消弧线圈“消除弧光接地过电压”的异议

消弧线圈“消除弧光接地过电压”的异议

有一些杂志多年多次报道：消弧线圈自动跟踪补偿或自动调谐能消除弧光接地过电压等等，实属误导。

首先应肯定的是，发明和制造出消弧线圈自动跟踪补偿或叫自动调谐，使消弧线圈功能和应用上了一个新台阶。 电网中性点经消弧线圈接地方式的优点是：

(1)降低了电网绝缘闪络(如雷击闪络)接地故障电流的建弧率，减少了线路跳闸率;

(2)金属性接地故障时，可带单相接地运行，改善了电网不间断供电，提高了供电可靠性;

(3)接地工频电流(即常称的残流)小，降低了地电位升高，减小了跨步电位差和接地电位差，减小了对低压设备的反击以及对信息系统的干扰等。这些优点是众所周知的，本文就不再赘述。

1 现行消弧线圈自动跟踪补偿或自动调谐是在工频下完成的

现行所有消弧线圈设计的自动跟踪或自动调谐都是在电网工频(50Hz )下完成的。而在高频振荡过渡过程中，由于消弧线圈和电网电容这两者频率特性相差悬殊，两者是不可能互相补偿或调谐的。

2 单相间歇性电弧接地时刻通过接地故障点的总电流是高频振荡电流 运行中单相接地情况，一般是：间歇性电弧接地稳定电弧接地金属性接地。根据实测，间歇性电弧接地，持续时间可达0.2～2s，频率可达300～3000Hz ;然后呈稳定电弧接地，持续时间可达2～10s;最后，故障点导线被烧熔成为金属性接地，即所谓永久性故障接地。

最危险的情况是，发生在单相间歇性电弧接地时刻，在健康相(非故障相)上发生的弧光接地过电压最高(可达3～4倍相电压)，通过电弧接地故障点

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的高频振荡电流最大(可达数百安培)，时间虽短，电弧危害很大[1，2]。从电工原理可知，在电路内从一种稳定状态过渡到另一种稳定状态，必须经高频振荡过渡过程，时间虽短，振荡电流可达到高出稳态下的很多倍，其结果可能损坏或破坏元件。

在稳定电弧接地和金属性接地阶段，健康相(非故障相)上发生的过电压较低，最大才达2.3倍相电压，通过故障点电流才是常说的工频电网电容电流或经消弧线圈自动跟踪补偿(或自动调谐)后的残流

3 消弧线圈自动跟踪补偿或自动调谐是不可能消除弧光接地过电压 如前所述，在单相间歇性电弧接地时刻，过渡过程通过接地故障点的电网电容电流分量和(有消弧线圈时)电感电流分量均是高频的。这两者的频率特性完全不同;电网电容电流分量达到最大值(数百安培)，消弧线圈电感电流分量还未起来;待电网电容电流衰减到稳态后，消弧线圈产生很大饱和高频电流(数百安)。所以在单相间歇性电弧接地时刻，消弧线圈电感电流分量和电网电容电流分量是不可能补偿或调谐的。

实测中性点不接地(绝缘)和消弧线圈接地系统中的单相间歇性电弧接地时刻产生的过电压，一般达3～4倍相电压。这对正常(标准)绝缘(非弱绝缘)的设备是无危险的[2，3，4]。

为了从物理概念上定性地说明弧光过电压，先后有4种假设，每种假设均是在前人基础上，根据新的科学试验成果建立的[3]。

第1种假设是德国的彼德逊(W.Petersen)于1917年提出的，是按通过接地故障点的高频电流分量过零熄弧建立的。

第2种假设是美国的彼根斯(J.F.Peters)和斯列宾(J.Slepian)1923年提出的，是按通过接地故障点的工频电流过零熄弧建立的。 第3种假设是前苏联全苏电力科学研究院(BHИИЗ)别列柯夫

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(H.H.БЕЛЯКОВ)1954年提出的，常叫做原故障相恢复电压为有限值建立的。

第4种假设是中国西安交通大学王秉钧教授1997年提出的[2]，是按通过接地故障点的总电流(不是高频或工频)过零熄弧和故障点恢复电压达到极大值时重燃而建立的。

这些假设中，在电弧重燃、熄灭时刻的选择，中性点位移与恢复电压的关系诸方面，均有一些牵强。过电压数值最终以实测为准。

运行经验和试验证明，消弧线圈功能是降低单相接地的建弧率。前苏联多尔根诺夫(A.И.Додгинов)教授1958～1959年在西安交通大学讲学中(见西安交通大学1961年11月出版的高电压技术教研组编《过电压及其保护》下册8-1-2，P461)指出：试验证明，中性点消弧线圈接地系统中，发生的健康相上的过电压倍数的最大值仍与中性点不接地系统时的一样，不过其出现的概率更小而已。在同一页又指出：从一方面讲，消弧线圈减少了重燃次数可能降低过电压，另一方面讲，消弧线圈减少了故障点流过的电流可能使电弧不稳定燃烧(间歇性电弧)，消弧线圈降低了故障相恢复电压的速度易于使故障相的重燃适在对地电压最大时发生，这又使过电压的数值增加。

总之，消弧线圈自动跟踪补偿或自动调谐是不能消除弧光接地过电压的。因此，电力行业标准DL/T620-19974.2.8节规定;66kV及以下系统发生单相间歇性电弧接地故障时，可产生过电压，过电压的高低随接地方式不同而异。一般情况下最大过电压不超过下列数值：不接地3.5倍相电压 消弧线圈接地3.2倍相电压 电阻接地2.5倍相电压

这对正常(标准)绝缘(非弱绝缘)是无危险的[2，3，4]。但对弱绝缘是有危

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险的，由于种种原因会使绝缘老化，变为弱绝缘[4]。 4 应因地制宜地选择电网中性点接地方式

世界各国电力系统中性点接地方式，各个国家甚至同一个国家的不同城市都不尽相同。一个城市同级电压多种中性点接地方式并存。例如，上海35kV和10kV电网中性点消弧线圈接地和电阻器接地并存，北京10kV电网中性点消弧线圈接地和电阻器接地并存等，这主要是根据他们自己的运行经验和传统，权衡利弊，因地制宜选用的。

在电网发展的不同阶段，不同中性点接地方式的利弊是不同的。例如： (1)在电网发展初期，电容电流较小，电网结构薄弱，一般采用中性点不接地运行。这时利大于弊。

(2)中性点不接地电力系统的缺点(弊病)是，单相接地时的故障电流随着线路长度增加和电力系统标称电压提高而增大，使电弧接地故障难以自动消除，有时继而发展为二相短路故障，弊大于利。为了解决这个问题，在1910～1920年间，选择了2条不同的途径：

一是中性点经消弧线圈接地，降低建弧率，减少跳闸。

二是中性点直接接地或经电阻器接地，快速将故障切除。这2种接地方式各具优缺点[1，2]，对各国电力系统中性点接地方式选择有深远影响。 (3)在二战后，电力工业发展很快，20世纪60年代，一些原有配电电压等级不经济和走廊困难等原因，采用原有配电电压升压改造，由于绝缘水平的关系，降低过电压的需要，将中性点由不接地和消弧线圈接地方式改经电阻器接地或直接接地方式。

(4)在20世纪80年代之后，配电网结构发展和运行环境与初始发生了两大变化：

a.配电网多条电缆同沟并行形成环形或网格馈电，对用户供电可靠性不再

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是要求带单相接地故障运行几小时来保障，而是靠电网结构和自动控制来保障。电网中性点不接地(绝缘)和消弧线圈接地方式能带单相接地故障运行几小时的作用愈来愈小，而要求快速准确选线断开单相接地故障线路，避免单相接地电弧引发多相短路。

b.各种型式的电子系统的应用不断增加。这些系统包括计算机、通信设备、电子商务、控制系统、信息系统等，IEC标准中统称为信息系统。信息系统增加了对供电质量和可靠性的要求。同时要求降低接地故障入地电流造成的地电位升高。

为了适应这两大变化，法国从20世纪80年代开始，对20kV电网，对地电容电流小于50A时，采用中性点经120Ω电阻器接地方式，对地电容电流在50～200A之间时，则在电阻器旁并联补偿电抗器(消弧线圈)[5]。 日本20kV电缆和架空线路混合电网，直至1950年采用中性点不接地方式，随着电缆的增加，为防止接地继电器的误动、拒动和中性点位移，改用经40～90Ω低值电阻器接地方式。1969年改用经40Ω+460Ω电阻器接地方式，0.7s短接460Ω电阻器确保迅速准确选线断开单相接地故障线路[6]。

中国从1949年之后，一刀切地规定66kV及以下电网中性点不接地(绝缘)和经消弧线圈接地方式，实际是从前苏联过电压保护导则转过来的。 前苏联电站部1954年制订《导则》之后，中间公布过几个草案，直到1999年由俄罗斯才公布正式新导则[4]。新导则第五章6～35kV电网内过电压防护中，对6～35kV电网中性点接地方式有很大改动，列入了电网中性点不接地(绝缘)、谐振(消弧线圈)接地、电阻器接地3种方式，建议分别情况因地制宜选用。

在新导则[4]5.36～35kV电网电弧过电压防护中指出：电弧过电压对正常

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(标准)绝缘是无危险的，但由于种种原因会使绝缘老化，变为弱绝缘(笔者注：导则中多次强调，运行10年以上的云母绝缘电动机，要特别注意这点)，过电压限制器OПН(中国简称WGMOA)与电网中性点电阻器联合使用更有效。还指出：一些配电网、工企内部电网，以及发电厂厂用电系统，观察到这些地方常有由单相接地转发成相间或二相故障。因高次谐波残流大，补偿电容电流困难。这些电网中性点宜用电阻器接地方式，其电阻大约为全网对地容抗。这样可降低电弧过电压和铁磁谐振过电压。 5 结束语

综上所述，消弧线圈自动跟踪补偿或自动调谐使消弧线圈功能和应用上了一个新台阶，而消除弧光接地过电压却是误导。弧光接地过电压对正常(标准)绝缘(非弱绝缘)是没有危险的。以往的研究工作对接地电流的危害重视不够需加强。

每种中性点接地方式的系统，都具各自的优点和缺点。所以选用必须从实际出发，权衡利弊，择利大于弊，不应按电压等级一刀切。