中性點經消弧線圈接地方式

1、適用范圍：

適用于單相接地故障電容電流IC>10A、瞬時性單相接地故障多的以架空線路為主的電網。

2、中性點經消弧線圈接地方式的特點；

利用消弧線圈的感性電流對電網的對地電容電流進行補償，使單相接地故障電流<10A，從而使故障點電弧可以自熄；

故障點絕緣可以自行恢；

可以減少間隙性弧光接地過電壓的概率；

單相接地時不破壞系統對稱性，可以帶故障運行一段時間，以便查找故障線路；

3、對以電纜線路為主的城市配網，消弧線圈接地方式存在的一些問題：

單相接地故障時，非故障相對地電壓升高到3 相電壓以上，持續時間長、波及全系統設備，可能引起第二點絕緣擊穿，引起事故擴大。

消弧線圈不能補償諧波電流，有些城市電網諧波電流占的比例達5%-15%，僅諧  波電流就可能遠大于10A，此時無法避免發生弧光接地過電壓。

對于電容電流很大的配電網，如果通過補償要使單相接地故障電流Ijd<10a，就必須使系統保持較小的脫諧度，系統的脫諧度過小，對由于三相電容不對稱引起的中性點位移電壓會產生較強的放大作用，使中性點電壓偏移超過規程允許值(<15%un)，保護將發出接地故障信號。另外脫諧度太小，系統運行在接近諧振補償狀態，將給系統運行帶來極大的潛在危險（諧振過電壓）；要保證中性點位移電壓不超過規程允許值，就要增大脫諧度，然而，脫諧度過大，將導致殘余接地電流太大(ijd>10A)，又可能引起間歇性弧光接地過電壓。很難保證既使殘余接地電流Ijd<10a，又保證中性點位移電壓不超過規程允許值這兩個相互制約的條件。< p="">

消弧線圈的調節范圍受到調節容量限制，其調節容量與額定容量之比一般為1/2，如按終期要求選擇，工程初期系統電容電流小，消弧線圈的最小補償電流偏大，可能投不上；如按工程初期的要求選擇，工程終期時系統電容電流大，消弧線圈的最大補償電流又偏小，也不能滿足合理補償的要求。

在運行中，消弧線圈各分接頭的標稱電流和實際電流會出現較大誤差，運行中就發生過由于實際電流與名牌電流誤差較大而導致諧振的現象。
由于系統的運行方式及系統電壓經常變化，系統的電容電流經常變化，跟蹤補償困難。目前的自動跟蹤補償裝置呈百花齊放的景象，實際運行考驗時間較短，運行情況還不理想。而且價格高、結構復雜、維護量大，不適應無人值班變電站的要求。

由于上述原因，中性點經消弧線圈接地僅能降低弧光接地過電壓的概率，不能消除弧光接地過電壓，也不能降低弧光接地過電壓的幅值，弧光過電壓倍數也很高，對設備絕緣威脅很大。特別是對緊湊型

配電裝置及電纜線路，更易造成絕緣擊穿或相間短路，造成設備燒毀的大事故。根據近年統計記錄分析，隨著城市電網電容電流的迅速增大，發生高倍數弧光過電壓的概率增加，深圳市中性點電網在

1995年前采用中性點不接地及經消弧線圈接地方式，據統計，1992—1995四年時間發生24次因過電壓造成變電站出口短路，燒壞主變5臺，10KV開關柜燒壞事故婁有發生。
尋找單相接地故障線路困難，目前許多針對消弧線圈接地系統的小電流接地選線裝置的選線正確率還不理想，往往還要采用試拉法。
采用試拉法時，既造成非故障線路短時停電，又會引起操作過電壓。湖南省電力試驗研究所試驗：對35KV系統，在一相接地情況下，在非電阻接地系統中共進行了551相0—0.5—C操作循環，實測最大過電壓倍數超過4.9PU。 超過4.1 PU的概率達到16.5%，1984—1985年上海供電局和華東電力試驗所在江寧變電站進行了切合35KV 空載電纜試驗，也測得4.5PU 的過電壓值。

系統諧振過電壓高，諧振過電壓持續時間長并波及全系統設備，常造成PT燒壞、或PT熔斷器熔斷。武高所和廣州供電局在區莊變電站試驗中測得1/2分頻諧振過電壓達2PU ，測得由合閘操作激發的3次高頻諧振過電壓達4PU，測得A相導線斷線并接地于負荷側時，諧振過電壓值為3.8PU。

電纜排管或電纜隧道內的電纜發生單相接地時，不能及時斷開故障線路，可能引起火災，上海某35KV系統電纜就發生過單相接地一小時后引起火災，燒毀電纜隧道中40多條電纜的重大事故。

尋找故障線路時間較長，在帶接地故障運行期間，容易引起人身觸電事故。
單相接地時，非故障相電壓升高至線電壓或更高，在不能及時檢出故障點的情況下，無間隙金屬氧化物（MOA）避雷器長時間在線電壓下運行，容易損壞甚至爆炸?；」饨拥剡^電壓、諧振過電壓幅值高、持續時間長，MOA由于動作負載問題，一般不要求WGMOA保護系統內過電壓，不能有效利用MOA的優良特性，不利于MOA在配電網的推廣使用。