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0 引 言

由于中性点不接地系统具有单相接地故障时非故障相可以不中断向用户供电的特点，因此中国6～10 kV系统大多都采用了这种运行方式。但是这种方式下容易产生间隙性弧光接地过电压，使原本的单相接地故障进一步发展为相间短路或多点重复性接地故障，从而威胁电网安全[1-3]。为了减少单相接地时产生的电容性电流，中国在大范围内应用了消弧线圈技术，将它接入站用接地变压器的中性点，从而在接地点的接地弧道中补充电感性电流，实现抵消经健全相流入短路点的电容性电流的目的，可显著减小接地电流，实现快速熄弧的目的[4-8]。

目前大量变电站中的10 kV部分都采用了预调式消弧线圈调谐装置，在系统发生接地故障前计算故障时的电容电流，并将消弧线圈调整到匹配的状态，一旦发生故障可快速补充电感电流[9-12]。下面以现场运行调试经验为基础，以两款主流国产消弧线圈调谐装置(分别称为装置1和装置2)为例，针对变电运行人员在电容电流的计算和测量、消弧线圈装置并列运行以及现场调试中的常见问题进行了研究，介绍了不同运行方式下系统电容电流的算法以及消弧线圈的现场调试方法。

1 电容电流的计算方法

1.1 电容电流的基本计算

变压器的10 kV侧通常采用的接线方式为三角形接线，虽然没有可见的物理中性点，但是在电气上是存在中性点O的。为了实现消弧线圈在中性点的接入，必须引出一个中性点，其方法是在10 kV母线上接入一台采用Z型接线方式的接地变压器。该方法特点是零序电抗小，不会对零序电流产生扼流效应。在引出的中性点中接入消弧线圈后，消弧线圈提供的感性补偿电流可在其中自由地流通。在中性点接入消弧线圈后，正常运行时的系统如图1所示[13-14]。

图1 中性点经消弧线圈接地系统

图2 正常运行时系统

1)依据基尔霍夫电流定理，流出中性点的电流和为0可得：

可得中性点电压

(2)

2)通过戴维南等效电路与诺顿等效电路的转化可知，中性点O对地电压为

(3)

式中：α=ej120°，1+α2+α=0；YA、YB、YC分别为三相对地导纳。当三相对地电容相等即CA=CB=CC时中，性点电压为0。而当配电网不平衡时即CA≠CB≠CC，会产生不平衡电压UOO′≠0。由于不平衡电压的存在，在中性点接入消弧线圈以后会在CA、CB、CC和消弧线圈L上产生电流。

正常运行时消弧线圈的等效电路如图3所示。

图中：U0=UOO′，为系统不平衡电压，它具有零序电压的性质；Un为中性点位移电压；UR为阻尼电阻分压；L为消弧线圈等效电感；R为阻尼电阻；C=CA+CB+CC为系统等效对地电容；I0为系统的不平衡电流。

(4)

则母线中性点的零序电压为

(5)

(6)

图4 A相接地时电容电流分布

图5 A相接地时的向量关系

从式(1)至式(6)中可以看出，分析补偿电网单相接地时可用一个如图6所示的并联谐振电路来等效，此时的电源电动势为相电压。

图6 补偿电网单相接地等效电路

1.2 电容电流测量方法

消弧线圈的自动调谐是按电网电容的变比来调整消弧线圈的接入电感值，使其产生的电感电流能够有效抵消故障相的电容电流。一般是在单相故障发生前，也就是在正常运行状态下预先调节消弧线圈电感使其达到串联谐振挡位，当故障发生时最大限度地补偿电容电流。思路是在系统发生故障前采集中性点的位移电压、中性点电流和消弧线圈的电感值，以此计算出系统的对地容抗，并通过单相接地故障的等效回路计算此时的电容电流[15-17]。

电容电流：

(7)

电感电流：

(8)

式中：Uφ为相电压；C为系统电容；L为消弧线圈电感。

装置1各挡位与对应电抗如表1所示，据此可以计算每挡电感电流。

表1 装置1各挡位与对应电抗

(9)

在计算系统电容时采用幅值相位法，具体方法为调整消弧线圈挡位，根据位移电压或电流的变化找出谐振点，用谐振点两侧挡位的中性点电流以及它们之间的相位差，根据阻抗三角形计算电容电流，如图7所示。此方法考虑了中性点电阻的影响，测量精度比装置中可供选择的外加非工频信号法和幅值计算法要高。

图7 阻抗三角形

(10)

(11)

式中：Z1和Z2分别为在两个挡位下系统的总阻抗；L1和L2分别为在两个挡位下装置的电抗值；I01和I02分别为在两个挡位下系统的不平衡电流。

装置2挡位与对应电感电流如表2所示，据此可以计算每档电抗。

表2 装置2挡位与对应电感电流

(12)

(13)

(14)

但在现场调试时可能出现一种情况：由于系统线路比较对称,导致测得的中性点电压很小,无法准确计算电容电流。为了能满足装置计算需求，往往要人为将Z型接地变压器的挡位调偏(例如B相的挡位与A、C相不同)，以提高中性点处的不平衡电压,使调谐装置可以计算电容电流。

2 并列消弧线圈的计算方法

当几个独立的消弧线圈系统联机运行，母联开关合上时，如果两套消弧线圈装置无法判断并列状态，则两套装置将会不断调挡而达不到一个稳定状态。为了避免多套消弧线圈控制装置并列运行时影响彼此计算结果和调挡的正确性，消弧线圈装置均采用一套装置定挡另一套装置调挡的运行策略[18-20]。以图8所示的装置为例，按照主机定挡运行、从机负责调挡原则，采用两点法对电容电流进行如下计算。

图8 两套消弧装置并列运行等效电路

(15)

(16)

(17)

3 消弧线圈调试方法

按照图9所示的等效模型图进行图10所示的现场接线，完成自动调谐消弧线圈的现场调试[21]。

以装置1为例，其设计参数如表3所示，随着挡位增大，消弧线圈电感减小、电感电流增大，并逐一进行相关调试项目。

图9 试验等效电路

图10 试验接线

表3 装置1参数计算表

1)自动调挡试验：校验电容电流计算的准确性及自动调挡的准确性。接入电容为32 μF，电源为12 V，此时电容电流为Ic=UφωC1=60.94 A，为满足残流为1～10 A的过补偿状态，查询表3的补偿电流的计算值可见3挡和4挡满足要求，而此时装置显示消弧线圈停留在3挡，说明该装置自动调挡试验结果正确。

2)自动跟踪调谐试验：减小电容，模拟切除故障线路后系统电容改变，以校验系统电容发生变化时，电容电流计算的准确性和自动调挡的准确性。试验中保持电源电压不变，减小电容至24 μF，此时电容电流为Ic=UφωC2=45.70 A，装置自动调至1挡，说明该装置自动跟踪调谐试验结果正确。

3)手动调挡试验：从1挡至最高挡进行手动调档，同时记录数据，从变化趋势和满足公式两方面分析中性点电流和中性点位移电压的准确性。

由于中性点电流：

(18)

随着挡位增大，消弧线圈电感减小，中性点电流和中性点位移电压应满足先增后减的变化规律，并在谐振点时幅值达到最大。

4 结 论

通过上面的分析，可以得出在变电站现场进行消弧线圈计算和调试时的一些实用结论：

1)在单相接地故障发生前，10 kV系统不接地电网接入消弧线圈后，消弧线圈与线路对地电容以及阻尼电阻可等效为RLC串联回路；单相接地故障时，系统等效为LC并联回路。在正常运行时满足谐振条件的电感值能在故障时获得最佳补偿效果。

2)分析了不同运行方式下，系统电容电流的计算方法，装置2在计算电容电流时采用幅值相位法，两套消弧线圈装置并列运行时，从机定挡运行主机可调挡；而装置1采用实时计算法(两点法)，主机定挡运行从机可调挡，此时主机显示的电流约等于系统电容电流减去从机显示的电感电流。

3)总结了消弧线圈自动控制装置的现场调试方法，在调试过程中，应分别针对消弧线圈装置的自动调挡功能和自动跟踪调谐进行试验，并通过记录手动调挡数据确定装置的正常运行。而针对当中性点不平衡电压很低时电容电流的计算问题，还需要开展更加深入的研究。