变电所设计中接地变选择.doc

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。

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：

（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。

（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）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。

（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。

（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=3103????C Up ω (4-1)

式中：U P ━ 电网线电压(kV)

C ━ 单相对地电容(F)

一般电缆单位电容为200-400 pF/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)：

I c =0.1×U P ×L (4-2)

式中：U P ━ 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)：

式中：U P ━ 电网线电压(kV)

C ━ 单相对地电容(F)

一般架空线单位电容为5-6 pF/m 。

（2）根据经验公式，计算电容电流(见参考文献3)：

I c= (2.7~3.3)×U P×L×10-3 (4-4)

式中：U P ━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)：

I c2=（1.3~1.6）I c

（1.3-对应10KV线路,1.6-对应35KV线路, I c-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)

表1

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 = (I L- I C)/I C·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：

（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。

（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。

（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。

（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限制在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）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。

（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。

（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。该项技术的设备组成示意图见附图。

附图自动调谐及选线成套装置示意图

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I L小于系统电容电流I C的运行方式。当0＜I C-I L≤I d，（I d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I C小于电感电流I L的运行方式。当 I C-I L＜0，且│I C-I L│≤I d，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│I C-I L│≤1/2 I d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

?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。

?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。

?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）。

?消弧线圈串联电阻方式，可限制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。

?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。

?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

（1）根据架空线或电缆参数计算公式计算电容电流I c

（2）消弧线圈容量的确定(见参考文献3)

Q = K×I c×U P/√3 (8-1)

式中：K —系数，过补偿取1.35

Q —消弧线圈容量，kVA

（3）消弧线圈容量及额定电流的选择

根据最大电容电流I c，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。

（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

S J—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：

I c= 0.1×U P×L

= 0.1×10.5×2×12 = 25.2(A)

变电所增加电容电流为16%故I c= 25.2×1.16 = 29.23(A)

根据式（8-1）：

Q = K×I c×U P/√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I c，确定相应的Q = 300KVA，补偿电流调节范围为25—50A。

根据式（8-2）：

选用400 kVA

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。

采用自动调谐补偿装置限制弧光接地过电压和铁磁谐振过电压

一问题的提出

电力系统过电压主要分为雷电过电压、操作过电压和暂时过电压。其中暂时过电压包括工频过电压和谐振过电压。在中低压电网中最常见的弧光接地过电压和铁磁谐振过电压则分属于工频过电压和谐振过电压。

弧光接地过电压的产生原因主要是当系统采用中性点不接地方式运行时，如果发生单相弧光接地故障且由于随着中低压电网的扩大、出线回路数增多、线路增长和中低压电网对地电容电流亦大幅度增加的原因造成该弧光电流过大而不能自动熄灭，从而造成稳定的弧光接地短路和产生弧光过电压。该过电压一般为3～5倍相电压甚至更高。另一方面由于中性点不接地运行方式的主要特点是单相接地后，需要维持一定的时间(一般为2h)而不致于引起用户断电。因此该弧光过电压会长时间地加在系统的绝缘上并使电网中绝缘薄弱的地方放电击穿，从而发展为相间短路造成设备损坏和停电事故。

铁磁谐振过电压产生的原因主要是在采用中性点不接地方式运行的系统中仅电压互感器的一次侧中性点是接地的; 同时由于电压互感器铁心容易饱和的因素，当系统进行合闸充电操作或发生接地故障等现象时会引起系统元件参数出现不利的组合，从而引起铁磁谐振并产生铁磁谐振过电压。如果接地故障所产生的弧光为间歇性，则容易发生间歇性电弧并在电容和电压互感器之间引起多次充放电，从而发生烧毁电压互感器和熔丝熔断的事故，使得系统失去电压互感器电源，影响系统运行的可靠性。因此有必要采用新的办法限制弧光接地过电压和铁磁谐振过电压对系统的影响到最小。

二解决的思路

通过对以上两种过电压产生原因的分析，不难发现它们的产生原因均与系统的中性点接地方式有关。为有效地限制过电压的危害，我们从改善系统中性点接地方式入手解决问题。

中性点接地方式是跟随电力系统的发展而变化的。早在电力事业发展初期，由于当时的系统容量比较小，电网的规模也不大，当时系统的安全问题主要受输电线路绝缘电压的影响较大，人们认为单相接地发生后，电压升高是威胁系统安全的主要问题，于是电力电网普遍采用中性点直接接地方式运行; 随着电力系统的不断扩大，单相接地故障造成线路频繁调闸，供电可靠性难以保障，于是中性点接地方式由中性点直接接地方式改为中性点不接地方式，使得单相接地故障不会造成经常停电; 当电力传输容量不断扩大、传输距离不断延长以及电压等级不断升高后，系统对地电容电流较大，在故障点形成的电弧不能够自行熄灭，很容易使事故扩大，形成相间短路造成事故，严重降低了系统运行的可靠性，需要采用新的接地方式解决问题。

目前系统的中性点接地方式发展为包括有效接地和非有效接地的方式。考虑到66kV及以下的配电网的断路器不能有效地采用遮断系统单相接地故障电流(即大电流接地)方式而只能采用单相接地电弧自动熄灭(小电流接地)方式的原因，该配电网一般采用非有效接地运行方式。

中性点非有效接地方式主要包括不接地、谐振接地和经阻抗接地方式。根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T 620-1997)文中的说明，我们列出下表:

当系统的接地电流不大于表-1时，可采用中性点不接地方式运行。在该运行方式下，一般只采取消谐灯、消谐器、采用阻尼型电压互感器以及在电压互感器中性点上增设一次消谐器等限制谐振过电压的措施，但是始终不能从根本上得到解决铁磁谐振过电压的影响。

另一方面，经阻抗接地方式主要包括经高阻抗和低阻抗接地方式。经高阻抗接地方式一般在规模不大的10kV及以下的配电网中使用，而且接地电容电流不得大于10A。如在《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T 620-1997)文中仅推荐在6和10kV配电系统和厂用电系统中使用。

而采用经低阻抗接地方式的系统一般对接地电容电流不进行限制，它通常需要利用快速的继电保护和开关装置，瞬间跳开故障线路的保护方式的配合。对于重要用户，这种接地方式更需要有多回路供电、BZT和ZCH自动装置的配置。但是由于该方式的接地故障电流较大，会同时带来人身和设备安全、通讯干扰等问题，而且设备的抗短路电流能力也同时需要提高，从而增加系统的造价。经实践证明，经阻抗接地方式主要适用于基本上由电缆线路组成的配电网络，这是由于电缆线路接地故障一般是外绝缘击穿的永久性故障，不可能指望它会自动消除接地故障。

采用谐振接地方式则能较好地解决限制弧光接地过电压和铁磁谐振过电压对系统的影响。一方面，由于在系统中性点集中接入了感性的消弧线圈，大大减少了发生单相接地故障时接地电容电流的数值，从而有效地促使电弧熄灭; 另一方面，在系统中性点接入的消弧线圈的感抗较小(百欧级)，而电压互感器的励磁感抗较大(千欧甚至兆欧级)，则不容易满足ωL=1/ωC的条件; 同时有了消弧线圈后，电容对小感抗放电，保护了电压互感器。

根据以上的分析及我分公司变电站布点较密集和低压侧电压等级为10kV的实际运行情况，我们决定采用在变电站10kV电压侧引入中性点并同时接入消弧线圈的方式来限制弧光接地过电压和铁磁谐振过电压，并配合使用自动调谐补偿装置和小电流接地选线装置，有效地选择和切除故障线路。下面将结合我分公司黄歧变电站10kV系统接地消弧装置实施方案，

分析有关自动调谐接地补偿装置的原理、设备参数选择、补偿方式、如何对弧光接地过电压和铁磁谐振过电压进行限制及如何进行小电流接地选线等。

三 10kV自动消谐补偿装置方案的设计

1.设计思路:

南海供电分公司110kV黄歧变电站110kV和10kV接线形式均为单母线分两段的接线形式，站内两台50+40MVA主变压器的运行方式为一台运行二另一台热备用的方式，即是一台主变压器带两段10kV母线（详见图1）。该站位于南海市黄歧镇中心地区，近年来随着经济的迅速发展和城乡电网的不断扩大，黄歧站的10kV馈线数量不断增加。由于10kV系统一直采用中性点不接地的运行方式，一旦发生单相接地，其弧光接地电压不能自动熄灭而形成稳定的系统单相接地进而危及系统的安全运行，甚至会扩大事故范围; 同时也不能很好地限制铁磁谐振过电压的影响。

图1

根据以上论述，有必要采用中性点谐振接地方式改变系统10kV中性点运行方式以改善运行情况。但是，我们需要在选用人工调谐的消弧线圈还是选用自动调谐的消弧线圈、是采用调匝式还是选用调容式中作一个比较。

采用人工调谐的消弧线圈接地方式的系统由于受到结构的限制，只能运行在过补偿状态而不能处在全补偿状态，所以脱谐度整定的比较大; 另外需要手动调节分接头，不能随电网

对地电容电流的变化及时调整到最佳的工作位置，因此对弧光过电压无明显抑制的效果，同时也不适应电网无人值班变电所的需要。而自动调谐的消弧线圈与人工调谐的消弧线圈相比，具有显著的优越性，不仅可以避免人工调谐的诸多麻烦，而且在调谐过程中不会使电网的部分或全部失去补偿，同时，由于提高了调谐的精度，可以更有力地限制电弧接地过电压的危害等。

自动调谐的消弧线圈主流产品为多级细调的调匝式，目前在电网中占有较大的比例，其最大特点是可靠性高，补偿效果好，由于采取预调方式，单相接地发生后，不需要任何延时，立刻对电容电流进行补偿，对于占单相接地故障70～80％的瞬时性接地故障都有极好的补偿作用。而调电容式、调可控硅方式以及可变气隙的动铁式、磁阀式和直流助磁式等各种各样的消弧线圈很大程度地依赖于附加设备（电容器、投切开关、可控硅、二次电源等），可靠性不同程度地受到影响，如果附加设备出现故障不但不能对系统电容电流进行补偿甚至有可能增大接地残流，有些消弧线圈还会给系统带来谐波污染，危害系统的安全运行。

原有的接地选线装置也不能配合消谐接地的运行方式和满足迅速查找并切除故障线路的要求，因此有必要引入这样一个新的自动消弧补偿和接地选线系统：它同时具有在中性点经消弧线圈补偿接地电容电流后能进行自动选线、报警和切除故障线路及与变电站综合自动化系统通讯的功能。

在经过反复探讨、可行性研究及综合比较后，我们决定选用上海思源电气有限公司生产的XHK－Ⅱ型调匝式自动调谐及接地选线成套装置。以下我们就该装置主要组成设备的特点、工作性能和原理进行分析。

2.自动调谐及接地选线成套装置的主要设备选用:

（1）接地变压器、有载消弧线圈和阻尼电阻:

由于变电站内主变压器10kV侧绕组为三角形接法，无中性点引出。因此有必要引入接地变压器引出中性点。该接地变压器选用的是干式变压器。该变压器每相由匝数相等的两个串联分绕组组成，在正常情况下它们之间零序互磁通为零，即没有零序电流。当发生单相接地时，有中性点故障电流经接地变压器流向消弧线圈。

消弧线圈选用的是干式消弧线圈，并且配置有载调压开关，其调整方式属于调匝式，能够按照微机装置的指令快速反映，甚至以预调的方式进行补偿，使消弧线圈运行在最佳档位，达到最佳补偿效果。

阻尼电阻的作用是限制系统谐振过电压，它能取代以往的消谐灯和消谐器等装置。但是系统发生单相接地时，流过阻尼电阻的电流很大，必须采用保护装置将阻尼电阻短接。该装置采用的是一种特殊的保护系统，不需要提供直流、交流电源，一次、二次完全隔离，系统安全可靠，我们不再赘述。

可以按照以下计算公式对接地变压器和消弧线圈的容量进行选择:

消弧线圈补偿容量 Qx=K*Ic*Ue/

其中K为补偿系数当采用过补偿方式的时候，K取1.35;

Ic为系统电容电流，可进行估算或实测得到。

Ue为系统运行电压，取10.5 kV。

由于这种多级调匝式的消弧线圈一般有一个可调电流范围，如10～60A范围内可调。如果考虑到系统的发展到系统电容电流与最大调节电流相当的因素，在计算消弧线圈最大补偿容量时，应按照最大调节电流值对系统电容电流进行取值。

接地变压器的容量等于流过分绕组的零序电流与加在接地变压器上的电压的乘积。考虑到产品系列化的因素，在选择接地变压器容量时一般按照消弧线圈容量乘以1.05到1.2系数即可。当接地变压器带次级绕组时，必须综合该绕组的容量进行选择。

（2）自动调谐及接地选线成套装置的二次部分:

前面所介绍的设备属于该成套装置中主要的一次设备。要想这些一次设备能够很好的协调运行，则必须有先进的二次控制系统。该装置的二次控制系统有两个主要的功能: 一是根据电网的脱谐度进行预调，即在投运前将脱谐度设置在一个范围，并且以在线的方式实时测量系统的电容电流的变化，当超过该范围时，系统发出指令对消弧线圈进行调节，使调整后的脱谐度和残流满足要求; 二是能进行在线式的选线，即能自动识别系统是否投入消弧线圈和阻尼电阻是否被短接等情况，并且对采用人工智能、视在功率、零序阻抗的变化、谐波变化及五次谐波等多种选线方式进行选择，达到最佳的选线效果。

3. 工作原理:

当电网发生单相接地时，通过接地变压器产生一个接地电容电流并且得到消弧线圈的实时补偿。自动调谐及接地选线成套装置通过串联在阻尼电阻后的零序电流互感器测量出补偿后的电流大小并且以实时在线的方式是否在预先设置的脱谐度范围内运行，否则发出指令对消弧线圈进行调整。

另一方面，由于接地电容电流已经经过补偿，其基波电流幅值太小而不足以提供作为小电流选线用。因此需要利用其他的算法。该装置具有自学习和自适应的特点，能够利用零序阻抗的变化、五次谐波分量等因素进行选线，并且根据每一次选线的结果对各种选线方案的权重因子进行调整，提高了选线的准确性。

另外，当电网由于电压互感器铁磁饱和等原因出现谐振过电压时，该装置重的阻尼电阻能有效地破坏电网的谐振条件（即容抗等于感抗），保证中性点的位移电压小于15%的相电压，维持系统的正常运行。具体原理接线图见图2所示:

图2

4.在安装调试过程中出现的问题及解决措施

（1）通讯规约的问题:

由于某些变电站采用的RTU或者综合自动化系统的通讯规约与该装置提供的通讯规约不能配合使用，因此我们在对该装置进行安装设计时提供ISA规约进行通信，并配合使用“硬接点”的方式向RTU系统或者综合自动化系统提供远动信息，并且根据南海电力分公司的实际运行情况只采用自动控制模式作为该装置的主要运行模式。远方/就地手动控制模式为备用模式，一般在特殊情况（如检修状态下）使用。

（2）在新建变电站中采用次级绕组的配合问题:

干式接地变压器有一个可选的配置: 带初级绕组兼作为变电站的站用变，并且通过拉合中性点隔离开关，进行消弧装置的退投操作。一般老站已经有站用变的配置，因此不需要这个初级绕组。如果在新站设计中使用这个次级绕组，需要注意的是中性点避雷器必须装在隔离开关之前，以免当拉开隔离开关时接地变压器失去避雷器的保护。

（3）消弧系统的并列使用问题:

该装置有一个突出的功能: 能同时控制一套或者两套消弧系统，并且能够根据系统的接线方式的变化来决定消弧系统的套数。以黄歧站为例，其10kV系统的运行方式是一台主变带两段母线运行，另一台主变热备用。如果两段母线的实测接地电容电流值能在一套消弧系统的控制范围，则只需要投入一套消弧系统; 如果不行，则投入两套。如果两段母线分列运行，即分段断路器断开，消弧系统能够读入分段断路器的位置状态决定投入两套消弧系统。

（4）接地选线装置的电压引入问题:

接地选线装置与调谐装置是在不同的两个插件上实现的，从装置的构成原理理解为两个不同的部分。接线装置本身可以根据系统是否接入消谐装置进行选线计算。由于该装置需要引入10kV母线的电压值和各馈线的零序电流值，对于变电站10kV系统是两分段母线系统的则没有问题；如果变电站10kV系统是三分段母线的系统，而且各母线中间有分段断路器连接，主要的运行方式为一台主变带两段母线运行、另一台带一段母线运行且两台主变不并列运行的运行方式，则只需要引入两边的母线电压即可，中间的母线电压可不引入。

5．部分运行数据

（1）消弧线圈为10－60A等差调节，15档，级差为3.6A

（2）参数设置为脱谐度0％－0％，残流为1－6A,稳定延时为2分30秒，电阻为40欧姆

（3）带有选线功能，采用ISA规约

（4）遥信信号: 档位到头、档位错误、装置故障、电源失电

（5）遥测信号: 接地时间、接地线路号、接地次数、接地残流（接地时上传信息）中性点电压、中性点电流、电容电流、残流、脱谐度、接地次数、档位、其他状态位

（5）运行参数

结论

电力系统中性点接地方式主要是一个综合性的技术问题，它与系统的供电可靠性、人身安全、设备安全、绝缘水平、过电压保护、继电保护、通信干扰和电磁环境，以及接地装置等问题，有密切的关系; 它同时也是经济问题。在选定方案的决策过程中，应结合系统的现状与发展规划进行技术经济比较、全面考虑，使系统具有更优的技术经济指标，避免因决策失误而造成不良的后果。

遵循电压电流互换特性这一基本理念，选定不同电压等级电网的中性点接地方式，一般均可获得比较满意的结果。南海供电分公司变电站10低压侧应用XHK－Ⅱ型自动调谐及接地选线成套装置突破以往的老式消弧线圈系统的限制并且大大地克服其缺点，能综合地考虑限制接地过电压和谐振过电压、进行小电流选线的要求，采用先进的干式变压器微机保护装置和通讯装置技术，自动化程度高，能以“硬接点”或者通讯的方式接入变电站综合自动化系统，适用的范围广。该装置自从在南海电力分公司包括黄歧变电站在内的十几个变电站投

运以来，有效地限制了接地过电压和谐振过电压，提高了小电流选线的准确性，运行可靠，在变电站建设中具有推广的价值。