王永香

（安徽中烟工业有限责任公司蚌埠卷烟厂，安徽蚌埠233010）

经验交流

10 kV变/配电所消弧保护方式的改进

王永香

（安徽中烟工业有限责任公司蚌埠卷烟厂，安徽蚌埠233010）

雷电或弧光接地过电压往往造成高压配电柜内元器件损坏、甚至爆炸，是变/配电所设备损坏的主要原因，一旦故障发生，会造成大面积和长时间停电。通过故障消弧柜的故障原因查找和消弧保护原理分析，对现有消弧保护方式和避雷措施进行改进。在变/配电所进线电缆处安装零序电流互感器，发生单相弧光接地时，根据零序电流方向判断弧光接地发生在所外还是所内，对所内弧光接地过电压采取消弧控制，所外弧光接地过电压时仅报警，从而减少不必要的消弧控制和因消弧控制而导致系统金属性接地的次数。

雷电波；单相弧光接地；弧光过电压；消弧控制；零序电流

0 引言

长期以来，我国6～35 kV电网大多采用中性点不接地运行方式，此类变/配电所常常发生单相弧光接地并因此遭受弧光过电压危害[1]。输电线路也易遭受雷击，雷电波沿线路侵入变/配电所，产生很高的雷电感应过电压，有可能引起避雷器或过电压保护器放电而形成弧光接地，造成线路或变/配电所内设备烧毁及跳闸停电等事故，影响电力系统正常供电[2-3]。目前许多新建变/配电所的高压进线逐步由架空线路改为高压电缆线路，系统电容电流大幅度增加，发生单相弧光接地时，弧光不容易自熄，形成间歇性弧光接地过电压的几率和跳闸次数大大增加[4]。从运行经验来看，中性点经消弧线圈接地方式对以电缆线路为主的供电网络无法起到应有的保护作用，因此越来越多地使用消弧控制器以防止弧光接地过电压，其原理是将监测到的故障相弧光接地快速转化成金属性接地，使接地相电压变为零，从而消除弧光接地过电压[5]。但消弧控制器不加区分地对所有检测到的单相弧光接地过电压都加以控制，常常将对系统影响不大的单相弧光接地转变成金属性接地，使消弧控制动作频繁，造成了不必要的事故隐患，消弧控制得不到合理有效的利用。本文在对10 kV变/配电所内消弧控制柜二次故障原因查找的基础上，分析了雷电和弧光接地过电压对10 kV进线线路及变/配电所内设备的影响，对降低雷电过电压的影响和消弧控制的保护方式进行了改进，优化和完善了消弧控制在用户级的变/配电所消弧保护方面的应用。

1 故障现象

2013年7月3日夜间和2013年9月12日夜间，安徽中烟工业有限责任公司雪茄烟生产厂10 kV变/配电所高压配电室内消弧柜发生2次故障，都造成了上一级变电所跳闸。

第一次故障是消弧柜内三相过电压保护器有1相烧毁，电压互感器的1相保险熔断，保险固定卡套烧毁，电压互感器另外2相保险外观有电弧放电过程中产生的灼伤痕迹。某相高压限流熔断器熔断，另外2相高压限流熔断器外观有电弧灼伤痕迹；消弧控制器有A相弧光接地故障报警、动作以及高压限流熔丝熔断报文。

第二次故障是消弧柜内有2相高压限流熔断器熔断，柜内其它元器件未发现损坏，也没有电弧放电留下的灼伤痕迹，消弧控制器有B相弧光接地故障报警、动作以及熔丝熔断报文。

2 故障原因分析

2.1 10kV变/配电所组成和消弧原理

发生故障的10 kV变/配电所采用双回路进线，主进线引自当地供电部门110 kV变电所，全程采用电缆线路，提供全厂全部负荷用电；备用线路引自当地供电部门另一个110 kV变电所，线路采用架空线与电缆串联方式。10 kV变/配电所有2台计量柜、2台高压进线柜、1台消弧柜、1台所用变柜和4台10 kV出线柜，整个10 kV系统采用消弧柜消除由弧光接地和雷电等原因产生的过电压，对线路和配电柜进行保护。

图1所示为10 kV变/配电所消弧控制柜消弧及过电压保护一次方案，由消弧控制器TXK、高压隔离开关BD、高压限流熔断器FU、电压互感器TV、三相过电压保护器TGB、分相控制的高压真空接触器JZ、高频阻尼器FZ等部分组成，具有消弧和过电压保护功能，消弧控制器通过检测电压互感器的电压信号来判定故障的类型和相别，并根据残压判断是金属性接地还是弧光接地[6]。

图1 消弧控制柜消弧及过电压保护一次方案

2.2 第一次故障原因分析

第一次故障发生时有雷电发生，雷电波通过进线线路引入变/配电所形成雷电感应过电压。整个过程中，计量柜、高压进线柜、高压出线柜中的过电压保护器（型号与消弧柜中的过电压保护器一样，均为TGB-12.7 kV）都未被击穿，消弧柜中的过电压保护器可能由于制造缺陷或受潮等因素的影响，成为高压配电系统中耐受过电压的薄弱点。在雷电感应过电压的作用下，三相过电压保护器的其中1相对地放电形成弧光接地，产生弧光过电压，最终过电压保护器被击穿。由图1分析，在过电压保护器的其中1相对地放电至被击穿的过程中，所形成的弧光过电压和大电流使某1相高压熔断器熔断、电压互感器的熔丝熔断。弧光放电引起相间短路，造成本变/配电所进线断路器和上一级变电所开关跳闸，弧光放电也对柜内其它元器件造成灼伤。

2.3 第二次故障原因分析

2.3.1 所内与所外系统的划分

10 kV变/配电所内高压配电柜、10 kV高压母线、变压器的10 kV进线及变压器高压侧构成了10 kV变/配电所所内高压系统；10 kV变/配电所高压进线、当地供电部门110 kV变电所的变压器、10 kV高压配电柜、高压母线、高压出线柜所有出线及其所连其它用户的10 kV变/配电所构成了本10 kV变/配电所的所外高压系统；所内高压系统和所外高压系统构成了10 kV高压电网系统。图2为10 kV变/配电所所内、所外系统划分示意图，实线框内为所内系统，虚线框内为所外系统。根据上述判别弧光接地的原理，消弧控制器能检测到所内或所外发生单相弧光接地，一旦单相弧光接地发生，就会向故障相高压真空接触器发出指令，使故障相由弧光接地转化为金属性接地。如果消弧控制器在规定的时间内连续检测到单相弧光接地，故障相高压真空接触器将不再断开，由操作人员处理后复位消弧控制器使其断开。真空接触器具备防误合闭锁功能，当故障相合闸未返回时，另外2相无法合闸。

图2 10 kV变/配电所所内、所外系统划分

2.3.2 故障原因判断

第二次故障后，现场用5 kV摇表（兆欧表）对10 kV变/配电所进线电缆、配电柜、配电柜出线电缆及变压器进行绝缘检测，发现绝缘情况良好，不存在电缆短路、某相接地或有绝缘薄弱隐患的情况[7]。因此可以判定，在B相长时间单相金属性接地过程中，所外系统A相由于某种原因引起单相接地（不一定是单相弧光接地），在10 kV高压系统内形成A相和B相的相间短路，因此造成消弧柜内A相和B相高压熔断器熔断，10 kV变/配电所断路器和上一级变电所开关跳闸。由于B相弧光接地故障点发生在所外系统，在变/配电所内没有形成弧光放电和较高的弧光过电压，因此对所内设备没有造成影响。而A相的单相接地可能是瞬时接地，没有形成单相弧光接地过电压，这就是消弧控制器没有A相弧光报警的原因。

3 改进措施

3.1 预防雷电过电压的改进措施

10 kV变/配电所主进线是全程电缆进线且距离较远，进线线路受直击雷冲击的可能性很小，受到雷电感应过电压的影响较大。进线以架空线或短电缆为主的过电压保护中，应尽可能将避雷器或过电压保护器安装在离保护设备最近的地方，而在长电缆的情况下，其长度影响较为复杂，长电缆线路有可能延迟进线电缆处避雷器或过电压保护器的动作，削弱其限压作用，因此避雷器的安装位置和配置数量应从工程实际考虑[8]。

此次发生消弧柜故障的变/配电所仅在所内高压配电柜中安装了过电压保护器，进线电缆没有避雷器保护。采取的改进措施为：在进线线路中间增加1个10 kV室外高压环网柜，环网柜位于厂区内，从厂区室外环网柜到10 kV变/配电所线路长度约700 m，在环网柜断路器上端头的进线电缆上加装避雷器作为二级防护，通过增加线路上避雷器的安装密度，降低雷击引起的线路感应过电压，以便逐级泄放雷电能量，达到逐步降低所钳制的雷电压值[9]。

3.2 消弧保护方式的改进措施

3.2.1 区分所内和所外弧光接地的必要性

所内系统某点发生弧光接地，如果不进行消弧，弧光放电和过电压可能会造成所内设备损坏。所外系统的高压线路多，架空和电缆线路并存，情况较为复杂，单相弧光接地发生的几率高，而且很多所外系统发生的单相接地属于可自行熄灭的轻微弧光接地，对线路和所内设备影响很小。如果对所内、所外系统的弧光接地不加区分，全部进行消弧控制，势必使消弧控制器动作频繁，虽然消弧控制形成单相金属性接地后，系统还可短时运行，但当系统的某1相接地时，另2相对地电压均升高为线电压，对线路设备绝缘构成威胁，而且长时间的单相接地运行，电网系统（包括所内和所外）可能会出现第二点接地，极易引起相间短路[10]。前文已分析9月12日夜晚发生的消弧柜内A相和B相高压限流熔断器熔断就属于这种情况。

3.2.2 TA区分所内和所外弧光接地的原理

在10 kV进线柜进线电缆处安装零序电流互感器，电缆穿过零序电流互感器的铁心为一次绕组，正常运行或三相对称短路时，没有零序电流；系统发生单相弧光接地故障时，有接地电容电流通过铁心，在二次侧感应出零序电流。

当单相弧光接地发生在所外时，流过铁心的零序电流流向接地故障点P，方向是经过零序电流互感器指向所外；当单相弧光接地发生在所内时，流过铁心的零序电流流向接地故障点Q，方向经过零序电流互感器指向所内（如图3所示）。

图3 所内或所外系统单相接地时流过零序电流互感器的电容电流方向

当通过零序电流互感器一次绕组的电流方向发生变化时，零序电流互感器二次侧感应的零序电流方向也发生相应的变化。图4为消弧控制器与零序电流流向接线示意图，假设单相弧光接地发生在所内，P1→P2代表一次电流流向，表示流过零序电流互感器铁心的一次绕组零序电流方向指向所内，零序电流互感器二次电流流向为S1→S2，零序电流互感器二次侧与消弧控制器按图4所示接线。消弧控制器根据检测到的零序电流方向，进一步判断零序功率方向是否满足设定要求，来确定单相弧光接地发生在所内还是所外。

图4 消弧控制器与零序电流流向接线

3.2.3 改进消弧保护方式的意义

若消弧控制器检测到单相弧光接地发生在所内，发出消弧控制指令，将故障相弧光接地转化成金属性接地，进行消弧处理；如果检测到弧光接地发生在所外，则发出报警信号。消弧保护方式由原先检测到电网系统任何地方发生弧光接地都进行消弧控制，改变为所内弧光接地进行消弧控制而所外弧光接地只报警，不进行消弧控制。由于所外系统单弧光接地发生几率较高，对变/配电所内设备影响较小，且多数属于可自行熄灭的轻微弧光接地，因此把所外系统单相弧光接地的消弧保护方式改为报警，大大减少了消弧控制器不必要的消弧动作和所内系统金属性接地的次数，消除了因频繁单相接地对设备绝缘的威胁，降低了形成两相接地短路的可能性。

消弧保护方式改进后，加强了对变/配电所内高压线路和设备的保护，提高了用户级变/配电所供电的可靠性。如果单相弧光接地过电压发生在所外高压进线电缆上，消弧控制器只报警而不进行消弧控制，虽然对变/配电所内设备不会造成影响，但可能引起所外高压进线电缆损坏和停电的事故。通常高压进线电缆埋在地下，发生单相弧光接地的几率很小，通过电缆的常规绝缘检测以及发生报警后的非常规绝缘检测，可提高电缆的绝缘可靠性，减少或杜绝因电缆绝缘发生弧光接地的可能。另外，用户级变/配电所的进线即为上一级变电所的出线，也可通过上一级变电所的消弧控制对线路进行保护。

4 结语

通过对10 kV变/配电所消弧柜的故障分析可以看出，发生在所内的故障是由雷电过电压引起消弧柜内过电压保护器弧光放电，形成单相弧光接地，造成部分元器件的电弧灼伤和损毁；如果不进行消弧处理，过电压保护器弧光放电和单相弧光接地过电压可能会造成更大的损坏、甚至引起配电柜爆炸。另一次是消弧控制器检测到本变/配电所所外系统发生弧光接地，消弧控制使变/配电所内故障相长时间单相金属性接地，最终造成两相接地短路；由于单相弧光接地故障点在所外，距离较远，不会在所内形成弧光放电和很高的单相弧光接地过电压，对所内设备不构成威胁；如果按改进后的消弧保护方式，不进行消弧控制，只进行弧光接地报警，就不会引起两相接地短路以及熔断器熔断和跳闸停电。因此将用户级的变/配电所消弧保护区分为所内和所外系统，改进消弧保护方式是非常必要的，对所内设备和线路加强消弧保护，同时所外属于本变/配电所的进线线路也可通过消弧控制器的报警进行监测保护。

[1]王接旭，侯建军，丁晓峰．弧光接地过电压引起设备烧毁事故原因分析[J]．电气技术，2011（1）∶79-81．

[2]曾海涛，王勇，黄少先．高要10kV高岗线防雷保护的研究[J]．电气应用，2009（21）：50-53．

[3]王希，王顺超，何金良，等．10 kV配电线路的雷电感应过电压特性[J]．高电压技术，2011（3）∶599-605．

[4]王恒山．中性点经消弧线圈接地变为低阻接地故障分析[J]．电气应用，2008（17）∶53-55．

[5]毛卫华．弧光接地过电压的危害及消弧措施[J]．电气应用，2008（10）∶49-51．

[6]邬自健，陈式献，杨华，等．XHG消弧装置机理及保护分析[J]．冶金动力，2011（S1）∶4-6．

[7]周理，沈倪勇．高压电缆绝缘电阻的测试与探讨[J]．铁合金，2006（5）∶27-30．

[8]江日洪，罗晓宇，曹世勋，等．长电缆线路雷电冲击过电压计算及绝缘配合[J]．供用电，2002（2）∶12-16．

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[10]陈辉．采用零序电流互感器检测10 kV线路接地故障的探讨[J]．浙江电力，2001（4）∶52-53．

（本文编辑：徐晗）

日本开发出可在微弱光线下发电的光伏电池

据《日本经济新闻》报道，日本理光开发出了即使在光线不够充足的环境下也能高效发电的光伏电池。这款光伏电池使用了由有机材料制成的半导体以取代现在作为主流材料的硅。理光计划将该电池用于帮助人们监测健康状况的可穿戴型设备的超小传感器等，力争2～3年后推向实用。

理光开发的是被称为“染料敏化型”的光伏电池，采用了像植物的叶子一样吸收光亮释放电力的构造。通过将有机半导体嵌入布满细小空隙的材料中，实现了即使在微弱光线下也能产生电力的性能。

据称在普通办公室环境一半左右的光线（200 lx）下，该光伏电池每平方厘米可产生13.6 μW的电量。据称，这相当于电子计算器等所使用的非晶硅型电池的2倍左右。

此前，染料敏化光伏电池的发电部分使用了液体材料，因此有必要防止液体渗漏和蒸发。由于新技术采用的是固体材料，所以不需要担心上述问题，可以将电池做得更小。

来源：中国青年网

Improvement of Protection Mode of Arc Suppression in 10 kV Substation

WANG Yongxiang
（Bengbu Cigarette Factory of China Tobacco Anhui Industrial Limited Liability Company，Bengbu Anhui 233010，China）

Lightning or arc grounding overvoltage often cause damage on components in high voltage power distribution cabinet or even explosion，which is the main cause of equipment damage in substation.Once the failure occurs，it will result in widespread and long-time blackout.Current protection modes of arc suppression and lightning protection measures are improved by searching for failure reason of arc suppression cabinet and analyzing the principle of arc suppression.After installing zero-sequence current transformer on substation incoming cable，it can be determined whether arc grounding happens inside or outside the substation depending on the direction of zero-sequence current in case of single-phase arc grounding.For arc grounding overvoltage inside the substation，arc suppression controls are adopted；for that outside the substation，alarming measures are employed.Thus，the unnecessary arc suppression control as well as the metal grounding times of system caused by arc suppression control can be reduced.

lightning wave；single-phase arc grounding；arc-overvoltage；arc suppression control；zero-sequence current signal

TM864

：B

：1007-1881（2014）08-0060-05

2014-05-30

作者简历：王永香（1969-），男，安徽凤阳人，工程师，从事工业电气自动化及烟草工艺设备的技术改造工作。