic—IL）／Ic＝l一1／W2C L
在消弧线圈处串联阻尼电阻R，可以在相同的补偿状态下使系统远离串联谐振点。
上式表明，中性点位移电压Uo是一个向量，它与不对称电压向量U00、补偿电网的阻尼率d及消弧线圈脱谐度有关。当电网运行方式确定时，中性点位移电压Uo将主要随阻尼率d及消弧线圈脫谐度变化。也就是说，要求减小消弧线圈投入后导致母线电压不平衡，可以通过增大消弧线圈的脱谐度V和增大消弧线圈的阻尼率d来实现。下雷变35kV消弧线圈调档前，脱谐度V＝－109％，母线电压不平衡度为4.5％；调档后消弧线圈脱谐度V＝－18.1％，母线电压不平衡度为25.4％；由下雷变35kV消弧线圈档位调整前后35kV系统电压不平衡情况可以得知：消弧线圈脱谐度越大，母线电压不平衡度就越小；但消弧线圈脱谐度过大又出现一个新的问题，即脱谐度越大，表明消弧线圈补偿后的残流越大，当系统发生单相接地故障时，经消弧线圈补偿后的残流不能限制在规程规定的10A之内，接地电弧不能自动熄灭，同样会产生高倍的弧光过电压造成设备损坏。
就下雷变消弧线圈调档后投入运行即出现电压不平衡现象咨询消弧线圈厂家技术人员，在了解下雷变35kV母线电压不平衡现象后，在现场检查与厂家技术人员进行探讨得出的结论是：由于消弧线圈的阻尼系数调整不当，在消弧线圈补偿电流安排不合理的情况下对母线电压不平衡的放大作用造成，具体下一步该如何调整需现场检查判断再下结论。
3、结论
下雷变35kV消弧线圈调档后投入运行即出现35kV母线电压不平衡现象的原因为：下雷变35kV负荷绝大部分为冶炼性质的用户在生产时三相负荷不平衡，消弧线圈对电压不平衡的放大作用，再由于理论计算的电容电流与实际数值偏差较大，调档后的消弧线圈档位电流对电容电流补偿不合理，造成下雷变35kV母线电压不平衡度加劇。
四、问题及对策：
1、下雷变消弧线圈调档后投入运行造成35kV母线电压不平衡，现场由于消弧线圈的L开口三角电压及电流均没有引至后台监控机，未能监视并记录下35kV母线电压不平衡的数据，对运行分析非常不利。
对策：建议由变电所对网区所有消弧线圈做一次排查，对消弧线圈有电压、电流的二次抽头，但未引入后台监控机的进行整改，没有二次抽头的消弧线圈做技改计划，给予更换。
2、下雷变、佛子变都出现过消弧线圈调档后投入即出现35kV母线电压不平衡现象，两站的消弧线圈都是用上海思源电气设备厂的产品，经咨询厂家技术人员：电压不平衡现象多是由于消弧线圈阻尼系数设置不合理造成。调度所和厂家技术人员联系，厂家技术人员到现场检查后确认下雷变消弧线圈未装有串联阻尼电阻。
对策：建议对未装有串联阻尼电阻的消弧线圈进行整改，加装阻尼电阻。
3、根据下雷变35kV实测电容电流进行消弧线圈档位的调整，也不能满足实际运行中三相电压平衡和偏离串联谐振点的要求。
对策：建议对消弧线圈进行试验，检验将其调至每一档位的电感电流值是否符合出厂时提供的额定电感电流。
4、根据2007年网区各变电站的电容电流理论计算及实测的数值对比，发现下雷变电容电流的理论计算与实测数值偏差较大，一是县网线路长度统计不全，还有受到电缆线路比架空线路电容电流要大的因素影响。
对策：调度所重新对下雷变电容电流进行计算，必要时到大新县调亲自统计线路长度；另外建议变电所每年对各变电站的电容电流进行一次实测，实测时调度所应明确县网的运行方式；在可行的情况下，对县网的特殊运行方式下变电站的电容电流也应进行实测。
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。