消弧线圈 避雷器等问题
变电所设计中接地变、消弧线圈及自动补偿装置的原理和选择
变电所设计中接地变、消弧线圈及自动补偿装置的原理和选择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。
浅谈35kV变电站消弧线圈常见故障及处理措施
浅谈35kV变电站消弧线圈常见故障及处理措施作者：王立新来源：《科技资讯》 2011年第25期王立新(包头供电局内蒙古包头 014030)摘要:在分析了变电站系统消弧线圈动作故障处理技术措施后,对变电站日常检修维护过程中消弧线圈出现自身故障的技术处理措施进行了详细分析研究。
关键词:35kV变电站消弧线圈铁心故障中图分类号:TM6 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2011)09(a)-0156-01我国3kV、6kV、10kV、以及35kV等中低压配电网系统中,绝大多数是按小电流接地系统进行设计,即系统中性点是不接地系统。
在进行35kV变电站系统设计时,通常按照中性点不接地系统进行,这种变电站运行方式,其在系统发生单相接地故障时,其电流值将大于系统允许安全运行值(对于3kV～10kV系统而言,其单相接地电流值应不大于30A),此时故障电流产生的电弧将不能自行熄灭。
为了降低电弧电流以满足系统安全运行需求,在工程中通常采用在中性点和大地间接入相应容量的消弧线圈,利用消弧线圈的补偿电流对系统进行动态补偿,这样就可以帮助系统熄灭故障接地点处故障电流产生的电弧,保证系统运行可靠性[1]。
1 变电站系统消弧线圈动作故障处理当35kV变电站系统消弧线圈发生单相接地故障、串联谐振以及中性点位移电压值超过变电站系统允许电压整定值时,此时消弧线圈在相关控制保护元件的控制下就会自动动作保护,同时保护装置发出消弧线圈动作指示以及相应警示音,可以观察到消弧线圈中性点位移电压和相关补偿电流值明显比正常运行时偏大。
系统发生单相接地故障后,从监视画面中可以看到此时接地相的相电压为零,另外非接地相的相电压则升高到线电压水平,为了防止事故的进一步扩大,变电站运行管理人员必须采取合适的技术措施。
应根据保护装置提示的数据信息确定系统接地故障的相别、接地故障类型(初步确定故障是永久性的、瞬时性的、还是间歇性的故障)、相应仪器仪表装置的指示值、继电保护装置、信号提示装置、以及消弧线圈等装备的运行工况特性,并将所有数据向变电站值班调度人员进行动态汇报。
消弧线圈的运行与维护
消弧线圈的运行与维护1 消弧线圈的作用消弧线圈的主要作用，是在电力系统发生单相永久性接地时，在接地点，消弧线圈供出的电感电流抵消和补偿了单相接地电容电流，使接地点残流很小，且接地点电压恢复速度很慢，从而接地点不易起弧，使电弧自行熄灭。
这样就可以消除由接地点间歇性电弧引起的过电压，对设备和人身非常安全，又可以不间断供电。
另外，由于消弧线圈的使用，还可以根除铁磁谐振过电压。
消弧线圈正确运行又可以消除电力系统正常运行时的参数谐振过电压等。
消弧线圈的使用，越来越受到人们的重视。
2 消弧线圈的构成和各部分的功能2.1 接地变压器接地变压器的作用是在系统为△型接线时，引出中性点用于加接消弧线圈，该变压器采用Z型接线。
接地变除可带消弧线圈外，也可带二次负载，可代替所用变，从而节省投资费用。
2.2 消弧线圈1）消弧线圈的调流方式：一般分为5种，即：调隙式、调匝式、调容式、偏磁式、调节可控硅的导通角。
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。
2.3 调谐自动调谐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，通过控制回路调节输出电感电流，直至脱谐度和残流在预定范围内为止。
2.4 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。
3 消弧线圈的配合补偿方式单母线分段接线方式时，两台消弧线圈分别接入两段母线上，母线分段运行，任一条母线发生接地故障时，该母线接入的消弧线圈就动作起到补偿作用。
当两段母线的母联开关合上，两条母线作单母线运行时，其两条母线上接入的两台消弧线圈就存在配合补偿的问题，综合现有的消弧线圈配合补偿方式，分为三种：1）一台固定补偿，一台追踪补偿。
2）两台分别追踪补偿一半电容电流。
3）一台追踪补偿，一台不补偿。
变电站10KV消弧线圈常见故障及检修措施
变电站10KV消弧线圈常见故障及检修措施摘要：伴随着现代经济的迅速发展，城市电力系统的供应能力就决定了在综合性能技术问题上的重点。
为满足现代设施生产的可靠性、安全性等方面的使用效率，就应从系统的建设以及人员的安全等方面进行考虑。
但是在10KV的用电站建设中，其主要的建设设施对于所接触的密切关联性问题，就都成为了影响电力系统安全性的根本所在。
我们从现有系统的连接方式以及消除的渠道来看，不同的弧线圈缠绕方式以及所特有的性质问题，都可能导致诸多故障产生，本文针对其中可能发生的诸多问题进行简要的分析讨论。
关键字：变电站；10KV；消弧线圈；常见故障；检修措施；伴随着现代电网模式的不断扩展，10KV的变电站在出现的增多形式以及电网的广泛应用结构，是导致新标准问题出现的重点，依据相应的标准模式进行管理控制，减少故障问题产生，是保证工作进度争产个根本所在。
下面针对现代变电站10KV的消弧线圈常见故障以及检修措施进行简要的论述分析。
一、变电站的节点方式分析从现有的变电站发展形式来看，其不同的界定啊方式是导致小诸诸多问题出现的重要影响因素，只有得到有效控制，才能够保证建设的安全性。
而在进行节点方式的监控管理上，则主要有以下几点问题需要注意。
1.中性点不接地从现有的地点分布形式来看，其基本的相互接触地面接地引发效果，主要在于对瞬间的熄灭效果之上，对于不同的世界各地遍布形式等，集中在对现有不同的故障运行趋势上，而供电的可靠性问题，也是影响其基本设施处理的一项重要指标。
在进行这一接地的结构处理问题上，分析其可能造成的间歇性用电规律变化分析，即可满足在零界点的变化管理应用，在这个结构上满足其不同发展效果内的范围扩建。
2.中性点小电阻的接地方式分析这一接触方式的使用重点在于，在相变电流的处理故障上，应用永久接地电压处理，从而保证了在不同间歇性的电弧接地环境上的调整控制，为满足对导致的事故范围控制，应极强对断路变压优势的调整，为实现对用户所容易造成的事故事件，则应在满足基本的设施建设基础上，增强对不同连接点上的结构连接，以此改良对结构处理体系上的建设。
浅谈35kV变电站消弧线圈常见故障及处理措施
浅谈35kV变电站消弧线圈常见故障及处理措施作者：王立新来源：《科技资讯》2011年第25期摘要:在分析了变电站系统消弧线圈动作故障处理技术措施后,对变电站日常检修维护过程中消弧线圈出现自身故障的技术处理措施进行了详细分析研究。
关键词:35kV变电站消弧线圈铁心故障中图分类号:TM6 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2011)09(a)-0156-01我国3kV、6kV、10kV、以及35kV等中低压配电网系统中,绝大多数是按小电流接地系统进行设计,即系统中性点是不接地系统。
在进行35kV变电站系统设计时,通常按照中性点不接地系统进行,这种变电站运行方式,其在系统发生单相接地故障时,其电流值将大于系统允许安全运行值(对于3kV～10kV系统而言,其单相接地电流值应不大于30A),此时故障电流产生的电弧将不能自行熄灭。
为了降低电弧电流以满足系统安全运行需求,在工程中通常采用在中性点和大地间接入相应容量的消弧线圈,利用消弧线圈的补偿电流对系统进行动态补偿,这样就可以帮助系统熄灭故障接地点处故障电流产生的电弧,保证系统运行可靠性[1]。
1 變电站系统消弧线圈动作故障处理当35kV变电站系统消弧线圈发生单相接地故障、串联谐振以及中性点位移电压值超过变电站系统允许电压整定值时,此时消弧线圈在相关控制保护元件的控制下就会自动动作保护,同时保护装置发出消弧线圈动作指示以及相应警示音,可以观察到消弧线圈中性点位移电压和相关补偿电流值明显比正常运行时偏大。
系统发生单相接地故障后,从监视画面中可以看到此时接地相的相电压为零,另外非接地相的相电压则升高到线电压水平,为了防止事故的进一步扩大,变电站运行管理人员必须采取合适的技术措施。
应根据保护装置提示的数据信息确定系统接地故障的相别、接地故障类型(初步确定故障是永久性的、瞬时性的、还是间歇性的故障)、相应仪器仪表装置的指示值、继电保护装置、信号提示装置、以及消弧线圈等装备的运行工况特性,并将所有数据向变电站值班调度人员进行动态汇报。
消弧线圈运行注意事项
消弧线圈运行注意事项消弧线圈是高压断路器中的重要部件，主要用于在电流突变时生成高电压脉冲，以将断路器中发生的电弧熄灭。
消弧线圈的运行过程中需要注意以下几个方面。
1. 温度控制当消弧线圈通过电流时，可能会产生较高的温度。
因此，在使用消弧线圈时，要注意控制其温度，以避免热量聚集和损坏电气系统。
特别是在高负载情况下，应加强温度控制，保持消弧线圈的稳定性能。
2. 绝缘保护消弧线圈在运行时，很容易受到外界的压力和损坏。
因此，在使用时，需要注意保护消弧线圈的绝缘材料，以确保其工作稳定。
特别是在潮湿环境中，应注意防止湿气对绝缘材料的损坏。
3. 电压保护在消弧线圈运行过程中，需要注意电压的稳定性，以避免电压过高或过低的情况发生。
如果电压不稳定，可能会导致消弧线圈发生故障，甚至损坏电气系统。
在使用中应加强电压保护，保证消弧线圈工作的稳定性和安全性。
4. 负载平衡在消弧线圈应用过程中，需要注意负载平衡，以保证电气系统正常工作。
如果负载不平衡，可能会导致过载和故障。
在消弧线圈设计和安装时，应根据负载要求进行平衡，以确保电气系统的平衡性和安全性。
5. 定期检测为了确保消弧线圈的稳定性和可靠性，需要定期对消弧线圈进行检测和维护。
具体而言，可以进行电气测试、绝缘测试、温度监测等方面的检查和测试，以发现和纠正潜在问题，确保消弧线圈的正常运行。
消弧线圈是电气系统中重要的部件之一，其稳定性和可靠性对整个系统的运行和安全性至关重要。
在使用过程中，应注意温度控制、绝缘保护、电压保护、负载平衡和定期检测等方面，以确保消弧线圈的正常工作和安全运行。
35 kV系统弧光接地过电压的危害及解决办法
35 kV系统弧光接地过电压的危害及解决办法达3.5。
在单相接地事故中，通过弧光的电流乃是健全相对地电容电流的总和。
为了减小故障总电流，往往采用消弧线圈。
装设消弧线圈后，接地点残流不超过10 A，接地电弧便不能维持，会自行熄灭。
据了解，上述4个事故变电站，只有一个站消弧线圈没投运，该站10 kV母线电容电流高达82 A，远远高于规程的允许值10A。
其它3个站消弧线圈在投运，但由于是根据理论计算值来调整消弧线圈分头的，误差大，脱谐度不满足要求，当发生单相接地时，故障点残流仍大于10 A，接地电弧不能自熄，仍产生较高倍数的弧光接地过电压，消弧线圈没有发挥应有的作用，形同虚设。
比如，有的变电站10 kV系统电容电流理论计算值为43 A，但实际测试电流却高达96A。
3 解决办法 3.1 装设消弧线圈 为保证接地电弧自熄，10～35 kV中性点不接地系统电容电流超过10 A时，一律应装设消弧线圈。
3.2 加强消弧线圈的管理工作 消弧线圈的分头调整，不能仅仅依据理论计算值，应根据实测电容电流值来调整。
否则，由于计算误差大，造成消弧线圈发挥不了应有的作用，形同虚设；更为严重的是，有可能造成消弧线圈欠补偿，形成谐振过电压，从而产生负作用。
容性电流测试工作应定期开展，测试方法可采用外加电容法，简便有效，适合现场应用。
3.3 消弧线圈技术发展较快，需认真对待选型 老式手动消弧线圈除需停电调分头，不能自动跟踪补偿电网电容电流等缺点外，脱谐度也很难保证在10%以内，其运行效果不能令人满意。
据国内外资料统计分析表明，采用老式手动消弧线圈补偿的电网，单相接地发展成相间短路的事故率在20%～40%之间，比采用自动跟踪补偿的电网高出3倍以上。
因此，新上消弧线圈应装设自动跟踪补偿的消弧线圈。
目前，自动消弧线圈有四大类：(1) 用有载分接开关调节消弧线圈的分接头；(2) 调节消弧线圈的铁心气隙；(3) 直流助磁调节；(4) 可控硅调节消弧线圈。
简析35kV线路防雷现状以及改进措施
简析35kV线路防雷现状以及改进措施对于35kV线路的防雷，其防雷应用措施的有效性和可靠性直接影响到了配电网传输电网的经济效益，为此必须要对配电线路防雷措施进行优化改进，本论文浅谈35kV配电线路的防雷现状及部分改进措施。
标签：35kV线路；防雷现状；改进措施；线路型屏蔽式避雷针综合防雷装置1、35kV线路防雷现状由于本地区处于南方地区，每年雷雨季节的时段较长，多条35kV线路位于雷暴活动强烈地区，受雷电影响，35kV线路的雷击跳闸率长期居高不下，线路雷害的维修工程繁重，严重影响了供电可靠性。
一般35kV线路的雷电击杆跳闸率越占线路跳闸率的70%-80%。
1.1感应雷的影响在线路雷击事件中，大部分为直击雷，据统计，在雷击事件中，75%以上的事故都是由直击雷引起的。
但除了直击雷外，感应雷对35kV线路的影响也很大，也能造成35kV线路跳闸。
因此，其雷击跳闸率要比相同区域的110kV及以上电压等级的线路高。
理论分析和实测证明，当雷击点距线路的距离S>65m时，感应雷过电压Ug的近似计算公式为：Ug=25*I*h/S （1）式中Ug为感应过电压；单位kV；S为雷击点与线路的距离，单位m；I为雷电流幅值，单位kA；h为导线悬挂的平均高度，单位m。
实测证明，感应雷过电压的幅值可达300～400kV。
足使3只X-4.5型绝缘子闪络，会引起35kV的钢筋混凝土杆或铁塔线路闪络。
1.2现有避雷水平现在的35kV线路一般不敷设避雷线，有些35kV线路和35kV变电站的设备都比较残旧；绝缘子U50%冲击耐压水平低，且运行多年，绝缘子老化严重，绝缘水平明显降低，致使线路承受闪络放电的能力大大降低，雷击闪络时极易造成绝缘子损坏和导线断线等现象。
1.3雷击部位在雷击事件中，大多数都为杆塔顶部受雷。
对于杆塔顶部而言，杆塔顶部的角钢头、地线横担的线夹、连接螺栓等尖凸状物借助杆塔与大地表面的良好接触，是雷云电荷下行先导的最佳激励点，可以产生如同避雷针尖端效应般的杆塔顶部迎面先导，使雷云电荷下行先导与杆塔顶部迎面先导之间的雷云电荷泄露通道仅具有针线状微小截面，限制雷云电荷通过杆塔顶部泄露消散，即使雷云电荷下行先导与杆塔顶部迎面先导之间发生畸变，吸引雷云电荷下行先导向杆塔顶部迎面先导发展，再加上杆塔的高度相对较高，因此杆塔顶部具有最强的引雷特性，雷击杆塔顶部的概率最高。
浅析10kV消弧线圈接地系统单相接地的处置
浅析10kV消弧线圈接地系统单相接地的处置摘要] 为了提高供电可靠性，我国6-10kV电力系统一般采用中性点不接地或经消弧线圈接地的方式，即小电流接地系统方式。
小电流接地系统的最大优点就是当系统发生单相接地时，线路不会跳闸，从而保证了对用户尤其是重要用户的正常供电，提高了电网的供电可靠性。
但当系统发生单相接地时，消弧线圈及非故障相出现过电压。
长期的过电压会损坏设备的绝缘，可能导致系统发生更严重的事故。
[关键词] 消弧线圈单相接地处置一、前言为了提高供电可靠性，我国6-10kV电力系统一般采用中性点不接地或经消弧线圈接地的方式，即小电流接地系统方式。
小电流接地系统的最大优点就是当系统发生单相接地时，线路不会发生跳闸，从而保证了对用户尤其是重要用户的正常供电，提高了电网运行的供电可靠性。
在当系统发生单相接地时，10kV消弧线圈及非故障相会出现过电压，长期的过电压会损坏设备的绝缘，可能导致系统发生更严重的事故，如：绝缘击穿、单相多点接地、多相故障等。
因此在实际运行中，当经消弧线圈接地系统发生单相接地故障后，应尽速进行处置，避免系统长时间单相接地运行，按照规定运行时间一般不超过2个小时。
二、单相接地故障的现象分析与判断（一）单相接地的特点单相接地是一种常见故障，特别是雨季、大风和暴雪等恶劣天气条件下，单相接地故障更是频繁发生，如果在发生单相接地故障后电网长时间运行，会严重影响变电设备和配电网的安全经济运行。
在10kV经消弧线圈接地系统中，当发生单相接地故障时，则其它两相电压会升高至相电压的倍，达到线电压的水平，此时由于线电压的大小和相位不变(仍对称)，且系统绝缘又是按线电压设计的，所以允许短时运行而不切断故障设备，系统可坚持运行2小时，从而提高了供电可靠性，这正是小电流接地系统的最大优点。
（二）单相接地的故障现象1.变电站内单相接地的现象警铃响，主控盘发出母线接地、掉牌未复归、电压回路断线等光字牌；检查绝缘指示母线一相电压降低、另两相升高。
消弧线圈补偿原理及运行注意事项
消弧线圈补偿原理及运行注意事项一、消弧线圈补偿原理(1) 单相接地的一般过程间歇性电弧接地——稳定性电弧接地——金属性接地(2)弧光接地过电压及电弧电流发生单相间歇性弧光接地（弧光接地）时，由于电弧多次不断的熄灭和重燃，导致系统对地电容上的电荷多次不断的积累和重新再分配，在非故障相的电感—电容回路上引起高频振荡过电压。
对于架空线路，过电压幅值一般可达3.1～3.5倍相电压，对于电缆线路，非故障相的过电压可达4～71倍。
弧光接地时流过故障点的电弧电流为高频电流和工频电流的和，在弧光接地或电弧重燃的瞬间,已充电的相对地电容将要向故障点放电,相当于RLC 放电过程，其高频振荡电流为：t e CL U i t ωδsin -=其中：U 为相电压，δ＝R/2L ，ωo ＝1／，≈ωo （在输电线路中） 过渡过程结束后，流过故障点的电弧电流只剩下稳态的工频电容电流。
(3)弧光接地的危害A 、 加剧了电缆等固体绝缘的积累性破坏，威胁设备安全；B 、 导致烧PT 或保险熔断；C 、 导致避雷器爆炸；D 、 燃弧点温度高达5000K 以上，会烧伤导线，甚至导致断线事故；E 、 电弧不能很快熄灭，在风吹、电动力、热气流等因素的影响下，将会发展成为相间弧光短路事故；F 、 电弧燃烧时会直接破坏电缆相间绝缘，导致相间短路事故的发生；G 、 跨步电压高，危及人身安全；H 、 高频电流对通讯产生干扰。
(4)工频接地电流与电弧间的关系A 、在接地的电容电流的允许值是小于30A 。
而20-63KV 的系统承受过电压的能力较差，所以，它的接地的电容电流的允许值是小于10A 。
B 、相同大小（小于10A ）的容性残流和感性残流均可起到消弧作用，所以当消弧线圈容量不足时，可采用前补偿调谐。
C 、补偿度（IcI k L）过大，系统残流超过可能超过10A ，可维持电弧燃烧，所以补偿度不宜过大。
3、消弧线圈补偿原理消弧线圈利用流经故障点的电感电流和电容电流相位差为180°，补偿电容电流减小流经故障点电流，降低故障相接地电弧两端的恢复电压速度，来达到消弧的目的。
中压开关柜主要事故及部分案列原因分析
—164—故障维修引言：中压开关柜作为工厂常用的电力转运设备，经常发生故障。
根据多年工作经验，总结出中压开关柜所发生的故障基本分为三类：第1类，电网波动造成的谐振过电压烧毁电压互感器；第2类，长期过负荷运行造成设备热累积损坏设备绝缘；第3类，设计存在问题，元件参数不匹配，第4类，二次回路引发事故。
第5类，外网雷击造成设备损坏。
一、电压互感器烧毁1、开关柜内电压互感器由于其特殊的工作原理及现有制作工艺，是配电系统一次元件中最为薄弱，最易损坏的元件。
电压互感器烧毁一般有以下几种情况：（1）、站内负载含有电弧炉、，大型变频器、大型整流器等非线性负载造成电网谐波含量较大，谐波过电压对设备损坏，（2）、电压互感器二次容量小于系统中电表及保护所需容量，是互感器铁芯发热损坏互感器。
（3）、互感器，熔断器、避雷器安装在同一手车内，空间狭小，散热不良或因避雷器，熔断器故障间接地损坏电压互感器 。
（4）、电压回路二次侧短路，引发互感器烧毁2案例：2014年精河某光伏电场电压互感器烧毁分析现场情况A 、B 相电压互感器已炸裂，有黑色物质流出，A 、B 相熔断器熔断，电压互感器二次线完好无损伤，通过调取当日运行报告，发现事故发生前，B 、C 相二次电压明显升高，10分钟后接地变跳闸，15分钟后PT 炸裂，主变进线柜跳闸，经检查与系统连接的相关设备，发现总馈出线户外隔离刀闸下口C 线电缆头已爆裂，上级开关柜电缆头损坏，同时发现接地变低压侧电缆被烧毁：3、案例分析（1）该站为35KV 光伏发电项目，35KV 侧设有接地变，事故发生时接地变已跳闸，但是总出线柜却没有联跳，造成事故的进一步扩大，查找原因时发现接地变联跳压板没有投入（2）户外C 相电缆头爆裂，户内35KVPT 柜B 、C 相电压互感器烧毁由此可以判断系统在户外发生了C 相短路现象，由于本侧户外杆上烧毁电缆头处与杆上金具无任何拉弧痕迹。
初步判定C 相短路是由对侧电缆头C 相损坏造成的（3）按照规定，对于 35kV 消弧线圈接地系统，单相接地时允许运行不超过 2 小 时。
避雷器在电力系统应用中的问题及应对措施
155电力技术0 引言 避雷器已经广泛的用于电力系统之中，其能够有效的降低电力系统的雷击风险，提高电力系统在恶劣天气下的运行稳定性。
当前避雷器的种类繁多且功能划分越来越细，因此在选择上更具有针对性，同时避雷器本身的维护也逐渐的形成了配套的标准和规范，极大的降低了避雷器的使用与维护成本。
在实际的应用过程中，还需要考虑不同类型避雷器与电力系统的实际匹配效果及所处的环境特点，运行维护也需要相应的技术措施以确保避雷器的保护效果。
1 避雷器自身防护问题及其对电力系统运行的影响1.1 避雷器本身过电压的防护方法 避雷器对电力系统的保护是存在区间值的，如果超过一定的电压上限，避雷器仅能起到分流和限压的作用，而在一定范围内的雷击，避雷器能够利用自身的性能承载电压。
暂态过电压其频率或为工频或为工频的整数倍或分数倍，但与工频电源频率总有合拍的时候，如因某些原因而激发暂态过电压，工频电源能自动补充过电压能量，即使避雷器泄流过电压幅值不衰减或只弱衰减，暂态过电压如果进入避雷器保护动作区，势必长时反复动作直至热崩溃，造成避雷器损坏爆炸。
暂态过电压对避雷器本身会产生不可修复的破坏，同时也会直接影响到电力系统的稳定。
碳化硅避雷器暂态过电压承受能力强，但由于运行中动作特性差，仍可能遭受暂态过电压危害。
无间隙氧化锌避雷器因其具有拐点电压的缘故，故存在暂态过电压承受能力差的缺点。
对暂态过电压危害有效防护办法是加装结构性能稳定的串联间隙，其可将全部暂态过电压限定在保护死区内，使避雷器免受危害。
1.2 避雷器对电力系统的相关影响 保护间隙和管型避雷器在间隙击穿后，保护回路再也没有限流元件，保护作用会产生接地故障或相间短路故障，影响电力系统的正常、安全运行。
氧化锌避雷器在保障电力系统不受到雷击的影响同时，限流元件的存在避免了保护作用产生接地故障或相间短路故障，也不会诱发电力系统的断电保护，进一步提升了电力系统在恶劣环境下的运行稳定性。
1.3 避雷器连续雷电冲击保护能力 连续冲击保护能力指两次或两次以上的雷电入侵，并且之间的时间差极其之短，数百μs至数千μs。
10kV接地变消弧线圈中性点避雷器击穿的原因分析及处理建议
１０ｋＶ接地变消弧线圈中性点避雷器击穿的原因分析及处理建议作者：马骁陆丰徐勇俊来源：《中国新技术新产品》2009年第09期摘要：分析了金华电业局110kV下潘变10kV 2#接地变消弧线圈中性点避雷器击穿的主要原因：避雷器的额定电压和持续电压偏低，同时系统发生谐振，产生过电压，造成避雷器击穿。
并指出在运行中，为消除谐振，保证预定的消弧线圈脱谐度使网络处于过补偿状态运行，可调整消弧线圈档位，改变系统参数。
关键词：消弧线圈；中性点避雷器；避雷器击穿；处理方法0前言我国6~10kV中压配电网中，当单相接地电容电流大于规程规定值时，大多采用消弧线圈补偿接地方式。
利用消弧线圈的电感电流补偿配电网接地电弧的恢复电压上升速度，使电弧能够自行熄灭，从而提高配电网的供电可靠性。
现金华电网110kV变电站的10kV系统通常采用预调自动跟踪过补偿方式，残流和脱谐度都很小，利用阻尼电阻限制中性点电压，当发生单相接地时，阻尼电阻短接，电感电流补偿电容电流，达到熄弧目的。
运行中，由于外部配电网线路单相接地断线，引起参数变化，导致系统谐振发生；同样也可能造成同一个站两个不同10KV系统（分裂运行）因输电线的耦合形成系统串联谐振，产生危险的过电压，造成电网设备绝缘损坏。
1 事故简要经过2008年8月26日晚110kV下潘变10kV 2#接地变速断保护动作，跳开开关。
经查看110kV下潘变微机故障录波器10kVⅠ、Ⅱ母线录波报告后发现，22时05分37秒下潘变微机故障录波器启动。
现场派人检查，打开2#接地变小室，发现2#接地变中性点避雷器击穿，击穿后的避雷器情况见图1。
从分析录波报可看出10kVⅠ、Ⅱ段母线B相电压有明显的振荡波形，10kVⅠ段母线B相从发生故障到故障消失共计800ms，其中Ⅰ段母线B相从不完全接地到完全接地约300ms，而从完全接地到恢复正常（接地变开关跳开）约500ms。
2 相关试验情况系统恢复正常后，高压试验人员对2#接地变做了全套试验，试验结果见表1及表2。
消弧线圈的运行操作与事故处理
消弧线圈---运行监视操作
1. 操作
投入操作
操作前，检修工作票己收回;检修 临时安全措施已拆除，恢复常设安全 措施;消弧线圈良好，根据接地信号指 示，电网内确实无接地故障存在。 ① 起用连接消弧线圈的主变压器。 ② 使用消弧线圈分接头确在所需工作 位置。 ③ 合上消弧线圈的隔离开关，并检查 已合好。 ④ 检查仪表与信号装置，偏移电压U0 及补偿电流IL表计指示在规定值内， 信号正常。
异 常 运 行
接地线折断或接触 不良 分接开关接触不良 消弧线圈的隔离开 关严重接触不良
处理方法
消弧线圈---异常及事故处理
原因：当补偿网络发生单相接地；补偿网络发生串联谐振;补偿网络中性
消 弧 线 圈动作(带负荷运行)。 现象：警铃响，消弧线圈动作光字牌亮;中性点位移电压表及补偿电流表 指示值增大;消弧线圈本体指示灯亮;单相接地时，绝缘监视电压表指 示一相电压为零或接近于零，其他相电压大于相电压或为线电压。
消弧线圈---运行监视操作
2. 允许运行方式
(1)在正常运行方式下，消弧线 圈经隔离开关接入规定变压器的中性 点，如两台变压器公用一台消弧线圈， 按正常运行方式，将消弧线圈接入某 台变压器的中性点上。 (2)在正常运行方式下，补偿系 统各台消弧线圈均应按规定投入运行， 以满足补偿系统发生单相接地时补偿 的需要。 (3)在正常运行条件下，消弧线 圈不得超过其铭牌额定参数运行；当 补偿系统发生单相接地时，消弧线圈 继续运行时间不超过2h。 (4)消弧线圈中性点位移电压(即对地 电压)不超过下列数值: ①消弧线圈长期 运行，中性点位移电压不超过Ue（相） 的15%；②操作过程中，一小时运行中性 点位移电压不超过Ue（相）的30%;③补 偿网络发生单相接地故障时，中性点位 移电压不超过Ue（相）的100%。 (5)允许补偿方式。一般采用过补偿 运行方式，只有在消弧线圈容量不足， 不能满足过补偿运行时，可采用欠补偿 运行方式，不得采用全补偿运行方式。 (6)改变消弧线圈运行台数时，应相 应改变继续运行中的消弧线圈分接头位 置。
浅析消弧线圈在电网应用中出现的问题
浅析消弧线圈在电网应用中出现的问题【摘要】本文通过对6-66kV配电网中电容电流的分析，阐述了消弧线圈在城乡配电网中应用的必要性，并结合实际生产过程中遇到的问题，阐明由于消弧线圈的工作原理、容量选择等方面可能给电网运行造成的问题，浅析了应如何尽量避免事故的发生保证电网的安全运行。
【关键词】消弧线圈；自动调谐；电容电流；接地变压器；中性点随着国民经济的不断发展和电力系统的不断完善，电力系统的安全运行及供电的可靠性已显得越来越重要，而中性点接地方式的选择是直接影响以上两个指标的重要因素。
我国6-66kV的配电网中大多采用中性点不接地运行方式，这种方式允许在发生单相接地故障时短时间内带故障运行，从而大大提高了系统供电的可靠性。
但由于城乡电网的扩大及电缆出线的增多，系统对地电容电流急剧增加，单相接地故障后流经故障点的电流较大，电弧不易熄灭，容易产生间隙性弧光接地过电压，同时由于电磁式电压互感器铁芯饱和时容易引起谐振过电压，导致事故跳闸率上升。
因此为解决上述问题，我们在电网中采用谐振接地方式，即在中性点装设消弧线圈，当发生单相接地时，消弧线圈产生的感性电流补偿了故障点的电容电流，从而使故障点的残流变小达到自然熄弧。
所以，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》中明确规定：3-10kV架空线路构成的系统和所有35、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。
现在，我们应用到电网中的消弧线圈自动调谐装置具有实时检测系统中的电容电流，自动调节消弧线圈的档位等等诸多优点，但是有部分在电网中运行的自动调谐装置存在隐患，下面我就结合潍坊一个实例浅析一下消弧线圈在电网应用中出现的几个问题。
事故经过：2011年4月8日13时20分左右，工作人员接到电话通知：110kV 某变电站110kV内桥100开关跳闸，110kV、10kV一段母线失压，无保护动作信息。
消弧线圈运行注意事项(二篇)
消弧线圈运行注意事项1消弧线圈应采用过补偿运行方式，当消弧线圈容量不足时，允许在一定时间内以欠补偿方式运行，但脱谐度不宜超过10%.2单相接地时，通过故障点的电流不宜超过5A.3系统正常清况下，35KV系统中性点长期位移电压不得超过正常相电压的15%（即3000V），否则，应立即汇报调度。
4消弧线圈的倒闸操作，只有确知网络无接地故障存在时方可进行。
5中性点位移电压超过正常相电压的20%（即4000V）时或通过消弧线圈的电流大于5A时，禁止拉合消弧线圈闸刀。
6消弧线圈动作后，应监视消弧线圈的电流值，不超过使用分接头位置的铭牌电流值，并检查油温、油面温度最高不得超过95℃，温度发出告警时，应及时汇报调度。
7消弧线圈从一台变压器切换到另厂一台变压器时，首先应将消弧线圈与系统隔离，即按先拉后合的顺序操作，不可同时将二台或二台以上的变压器的中性点并联起来经消弧线圈接地。
8调整消弧线圈分接头时，应将消弧线圈与系统隔离，严禁消弧线圈在带电状态下调整分接头。
9运行方式改变时，应同时考虑消弧线圈的调整。
10消弧线圈巡视检查参照变压器设备。
消弧线圈运行注意事项（二）消弧线圈运行是一项重要的工作，在操作过程中需要特别注意一些事项，以确保安全、高效地完成工作任务。
本文将介绍消弧线圈运行的注意事项，并给出相关的具体操作指南。
一、设备检查与准备在使用消弧线圈之前，必须进行设备检查与准备工作。
具体包括以下几个方面：1. 完整性检查：检查消弧线圈是否完好，并且没有损坏或缺陷。
2. 电源检查：确保消弧线圈的电源连接正常，并接地可靠。
3. 仪表检查：检查仪表是否正常工作，如电压表、电流表、频率表等。
4. 保护装置检查：检查保护装置是否正常，确保在故障情况下能及时切断电源。
5. 通风检查：确保消弧线圈所在的空间通风良好，防止过热或引起火灾。
二、安全操作1. 穿戴个人防护装备：在进行消弧线圈运行之前，必须穿戴个人防护装备，包括绝缘手套、绝缘鞋、眼罩、耳罩等。
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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√3 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。
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。
配电网中主要采用第二种中性点接地方式。
中性点经消弧线圈接地方式，就是在中性点和大地之间接入一个电感消弧线圈。
该方式在系统发生单相接地故障时，利用消弧线圈中的电感电流对接地电容电流进行补偿，使得流过接地点的电流减小从而使电弧自行熄灭。
消弧线圈是一个带铁心的电抗线圈。
正常运行时，由于中性点对地电压为零，消弧线圈上无电流。
单相接地故障后，接地点与消弧线圈的接地点形成短路电流。
中性点电压升高为相电压，作用在消弧线圈上，将产生一感性电流，在接地故障处，该电感电流与接地故障点处的电容电流相抵消，从而减少了接地点的电流，使电弧易于自行熄灭，提高了用电可靠性。
正常运行时，中性点对地电压为零，消弧线圈中没有电流流过。
单相（如w相）接地故障时，接地点对地电压为零，中性点对地电压上升为相电压，非故障相对地电压上升为线电压，网络的线电压不变。
此时，消弧线圈处于中性点电压的作用下，有电感电流IL通过，此电流通过接地点形成回路．加上单相接地时的接地电容电流IC，两电流方向相反，在接地处相互抵消，称电感电流对接地电流的补偿，如果适当选取消弧线圈的匝数，可使接地处的电流变得很小或等于零。
完全补偿是使电感电流等于电容电流，即IL=IC，接地处电流为零。
正常运行时，在某些条件下，中性点与地之间会出现一定的电压，此电压作用在消弧线圈通过大地与三相对地电容构成的串联电路中，因此时XL=XC。
满足谐振条件。
产生过电压，危及绝缘。
欠补偿是使电感电流小于电容电流，即IL<IC
若因停电检修部分线路，或因系统频率降低等原因使接地电流减少，有可能出现完全补偿。
过补偿是使感电流大于电容电流，即IL>IC，单相接地处有感性电流流过。
过补偿既能消除接地处的电弧，又不会产生谐振过电压，这是因为若因停电检修部分线路或系统频率降低，使接地电流IC=3ωCUX减少，IL>>IC，远离产生谐振的条件。
即使将来电网发展使电容电流增加，由于消弧线圈有一定的裕度，也有IL>IC，不会产生谐振，可以继续使用一段时间，故过补偿在电网中广泛使用。