消弧线圈接地变容量计算

1 问题提出

随着城市建设发展的需要和供电负荷的增加，许多地方正在城区建设110/10kV终端变电所，一次侧采用电压110kV进线，随着城网改造中杆线下地，城区10kV出线绝大多数为架空电缆出线，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，根据国家原电力工业部《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定，3-66KV系统的单相接地故障电容电流超过10A时，应采用消弧线圈接地方式。一般的110/10kV变电所，其变压器低压侧为△接线，系统低压侧无中性点引出，因此，在变电所设计中要考虑10kV接地变、消弧线圈和自动补偿装置的设置。

2 10kV中性点不接地系统的特点

选择电网中性点接地方式是一个要考虑许多因素的问题，它与电压等级、单相接地短路电流数值、过电压水平、保护配置等有关。并直接影响电网的绝缘水平、系统供电的可靠性和连续性、主变压器和发电机的安全运行以及对通信线路的干扰。10kV中性点不接地系统（小电流接地系统）具有如下特点：当一相发生金属性接地故障时，接地相对地电位为零，其它两相对地电位比接地前升高√3倍，一般情况下，当发生单相金属性接地故障时，流过故障点的短路电流仅为全部线路接地电容电流之和其值并不大，发出接地信号，值班人员一般在2小时内选择和排除接地故障，保证连续不间断供电。 3 系统对地电容电流超标的危害

实践表明中性点不接地系统（小电流接地系统）也存在许多问题，随着电缆出线增多，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，当系统电容电流大于10A后，将带来一系列危害，具体表现如下：

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3.1当发生间歇弧光接地时，可能引起高达3.5倍相电压（见参考文献1）的弧光过电压，引起多处绝缘薄弱的地方放电击穿和设备瞬间损坏，使小电流供电系统的可靠性这一优点大受影响。

3.2配电网的铁磁谐振过电压现象比较普遍，时常发生电压互感器烧毁事故和熔断器的频繁熔断，严重威胁着配电网的安全可靠性。

3.3当有人误触带电部位时，由于受到大电流的烧灼，加重了对触电人员的伤害，甚至伤亡。

3.4当配电网发生单相接地时，电弧不能自灭，很可能破坏周围的绝缘，发展成相间短路，造成停电或损坏设备的事故；因小动物造成单相接地而引起相间故障致使停电的事故也时有发生。

3.5配电网对地电容电流增大后，对架空线路来说，树线矛盾比较突出，尤其是雷雨季节，因单相接地引起的短路跳闸事故占很大比例。 4 单相接地电容电流的计算

4.1空载电缆电容电流的计算方法有以下两种：

（1）根据单相对地电容，计算电容电流（见参考文献2）。 Ic=√3×UP×ω×C×103（4-1） 式中：UP━电网线电压（kV） C━单相对地电容（F）

一般电缆单位电容为200-400pF/m左右（可查电缆厂家样本）。

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（2）根据经验公式，计算电容电流（见参考文献3）。 Ic=0.1×UP×L（4-2） 式中：UP━电网线电压（kV） L━电缆长度（km）

4.2架空线电容电流的计算有以下两种：

（1）根据单相对地电容，计算电容电流（见参考文献2）。 Ic=√3×UP×ω×C×103（4-3） 式中：

UP━电网线电压（kV） C━单相对地电容（F）

一般架空线单位电容为5-6pF/m。

（2）根据经验公式，计算电容电流（见参考文献3）。 Ic=（2.7～3.3）×UP×L×10-3（4-4） 式中：

UP━电网线电压（kV） L━架空线长度（km）

2.7━系数，适用于无架空地线的线路 3.3━系数，适用于有架空地线的线路

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同杆双回架空线电容电流（见参考文献3）：Ic2=（1.3~1.6）Ic（1.3-对应10KV线路，1.6-对应35KV线路，Ic-单回线路电容电流） 4.3变电所增加电容电流的计算（见参考文献3）

额定电压（KV） 增大率（%） 6 18 10 16 35 13 通过4-2和4-4比较得出电缆线路的接地电容电流是同等长度架空线路的37倍左右，所以在城区变电站中，由于电缆线路的日益增多，配电系统的单相接地电容电流值是相当可观的，又由于接地电流和正常时的相电压相差90°，在接地电流过零时加在弧隙两端的电压为最大值，造成故障点的电弧不易熄灭，常常形成熄灭和重燃交替的间隙性和稳定性电弧，间隙性弧光接地能导致危险的过电压，而稳定性弧光接地会发展成相间短路，危及电网的安全运行。

5 传统消弧线圈存在的问题

当3—66KV系统的单相接地故障电容电流超过10A时，应采用消弧线圈接地方式，通过计算电网当前脱谐度（ε=（IL-IC）/IC·100%）与设定值的比较，决定是否调节消弧圈的分接头，过去选用的传统消弧线圈必须停电调节档位，在运行中暴露出许多问题和隐患，具体表现如下：

5.1由于传统消弧线圈没有自动测量系统，不能实时测量电网对地电容电流和位移电压，当电网运行方式或电网参数变化后靠人工估算电容电流，误差很大，不能及时有效地控制残流和抑制弧光过电压，不易达到最佳补偿。

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5.2传统消弧线圈按电压等级的不同、电网对地电容电流大小的不同，采用的调节级数也不同，一般分五级或九级，级数少、级差电流大，补偿精度很低。

5.3调谐需要停电、退出消弧线圈，失去了消弧补偿的连续性，响应速度太慢，隐患较大，只能适应正常线路的投切。如果遇到系统异常或事故情况下，如系统故障低周低压减载切除线路等，来不及进行调整，易造成失控。若此时正碰上电网单相接地，残流大，正需要补偿而跟不上，容易产生过电压而损坏电力系统绝缘薄弱的电器设备，引起事故扩大、雪上加霜。

5.4由于消弧线圈抑制过电压的效果与脱谐度大小相关，实践表明：只有脱谐度不超过±5%时，才能把过电压的水平在2.6倍的相电压以下（见参考文献1），传统消弧线圈则很难做到这一点。

5.5运行中的消弧线圈不少容量不足，只能长期在欠补偿下运行。传统消弧线圈大多数没有阻尼电阻，其与电网对地电容构成串联谐振回路，欠补偿时遇电网断线故障易进入全补偿状态（即电压谐振状态），这种过电压对电力系统绝缘所表现的危害性比由电弧接地过电压所产生的危害更大。既要控制残流量小，易于熄弧；又要控制脱谐度保证位移电压（U0=0.8U/√d2+ε2（见参考文献3）不超标，这对矛盾很难解决。鉴于上述因素，只好采用过补偿方式运行，补偿方式不灵活，脱谐度一般达到15%-25%，甚至更大，这样消弧线圈抑制弧光过电压效果很差，几乎与不装消弧线圈一样。

5.6单相接地时，由于补偿方式、残流大小不明确，用于选择接地回路的微机选线装置更加难以工作。此时不能根据残流大小和方向或采用及时改变补偿方式或调档变更残流的方法来准确选线。该装置只能依靠含量极低的高次谐波（小于5%）的大小和方向来判别，准确率很低，这也是过去小电流选线装置存在的问题之一。

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5.7为了提高我国电网技术和装备水平，国家正在大力推行电网通讯自动化和变电站综合自动化的科技方针，实现四遥（遥信、遥测、遥调、遥控），进而实现无人值班，传统消弧线圈根本不具备这个条件。 6 自动跟踪消弧线圈补偿技术

根据供配电网小电流接地系统对地电容电流超标所产生的影响和投运传统消弧线圈存在问题的分析，应采用自动跟踪消弧线圈补偿技术和配套的单相接地微机选线技术。泰兴供电局采用的接地变为上海思源电气有限公司生产的DKSC系列的，消弧线圈为该厂生产的XHDC系列的，自动调谐和选线装置为该厂生产的XHK系列，全套装置包括：中性点隔离开关G、Z型接地变压器B（系统有中性点可不用）、有载调节消弧线圈L、中性点氧化锌避雷器MOA、中性点电压互感器PT、中性点电流互感器CT、阻尼限压电阻箱R和自动调谐和选线装置XHK-II。 6.1接地变压器

接地变压器的作用是在系统为△型接线或Y型接线中性点无法引出时，引出中性点用于加接消弧线圈，该变压器采用Z型接线（或称曲折型接线），与普通变压器的区别是每相线圈分别绕在两个磁柱上，这样连接的好处是零序磁通可沿磁柱流通，而普通变压器的零序磁通是沿着漏磁磁路流通，所以Z型接地变压器的零序阻抗很小（10Ω左右），而普通变压器要大得多。因此规程规定，用普通变压器带消弧线圈时，其容量不得超过变压器容量的20%，而Z型变压器则可带90%～100%容量的消弧线圈，接地变除可带消弧圈外，也可带二次负载，可代替所用变，从而节省投资费用。 6.2有载调节消弧线圈

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（1）消弧线圈的调流方式：一般分为3种，即：调铁芯气隙方式、调铁芯励磁方式和调匝式消弧线圈。目前在系统中投运的消弧线圈多为调匝式，它是将绕组按不同的匝数，抽出若干个分接头，将原来的无励磁分接开关改为有载分接开关进行切换，改变接入的匝数，从而改变电感量，消弧线圈的调流范围为额定电流的30～100%，相邻分头间的电流数按等差级数排列，分头数按相邻分头间电流差小于5A来确定。为了减少残流，增加了分头数，根据容量不同，目前有9档—14档，因而工作可靠，可保证安全运行。消弧线圈还外附一个电压互感器和一个电流互感器。

（2）消弧线圈的补偿方式：一般分为过补、欠补、最小残流3种方式可供选择。 a.欠补：指运行中线圈电感电流IL小于系统电容电流IC的运行方式。当0＜IC-IL≤Id，（Id为消弧线圈相邻档位间的级差电流），即当残流为容性且残流值≤级差电流时，消弧线圈不进行调档。若对地电容发生变化不满足上述条件时，则消弧线圈将向上或向下调节分头，直至重新满足上述条件为止。

b.过补：指运行中电容电流IC小于电感电流IL的运行方式。当IC-IL＜0，且│IC-IL│≤Id，即在残流为感性且残流值≤级差电流时，消弧线圈不进行调档。若对地电容发生变化不满足上述条件时，则消弧线圈的分接头将进行调节，直至重新满足上述条件为止。 c.最小残流：在│IC-IL│≤1/2Id时，消弧线圈不进行调节；当对地电容变化，上述条件不满足时进行调节，直至满足上述条件。在这种运行方式下，接地残流可能为容性，也可能为感性，有时甚至为零（即全补），但由于加装了阻尼电阻，中性点电压不会超过15%相电压。

6.3限压阻尼电阻箱

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在自动跟踪消弧线圈中，因调节精度高，残流较小，接近谐振（全补）点运行。为防止产生谐振过电压及适应各种运行方式，在消弧线圈接地回路应串接阻尼电阻箱。这样在运行中，即使处于全补状态，因电阻的阻尼作用，避免产生谐振，而且中性点电压不会超过15%相电压，满足规程要求，使消弧线圈可以运行于过补、全补或欠补任一种方式。阻尼电阻可选用片状电阻，根据容量选用不同的阻值。当系统发生单相接地时，中性点流过很大的电流，这时必须将阻尼电阻采用电压、电流双重保护短接。 6.4调谐和选线装置

自动调谐和选线装置是整套技术的关键部分，所有的计算和控制由它来实现，控制器实时测量出系统对地的电容电流，由此计算出电网当前的脱谐度ε，当脱谐度偏差超出预定范围时，通过控制电路接口驱动有载开关调整消弧线圈分接头，直至脱谐度和残流在预定范围内为止。系统发生单相接地时，将系统PT二次开口三角处的零序电压及各回路零序电流采集下来进行分析处理，通过视在功率、零序阻抗变化、谐波变化、五次谐波等选线算法来进行选线。

6.5隔离开关、电压互感器

隔离开关安装消弧线圈前，用于投切消弧线圈，由于消弧线圈内的电压互感器不满足测量精度，需另设中性点电压互感器测量中性点电压。 7 自动跟踪消弧线圈补偿技术的性能和特点

7.1该装置在正常运行中每隔3S（秒）对系统电容电流、残流进行测量计算，根据测量结果控制消弧线圈升降档，使残流（脱谐度）保持在最小，测量时不需进行调档试探，具有响应速度快、有载开关寿命长、跟踪准确的优点。

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7.2过补、欠补、最小残流3种运行方式任选，可在现场根据需要随时设定变更。 7.3在最小残流方式下运行，可使补偿后的接地残流≤3%额定电流（即消弧线圈最大电流）。

7.4消弧线圈串联电阻方式，可全补时中性点位移电压＜15%相电压，避免谐振，满足了运行规程要求。

7.5根据企业电网的电压和容量等级，依照测出的系统电容电流等具体参数，可选用合适型号规格的成套装置，该技术适应面大。

7.6该技术包括的微机选线保护装置采用特殊的多种算法，可快速准确显示单相接地线路。

8 .接地变压器、消弧线圈容量和额定电流的确定 8.1根据架空线或电缆参数计算公式计算电容电流Ic 8.2消弧线圈容量的确定（见参考文献3） Q=K×Ic×UP/√3（8-1） 式中：K—系数，过补偿取1.35 Q—消弧线圈容量，kVA

8.3消弧线圈容量及额定电流的选择

根据最大电容电流Ic，确定相应的消弧线圈容量及额定电流，使最大补偿电感电流满足要求。

8.4接地变压器容量选择

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接地变除可带消弧圈外，兼作所用变。 式中：

Q—消弧线圈容量，kVA S—所变容量，kVA Ф—功率因素角，° SJ—接地变容量，kVA

例如某110kV变电所，二台主变，10kV单母线分段，共24回电缆出线，两套装置补偿，一回电缆平均长度按2kM计算，所变容量100kVA，COSФ=0.8.根据式（4-1）或式（4-2）有： Ic=0.1×UP×L

=0.1×10.5×2×12=25.2（A）

变电所增加电容电流为16%故Ic=25.2×1.16=29.23（A） 根据式（8-1）： Q=K×Ic×UP/√3 =1.35×29.23×10.5/√3 =239（kVA）

根据消弧线圈容量系列性及最大电容电流Ic，确定相应的Q=300KVA，补偿电流调节范围为25—50A

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根据式（8-2）：

因此整套装置，可调电抗器选用了型号为XHDCZ-300/10/25-50A（九档），容量为300kVA，系统电压10kV，额定电压6.062kV，补偿电流调节范围为25-50A.接地变压器选用了型号为DKSC-400/100/10.5，10.5±5%、容量为400kVA，二次容量为100kVA，系统电压10.5kV。

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接地变、消弧线圈及自动补偿装置的原理和选择

作者：佚名 日期：2010年03月16日 来源：本站原创 小】 我要评论(0) １问题提出

随着城市建设发展的需要和供电负荷的增加，许多地方正在城区建设110/10kV终端变电所，一次侧采用电压110kV进线，随着城网改造中杆线下地，城区10kV出线绝大多数为架空电缆出线，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，根据国家原电力工业部《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定，3—66KV系统的单相接地故障电容电流超过10A时，应采用消弧线圈接地方式。一般的110/10kV变电所，其变压器低压侧为△接线，系统低压侧无中性点引出，因此，在变电所设计中要考虑10kV接地变、消弧线圈和自动补偿装置的设置。

２10kV中性点不接地系统的特点

选择电网中性点接地方式是一个要考虑许多因素的问题，它与电压等级、单相接地短路电流数值、过电压水平、保护配置等有关。并直接影响电网的绝缘水平、系统供电的可靠性和连续性、主变压器和发电机的安全运行以及对通信线路的干扰。10kV中性点不接地系统(小电流接地系统)具有如下特点：当一相发生金属性接地故障时，接地相对地电位为零，其它两相对地电位比接地前升高√3倍，一般情况下，当发生单相金属性接地故障时，流过故障点的短路电流仅为全

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部线路接地电容电流之和其值并不大，发出接地信号，值班人员一般在2小时内选择和排除接地故障，保证连续不间断供电。 3系统对地电容电流超标的危害

实践表明中性点不接地系统(小电流接地系统)也存在许多问题，随着电缆出线增多，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，当系统电容电流大于10A后，将带来一系列危害，具体表现如下：

3.1当发生间歇弧光接地时，可能引起高达3.5倍相电压(见参考文献1)的弧光过电压，引起多处绝缘薄弱的地方放电击穿和设备瞬间损坏，使小电流供电系统的可靠性这一优点大受影响。

3.2配电网的铁磁谐振过电压现象比较普遍，时常发生电压互感器烧毁事故和熔断器的频繁熔断，严重威胁着配电网的安全可靠性。

3.3当有人误触带电部位时，由于受到大电流的烧灼，加重了对触电人员的伤害，甚至伤亡。

3.4当配电网发生单相接地时，电弧不能自灭，很可能破坏周围的绝缘，发展成相间短路，造成停电或损坏设备的事故；因小动物造成单相接地而引起相间故障致使停电的事故也时有发生。

3.5配电网对地电容电流增大后，对架空线路来说，树线矛盾比较突出，尤其是雷雨季节，因单相接地引起的短路跳闸事故占很大比例。 4单相接地电容电流的计算

4.1空载电缆电容电流的计算方法有以下两种：

（1）根据单相对地电容，计算电容电流(见参考文献2)。 Ic=√3×UP×ω×C×103(4-1)

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式中:UP━电网线电压(kV) C━单相对地电容(F)

一般电缆单位电容为200-400pF/m左右（可查电缆厂家样本）。 （2）根据经验公式，计算电容电流(见参考文献3)。 Ic=0.1×UP×L(4-2) 式中:UP━电网线电压(kV) L━电缆长度(km)

4.2架空线电容电流的计算有以下两种：

（1）根据单相对地电容,计算电容电流(见参考文献2)。 Ic=√3×UP×ω×C×103(4-3) 式中:UP━电网线电压(kV) C━单相对地电容(F)

一般架空线单位电容为5-6pF/m。

（2）根据经验公式,计算电容电流(见参考文献3)。 Ic=(2.7~3.3)×UP×L×10-3(4-4) 式中:UP━电网线电压(kV) L━架空线长度(km)

2.7━系数，适用于无架空地线的线路 3.3━系数，适用于有架空地线的线路

同杆双回架空线电容电流(见参考文献3)：Ic2=（1.3~1.6）Ic（1.3-对应10KV线路,1.6-对应35KV线路,Ic-单回线路电容电流） 4.3变电所增加电容电流的计算(见参考文献3)

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额定电压（KV）增大率（%） 618 1016 3513

通过4-2和4-4比较得出电缆线路的接地电容电流是同等长度架空线路的37倍左右，所以在城区变电站中，由于电缆线路的日益增多，配电系统的单相接地电容电流值是相当可观的，又由于接地电流和正常时的相电压相差90°，在接地电流过零时加在弧隙两端的电压为最大值，造成故障点的电弧不易熄灭，常常形成熄灭和重燃交替的间隙性和稳定性电弧，间隙性弧光接地能导致危险的过电压，而稳定性弧光接地会发展成相间短路，危及电网的安全运行。 5传统消弧线圈存在的问题

当3—66KV系统的单相接地故障电容电流超过10A时，应采用消弧线圈接地方式，通过计算电网当前脱谐度（ε=(IL-IC)/IC•100%）与设定值的比较，决定是否调节消弧圈的分接头，过去选用的传统消弧线圈必须停电调节档位，在运行中暴露出许多问题和隐患，具体表现如下：

5.1由于传统消弧线圈没有自动测量系统，不能实时测量电网对地电容电流和位移电压，当电网运行方式或电网参数变化后靠人工估算电容电流，误差很大，不能及时有效地控制残流和抑制弧光过电压，不易达到最佳补偿。

5.2传统消弧线圈按电压等级的不同、电网对地电容电流大小的不同，采用的调节级数也不同，一般分五级或九级，级数少、级差电流大，补偿精度很低。 5.3调谐需要停电、退出消弧线圈，失去了消弧补偿的连续性，响应速度太慢，隐患较大，只能适应正常线路的投切。如果遇到系统异常或事故情况下，如

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系统故障低周低压减载切除线路等，来不及进行调整，易造成失控。若此时正碰上电网单相接地，残流大，正需要补偿而跟不上，容易产生过电压而损坏电力系统绝缘薄弱的电器设备，引起事故扩大、雪上加霜。

5. 4由于消弧线圈抑制过电压的效果与脱谐度大小相关，实践表明：只有脱谐度不超过±5%时，才能把过电压的水平在2.6倍的相电压以下(见参考文献1)，传统消弧线圈则很难做到这一点。

5.5运行中的消弧线圈不少容量不足，只能长期在欠补偿下运行。传统消弧线圈大多数没有阻尼电阻，其与电网对地电容构成串联谐振回路，欠补偿时遇电网断线故障易进入全补偿状态（即电压谐振状态），这种过电压对电力系统绝缘所表现的危害性比由电弧接地过电压所产生的危害更大。既要控制残流量小，易于熄弧；又要控制脱谐度保证位移电压（U0=0.8U/√d2+ε2(见参考文献3）不超标，这对矛盾很难解决。鉴于上述因素，只好采用过补偿方式运行，补偿方式不灵活，脱谐度一般达到15%—25%，甚至更大，这样消弧线圈抑制弧光过电压效果很差，几乎与不装消弧线圈一样。

5.6单相接地时，由于补偿方式、残流大小不明确，用于选择接地回路的微机选线装置更加难以工作。此时不能根据残流大小和方向或采用及时改变补偿方式或调档变更残流的方法来准确选线。该装置只能依靠含量极低的高次谐波（小于5%）的大小和方向来判别，准确率很低，这也是过去小电流选线装置存在的问题之一。

5.7为了提高我国电网技术和装备水平，国家正在大力推行电网通讯自动化和变电站综合自动化的科技方针，实现四遥（遥信、遥测、遥调、遥控），进而实现无人值班，传统消弧线圈根本不具备这个条件。

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6自动跟踪消弧线圈补偿技术

根据供配电网小电流接地系统对地电容电流超标所产生的影响和投运传统消弧线圈存在问题的分析，应采用自动跟踪消弧线圈补偿技术和配套的单相接地微机选线技术。泰兴供电局采用的接地变为上海思源电气有限公司生产的DKSC系列的，消弧线圈为该厂生产的XHDC系列的，自动调谐和选线装置为该厂生产的XHK系列，全套装置包括：中性点隔离开关G、Z型接地变压器B（系统有中性点可不用）、有载调节消弧线圈L、中性点氧化锌避雷器MOA、中性点电压互感器PT、中性点电流互感器CT、阻尼限压电阻箱R和自动调谐和选线装置XHK-II。该项技术的设备组成示意图见附图。 6.1接地变压器

接地变压器的作用是在系统为△型接线或Y型接线中性点无法引出时，引出中性点用于加接消弧线圈，该变压器采用Z型接线（或称曲折型接线），与普通变压器的区别是每相线圈分别绕在两个磁柱上，这样连接的好处是零序磁通可沿磁柱流通，而普通变压器的零序磁通是沿着漏磁磁路流通，所以Z型接地变压器的零序阻抗很小（10Ω左右），而普通变压器要大得多。因此规程规定，用普通变压器带消弧线圈时，其容量不得超过变压器容量的20%，而Z型变压器则可带90%～100%容量的消弧线圈，接地变除可带消弧圈外，也可带二次负载，可代替所用变，从而节省投资费用。 6.2有载调节消弧线圈

（1）消弧线圈的调流方式：一般分为3种，即：调铁芯气隙方式、调铁芯励磁方式和调匝式消弧线圈。目前在系统中投运的消弧线圈多为调匝式，它是将绕组按不同的匝数，抽出若干个分接头，将原来的无励磁分接开关改为有载分接

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开关进行切换，改变接入的匝数，从而改变电感量，消弧线圈的调流范围为额定电流的30～100%，相邻分头间的电流数按等差级数排列，分头数按相邻分头间电流差小于5A来确定。为了减少残流，增加了分头数，根据容量不同，目前有9档—14档，因而工作可靠，可保证安全运行。消弧线圈还外附一个电压互感器和一个电流互感器。

（2）消弧线圈的补偿方式：一般分为过补、欠补、最小残流3种方式可供选择。

a.欠补：指运行中线圈电感电流IL小于系统电容电流IC的运行方式。当0＜IC-IL≤Id，（Id为消弧线圈相邻档位间的级差电流），即当残流为容性且残流值≤级差电流时，消弧线圈不进行调档。若对地电容发生变化不满足上述条件时，则消弧线圈将向上或向下调节分头，直至重新满足上述条件为止。

b.过补：指运行中电容电流IC小于电感电流IL的运行方式。当IC-IL＜0，且│IC-IL│≤Id，即在残流为感性且残流值≤级差电流时，消弧线圈不进行调档。若对地电容发生变化不满足上述条件时，则消弧线圈的分接头将进行调节，直至重新满足上述条件为止。

c.最小残流：在│IC-IL│≤1/2Id时，消弧线圈不进行调节；当对地电容变化，上述条件不满足时进行调节，直至满足上述条件。在这种运行方式下，接地残流可能为容性，也可能为感性，有时甚至为零（即全补），但由于加装了阻尼电阻，中性点电压不会超过15%相电压。 6.3限压阻尼电阻箱

在自动跟踪消弧线圈中，因调节精度高，残流较小，接近谐振（全补）点运行。为防止产生谐振过电压及适应各种运行方式，在消弧线圈接地回路应串接阻

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尼电阻箱。这样在运行中，即使处于全补状态，因电阻的阻尼作用，避免产生谐振，而且中性点电压不会超过15%相电压，满足规程要求，使消弧线圈可以运行于过补、全补或欠补任一种方式。阻尼电阻可选用片状电阻，根据容量选用不同的阻值。当系统发生单相接地时，中性点流过很大的电流，这时必须将阻尼电阻采用电压、电流双重保护短接。 6.4调谐和选线装置

自动调谐和选线装置是整套技术的关键部分，所有的计算和控制由它来实现，控制器实时测量出系统对地的电容电流，由此计算出电网当前的脱谐度ε，当脱谐度偏差超出预定范围时，通过控制电路接口驱动有载开关调整消弧线圈分接头，直至脱谐度和残流在预定范围内为止。系统发生单相接地时，将系统PT二次开口三角处的零序电压及各回路零序电流采集下来进行分析处理，通过视在功率、零序阻抗变化、谐波变化、五次谐波等选线算法来进行选线。 6.5隔离开关、电压互感器

隔离开关安装消弧线圈前，用于投切消弧线圈，由于消弧线圈内的电压互感器不满足测量精度，需另设中性点电压互感器测量中性点电压。 7自动跟踪消弧线圈补偿技术的性能和特点

7.1该装置在正常运行中每隔3S（秒）对系统电容电流、残流进行测量计算，根据测量结果控制消弧线圈升降档，使残流（脱谐度）保持在最小，测量时不需进行调档试探，具有响应速度快、有载开关寿命长、跟踪准确的优点。 7.2过补、欠补、最小残流3种运行方式任选，可在现场根据需要随时设定变更。

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7.3在最小残流方式下运行，可使补偿后的接地残流≤3%额定电流（即消弧线圈最大电流）。

7.4消弧线圈串联电阻方式，可全补时中性点位移电压＜15%相电压，避免谐振，满足了运行规程要求。

7.5根据企业电网的电压和容量等级，依照测出的系统电容电流等具体参数，可选用合适型号规格的成套装置，该技术适应面大。

7.6该技术包括的微机选线保护装置采用特殊的多种算法，可快速准确显示单相接地线路。

8.接地变压器、消弧线圈容量和额定电流的确定 8.1根据架空线或电缆参数计算公式计算电容电流Ic 8.2消弧线圈容量的确定(见参考文献3) Q=K×Ic×UP/√3(8-1) 式中:K—系数，过补偿取1.35 Q—消弧线圈容量，kVA

8.3消弧线圈容量及额定电流的选择

根据最大电容电流Ic，确定相应的消弧线圈容量及额定电流，使最大补偿电感电流满足要求。

8.4接地变压器容量选择

接地变除可带消弧圈外，兼作所用变. 式中：Q—消弧线圈容量，kVA S—所变容量，kVA Ф—功率因素角，°

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SJ—接地变容量，kVA

例如某110kV变电所，二台主变，10kV单母线分段，共24回电缆出线，两套装置补偿，一回电缆平均长度按2kM计算，所变容量100kVA，COSФ=0.8。根据式（4-1）或式（4-2）有: Ic=0.1×UP×L

=0.1×10.5×2×12=25.2(A)

变电所增加电容电流为16%故Ic=25.2×1.16=29.23（A） 根据式（8-1）: Q=K×Ic×UP/√3 =1.35×29.23×10.5/√3 =239(kVA)

根据消弧线圈容量系列性及最大电容电流Ic，确定相应的Q=300KVA，补偿电流调节范围为25—50A 根据式（8-2）:

因此整套装置，可调电抗器选用了型号为XHDCZ-300/10/25-50A(九档)，容量为300kVA，系统电压10kV，额定电压6.062kV，补偿电流调节范围为25—50A。接地变压器选用了型号为DKSC-400/100/10.5,10.5±5%、容量为400kVA，二次容量为100kVA，系统电压10.5kV。

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消弧线圈的作用是当电网发生单相接地故障后，提供一电感电流，补偿接地电容电流，使接地电流减小，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。

补偿系统的分类

早期采用人工调匝式固定补偿的消弧线圈，称为固定补偿系统。固定补偿系统的工作方式是：将消弧线圈整定在过补偿状态，其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%，之所以采用过补偿是为了避免电网切除部分线路时发生危险的串联谐振过电压。因为如整定在欠补偿状态，切除线路将造成电容电流减少，可能出现全补偿或接近全补偿的情况。但是这种装置运行在过补偿状态当电网中发生了事故跳闸或重合等参数变化时脱谐度无法控制，以致往往运行在不允许的脱谐度下，造成中性点过电压，三相电压对称遭到破坏。可见固定补偿方式很难适应变动比较频繁的电网，这种系统已逐渐不再使用。取代它的是跟踪电网电容电流自动调谐的装置，这类装置又分为两种，一种称之为随动式补偿系统。随动式补偿系统的工作方式是：自动跟踪电网电容电流的变化，随时调整消弧线圈，使其保持在谐振点上，在消弧线圈中串一电阻，增加电网阻尼率，将谐振过电压在允许的范围内。当电网发生单相接地故障后，控制系统将电阻短接掉，达到最佳补偿效果，该系统的消弧线圈不能带高压调整。另一种称之为动态补偿系统。动态补偿系统的工作方式是：在电网正常运行时，调整消弧线圈远离谐振点，彻底避免串联谐振过电压和各种谐振过电压产生的可能性，当电网发生单相接地后，瞬间调整消弧线圈到最佳状态，使接地电弧自动熄灭。这种系统要求消弧线圈能带高电压快速调整，从根本上避免

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了串联谐振产生的可能性，通过适当的控制，该系统是唯一可能使电网中原有功率方向型单相接地选线装置继续使用的系统。

自动调谐消弧线圈在供电系统中的应用

为适应供电系统的实际需要，20世纪90年代末，采用我国自行研制ZTJD型自动跟踪补偿消弧线圈系统，其自动跟踪监测技术达到先进水平，运行证明其效果良好。 ZTJD型自动跟踪补偿消弧线圈系统的构成

该系统在总结老式消弧线圈运行经验的基础上，开发成功的高新技术产品，由下列几个部分组成见图1。

(1)接地变压器

消弧线圈必须通过中性点接入系统，对无中性点的角形结线的电源(如6～10kV系统)需配置接地变压器，目前有油浸式或干式两种型式，有如下的功能：

1）提供有效的中性点，接地变压器的特点是零序阻抗很小，单相接地时，零序电压在接地变上的压降很小，95％的电压加到消弧线圈上，具有相当好的补偿能力，这种变压器高压侧绕组由两段组成，并分别位于不同相的心柱上，如图

2所示，铁心柱上的磁势为零，匝数n1=n2。 2)接地变的二次可代站用变使用，节省投资。 3)能调整电网的不对称电压，满足自动调谐的需要。 (2)电动式消弧线圈

目前有油浸式或干式两种型式。调分头开关同样也有两种型式，对油浸式消弧线圈配油浸式有载开关(9～15档)，对干式消弧线圈可配空气式有载开关和真空式有载开关(9～19档)。有载开关使用在消弧线圈上，以预调方式工作是很轻松的，几乎在空载状态下切换，因此工作很可靠。这种消弧线圈的电流调节范围比较宽，一般能达到1：4(如20～80A)。消弧线圈的二次线圈增多，不但供测量，而且满足二次阻尼和注入信号的要求。 (3)微机控制部分

ZTJD型接地补偿装置之所以能够达到自动跟踪和自动调谐的目的，主要靠微机控制器来实现。主要完成在线检测位移电压、电容电流等参数，根据测量参数分析判断，如需调整，发出指令进行调整，并有显示、报警、远送等功能。 (4)阻尼电阻及其控制部分

调匝式自动调谐消弧线圈系统之所以能够实现在全补偿状态或很小脱谐度下运行，关键是在消弧线圈回路串功率的阻尼电阻只，以提高电网的阻尼率使谐振点的位移电压降到15％相电压以下，所以不必担心

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谐振时会发生调谐过电压，阻尼电阻在电网正常运行时串入，防止串联谐振，当系统发生接地时，快速将其短接以免影响消弧线圈的输出电流。 (5)中性点专用电压互感器和非线性电阻

在6～10kV电缆网络，其中性点不对称电压很低，为提高测量的精度，采用特制的高压电压互感器，其二次电压为200V，以提高检测的灵敏度。

为增强对消弧线圈系统内过电压的抑制，在中性点上增设了特殊设计的内过电压保护器，与消弧线圈并联接地，这种接地方式既保留了消弧线圈接地系统的优点，当过电压时又发挥小电阻接地过电压的优点。 有载开关调匝式自动调谐式消弧线圈系统的特点

与老式消弧线圈系统相比，妥善地解决了自动跟踪自动调谐问题、调谐内过电压问题、内过电压高的问题以及容量系列少、调流范围窄等问题。

(1)为能实现自动跟踪自动调谐的工作方式，手动调匝式消弧线圈必须改成自动的，将手动开关更换为有载开关，这样一方面捉高了开关调节的可靠性，同时为实现自动控制打下了基础，因为有载开关可以在主控制室自动控制远方操作，如再配上微机自动控制器，就可实现消弧线圈的自动跟踪和自动调谐。 (2)比较有效地解决了调谐过电压问题，老式消弧线圈系统由于自身结构上的，当消弧线圈的感抗与系统对地的容抗相等时，即产生调谐过电压，其值的高低与系统对地不对称电压的高低、电网的阻尼率的高低以及消弧线圈的脱谐度大小有关，如下式（附1） 式中 ubd——电网对地的不对称电压； v——消弧线圈的整定脱谐度； d——电网对地的阻尼率： uNB——中性点对地的位移电压。

从上述可知，如电网对地的不对称电压比较高、阻尼率比较小、消弧线圈的阻抗与电网对地的容抗相等即V=0时，位移电压uNB比较高，可达到不对称电压的25～50倍，造成三相电压的严重不对称，影响设备的安全运行，其波形如图3所示，因此老式消弧线圈规程明确规定在过补点运行图中的A点，使中性点对地电压保持在相电压的15％以下，严禁在全补状态B点运行，防止调谐过电压的出现，其脱谐度不大于10％，实际在调谐时很难达到这一要求，一方面离调谐点比较近，容易出现电压；另一方面如电网对地不对称，电压比较高时这一要求很难达到，因此实际调谐中V达到20％～30％，甚至达到40％，这样消弧线圈系统残流就比较大，影响消弧线圈效果。为提高消弧线圈的灭弧效果和防止调谐过电压的发生，从提高电网的阻尼率着手，从(1)式可知，增加d，UNB即下降，为此我们在消弧线圈中人为地加入阻尼电阻，即增大电网的阻尼率使UNB下降到规程允许的15％相电压以下，这样即实现了残流最小的工作方式，又使谐振点的电压降到允许的数值，如图3中的曲线2。实施方法如图4所示：R1为一次阻尼方式，R2为二次阻尼，根据电网的参数可单独用R1或R2，也可同时使用。阻尼电阻的确定要根据电网参数来选定，可用下式来表示（附2）

式中 R——需要增加的阻尼电阻值， ωL——消弧线圈最小分头电流的阻抗，

URB——中性点位移电压的允许值，15％相电压： ubd——中性点不对称电压值；

P——消弧线圈的阻尼率，一般为2％～3％。 标准文档

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(3)抑制内过电压的效果比较好。从理论上来讲，中性点不接地的35kV及以下中压配电网，内过电压不至于造成设备的损坏，所以从设计上就没有采取，内过电压以及传递过电压等在配电网上时有发生，严重地威胁着配电网的安全运行。铁磁谐振过电压激发起间歇性弧光过电压，使PT保险熔断，烧毁PT，甚至发展成“火烧连营”事故，电容电流较大的地方，由单相接地电弧不能熄灭，引起弧光过电压波及的面比较大，往往造成大面积停电事故。从多次事故分析和现场录到的事故波形图分析可知：由于一次事故激发起几种内过电压时，由于波形叠加造成的设备的薄弱环节被击穿造成事故。因此中压电网采取一些必要的内过电压措施势在必行。我们在开发研制自动跟踪自动调谐式消弧线圈时，从两个方面来内过电压：一方面从改变参数人手，中性点不接地电网易发生串联谐振过电压，因为当容抗XC与感抗XL相等时，即发生铁磁谐振过电压，那么在中性点不接地的电网接入消弧线圈，破坏产生谐振的条件；另一方面在中性点上增设内过电压保护器，进一步加强对内过电压的保护，如图5所示。这种具有非线性电阻性质的内过电压保护器在正常运行时不起作用，是消弧线圈接地系统，当系统出现内过电压时，中性点就成为小电阻接地系统，把过电压的能量释放了。

这种接地方式既发挥了消弧线圈接地的优点，又发挥了小电阻接地的优点。

(4)采用多种在线测量电容电流的方法，以适应不同电网的需要。自动跟踪自动调谐式的消弧线圈系统测量电容电流的方法尤为重要。只要测量准确，才能保证调谐的准确，但是由于配电网的情况不一样，很难用一种方法来适合不同的配电网，所以研究多种的测量方法，适应配电网的不同情况，才能保证调谐的准确性。

(5)功能完善的微机控制器满足电网自动化的要求并作为成套装置的核心。

(6)考虑到微电子技术使用到强电方面的控制，设置了的手动部分，也就是微机处在异常状态时，用切换开关打到手动位置，这样消弧线圈正常运行，只不过不能自动跟踪，不会影响系统的补偿。

(7)阻尼电阻是解决调谐过电压的有效措施，它的可靠性如何直接影响到整套装置的可靠问题，为此，我公司为提高阻尼部分工作的可靠性，采取了如下措施：

1)阻尼电阻在正常时，接入运行，当电网接地时利用真空接触器快速将其短接，为保证可靠短接，采用零序电压和零序电流双套短接措施，而且操作电源一套为直流，另一套为交流，防止短按时保险器熔断。 2)电阻结构上采用连续缠绕，减少接点，而且为提高测量精度采用无感电阻。 3)热容量大，且耐压水平较高(达到20000V)。 实际应用存在的问题及措施

该系统依然存在些小的问题：①消弧线圈投入运行后，原有的零序保护继电器很难发挥作用，对系统进行了完善，在该系统加装了LH谐波方向型单相接地保护装置，使该系统不仅可以单相接地故障电流在5A以下，而且还可以准确地判断出故障线路。②阻尼电阻箱在出厂时，为双电源真空开关控制回路，在正常情况下，防止串联谐振；当系统发生接地时，快速将其短接，以避免影响消弧线圈出力，假如真空开关没有动作则需多加几道措施，一方面增加一组真空开关以备用；另一方面，增加一组大容量晶闸管，既保证了快速投入／切断，又增加了一套后备保护。③该系统在运行过程中是相对的，其实际的调谐过程以及发生单相接地时的状态很难掌握，为了便于了解，我们要求厂家在原来的基础上，就软件、硬件做出些改动，要求在单相接地发生的前后30ms内，对该过程进行录波，利用DSP数字信号处理技术综合分析接地暂态及稳态信号，便于正确了解事故类型，为安全运行提供决策依据。

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