1》消弧线圈存在的理由一个电网的存在必然存在着漏电.在50HZ的工频电中由于在电力的输送过程中没有零线，因此导线和大地构成一个对地电容，这要取决于那条线路距离大地最近.因为漏掉的电流要跑到另外的线路中!假如A失去电流,那么B或者C就得到电流!容性电流=A-B|A-C 线路越长容性电流就越大烟气脱硝催化剂
!容性电流越大,当发生接地的时候弧光就不容易熄灭!通过引入消弧线圈来保证整个变电站的接地时候的电流<5A就可以消灭接地弧光!当然:引入消弧线圈后,变电站的系统有可能是过补(电感电流大于电容电流)或者是欠补(电感电流小于电容电流)但绝对不能相同(电感电流等于电容电流)!
中性点装设消弧线圈的目的是利用消弧线圈的感性电流补偿接地故障时的容性电流，使接地故障电流减少。通常这种补偿有三种不同的运行方式，即欠补偿、全补偿和过补偿。 太阳能风扇帽
⑴欠补偿。补偿后电感电流小于电容电流，或者说补偿的感抗ωL小于线路容抗1/3ωCo，电网以欠补偿的方式运行。 向心关节轴承散件加工
⑵过补偿。补偿后电感电流大于电容电流，或者说补偿的感抗ωL小于线路容抗1/3ωCo，电网以过补偿的方式运行。应急灯电路 ⑶全补偿。补偿后电感电流等于电容电流，或者说补偿的感性ωL等于线路容抗1/3ωCo，电网以全补偿的方式运行。 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。
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》消弧消谐过电压保护装置（消弧消谐柜）的缺陷
1、只能用于线路消弧。
只能用于电容电流＜30A的系统线路消弧，工频过电压小于线电压的1.1倍；暂态过电压是相电压的3.5倍。 电容电流＞30A不能使用故障相接地消弧方法。
2、不能用于电容电流＞30A的系统。
电容电流＞30A的系统X0/X1会落在（-20，-1）之间，单相金属性接地，健全相工频电压也会很高，系统无法承受。
3、直配高压电机的变电所不能使用
一旦电机绕组发生单相接地，消弧装置动作短接一部分电源，短路电流可达几千安乃至几十千安，烧坏电机定子槽烧坏电机。
4、小容量变压器的变电所不能使用
如果变压器绕组发生单相接地，故障相接地消弧方法动作后等于短接一部分电源，短路电流可达几千安乃至几十千安，烧坏变压器绝缘造成事故，本来油变压器拉弧可自愈不会造成事故，烧坏电机绝缘和定子槽造成电机报废。特别是小容量的10KV/0.38的变压器，只有后备瓦斯保护，一旦绕组发生单相接地，消弧动作短接一部分电源，微机保护又不会动作，只有瓦斯保护动作时间很长会造成很大的事故。因此故障相接地消弧方法只能用于线路消弧，但是线路总是与变压器或电机相连接。
5、退出消弧时可能引发PT铁磁谐振。退出消弧时刻系统对地电容储存的电荷只能通过PT泄放，可能引发PT谐振。
6、100ms以上时间才能实现消弧，数据采集要10ms以上，判断运算及中间继电器响应时间20ms以上，接触器动作合闸时间80ms以上，因此100ms以上时间才能实施消弧，而不是其说明书上的30ms预绞丝，磁力头30ms是给接触器合闸信号的时间。
7、影响系统运行方式，故障相接地消弧方法消弧时是一种病态运行状态。
8、主要是消弧功能，其过电压保护是避雷器，消谐是在PT开口加装小电阻。
4》为什么消弧柜无法准确判断故障相的原因分析
1、没有100%的判相理论。
2、单相弧光接地时，暂态过程的影响。
3、微机采样时间必须大于交流信号的半个周波，才能实施数字滤波，才能进行幅值、相位计算。对于50Hz交流，采样时间必须大于等于10ms。
对于单相弧光接地，电容电流过0弧光熄灭，当接地发生在峰值之后，弧光燃烧时间<10ms，也就意味着微机在10ms时间段内采样的交流信号是幅值、相位不同的两个交流信号，而微机计算按照是一个交流信号处理运算，得出的结果肯定错误。 因此，消弧控制器根本无法准确判断故障相。
