变电站母线电压不平衡原因及防范措施

浅论变电站母线电压不平衡的原因及防范措施摘要：对变电站母线电压不平衡产生的原因展开分析，针对如何避免母线电压不平衡的发生，提出了积极有效的防范措施。关键词：电压不平衡；原因分析；防范措施变电站在配电网中具有十分重要的地位，它既是变压器侧配电网中的负荷，又是下一级配电网的电源，其自动化程度的高低直接反映了配电自动化的水平。1995年，国家调度中心要求现有35kv~110kv变电所在条件具备时逐步实现无人值班变电所，新建变电所可根据调度和管理需要以及规划要求，按无人值班设计。欲实现无人值班变电所，其中变电站的综合自动化程度很重要。随着电网规模的不断扩大，变电站作为电网的基本单元，其设备运行维护的好坏，直接影响到电网的运行安全与否。母线是变电站的重要组成部分，一旦发生异常而不能及时消除，将严重危及电网的安全可靠运行，有时甚至会酿成大面积停电事故。母线电压不平衡是一种较为常见的母线异常，当不平衡度达到一定程度时往往会造成保护装置误动、站内设备损坏等一系列严重后果。1不平衡电压产生的原因1.1三相电压不平衡现象的产生主要有电网本身参数的原因，如架空线三相对地电容不对称，电源电压不对称以及电网谐波含量过大；变压器内部匝间短路，断路器或其所带线路负荷不平衡等原因，也有电压互感器本身特性以及电压互感器接线方式等原因。1.2在中性点绝缘的电力系统中，由于各相对地电容不相等（因线路排列方式造成），引起了中性点对地的位移电压。电压互感器的高压线圈的尾头是直接接地的，这个位移电压引起了三相电压的不对称，并在开口三角形回路产生一个不平衡电压。中性点绝缘的等效电路如图1所示。1.3在中性点绝缘系统中，中性点偏移电压升高主要由不对称度和系统阻尼率决定,对于正常绝缘的架空电网的阻尼率一般不超过3%~5%，当绝缘普遍采用硅橡胶长期涂料时，阻尼率可降到1%以下，所以通常而言系统阻尼率对于三相电压偏移影响并不是很大。对6~10kv系统来说电缆线路电容量占的比例较大，三相对地电容基本平衡，中性点位移电压较低。由于输电线路相对较长，杆塔设计中若采用上字塔型且全线都没有换相，较长的线路和三相不对称位置的布置就会造成三相线路对地电容相差较大,而且随着35kv变电站出线线路的增多，三相对地参数不对称性越大，即系统不对称度越大，这是造成了35kv系统三相电压不平衡的主要原因。图1中性点绝缘的等效电路1.4消弧线圈对系统三相电压不平衡的影响1.4.1消弧线圈的工作原理当系统发生单相接地故障时等效电路如图2，此时中性点电位up0=-ua，流经消弧电弧的感性电流，感性电流il和线路容性电流ic相位相反，所以流经故障点电流i=|ic-il|，消弧线圈起到了减小故障电流的作用。图2消弧线圈接地系统等效电路图1.4.2消弧线圈对不平衡电压的放大作用为了表示消弧线圈l接入后系统的工作状态,引入补偿度v：结合公式可得在经消弧线圈接地系统中中性点偏移电压：由式(2)可以看出，即使在系统正常运行时，由于线路的不对称，也会产生中性点偏移电压，而且在同一不对称度下，中性点经消弧线圈接地后会有较大的中性点位移，补偿度越小，中性点偏移电压越大，极限情况下，即使很小的不对称度也会导致极高的中性点位移电压。加装消弧线圈对中性点偏移电压起到了放大作用，补偿度越小，放大作用越强，在曲线顶部放大倍数约为10~40倍。根据《电网调度管理规程》、《变电站运行规程》及相关规程的有关规定，以上情况是不允许长期存在的，需及时进行处理。2避免母线电压不平衡的防范措施2.1保证负荷均衡线路所带负荷不均衡是造成母线电压不平衡的重要原因，因此，在线路投运以后，应做好与调度的沟通，力求线路三相负荷平衡，特别是带路灯负荷时，避免负荷大量集中于一相或两相上。2.2补偿中相电容在实际电网中存在着中相对地电容偏低的状况，它是造成母线三相不平衡的主要因素之一。合理补偿中相电容的差值，可有效解决三相电压不平衡的问题。2.3保证电压互感器接线正确性变电站内的电压值全部来源于电压互感器，电压互感器的接线方式直接影响到电压的数值，因此，在电压互感器设计安装之初就要严格要求，确保接线方式的正确，保证变电站母线电压数据正常。2.4采用安全的运行模式无论是传统的变电站，还是新型的无人值班变电站，都需要充实训练有素的高素质人员，利用先进的设备，互相协调，共同做好管理工作，以达到减人增效、自动运行的目的。但从安全角度看，有些改造后的变电所，一些具体操作必须有人员到现场；此外，有些设备隐患并不能通过自动化系统完全显示出来，也必须配备专业人员在场，确保安全运行。2.5重视运行管理（1）明确运行管理的职责分工。根据已运行的无人值班变电所的运行管理方式，原变电值班被分为两部分：一部分为运行监视、抄表记录和断路器操作，由调度运行值班员通过远程自动化实施；一部分为设备巡视、运行维护、隔离开关操作、安全措施和事故处理，由新成立的操作队到现场实施。（2）建立行之有效的运行管理制度。运行值班员、操作队队员、电气检修班成员及通信自动化维护人员必须遵照执行各自的岗位责任制度，做到分工清楚、责任明确。无人值班变电所的一、二次电气设备，通信和运动设备均需专人维护并填写记录。运行值班员实行二班制或三班制，一般应禁止连班工作。交接班应准时、认真、前后衔接、手续清楚、责任明确。2.6加强变电运行技术维护管理（1）技术管理的主要任务之一是保证安全经济运行和人身安全，尤其对于两票三制（工作票、操作票、工作许可制度、工作监护制度、工作间断转移和终结制度）必须认真贯彻执行。（2）做好设备台账、缺陷记录、检修记录、大修周期等资料收集整理工作。加强维护，发现问题及时、准确、迅速地排除设备故障。（3）变电站应多组织培训班，加强员工技术培训，定期开展技术讲座和规程学习，使变电运行人员熟练掌握职责范围内的设备现场布置、系统连接、结构原理、性能作用、操作程序，并具备设备的简单维护、保养能力；同时积极开展事故预想、反事故演习，提高运行人员的事故处理应变能力和自我防护能力。2.7选用高质量的设备随着科技的快速发展，电力设备的制造工艺也是日新月异，安全可靠性有了很大提高。因此，在新设备的选用上，应倾向于那些原理先进，可靠性能高的设备。2.8确保设备验收质量对于新设备的投入，尤其是新建变电站的投运，基建单位和运行单位的交接都会涉及到验收的过程，验收质量的好坏直接关系到投运后设备的运行安全与否，因此，在验收过程中一定要增加力度，把好设备验收关，从而解决由于设备厂家，施工或设计单位的原因而造成的问题，不留安全隐患。3小结采取以上积极有效的防范措施，排除线路安全隐患，确保线路运行状况良好，从而改善变电站母线电压不平衡的情况，保证站内设备的安全可靠运行。