消弧线圈论文Word文档格式.docx

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2.4装设消弧线圈的条件10

2.5　消弧线圈自动调谐原理11

第三章　消弧线圈自动补偿的应用12

3.1摘要12

3.2解决方案12

3.2.1系统接线12

3.2.2装置原理13

3.3重要问题13

第四章　消弧线圈接地系统小电流接地选线14

4.1选线原理14

4.2消弧线圈接地系统的特点14

4.3接地选线原理比较16

4.4　接地选线装置现场注意事项17

4.5　系统调试18

第五章消弧线圈的故障处理方法与技术19

5.1摘要19

5.2一般处理方法19

5.3消弧线圈的异常处理19

5.4消弧线圈动作故障处理20

5.5消弧线圈的故障停用20

参考文献：

22

致谢：

23

前言

输电线路防雷设计的目的是提高线路的耐雷水平，降低线路的雷击跳闸率。

在确定输电线路的防雷方式时，应全面考虑线路的重要程度、系统运行方式、线路进过地区的雷电活动的强弱、地形地貌的特点、土壤电阻率的高低等条件，结合当地原有线路的运行经验，根据技术经济比较的结果，因地制宜，采取合理的保护措施。

对于雷电活动强烈，接地电阻又难以降低的地区，可考虑采用中性点不接地或经消弧线圈接地的方式，这样可使绝大多数雷击单相闪络接地故障被消弧线圈消除，不至于发展成持续工频电弧。

而当雷击引起二相或三相闪络故障时，第一相闪络并不会造成跳闸，先闪络的导线相当于一根避雷线，增加了分流和对未闪络相绝缘上的电压下降，从而提高了线路的耐雷水平。

我国消弧线圈接地方式运行效果良好，雷击跳闸率大约可以降低１／３左右。

第一章　相关课程总结

1.1高电压技术总结

1.1.1高压电技术的研究对象

高电压技术研究的主要对象是电气设备的绝缘、绝缘的测试和电力系统的过电压等。

1.1.2高压电技术的发展现状

高电压技术是随着输电电压的提高而发展的一门新学科，输电电压等级的不断提高的动力则源于远距离、大容量输电。

目前世界上交流输电的最高电压等级已达１１５０ｋｖ流输电的最高电压等级达±

５００ｋｖ。

输电电压等级的不断提高，既给高压电技术提出了许多有待进一步研究的现实问题，也使高压电技术的理论和实践不断的完善和发展。

新的绝缘材料和绝缘结构的采用、过电压保护措施和保护电器的改进及新的绝缘检测方法的出现都赋予了高电压技术新的内容。

1.1.3高压电技术课程的特点和要求

高电压技术是一门实践性很强的学科，其中有些内容因是用微观或半微观的概念来说明宏观的现象，故比较抽象；

还有些内容则因理论和计算不很完善，所以一些规律性的东西常需实验数据或经验公式来表达。

学习中要充分注意这些特点，重点掌握分析和解决问题的基本思路和方法。

1.2供配电技术总结

1.2.1供配电内容

供配电系统主要内容有：

电力系统的基本知识，电力负荷计算及无功功率补偿，三相短路分析、计算及效应，变配电所及其一次系统，电气设备的选择与校验，电力线路，供配电系统的继电保护，变电所二次回路及自动装置，电气安全、防雷和接地，电气照明，供配电系统的运行和管理。

第二章　消弧线圈

2.1消弧线圈作用原理与特征

2.1.1作用原理

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。

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辐值，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。

如煤矿6KV电网，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。

除此之外，电网的各种操作（如大电机的投入，断路器的非同期合闸等）都可能产生危险的过电压，所以电网正常运行时，或发生单相接地故障以外的其它故障时，小脱谐度的消弧线圈给电网带来的不是安全因素而是危害。

综上所述，当电网未发生单相接地故障时，希望消弧线圈的脱谐度越大越好，最好是退出运行。

2.1.2特征

中性点经消弧线圈接地电网发生单相接地具有以下特征：

（1）同中性点不接地电网一样，故障相对地电压为零，非故障相对地电压升高至线电压，出现零序电压，其大于等于电网正常运行时的相电压，同时也有零序电流。

（2）消弧线圈两瑞的电压为零序电压，消弧线圈的电流IL通过接地故障点和故障线路的故障相，但不通过非故障线路。

（3）若系统采用完全补偿方式，则系统故障线路和非故障线路的零序电流都是本身的对地电容电流，电容电流的方向均为母线指向线路，因此无法利用稳态电流的大小和方向来判别故障。

（4）当系统采用过补偿方式时，流过故障线路的零序电流等于本线路对地电容电流和接地点残余电流之和，其方向和非故障线路的零序电流一样，仍然是由母线指向线路，且相位一致，因此也无法利用方向的不同来判别故障线路和非故障线路。

2.1.3　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，将谐振过电压限制在允许的范围内。

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。

2.2　国内主要产品比较

2.2.1　综述

目前，自动补偿的消弧线圈国内主要有四种产品，分别是调气隙式、调匝式、调容式、可调控硅式。

2.2.2　调气隙式

调气隙式属于随动式补偿系统。

其消弧线圈属于动芯式结构，通过移动铁芯改变磁路磁阻达到连续调节电感的目的。

然而其调整只能在低电压或无电压情况下进行，其电感调整范围上下限之比为2.5倍。

控制系统的电网正常运行情况下将消弧线圈调整至全补偿附近，将约100欧电阻串联在消弧线圈上。

用来限制串联谐振过电压，使稳态过电压数值在允许范围内（中性点电位升高小于15%的相电压）。

当发生单相接地后，必须在0.2S内将电阻短接实现最佳补偿，否则电阻有爆炸的危险。

该产品的主要缺点主要有四条：

工作噪音大，可靠性差

芯式消弧线圈由于其结构有上下运动部件，当高电压实施其上后，振动噪音很大，而且随着使用时间的增长，内部越来越松动，噪音越来越大。

串联电阻约3KW，100MΩ。

当补偿电流为50A时，需要250KW容量的电阻才能长期工作，所以在接地后，必须迅速切除电阻，否则有爆炸的危险。

这就影响到整个装置的可靠性。

调节精度差

由于气隙微小的变化都能造成电感较大的变化，电机通过机械部件调气隙的精度远远不够。

用液压调节成本太高。

过电压水平高

在电网正常运行时，消弧线圈处于全补偿状态或接近全补偿状态，虽有串联谐振电阻将稳态谐振过电压限制在允许范围内，但是电网中的各种扰动（大电机投切，非同期合闸，非全相合闸等），使得其瞬态过电压危害较为严重。

功率方向型单相接地选线装置不能继续使用

安装该产品后，电网中原有的功率方向型单相接地选线装置不能继续使用。

2.2.3　调匝式

该装置属于随动式补偿系统，它同调气隙式的唯一区别是动芯式消弧线圈用有载调匝式消弧线圈取代，这种消弧线圈是用原先的人工调匝消弧线圈改造而成，即采用有载调节开关改变工作绕组的匝数，达到调节电感的目的。

其工作方式同调气隙式完全相同，也是采用串联电阻限制谐振过电压。

该装置同调气隙式相比，消除了消弧线圈的高噪音，但是却牺牲了补偿效果，消弧线圈不能连续调节，只能离散的分档调节，补偿效果差，并且同样具有过电压水平高，电网中原有方向型接地选线装置不能使用及串联的电阻存在爆炸的危险等缺点，另外该装置比较零乱，它由四部分设备组成（接地变压器，消弧线圈、电阻箱、控制柜），安装施工比较复杂。

调匝式消弧线圈[1]在电网正常运行时，通过实时测量流过消弧线圈电流的幅值，计算出电网当前方式下的对地电容电流，根据预先设定的最小残流值，由控制器调节有载调压分接头到所需要的补偿档位。

当发生接地故障后，补偿接地时的电容电流，使故障点的残流可以限制在设定的范围之内。

2.2.4　调容式

主要是在消弧线圈的二次侧并联若干组用可控硅（或真空开关）通断的电容器，用来调节二次侧电容的容抗值。

根据阻抗折算原理，调节二次侧容抗值，即可以达到改变一次侧电感电流的要求。

2.2.5　可调控硅式

调可控硅式消弧线圈是把高短路阻抗变压器的一次绕组作为工作绕组接入配电网中性点，二次绕组作为控制绕组由2个反向连接的可控硅短接，调节可控硅的导通角由0～180°

之间变化，使可控硅的等效阻抗在无穷大至零之间变化，输出的补偿电流就可在零至额定值之间得到连续无极调节。

可控硅工作在与电感串联的无电容电路中，其工况既无反峰电压的威胁，又无电流突变的冲击，因此可靠性得到保障。

其特点如下：

（1）、利用可控硅技术，补偿电流在0～100%额定电流范围内连续无级调节，实现大范围精确补偿，还适应了配电网不同发展时期对其容量的不同需要。

（2）、利用短路阻抗作为工作阻抗，伏安特性在0～110%UN范围内保持极佳的线性度，因而可以实现精确补偿。

（3）、该消弧线圈属于随调式，不需要装设阻尼电阻，也不会出现串联谐振，既提高了运行的可靠性，又简化了设备。

（4）发生单相接地故障后该消弧线圈最快5ms内输出补偿电流，从而抑制弧光，防止因弧光引起空气电离而造成相间短路；

同时它能有效消除相隔时间很短的连续多次的单相接地故障。

（5）、成套装置无传动、转动机构，可靠性高，噪音低，运行维护简单。

2.3　结构与控制方式特点

2.3.1　结构的特点

电控无级连续可调消弧线圈，全静态结构，内部无任何运动部件，无触点，调节范围大，可靠性高，调节速度快。

这种线圈的基本工作原理是利用施加直流励磁电流，改变铁芯的磁阻，从而改变消弧线圈电抗值的目的，它可以带高压以毫秒级的速度调节电感值。

2.3.2控制方式特点

采用动态补偿方式，从根本上解决了补偿系统串联谐振过电压与最佳补偿之间相互矛盾的问题。

众所周知，消弧线圈在高压电网正常运行时无任何好处，如果这时调谐到全补偿或接近全补偿状态，会出现串联谐振过电压使中性点电压升高，电网中各种正常操作及单相接地以外的各种故障的发生都可能产生危险的过电压。

所以电网正常运行时，调节消弧线圈使其跟踪电网电容电流的变化有害无利，这也就是电力部门规定“固定式消弧线圈不能工作在全补偿或接近全补偿状态”的原因。

国内同类自动补偿装置均是随动系统，都是在电网尚未发生接地故障前即将消弧线圈调节到全补偿状态等待接地故障的发生，这了避免出现过高的串联谐振过电压而在消弧线圈上串联一阻尼电阻，将稳态谐振过电压限制到容许的范围内，并不能解决暂态谐振过电压的问题，另外由于电阻的功率限制，在出现接地故障后必须迅速的切除，这无疑给电网增加了一个不安全因素。

偏磁式消弧线圈不是采用限制串联谐振过电压的方法，而是采用避开谐振点的动态补偿方法，根本不让串联谐振出现，即在电网正常运行时，不施加励磁电流，将消弧线圈调谐到远离谐振点的状态，但实时检测电网电容电流的大小，当电网发生单相接地后，瞬时（约20ms）调节消弧线圈实施最佳补偿。

2.4装设消弧线圈的条件

当中性点不接地电网中，发生单相接地时，在接地点要流回全系统的对地电容电流。

如果此电流过大，就会在接地点燃起电弧，引起弧光过电压，从而会使非故障相的对地电压进一步升高，使绝缘损坏，形成两点或多点接地，造成事故扩大。

我国现行〈电力设备过电压保护设计技术规程〉（SDJ7-76）规定：

3－60KV的电力网，应采用中性点非直接接地的方式，当单相接地故障电流大于下列数值时，应装设消弧线圈：

3－10KV电力网-------------------30A

20KV及以上电力网----------------10A

与发电机或调相机电气上直接连接的3－20KV线路，中性点应采用非直接接地的方式。

当单相接地故障电流大于5A时，如果要求发电机（调相机）能带内部单相接地故障运行，应装设消弧线圈

2.5　消弧线圈自动调谐原理

消弧线圈调谐的二个基本要求：

1、接地点的残流小于一定值（一般为5A），或者脱谐度在规定的范围内（一般为不超过5％）；

2、电网中性点位移电压不大于15％的相电压。

手动调谐原理：

首先测量系统及每一条出线的电容电流，计算系统运行的电容电流，根据消弧线圈每一档的电感电流（铭牌电流），来确定消弧线圈的运行档位。

位移电压法：

中性点位移电压与脱谐度成一定的关系。

当脱谐度为零时，位移电压最大；

当

越大，位移电压越小。

注入信号法：

利用微机控制器向电网不断发出30-65Hz的频率信号，当某一频率f0是谐振状态时，就可以利用这个频率直接计算出电网的脱谐度。

计算公式为：

可调气隙式：

工作原理是靠移动插入消弧线圈线圈内部的可动铁心来改变磁导率从而改变线圈电感。

主要缺点：

响应慢。

相位相角法：

改变消弧线圈分接头，测量两次中性点电压及它们之间电流相角差，然后就可以根据已知的电抗来计算出电网实际的电容量和脱谐度。

第三章　消弧线圈自动补偿的应用

3.1摘要

主要介绍在小接地电流系统中，使用消弧线圈对系统电容电流进行自动补偿的方法，特别是近期推广应用的微机控制的消弧线圈自动补偿装置的原理、接线及使用情况。

采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，当某一相发生接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往比负荷电流小得多，所以称这种系统为小接地电流系统。

介绍的消弧线圈自动补偿装置，主要用于中性点不接地的10kV系统。

10kV系统发生单相接地故障时，接地电流通过出线的对地电容形成回路。

所以，当电网发展到一定规模，10kV出线总长度增加，对地电容较大时，单相接地电流就不容忽视。

电网运行经验表明，当单相接地电流大于10A时，电弧就会使故障发展成相间故障，造成事故跳闸。

目前，根据计算和实测结果，成都地区多数变电站的10kV系统单相接地电流都远大于10A，所以减少单相接地的电容性电流已成为保证供电可靠性的一个重要课题。

运用消弧线圈补偿容性电流，是成熟的常用方法，但固定补偿或人工调节分接头的方法显然不能很好地满足系统要求。

近年来，随着计算机技术的迅速发展，应用微机控制进行消弧线圈自动补偿已成为新趋势

3.2解决方案

3.2.1系统接线

利用消弧线圈补偿容性电流，就是用消弧线圈流入接地弧道的电感性电流抵消经健全相流入该处的容性电流。

消弧线圈的作用有两个，一是大大减小故障点接地电流；

二是减缓电弧熄灭瞬时故障点恢复电压的上升速度。

消弧线圈应接于系统中性点上。

变电站主变压器10kV侧采用的是三角形接线，10kV系统是没有中性点的，解决的办法是将消弧线圈接在星形接线的10kV站用接地变压器中性点上。

这样，系统零序网络等效于由对地电容和消弧线圈构成的LC串联电路。

为避免LC串联电路发生谐振，产生过电压，消弧线圈还串联或并联有阻尼电阻，保证中性点的位移电压Un小于15％相电压。

当系统发生单相接地时，中性点流过很大电流，此时必须将阻尼电阻短接或断开。

另外，接地变中性点上还装有测中性点电压Un的TV及测中性点电流的TA。

3.2.2装置原理

目前，此类装置产品较多，但其原理接近，结构类似，通常的构成情况如图1所示。

中央处理机通常采用处理能力强，可靠性高的工控机，配有相关外围接口设备。

提供与综合自动化设备接口，支持定值及实时状态调显。

装置需要采集的模拟量及开关量主要包括接地变中性点电压及电流；

消弧线圈档位、并列运行接点等。

装置的主要功能是根据采集到的中性点电压及电流，通过调节消弧线圈档位、投切阻尼电阻等控制手段，在系统正常运行或接地时对电容电流进行适当补偿。

补偿的两个最重要的指标为：

脱谐度v及接地残流Ig。

其中，v＝（IC－IL）／IC，由装置实时计算得到。

脱谐度决定了一是弧道中的残余电流；

二是恢复电压上升到最大值的时间；

三是恢复电压的上升速度，它是影响灭弧的主要因素。

根据运行经验及有关规定，最小脱谐度应小于5％，最小残流值应小于5A。

通常脱谐度和残流范围可在装置上整定。

3.3重要问题

1）根据系统实际情况，选取适合的有载调节消弧线圈。

首先，要根据系统电容电流大小来决定消弧线圈的补偿范围，即容量。

如果消弧线圈在最大补偿电流档位运行，脱谐度仍大于5％，说明消弧线圈的容量已不能满足要求。

其次，要确定消弧线圈的调节步长，即分接头数。

从理论上讲，最好是连续可调的消弧线圈。

但由于技术方面的原因，使用带分接头的调匝式消弧线圈更为常见。

分接头的多少决定着可以达到的最小脱谐度，所以可以根据脱谐度指标确定分接头总数：

N＝1＋ln（Imax／Imin）／ln（1＋2v）。

Imax和Imin分别为消弧线圈分接头对应的最大及最小电流。

2）两台接地变并列运行。

通常一个变电站的两台接地变接在两段母线上，装置应对其并列和分列两种情况予以考虑。

并列运行时应同时调节两台消弧线圈，取得适当补偿，并保证两个中性点的一致性。

目前，一些厂家生产的装置在这方面尚待改进。

第四章　消弧线圈接地系统小电流接地选线

4.1选线原理

⑴绝缘监察装置。

绝缘监察装置利用接于公用母线的三相五柱式电压互感器，其一次线圈均接成星形，附加二次线圈接成开口三角形。

接成星形的二次线圈供给绝缘监察用的电压表、保护及测量仪表。

接成开口三角形的二次线圈供给绝缘监察继电器。

系统正常时，三相电压正常，三相电压之和为零，开口三角形的二次线圈电压为零，绝缘监察继电器不动作。

当发生单相接地故障时，开口三角形的二次端出现零序电压，电压继电器动作，发出系统接地故障的预告信号。

其优点是投资小，接线简单、操作及维护方便。

其缺点是只发出系统接地的无选择预告信号，不能准确判断发生接地的故障线路，运行人员需要通过推拉分割电网的试验方法才能进一步判定故障线路，影响了非故障线路的连续供电。

⑵零序电流原理。

在中性点不接地的电网中发生单相接地故障时，非故障线路零序电流的大小等于本线路的接地电容电流。

故障线路零序电流的大小等于所有非故障线路的零序电流之和，也就是所有非故障线路的接地电容电流之和。

通常故障线路的零序电流比非故障线路零序电流大得多，利用这一原则，可以采用电流元件区分出接地故障线路。

⑶零序功率原理。

在中性点不接地的电网中发生单相接地故障时，非故障线路的零序电流超前零序电压90°

，故障线路的零序电流滞后零序电压90°

，故障线路的零序电流与非故障线路的零序电流相位相差180°

。

根据这一原则，可以利用零序方向元件区分出接地故障线路。

4.2消弧线圈接地系统的特点

随着国民经济的不断发展，配网规模日渐扩大，电缆出线日渐增多，系统对地电容电流急剧增加，接地弧光不易自动熄灭，容易产生间隙弧光过电压，进而造成相间短路，使事故扩大。

为了防止这种事故，电力行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定；

3~10kV架空线路构成的系统和所有35kV、66kV电网，当单相接地故障电流大于10A时，中性点应装设消弧线圈，3~10kV电缆线路构成的系统，当单相接地故障电流大于30A时，中性点应装设消弧线圈。

根据这一规定，潮州供电分公司对系统进行改造，采取中性点经消弧线圈接地的运行方式，但是造成了采用零序电流原理、零序功率方向原理的接地选线装置的选线正确率急剧下降。

其原因是中性点经消弧线圈接地系统单相接地时，电容电流分布的情况与中性点不接地系统不一样了，如图所示。

由图可知，中性点接入消弧线圈后，发生单相接地时，非故障线路电容电流的大小和方向与中性点不接地系统是一样的；

但对故障线路而言，接地点增加了一个电感分量的电流ILo从接地点流回的总电流为：

由于

与

的相位相差180埃

将随消弧圈的补偿程度而变，因此，故障线路零序电流的大小及方向也随之改变。

当全补偿时，即

，接地电流

接近于零，故障线路零序电流等于线路本身的电容电流，方向由母线流向线路，零序功率方向与非故障线路完全相同。

全补偿时，wL=1/3wC∑，正是工频串联谐振的条件，如果由于系统三相对地电容不对称或者断路器三相不同期合闸时出现零序电压，串接于L及3C∑之间，串联谐振将导致电源中性点对地低压升高及系统过电压，因而不采用这种补偿方式。

当欠补偿时，即

分两种情况：

如果补偿以后的接地电流

大于本身线路电容电流，且方向由线路流向母线，故障线路零序电流将减少。

小于本身线路电容电流，故障线路零序电流不但大小变化，且方向也变为由母线流向线路。

上述情况表明，在欠补偿方式下，故障线路零序电流（功率）的方向是不固定的。

同时，考虑到因运行方式变化，系统电容电流IC∑减少时，有可能又出现串联谐振。

因此，这种补偿方式很少采用。

当过补偿时，即

，这种补偿方式没有发生过电压的危险，因而得到了广泛的应用，采用过补偿后，通过故障线路保护安装处的电流为补偿以后的感性电流，它与零序电压的相位关系和非故障线路电容电流与零序电压的相位关系相同，数值也和非故障线路的容性电流相差无几，因此不接地系统中常用的零序电流选线原理和零序功率方向选线原理已不能采用。

4.3接地选线原理比较

（1）插入有效电阻法。

发生接地故障时，在消弧线圈上短时并上一个有效电阻，使接地点产生一个有功分量电流，再利用此