1、消弧線圈自動調諧的原理一、消弧線圈的工作原理電力系統中中性點接地方式主要分為中性點直接接地和中性點不直接接地或中性點經消弧線圈接地。中性點不接地系統單相接地時，由于沒有形成短路回路，流入接地點的電流是非故障相的電容電流之和，該值不大，且三相線電壓不變且對稱，不必切除接地相，允許繼續運行，因此供電可靠性高，但其它兩條完好相對地電壓升到線電壓，是正常時的3 倍，因此絕緣水平要求高，增加絕緣費用，對無線通訊有一定影響。中性點經消弧線圈接地系統單相接地時，除有中性點不接地系統的優點外，還可以減少接地電流，通過消弧線圈的感性補償，熄滅接地電弧，但接地點的接地相容性電流為3倍的未接地相電容電流，隨著網絡的

2、延伸，接地電流增大以致使接地電弧不能自行熄滅而引起弧光接地過電壓，甚至發展成系統性事故，對無線通訊影響較大。該方式具有線路接地故障電流較小和自動消除瞬時性接地故障的優點，在我國10 kV配電網系統中得到了廣泛的應用。中性點直接接地系統單相接地時，發生單相接地時，其它兩完好相對地電壓不升高，因此絕緣水平要求低，可降低絕緣費用，但短路電流大，要迅速切除故障部分，對繼電保護的要求高，從而供電可靠性差，對無線通訊影響不大。中性點經消弧線圈接地后的電路圖及相量圖見圖01，發生單相對地短路時短路點的電流。電感電流補償電容電流的百分數成為消弧線圈的補償度，用kr表示為kr=ILIC=132LC，用r表示脫諧

3、度。當kr<1，r>0時，消弧線圈電感電流小于線路的電容電流，稱為欠補償；當kr>1，r<0時，消弧線圈電感電流大于線路的電容電流，稱為過補償；當kr=1，r=0時，消弧線圈電感電流與線路電容電流相互抵消，稱為全補償。通常采用過補償5%10%，脫諧度為-0.05-0.1。從發揮消弧線圈的作用上來看，脫諧度的絕對值越小越好，最好是處于全補償狀態，即調至諧振點上。但是在電網正常運行時，小脫諧度的消弧線圈將產生各種諧振過電壓。如當消弧線圈處于全補償狀態時，電網正常穩態運行情況下其中性點位移電壓是未補償電網的1025倍，這就是通常所說的串聯諧振過電壓。除此之外，電網的各種操作（

4、如大電機的投入，斷路器的非同期合閘等）都可能產生危險的過電壓，所以電網正常運行時，或發生單相接地故障以外的其它故障時，小脫諧度的消弧線圈給電網帶來的不是安全因素而是危害。綜上所述，當電網未發生單相接地故障時，希望消弧線圈的脫諧度越大越好，最好是退出運行（消弧線圈退出運行時，脫諧度為1，脫諧度的范圍-001）。（a）電路圖 （b）相量圖 圖01 中性點經消弧線圈接地后的電路圖及相量圖二、 消弧線圈的調諧方式及工作原理消弧線圈的作用是當電網發生單相接地故障后，提供電感電流，補償接地電容電流，使接地電流減小，也使得故障相接地電弧兩端的恢復電壓速度降低，達到熄滅電弧的目的。 消弧線圈早期采用人工調匝式

5、固定補償，稱為固定補償系統。固定補償系統的工作方式是將消弧線圈整定在過補償狀態。之所以采用過補償一是當系統處于全補償時會形成串聯諧振過電壓，危及系統絕緣；二是為了避免欠補償方式下運行時，若部分線路停電檢修或系統頻率降低等原因都會使接地電流減少，又可能變為完全補償，使系統產生諧振過電壓。而且當處于全補償狀態時候，消弧線圈留有一定的裕度，即使電網發展使電容電流增加，仍可以繼續使用。但是這種裝置運行在過補償狀態當電網中發生了事故跳閘或重合等參數變化時脫諧度無法控制，以致往往運行在不允許的脫諧度下，造成中性點過電壓，三相電壓對稱遭到破壞?？梢姽潭ㄑa償方式很難適應變動比較頻繁的電網，這種系統已逐漸不再使

6、用。取代消弧線圈固定補償方式的是跟蹤電網電容電流自動調諧的裝置，這類裝置又分為兩種:（1）預調式。系統正常運行時候，消弧線圈預先調節，等候在補償位置；當系統發生單相接地故障時候，消弧線圈零延時進行補償。而且預調式一次設備部分電子元器件少，結構簡單可靠，故障發生時候補償不依賴于二次電源。如調匝式消弧線圈。（2）隨調式。系統正常運行時候，消弧線圈遠離補償位置；當系統發生單相接地后，系統自動調節消弧線圈到補償位置，一般至少為60ms，速度較慢而且一次設備部分電子元器件多，影響可靠性，故障發生時補償要依賴于二次電源。如相控式消弧線圈，直流偏磁式消弧線圈，調容式消弧線圈等。三、消弧線圈電容電流的常見測量

7、方法電容電流的常見測量方法有最大位移電壓法、阻抗三角形法、相位調諧法、中性點位移電壓曲線法、實時測量法、變頻信號法、全狀態調諧法。（1）最大位移電壓法假設三相電源電壓對稱，大小為U，以A相電壓為參考相量，則由圖2的電網正常運行狀態下零序等值電路得中性點位移電壓U0的表達式U0=KCv-jdU= - Uunv-jd式中,KC=CA+2CB+CCCA+CB+CC 為各相對地電容的不對稱度，Uun=-KCU為中性點未接入消弧線圈時電網的不對稱電壓，v=IC-ILIC=CA+CB+CC-1/L（CA+CB+CC）為電網的脫諧度，d=IRIC=1r（CA+CB+CC）為電網的阻尼率，3C為三相對地總電容

8、。當v0時(Rg系統的阻尼不變)，中性點位移電壓最大。因此，根據中性點位移電壓的大小調節消弧線圈的電感值，當中性點位移電壓最大時，單相接地故障點的殘流Ig為最小。這種調節原理很簡單，但不能判斷電網的補償狀態（過補欠補無法判斷），而且當電網的參數發生變化后，零序電壓也隨之改變，需多次調節消弧線圈的電感值（從而找到中性點位移電壓的最大值），比較零序電壓測量值，才能確定調節方向。而且在最佳補償點附近區域，零序電壓的幅值主要由電網的阻尼率決定，調節脫諧度對零序電壓幅值的影響很小，自動調節裝置有時甚至無法尋蹤到最佳補償點，從而達不到完全補償電容電流的目的。所以，單純采用零序電壓幅值來調節消弧線圈的方案是

9、不完善的。(2)阻抗三角形法這種調諧原理適用于消弧線圈串聯電阻的接地方式。常應用在有載開關調匝式消弧線圈的自動跟蹤補償裝置中，無法連續調節電感量，只能將裝置調整到離諧振點最近的分接頭處，調整精度受到影響。根據圖3所示的阻抗三角形關系，可由公式（2）、（3）、（4）求得脫諧度。阻抗三角形法為預調諧法，即電網正常運行狀態時進行調諧，而發生單相接地故障后不再調節。預調諧中為限制電網正常運行時中性點位移電壓低于15相電壓，需在零序回路中串聯或并聯電阻，該電阻在發生接地故障后將被快速切除。(3) 相位調諧法為提高電網正常運行時自動調諧的準確性，在電網中一相對地附加一個小電容C，以形成人為中性點位移電壓U

10、0。此時中性點位移電壓和接有C的A相電壓UA之間存在如下關系：正常運行: U0UA=k0C'v-k0C'-jd=k0C'v-k0C'2+d2 tg-1(dv-k0C')式中,k0C'=CCA+CB+CC+C 為接入附加電容后電網的不對稱度。當電網發生單相經過渡電阻Rg接地時（例如A相），中性點位移電壓U0和故障相電壓UA的關系為：故障狀態: U0UA=-dgd+jv=dgd2+v2tg-1(-vd)其中,dg=1/(3CRg) 為故障狀態下電網的附加阻尼率，d=(g+gc)/3C為故障電網的總阻尼率。由此可見，不論電網正常運行還是故障運行，中性點

11、位移電壓和相電壓的相位差角均反映了電網的脫諧狀態（故障時相角差為0時為脫諧狀態，正常運行時脫諧度為0時相角差最大），由此控制消弧線圈電感值的調節，可實現電網的自動調諧。但是，這種對一相附加電容的相位法仍然存在問題，它只能應用在電網完全對稱，或三相不對稱，但有兩相電容值基本相同，C且加在三相中電容值最大的一相上的情況。因此全面考慮后發現，相位原則是不能用到實際系統中去的，若用于實際電網中，在所謂的全補償處，有時是嚴重偏離全補償點的，會給系統造成相當大的危險。(4)中性點位移電壓曲線法根據系統正常運行時等值電路（圖1）可知： xc=U02-U01I02-I01其中，U02、U01、I02、I01分

12、別為消弧線圈電感值改變前后的中性點位移電壓和消弧線圈的零序電流。在遠離諧振點處，v>>d，有U0=Uunv=Uun*3C3C-1/L ,調整電感值從L1到L2，計算得到三相對地電容公式為3C=k*1L1-k*1L2k-1 ，k=U01U02，這種調節方法要求消弧線圈調節迅速，目前采用在連續可調的直流勵磁消弧線圈上。如計及電阻率3C=1L 1L+L(kcos-1)k2sin2+kcos-12+1L, 為消弧線圈改邊前后中性點電壓的相角差。這種調諧方法常運用在投切電容器組消弧線圈的自動調諧裝置中。與前面幾種方法相比，中性點位移電壓曲線法，在電網正常運行狀態下僅檢測電容電流，而消弧線圈工

13、作在遠離諧振點處，發生單相接地故障后瞬時調節消弧線圈至完全補償狀態。可見，中性點位移電壓曲線法無需串、并聯電阻，且能實時檢測電網電容電流的具體數值，從而定量地調節消弧線圈的脫諧度?，F在國內外消弧線圈的自動調諧一般都采用了這種傳統方法，但這種調諧法要求在測量電容電流過程中調節消弧線圈，使得消弧線圈動作頻繁，壽命降低，響應時間（從系統電容電流發生變化起，至消弧線圈跟蹤調節到合適位置所需時間）勢必也不可能做到很短。再者，由于人為地改變系統的運行狀態，給系統的安全穩定運行帶來潛在威脅。因而這種調諧方法在實際應用中效果不佳。(5)實時測量法（進一步調研Uun為系統線電壓，U0為帶消弧線圈時系統的實時中性

14、點偏移電壓）在中性點位移電壓曲線法的基礎上，改進而成實時測量法。該算法首先需要用特殊的方法測量出系統不對稱電壓？，然后每隔一定時間測量一次電網的線電壓、中性點位移電壓和消弧線圈中的電流等參數，用式XL（UunU0）I0計算電網的對地電抗（參見圖1）。這樣，便可得電網的實時接地電容電流。這一改進方法的優點是可以減少對消弧線圈的操作次數，所得電容電流值也比較準確，跟蹤補償可直接到位。（6）變頻信號法當中性點電壓較小時，特別是在電纜電網中，不對稱度很小的情況下，要測量參數，不僅費時、費力，而且測量結果難以準確。外加變頻信號法只需在電壓互感器的低壓端注入變頻電流信號，找出系統諧振頻率即可，不需對消弧線

15、圈電感進行試探性調整，不需對消弧線圈的任何參數進行測量，而且把測量回路從高壓側移到低壓側，更加安全方便。圖4注入信號等值回路中消弧線圈感抗與三相電容并聯。通過改變注入信號的頻率，使電感和電容發生并聯諧振，找到系統諧振頻率f0，則：由式（8）可以直接通過系統諧振頻率計算脫諧度。對于具有多個消弧線圈的配電網，只需選定一個消弧線圈向系統注入信號，測量系統諧振頻率，在式（8）中取IL為系統所有消弧線圈的電感電流之和，就可完成整個配電網脫諧度、電容電流的測量，無需通信配合。因為電壓信號U包括高于被測電壓幾倍的噪聲信號，必須濾掉噪聲信號。采用高階帶阻濾波器，其輸入輸出頻率特性如圖5。對于50 Hz，U00

16、。系統零序阻抗折算到電壓互感器二次側一般小于10，采用信號注入法測量電容電流，向系統注入的信號功率一般小于20 W，不影響系統正常運行。系統發生接地故障時，注入信號電流源相對系統零序回路處于開路狀態，不影響消弧線圈的熄弧效果。（7）全狀態調諧當發生單相接地故障時，雖然電網對地電壓不對稱，然而，電網的線電壓還是對稱的。按電業部門的規定，電網可以繼續運行12 h，在這段時間內，電網對地電容電流還會發生變化，比如，有些支路退出或投入運行。消弧線圈的電感電流在這種情況下，若不能自動跟蹤電網對地電容電流的變化，則接地點的電流將會增加，達不到自動跟蹤補償的目的。為充分發揮消弧線圈的補償作用，在電網發生單相

17、接地故障時，也必須實行自動跟蹤調諧，就是說，采用全狀態調諧。當電網發生單相接地故障時，接地點是不可預知的，電容電流、殘余電流不能直接測量。圖6中性點諧振接地的電網中，當線路3的A相發生永久性接地故障時，流過非故障線路，線路1和線路2的零序電流互感器的電流分別為，3I01j3U0C01、3I02j3U0C02，方向為母線流向線路。流過故障支路零序電流互感器的電流是所有非故障支路零序電流、消弧線圈電感電流和電阻電流之和，其電流無功分量3I03j3U0v（C01C02）（v1）C03。當過補償v0時，殘余零序電流3I03為正，方向是由母線流向線路；當v0時，則3I03j3U0C03，方向由母線流向線

18、路；當欠補償v0時，殘余零序電流3I03方向可正可負，vC03（C01C02C03）時，由母線流向線路，而C03（C01C02C03）v1時，由線路流向母線。如果能保證流過故障支路零序電流互感器電流的無功分量為3I03，且在相位上超前U090°的話，就能保證消弧線圈工作在全補償狀態，接地電流最小。實現的方法是：發生單相接地故障時，由配合使用的微機接地選線保護裝置選出故障支路，并將故障支路告訴消弧線圈的自動控制裝置，自動控制裝置讀取故障支路零序電流互感器電流值及零序電壓值，計算出3I03U0的比值。當電網非故障支路電容電流發生變化（包括有些支路投入或退出運行）時，調節消弧線圈，改變電感

19、電流，以保證流過故障支路零序電流互感器電流的無功分量與零序電壓值的比值始終為固定值3I03U0，而且零序電流的無功分量3I03在相位上超前U090°，這就可以保證消弧線圈工作在全補償狀態，接地電流為最小。該方法也完全適用單相非金屬性接地的情況。三、 消弧線圈的分類及各個工作原理（1）調匝式消弧線圈，調諧方式為預調式。調匝式消弧線圈采用有載調壓開關調節電抗器的抽頭以改變電感值。這種消弧線圈一般可利用原有的人工調匝消弧線圈改造而成，即采用有載調節開關改變工作繞組的匝數，達到調節電感的目的。它可以在電網正常運行時，通過實時測量流過消弧線圈電流的幅值和相位變化，計算出電網當前方式下的對地電容

20、電流，根據預先設定的最小殘流值或失諧度，由控制器調節有載調壓分接頭，使之調節到所需要的補償檔位，在發生接地故障后，故障點的殘流可以被限制在設定的范圍之內。 優點：由于采用預調制使其對容性的補償在可視方面更具可靠性，切其對容性電流的補償通過調檔方式實現也比較直觀易解；缺點：不能平滑調節，補償效果不能達到最佳狀態；機械部分過多易出現機械故障，如：當系統發生接地時如不能迅速切開阻尼電阻則就會將其燒毀；過度頻繁的調節檔位易導致有載開關卡死、燒毀電機。（2）調容式消弧線圈調容式消弧線圈是二次調節消弧線圈，消弧線圈本體由主繞組、二次繞組組成。二次繞組連接電容調節柜。由45組真空接觸器控制投切二次調節電容器

21、，當二次電容器全部斷開時，主繞組感抗最小，電感電流最大，二次繞組有電容器接入后，根據阻抗折算原理，相當于主繞組兩端并接了相同功率的電容，使主繞組電感電流減小。因而，通過調節二次電容的容量即可控制主繞組的感抗及電感電流的大小。 調容式消弧線圈在繞組的二次側并聯若干組用真空開關或晶閘管通斷的電容器，用來調節二次側電容的容抗值，以達到減小一次側電感電流的要求。電容值的大小及組數有多種不同排列組合，以滿足調節范圍和精度的要求。基于晶閘管的投切電容式消弧線圈結構示意圖如下圖所示，圖中的R為消弧線圈阻尼電阻，K為阻尼電阻控制接觸器的觸點，L1為消弧線圈的一次繞組（電感），L2為消弧線圈的二次繞組（電感），

22、C1C5二次側調節電容器，S1S5為調節控制晶閘管。顯然，通過多組晶閘管（也可以采用交流接觸器的觸點）的通斷可以實現不同電容器的組合。當二次側的電容器全部斷開時，消弧線圈一次繞組感抗最小，可提供的電感電流最大；二次繞組有電容器接入后根據阻抗折算原理，相當于一次繞組兩端并聯了相同功率的電容，使消弧線圈電感電流下降。因而，通過調節二次側電容器的容量即可控制消弧線圈一次繞組的感抗及電感電流的大小。由于電網電容電流的大小不同，補償精度要求不一樣，所以消弧線圈的調節范圍和調節精度也不同，在選擇電容器容量時要根據實際要求進行計算。對于圖5中的5組電容器，電容器值可以根據二進制組合原理進行配置，即： C1：

23、C2：C3：C4：C5=1：2：4：8：16可見5組電容器可實現32種組合方案，通過控制晶閘管的導通與關斷將產生32種方案，即消弧線圈分為32檔。每檔的調節量取決于電容器C1，C1值選的越小，則級差電流越小，但相應的消弧線圈的補償范圍也越小。若設電容C1的容量為QC1，二次繞組輸出電壓為U2，則可得級差電流IC為： 該類型消弧線圈的容量是消弧線圈電感的容量與所有并聯電容器的容量之和，可見容量比較大，接地變壓器的容量也要增大，占用的設備也比較多。但是，如果變電所原來就有老式的消弧線圈，再投入一定得電容器組合電容器的投切控制裝置，實現對電兩單相接地電容電流的自動跟蹤補償功能，該方案是可行的。采用晶閘管投切電容器的消弧線圈控制簡單、速度快。但同樣不能實現電感的連續調節，特別是當電網單相接地電容電流較大時，精度較低，無法達到最佳補償。另外，由于需要較多的電容器和附加設備，造價高。（3）直流偏磁式消弧線圈，調諧方式為隨調式。該裝置的消弧線圈是利用外加直流勵磁電流，改變鐵芯的磁阻從而達到改變消弧線圈