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：
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。
3.3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。
3.4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。
3.5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=√3×UP×ω×C×103（4-1）
式中：UP━电网线电压（kV）
C━单相对地电容（F）
一般电缆单位电容为200-400pF/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）。
Ic=0.1×UP×L（4-2）
式中：UP━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）。
Ic=√3×UP×ω×C×103（4-3）
式中：
UP━电网线电压（kV）
C━单相对地电容（F）
一般架空线单位电容为5-6pF/m。
（2）根据经验公式，计算电容电流（见参考文献3）。
Ic=（2.7～3.3）×UP×L×10-3（4-4）
式中：
UP━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）：Ic2=（1.3~1.6）Ic（1.3-对应10KV线路，1.6-对应35KV线路，Ic-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）
| 额定电压（KV） | 6 | 10 | 35 |
| 增大率（%） | 18 | 16 | 13 |
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=（IL-IC）/IC·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：
5.1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。
5.2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。
5.3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。
5.4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。
5.5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。
5.6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。
5.7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。
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IL小于系统电容电流IC的运行方式。当0＜IC-IL≤Id，（Id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IC小于电感电流IL的运行方式。当IC-IL＜0，且│IC-IL│≤Id，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│IC-IL│≤1/2Id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
7.1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。
7.2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。
7.3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）。
7.4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。
7.5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。
7.6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
8.1根据架空线或电缆参数计算公式计算电容电流Ic
8.2消弧线圈容量的确定（见参考文献3）
Q=K×Ic×UP/√3（8-1）
式中：K—系数，过补偿取1.35
Q—消弧线圈容量，kVA
8.3消弧线圈容量及额定电流的选择
根据最大电容电流Ic，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。
8.4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，°
SJ—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：
Ic=0.1×UP×L
=0.1×10.5×2×12=25.2（A）
变电所增加电容电流为16%故Ic=25.2×1.16=29.23（A）
根据式（8-1）：
Q=K×Ic×UP/√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Ic，确定相应的Q=300KVA，补偿电流调节范围为25—50A
根据式（8-2）：
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。