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摘要：众所周知，消弧线圈是提高35kV变电站运行可靠性的重要设备之一，但在实际检修维护过程中，应根据工程实际情况，必须全方位考虑各种因素的影响，从而制定一个完善的消弧线圈检修维护方案措施，本文就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、维护等过程中消弧线圈出现自身故障的技术处理措施，进行了详细阐述与研究，仅供同行参考借鉴。
关键词：35kV变电站；消弧线圈；检修
前言
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。同时派相关值班人员巡视变电站母线、变配电设备、以及消弧线圈所连接变压器现地运行情况，查看是否有明显的异常现象。当变电站接地故障持续存在15min，依然没有得到有效消除时，应立即派人检查消弧线圈自身运行状态，观察消弧线圈上层油温是否正常，是否有冒烟喷油等现象，查看消弧线圈套管是否有放电痕迹，接头是否有发热等，并按照规定每隔20min进行现地检查一次。在进行现地查看时，如果发现消弧线圈上层油温超过95℃，且在这种环境条件下消弧线圈持续运行时间超过允许规定值时，应在将故障信息上报时，通知变电站运行调度人员及时停用消弧线圈。为了提高变电站系统运行可靠性，在消弧线圈动作时间范围内，不允许运行人员对隔离开关进行任何操作，以防止消弧线圈运行工况的改变，引起更为严重的故障。如果35kV变电站系统发生单相接地故障，按照规定要求如果不是消弧线圈自身故障引起，可以继续运行2h，在此时间范围内变电站运行管理人员采取相应及时措施，查出系统产生的故障点并按照相关技术规范和运行维护方案采取相应技术措施及时解决问题；如果是消弧线圈自身发生故障，则此时应先断开与消弧线圈连接的35kV主变压器，在确认变压器处于“分闸”状态后，方能拉开消弧线圈的隔离开关。在变电站系统消弧线圈发生动作故障时，无论是系统发生故障还是消弧线圈自身发生故障，变电站运行管理值班人员均应监视各种保护控制装置仪器仪表的变动情况，做好各类数据信息记录并上传到变电站调度运行中心[2]。
2消弧线圈自身故障处理
2.1铁心故障处理
消弧线圈是一个具有铁心的电感线圈，其考自身电感电流与系统故障电容电流间进行补偿，从而降低变电站系统发生单相接地故障电流值。虽然消弧线圈自身电阻很小，但其电抗值却相当大。消耗线圈的铁心与线圈等均浸在变压器油中。从外观看，消弧线圈的外部结构与单相变压器极为相似，但消弧线圈内部结构却不是简单的单相变压器。在设计制造过程中，为了避免消弧线圈内部铁心快速饱和，通常在消弧线圈内部铁心柱上留很多间歇，并在间隙中用绝缘纸板进行完善填充，这样可以让消耗线圈拥有一个较为稳定的电抗值，使消弧线圈所产生的补偿电流能够与系统电压间存在稳定的比例特性，进而使消弧线圈能够根据变电站故障实际情况需求，合理选择调解线圈以期获得一个较为理想的感性电流值，从而与变电站系统故障时的电容电流值进行抵消，达到明显的消弧作用。但是在日常运行过程中，也会发现有消弧线圈烧损事故发生，大多数是由产品制造、运输不当、以及调试合理等引起。因此，为了提高35kV变电站运行可靠性，对消弧线圈的运行维护和预防性试验工作就显得十分重要了。笔者于此结合大量文献资料和实际工作经验，对提高消弧线圈运行可靠性常见检修维护措施归纳总结如下建议。
（1）首先应根据工程实际情况，合理选择消弧线圈型号和控制保护方案。在消弧线圈每3年内，应至少对其分接档位上的线圈的直流电阻值进行一次测试，同时还要做一次油质理化试验和色谱动态分析，以保证消弧线圈具有良好运行性能水平。
（2）对于新投运试运行或大修后重新投入运行的消弧线圈而言，应该在投运前、投运后1个月、半年、以及1年均需要做一次色谱动态跟踪分析，即在1年动态预防性试验测定值稳定后再转入定检试验阶段。
（3）当消弧线圈在新投运前和大修整改后，均需在工频电源条件下测量其综合伏安特性U=F（I）和有功损耗。并按照规范要求，在其接入系统后，要进行变电站补偿系统的调谐试验分析，并做出相关调谐曲线，以便制定完善的消弧线圈调节方案。并加强消弧线圈日常巡视力度，一旦发现异常，及时汇报并采取相应技术措施进行动态处理。
2.2消弧线圈其它自身故障处理
当消弧线圈出现温度和温升超过运行规定极限值时，变压器油从油枕喷出；由于其它原因造成内部油面骤然降低，致使油位低于系统允许值；消弧线圈自身出现强烈而不均匀的噪声、振动、内部有火花放电声，外部绝缘套管发生破裂、放电、以及闪络等现象；消弧线圈各分接头开关出现接触不良等其它自身故障时，应该立即采取停用措施，防止消弧线圈继续带电运行引发事故的进一步扩大。当35kV变电站系统在单相接地故障发生时间以内时，不得操作消弧线圈外部隔离开关，而应根据相关操作规范要求查找系统接地故障点，处理各类故障信息。若故障时间持续15min，应对消弧线圈外部进行全面安全检查，并动态观察消弧线圈上层油温、油位等数据的波动情况，详细记录并实时返回变电站调度运行中心。
3结语
对发现的异常情况，应根据相关规范要求及时采取相关技术措施进行解决，保证消弧线圈能够安全稳定、高效经济的运行，从而减少变电站电力事故的发生。
参考文献：
[1]陈化钢.电力设备异常运行及事故处理[M】.北京：中国水利水电出版社，2003.
[2]雷玉贵.变电检修[M】.北京：中国水利水电出版，2006.
关键词：35kV变电站；消弧线圈；检修
前言
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。同时派相关值班人员巡视变电站母线、变配电设备、以及消弧线圈所连接变压器现地运行情况，查看是否有明显的异常现象。当变电站接地故障持续存在15min，依然没有得到有效消除时，应立即派人检查消弧线圈自身运行状态，观察消弧线圈上层油温是否正常，是否有冒烟喷油等现象，查看消弧线圈套管是否有放电痕迹，接头是否有发热等，并按照规定每隔20min进行现地检查一次。在进行现地查看时，如果发现消弧线圈上层油温超过95℃，且在这种环境条件下消弧线圈持续运行时间超过允许规定值时，应在将故障信息上报时，通知变电站运行调度人员及时停用消弧线圈。为了提高变电站系统运行可靠性，在消弧线圈动作时间范围内，不允许运行人员对隔离开关进行任何操作，以防止消弧线圈运行工况的改变，引起更为严重的故障。如果35kV变电站系统发生单相接地故障，按照规定要求如果不是消弧线圈自身故障引起，可以继续运行2h，在此时间范围内变电站运行管理人员采取相应及时措施，查出系统产生的故障点并按照相关技术规范和运行维护方案采取相应技术措施及时解决问题；如果是消弧线圈自身发生故障，则此时应先断开与消弧线圈连接的35kV主变压器，在确认变压器处于“分闸”状态后，方能拉开消弧线圈的隔离开关。在变电站系统消弧线圈发生动作故障时，无论是系统发生故障还是消弧线圈自身发生故障，变电站运行管理值班人员均应监视各种保护控制装置仪器仪表的变动情况，做好各类数据信息记录并上传到变电站调度运行中心[2]。
2消弧线圈自身故障处理
2.1铁心故障处理
消弧线圈是一个具有铁心的电感线圈，其考自身电感电流与系统故障电容电流间进行补偿，从而降低变电站系统发生单相接地故障电流值。虽然消弧线圈自身电阻很小，但其电抗值却相当大。消耗线圈的铁心与线圈等均浸在变压器油中。从外观看，消弧线圈的外部结构与单相变压器极为相似，但消弧线圈内部结构却不是简单的单相变压器。在设计制造过程中，为了避免消弧线圈内部铁心快速饱和，通常在消弧线圈内部铁心柱上留很多间歇，并在间隙中用绝缘纸板进行完善填充，这样可以让消耗线圈拥有一个较为稳定的电抗值，使消弧线圈所产生的补偿电流能够与系统电压间存在稳定的比例特性，进而使消弧线圈能够根据变电站故障实际情况需求，合理选择调解线圈以期获得一个较为理想的感性电流值，从而与变电站系统故障时的电容电流值进行抵消，达到明显的消弧作用。但是在日常运行过程中，也会发现有消弧线圈烧损事故发生，大多数是由产品制造、运输不当、以及调试合理等引起。因此，为了提高35kV变电站运行可靠性，对消弧线圈的运行维护和预防性试验工作就显得十分重要了。笔者于此结合大量文献资料和实际工作经验，对提高消弧线圈运行可靠性常见检修维护措施归纳总结如下建议。
（1）首先应根据工程实际情况，合理选择消弧线圈型号和控制保护方案。在消弧线圈每3年内，应至少对其分接档位上的线圈的直流电阻值进行一次测试，同时还要做一次油质理化试验和色谱动态分析，以保证消弧线圈具有良好运行性能水平。
（2）对于新投运试运行或大修后重新投入运行的消弧线圈而言，应该在投运前、投运后1个月、半年、以及1年均需要做一次色谱动态跟踪分析，即在1年动态预防性试验测定值稳定后再转入定检试验阶段。
（3）当消弧线圈在新投运前和大修整改后，均需在工频电源条件下测量其综合伏安特性U=F（I）和有功损耗。并按照规范要求，在其接入系统后，要进行变电站补偿系统的调谐试验分析，并做出相关调谐曲线，以便制定完善的消弧线圈调节方案。并加强消弧线圈日常巡视力度，一旦发现异常，及时汇报并采取相应技术措施进行动态处理。
2.2消弧线圈其它自身故障处理
当消弧线圈出现温度和温升超过运行规定极限值时，变压器油从油枕喷出；由于其它原因造成内部油面骤然降低，致使油位低于系统允许值；消弧线圈自身出现强烈而不均匀的噪声、振动、内部有火花放电声，外部绝缘套管发生破裂、放电、以及闪络等现象；消弧线圈各分接头开关出现接触不良等其它自身故障时，应该立即采取停用措施，防止消弧线圈继续带电运行引发事故的进一步扩大。当35kV变电站系统在单相接地故障发生时间以内时，不得操作消弧线圈外部隔离开关，而应根据相关操作规范要求查找系统接地故障点，处理各类故障信息。若故障时间持续15min，应对消弧线圈外部进行全面安全检查，并动态观察消弧线圈上层油温、油位等数据的波动情况，详细记录并实时返回变电站调度运行中心。
3结语
对发现的异常情况，应根据相关规范要求及时采取相关技术措施进行解决，保证消弧线圈能够安全稳定、高效经济的运行，从而减少变电站电力事故的发生。
参考文献：
[1]陈化钢.电力设备异常运行及事故处理[M】.北京：中国水利水电出版社，2003.
[2]雷玉贵.变电检修[M】.北京：中国水利水电出版，2006.