消弧线圈自动调谐的原理总结.docx

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消弧线圈自动调谐的原理总结

消弧线圈自动调谐的原理

一、消弧线圈的工作原理

电力系统中中性点接地方式主要分为中性点直接接地和中性点不直接接地或中性点经消弧线圈接地。

中性点不接地系统单相接地时，由于没有形成短路回路，流入接地点的电流是非故障相的电容电流之和，该值不大，且三相线电压不变且对称，不必切除接地相，允许继续运行，因此供电可靠性高，但其它两条完好相对地电压升到线电压，是正常时的

倍，因此绝缘水平要求高，增加绝缘费用，对无线通讯有一定影响。

中性点经消弧线圈接地系统单相接地时，除有中性点不接地系统的优点外，还可以减少接地电流，通过消弧线圈的感性补偿，熄灭接地电弧，但接地点的接地相容性电流为3倍的未接地相电容电流，随着网络的延伸，接地电流增大以致使接地电弧不能自行熄灭而引起弧光接地过电压，甚至发展成系统性事故，对无线通讯影响较大。

该方式具有线路接地故障电流较小和自动消除瞬时性接地故障的优点，在我国10kV配电网系统中得到了广泛的应用。

中性点直接接地系统单相接地时，发生单相接地时，其它两完好相对地电压不升高，因此绝缘水平要求低，可降低绝缘费用，但短路电流大，要迅速切除故障部分，对继电保护的要求高，从而供电可靠性差，对无线通讯影响不大。

中性点经消弧线圈接地后的电路图及相量图见图01，发生单相对地短路时短路点的电流

。

电感电流补偿电容电流的百分数成为消弧线圈的补偿度，用

表示为

，用

表示脱谐度。

当

时，消弧线圈电感电流小于线路的电容电流，称为欠补偿；

当

时，消弧线圈电感电流大于线路的电容电流，称为过补偿；

当

时，消弧线圈电感电流与线路电容电流相互抵消，称为全补偿。

通常采用过补偿5%~10%，脱谐度为-0.05~-0.1。

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（消弧线圈退出运行时，脱谐度为1，脱谐度的范围-00~1）。

（a）电路图（b）相量图

图01中性点经消弧线圈接地后的电路图及相量图

二、消弧线圈的调谐方式及工作原理

消弧线圈的作用是当电网发生单相接地故障后，提供电感电流，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。

消弧线圈早期采用人工调匝式固定补偿，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。

之所以采用过补偿一是当系统处于全补偿时会形成串联谐振过电压，危及系统绝缘；二是为了避免欠补偿方式下运行时，若部分线路停电检修或系统频率降低等原因都会使接地电流减少，又可能变为完全补偿，使系统产生谐振过电压。

而且当处于全补偿状态时候，消弧线圈留有一定的裕度，即使电网发展使电容电流增加，仍可以继续使用。

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。

取代消弧线圈固定补偿方式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:

（1）预调式。

系统正常运行时候，消弧线圈预先调节，等候在补偿位置；当系统发生单相接地故障时候，消弧线圈零延时进行补偿。

而且预调式一次设备部分电子元器件少，结构简单可靠，故障发生时候补偿不依赖于二次电源。

如调匝式消弧线圈。

（2）随调式。

系统正常运行时候，消弧线圈远离补偿位置；当系统发生单相接地后，系统自动调节消弧线圈到补偿位置，一般至少为60ms，速度较慢而且一次设备部分电子元器件多，影响可靠性，故障发生时补偿要依赖于二次电源。

如相控式消弧线圈，直流偏磁式消弧线圈，调容式消弧线圈等。

三、消弧线圈电容电流的常见测量方法

电容电流的常见测量方法有最大位移电压法、阻抗三角形法、相位调谐法、中性点位移电压曲线法、实时测量法、变频信号法、全状态调谐法。

（1）最大位移电压法

假设三相电源电压对称，大小为Uφ，以A相电压为参考相量，则由图2的电网正常运行状态下零序等值电路得中性点位移电压U0的表达式

=-

式中,

为各相对地电容的不对称度，

=-

为中性点未接入消弧线圈时电网的不对称电压，

为电网的脱谐度，

为电网的阻尼率，3C为三相对地总电容。

当v＝0时（Rg系统的阻尼不变），中性点位移电压最大。

因此，根据中性点位移电压的大小调节消弧线圈的电感值，当中性点位移电压最大时，单相接地故障点的残流

为最小。

　　这种调节原理很简单，但不能判断电网的补偿状态（过补\欠补无法判断），而且当电网的参数发生变化后，零序电压也随之改变，需多次调节消弧线圈的电感值（从而找到中性点位移电压的最大值），比较零序电压测量值，才能确定调节方向。

而且在最佳补偿点附近区域，零序电压的幅值主要由电网的阻尼率决定，调节脱谐度对零序电压幅值的影响很小，自动调节装置有时甚至无法寻踪到最佳补偿点，从而达不到完全补偿电容电流的目的。

所以，单纯采用零序电压幅值来调节消弧线圈的方案是不完善的。

（2）阻抗三角形法

这种调谐原理适用于消弧线圈串联电阻的接地方式。

常应用在有载开关调匝式消弧线圈的自动跟踪补偿装置中，无法连续调节电感量，只能将装置调整到离谐振点最近的分接头处，调整精度受到影响。

根据图3所示的阻抗三角形关系，可由公式

（2）、（3）、（4）求得脱谐度。

　　阻抗三角形法为预调谐法，即电网正常运行状态时进行调谐，而发生单相接地故障后不再调节。

预调谐中为限制电网正常运行时中性点位移电压低于15％相电压，需在零序回路中串联或并联电阻，该电阻在发生接地故障后将被快速切除。

（3）相位调谐法

为提高电网正常运行时自动调谐的准确性，在电网中一相对地附加一个小电容ΔC，以形成人为中性点位移电压U0。

此时中性点位移电压和接有ΔC的A相电压UA之间存在如下关系：

正常运行:

∠

式中,

为接入附加电容后电网的不对称度。

当电网发生单相经过渡电阻Rg接地时（例如A相），中性点位移电压U0和故障相电压UA的关系为：

故障状态:

∠

其中,

=1

为故障状态下电网的附加阻尼率，

为故障电网的总阻尼率。

由此可见，不论电网正常运行还是故障运行，中性点位移电压和相电压的相位差角均反映了电网的脱谐状态（故障时相角差为0时为脱谐状态，正常运行时脱谐度为0时相角差最大），由此控制消弧线圈电感值的调节，可实现电网的自动调谐。

　但是，这种对一相附加电容的相位法仍然存在问题，它只能应用在电网完全对称，或三相不对称，但有两相电容值基本相同，ΔC且加在三相中电容值最大的一相上的情况。

因此全面考虑后发现，相位原则是不能用到实际系统中去的，若用于实际电网中，在所谓的全补偿处，有时是严重偏离全补偿点的，会给系统造成相当大的危险。

（4）中性点位移电压曲线法

根据系统正常运行时等值电路（图1）可知：

其中，

分别为消弧线圈电感值改变前后的中性点位移电压和消弧线圈的零序电流。

在远离谐振点处，v>>d，有

调整电感值从L1到L2，计算得到三相对地电容公式为

，

，这种调节方法要求消弧线圈调节迅速，目前采用在连续可调的直流励磁消弧线圈上。

如计及电阻率

为消弧线圈改边前后中性点电压的相角差。

这种调谐方法常运用在投切电容器组消弧线圈的自动调谐装置中。

　与前面几种方法相比，中性点位移电压曲线法，在电网正常运行状态下仅检测电容电流，而消弧线圈工作在远离谐振点处，发生单相接地故障后瞬时调节消弧线圈至完全补偿状态。

可见，中性点位移电压曲线法无需串、并联电阻，且能实时检测电网电容电流的具体数值，从而定量地调节消弧线圈的脱谐度。

　　现在国内外消弧线圈的自动调谐一般都采用了这种传统方法，但这种调谐法要求在测量电容电流过程中调节消弧线圈，使得消弧线圈动作频繁，寿命降低，响应时间（从系统电容电流发生变化起，至消弧线圈跟踪调节到合适位置所需时间）势必也不可能做到很短。

再者，由于人为地改变系统的运行状态，给系统的安全稳定运行带来潜在威胁。

因而这种调谐方法在实际应用中效果不佳。

（5）实时测量法（进一步调研Uun为系统线电压，U0为带消弧线圈时系统的实时中性点偏移电压）

　　在中性点位移电压曲线法的基础上，改进而成实时测量法。

该算法首先需要用特殊的方法测量出系统不对称电压？

，然后每隔一定时间测量一次电网的线电压、中性点位移电压和消弧线圈中的电流等参数，用式XL＝（Uun－U0）／I0计算电网的对地电抗（参见图1）。

这样，便可得电网的实时接地电容电流。

这一改进方法的优点是可以减少对消弧线圈的操作次数，所得电容电流值也比较准确，跟踪补偿可直接到位。

（6）变频信号法

　　当中性点电压较小时，特别是在电缆电网中，不对称度很小的情况下，要测量参数，不仅费时、费力，而且测量结果难以准确。

外加变频信号法只需在电压互感器的低压端注入变频电流信号，找出系统谐振频率即可，不需对消弧线圈电感进行试探性调整，不需对消弧线圈的任何参数进行测量，而且把测量回路从高压侧移到低压侧，更加安全方便。

　　图4注入信号等值回路中消弧线圈感抗与三相电容并联。

通过改变注入信号的频率，使电感和电容发生并联谐振，找到系统谐振频率f0，则：

　由式（8）可以直接通过系统谐振频率计算脱谐度。

对于具有多个消弧线圈的配电网，只需选定一个消弧线圈向系统注入信号，测量系统谐振频率，在式（8）中取IL为系统所有消弧线圈的电感电流之和，就可完成整个配电网脱谐度、电容电流的测量，无需通信配合。

因为电压信号U包括高于被测电压几倍的噪声信号，必须滤掉噪声信号。

采用高阶带阻滤波器，其输入输出频率特性如图5。

对于50Hz，U0≈0。

　　系统零序阻抗折算到电压互感器二次侧一般小于10Ω，采用信号注入法测量电容电流，向系统注入的信号功率一般小于20W，不影响系统正常运行。

系统发生接地故障时，注入信号电流源相对系统零序回路处于开路状态，不影响消弧线圈的熄弧效果。

（7）　全状态调谐

　　当发生单相接地故障时，虽然电网对地电压不对称，然而，电网的线电压还是对称的。

按电业部门的规定，电网可以继续运行1～2h，在这段时间内，电网对地电容电流还会发生变化，比如，有些支路退出或投入运行。

消弧线圈的电感电流在这种情况下，若不能自动跟踪电网对地电容电流的变化，则接地点的电流将会增加，达不到自动跟踪补偿的目的。

为充分发挥消弧线圈的补偿作用，在电网发生单相接地故障时，也必须实行自动跟踪调谐，就是说，采用全状态调谐。

　　当电网发生单相接地故障时，接地点是不可预知的，电容电流、残余电流不能直接测量。

图6中性点谐振接地的电网中，当线路3的A相发生永久性接地故障时，流过非故障线路，线路1和线路2的零序电流互感器的电流分别为，3I01＝j3U0ωC01、3I02＝j3U0ωC02，方向为母线流向线路。

流过故障支路零序电流互感器的电流是所有非故障支路零序电流、消弧线圈电感电流和电阻电流之和，其电流无功分量3I03＝－j3U0ω［v（C01＋C02）＋（v－1）C03］。

当过补偿v＜0时，残余零序电流3I03为正，方向是由母线流向线路；当v＝0时，则3I03＝j3U0ωC03，方向由母线流向线路；当欠补偿v＞0时，残余零序电流3I03方向可正可负，v＜C03／（C01＋C02＋C03）时，由母线流向线路，而C03／（C01＋C02＋C03）＜v＜1时，由线路流向母线。

　　如果能保证流过故障支路零序电流互感器电流的无功分量为3I03，且在相位上超前U090°的话，就能保证消弧线圈工作在全补偿状态，接地电流最小。

实现的方法是：

发生单相接地故障时，由配合使用的微机接地选线保护装置选出故障支路，并将故障支路告诉消弧线圈的自动控制装置，自动控制装置读取故障支路零序电流互感器电流值及零序电压值，计算出3I03／U0的比值。

当电网非故障支路电容电流发生变化（包括有些支路投入或退出运行）时，调节消弧线圈，改变电感电流，以保证流过故障支路零序电流互感器电流的无功分量与零序电压值的比值始终为固定值3I03／U0，而且零序电流的无功分量3I03在相位上超前U090°，这就可以保证消弧线圈工作在全补偿状态，接地电流为最小。

该方法也完全适用单相非金属性接地的情况。

三、消弧线圈的分类及各个工作原理

（1）调匝式消弧线圈，调谐方式为预调式。

调匝式消弧线圈采用有载调压开关调节电抗器的抽头以改变电感值。

这种消弧线圈一般可利用原有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。

它可以在电网正常运行时，通过实时测量流过消弧线圈电流的幅值和相位变化，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或失谐度，由控制器调节有载调压分接头，使之调节到所需要的补偿档位，在发生接地故障后，故障点的残流可以被限制在设定的范围之内。

优点：

由于采用预调制使其对容性的补偿在可视方面更具可靠性，切其对容性电流的补偿通过调档方式实现也比较直观易解；

缺点：

不能平滑调节，补偿效果不能达到最佳状态；机械部分过多易出现机械故障，如：

当系统发生接地时如不能迅速切开阻尼电阻则就会将其烧毁；过度频繁的调节档位易导致有载开关卡死、烧毁电机。

（2）调容式消弧线圈

调容式消弧线圈是二次调节消弧线圈，消弧线圈本体由主绕组、二次绕组组成。

二次绕组连接电容调节柜。

由4~5组真空接触器控制投切二次调节电容器，当二次电容器全部断开时，主绕组感抗最小，电感电流最大，二次绕组有电容器接入后，根据阻抗折算原理，相当于主绕组两端并接了相同功率的电容，使主绕组电感电流减小。

因而，通过调节二次电容的容量即可控制主绕组的感抗及电感电流的大小。

调容式消弧线圈在绕组的二次侧并联若干组用真空开关或晶闸管通断的电容器，用来调节二次侧电容的容抗值，以达到减小一次侧电感电流的要求。

电容值的大小及组数有多种不同排列组合，以满足调节范围和精度的要求。

基于晶闸管的投切电容式消弧线圈结构示意图如下图所示，图中的R为消弧线圈阻尼电阻，K为阻尼电阻控制接触器的触点，L1为消弧线圈的一次绕组（电感），L2为消弧线圈的二次绕组（电感），C1~C5二次侧调节电容器，S1~S5为调节控制晶闸管。

显然，通过多组晶闸管（也可以采用交流接触器的触点）的通断可以实现不同电容器的组合。

当二次侧的电容器全部断开时，消弧线圈一次绕组感抗最小，可提供的电感电流最大；二次绕组有电容器接入后根据阻抗折算原理，相当于一次绕组两端并联了相同功率的电容，使消弧线圈电感电流下降。

因而，通过调节二次侧电容器的容量即可控制消弧线圈一次绕组的感抗及电感电流的大小。

由于电网电容电流的大小不同，补偿精度要求不一样，所以消弧线圈的调节范围和调节精度也不同，在选择电容器容量时要根据实际要求进行计算。

对于图5中的5组电容器，电容器值可以根据二进制组合原理进行配置，即：

C1：

C2：

C3：

C4：

C5=1：

2：

4：

8：

16

可见5组电容器可实现32种组合方案，通过控制晶闸管的导通与关断将产生32种方案，即消弧线圈分为32档。

每档的调节量取决于电容器C1，C1值选的越小，则级差电流越小，但相应的消弧线圈的补偿范围也越小。

若设电容C1的容量为QC1，二次绕组输出电压为U2，则可得级差电流IC为：

该类型消弧线圈的容量是消弧线圈电感的容量与所有并联电容器的容量之和，可见容量比较大，接地变压器的容量也要增大，占用的设备也比较多。

但是，如果变电所原来就有老式的消弧线圈，再投入一定得电容器组合电容器的投切控制装置，实现对电两单相接地电容电流的自动跟踪补偿功能，该方案是可行的。

采用晶闸管投切电容器的消弧线圈控制简单、速度快。

但同样不能实现电感的连续调节，特别是当电网单相接地电容电流较大时，精度较低，无法达到最佳补偿。

另外，由于需要较多的电容器和附加设备，造价高。

（3）直流偏磁式消弧线圈，调谐方式为随调式。

该装置的消弧线圈是利用外加直流励磁电流，改变铁芯的磁阻从而达到改变消弧线圈电抗值的目的。

在电网正常运行时不施加励磁电流，将消弧线圈调整到远离谐振点的状态，避免串联谐振过电压的产生而无须阻尼电阻。

同时实时检测电容电流的大小，当电网发生单相接地故障后，瞬间调节消弧线圈，实施最佳补偿。

可实现连续调节，全静态结构，调节范围大，调节速度快。

但缺点是存在需补加直流电流问题。

（4）相控式消弧线圈，调谐方式为随调式。

图1（a）为相控式消弧线圈基本结构,一次绕组（BW）接入电网,二次绕组（CW）用晶闸管短路,通过调节晶闸管的触发角来控制CW的电流,实现输

出电流的可控调节,三次绕组（FW）连接的是LC滤波器电路,用来平衡CW产生的3次和5次谐波电流,从而使BW的总谐波电流畸变率控制在设计范围之内。

图1（b）为消弧线圈的等效电路图,其中Z0为变压器的励磁电抗,Z1,Z2,Z3为各绕组的漏抗,L3,C3和L5,C5组成为消除3次和5次谐波的LC滤波电路。

目前消弧线圈的调谐原理主要有：

中性点最大位移电压法、阻抗三角形法、相位角法、电容电流间接测量法、附加电源法及信号注入法等。

这些方法各具特点，但又都存在一定的局限性，没有达到完美的程度。

中性点最大位移电压法和阻抗三角形法为预调谐法，即在电网正常运行时进行调谐，故障后将不再调节；相位角法是以电网存在两相对地电容基本相同为前提条件的，实际应用局限性较大；附加电源法易受电网中性点自然偏移电压的影响，必须增大附加电源电压以减弱这种影响，但这同时又会对设备的绝缘带来威胁。

最大位移电压法、相位角法和电容电流接测量法有一定的运行经验外，其余方法都只是一些理论分析。

相比之下，电容电流间接测量法具有明显优势，且在直流偏磁式自调谐消弧线圈中得到了成功应用。

因此由PWM可控电抗器所具有的诸多优点可知电容电流间接测量法较适合用于这种消弧线圈的自调谐控制。