为什么消弧消谐装置不能用于电容电流大于30A的系统

为什么消弧消谐装置不能用于电容电流大于30A的系统

如图1，k =Xo/X1（零序阻抗/正序阻抗）如落在（-20，-1）之间，单相接地故障会产生很高的工频过电压，k值越靠近-2工频过电压值就越高，k=-2时出现工频谐振，线路上各点电压趋于无穷大。

图1Xo实际中不能精确计算，无法验算k∈（-20，-1）。在供电系统设计时，系统中感性元件的阻抗容易计算，但系统对地容抗很难计算，这主要是设备安装的位置、线路敷设的路径及高度、海拔高度、气候环境、空气的湿度、环境污染程度等都影响着系统对地的电容值。一方面不能精确计算k值，另一方面即使设计时计算参数匹配合理，而现场实际参数匹配也不能保证合理。

资料1的P302：“当线路长度在250km以内，相应的k﹤-20，即非故障相对地电压会升高接近运行线电压Ue的1.1倍”，10kV系统250km以内架空线路对应的电容电流为8.14A，10kV电缆线路8km以内的系统，天然满足k﹤-20，系统发生单相接地工频电压的升高是1.1倍，系统是安全的。k=-3，-4，-5，-6对应的工频电压升高值是4.58，3.12，2.，2.41。

而为什么规程规定6～10kV系统（针对架空线路）电容电流﹥30A采取消弧措施？30A以下电容电流时，单相接地工频电压的升高还在系统可承受的范围内，架空线路绝缘子高250mm且具有自熄弧能力。但当电容电流大于30A时，k值很靠近-2，单相接地即使金属性接地工频电压的升高值很高，系统无法承受，必须采取措施，消弧线圈可以使Xo/X1要么过补等于+∞，要么欠补等于-∞，使单相接地工频电压的升高值在安全范围内，这才是消弧线圈在系统中广泛使用的原因。只谈消弧线圈的消弧过程是个误区，消弧线圈不能在电缆中消弧，但会使单相接地工频过电压小于1.1倍线电压。

消弧线圈接地系统小电流接地选线

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摘要：该文在消弧线圈接地系统特点进行分析的基础上，指出了不能用传统的零序电流、零序功率方向选线原理来判别故障线路，同时介绍了消弧线圈接地系统单相接地的几种选线方法，并从运行维护的角度提出了需注意的问题。 关键词：消弧线圈 接地选线 1 选线原理

⑴ 绝缘监察装置。绝缘监察装置利用接于公用母线的三相五柱式电压互感器，其一次线圈均接成星形，附加二次线圈接成开口三角形。接成星形的二次线圈供给绝缘监察用的电压表、保护及测量仪表。接成开口三角形的二次线圈供给绝缘监察继电器。系统正常时，三相电压正常，三相电压之和为零，开口三角形的二次线圈电压为零，绝缘监察继电器不动作。当发生单相接地故障时，开口三角形的二次端出现零序电压，电压继电器动作，发出系统接地故障的预告信号。其优点是投资小，接线简单、操作及维护方便。其缺点是只发出系统接地的无选择预告信号，不能准确判断发生接地的故障线路，运行人员需要通过推拉分割电网的试验方法才能进一步判定故障线路，影响了非故障线路的连续供电。

⑵ 零序电流原理。在中性点不接地的电网中发生单相接地故障时，非故障线路零序电流的大小等于本线路的接地电容电流。故障线路零序电流的大小等于所有非故障线路的零序电流之和，也就是所有非故障线路的接地电容电流之和。通常故障线路的零序电流比非故障线路零序电流大得多，利用这一原则，可以采用电流元件区分出接地故障线路。

⑶ 零序功率原理。在中性点不接地的电网中发生单相接地故障时，非故障线路的零序电流超前零序电压90°，故障线路的零序电流滞后零序电压90°，故障线路的零序电流与非故障线路的零序电流相位相差180°。根据这一原则，可以利用零序方向元件区分出接地故障线路。 2 消弧线圈接地系统的特点

随着国民经济的不断发展，配网规模日渐扩大，电缆出线日渐增多，系统对地电容电流急剧增加，接地弧光不易自动熄灭，容易产生间隙弧光过电压，进而造成相间短路，使事故扩大。为了防止这种事故，电力行业标准DL/T 620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定;3~10 kV架空线路构成的系统和所有35 kV、66 kV电网，当单相接地故障电流大于10 A时，中性点应装设消弧线圈，3~10 kV电缆线路构成的系统，当单相接地故障电流大于30 A时，中性点应装设消弧线圈。根据这一规定，潮州供电分公司对系统进行改造，采取中性点经消弧线圈接地的运行方式，但是造成了采用零序电流原理、零序功率方向原理的接地选线装置的选线正确率急剧下降。其原因是中性点经消弧线圈接地系统单相接地时，电容电流分布的情况与中性点不接地系统不一样了，如图1所示。

由图1可知，中性点接入消弧线圈后，发生单相接地时，非故障线路电容电流的大小和方向与中性点不接地系统是一样的;但对故障线路而言，接地点增加了一个电感分量的电流ILo从接地点流回的总电流为： 信息来自:输配电设备网

与

的相位相差180

将随消弧圈的补偿程度而变，因此，故障线路零序电流的大小及方向也

随之改变。

当全补偿时，即 ，接地电流接近于零，故障线路零序电流等于线路本身的电容电流，方向由母线流向线路，零序功率方向与非故障线路完全相同。

全补偿时，wL = 1/3wC∑，正是工频串联谐振的条件，如果由于系统三相对地电容不对称或者断路器三相不同期合闸时出现零序电压，串接于L及3C∑之间，串联谐振将导致电源中性点对地低压升高及系统过电压，因而不采用这种补偿方式。 信息请登陆:输配电设备网 当欠补偿时，即分两种情况：

如果补偿以后的接地电流电流将减少。

如果补偿以后的接地电流也变为由母线流向线路。

大于本身线路电容电流，且方向由线路流向母线，故障线路零序

小于本身线路电容电流，故障线路零序电流不但大小变化，且方向

上述情况表明，在欠补偿方式下，故障线路零序电流(功率)的方向是不固定的。同时，考虑到因运行方式变化，系统电容电流IC∑减少时，有可能又出现串联谐振。因此，这种补偿方式很少采用。

当过补偿时，即 ，这种补偿方式没有发生过电压的危险，因而得到了广泛的应用，采用过补偿后，通过故障线路保护安装处的电流为补偿以后的感性电流，它与零序电压的相位关系和

非故障线路电容电流与零序电压的相位关系相同，数值也和非故障线路的容性电流相差无几，因此不接地系统中常用的零序电流选线原理和零序功率方向选线原理已不能采用。 3 接地选线原理比较

(1) 插入有效电阻法。发生接地故障时，在消弧线圈上短时并上一个有效电阻，使接地点产生一个有功分量电流，再利用此有功分量电流作为选线依据，经一定延时后，再把电阻切除。只要电阻选择合适，就能使接地点的有功分量电流足够大，从而达到选线的目的。

(2) 5次谐波原理。在电力系统中，电源感应电势中本身就存在高次谐波分量，此外由于变压器、电压互感器等设备铁心非线性的影响，电网中必然包含一系列高次谐波分量，其中主要为5次谐波分量。对中性点经消弧线圈接地的系统，由于消弧线圈对5次谐波呈现的感抗为基波的5倍，而线路容抗为基波1/5，和线路容抗相比，消弧线圈近似于开路状态。因此，5次谐波感性电流可以忽略，系统单相接地时，5次谐波容性电流分布与中性点不接地系统中基波容性电流几乎相同，籍此可进行故障选线。

(3) 首半波原理。该原理是基于接地故障发生在相电压接近最大值这一假设，利用单相接地瞬间，故障线路暂态零序电流第1个周期的首半波与非故障线路相反的特点构成。暂态电容电流中包括自由分量和强制分量，它具有以下几个特点：

在相电压接近最大值瞬间单相接地过程中，暂态电容电流比流过消弧线圈的暂态电感电流大很多，暂态电感电流可忽略不计。因此，在同一电网中，即使中性点经消弧线圈接地，其过渡过程与中性点不接地情况下近似相同。

故障线路暂态零序电流和暂态零序电压首半波方向相反。非故障线路暂态零序电流和暂态零序电压首半波方向相同。

首半波电容电流幅值比稳态电容电流大几倍到几十倍，对总线路长度较短的系统，暂态过程更加明显。

由上述特点可知，对短线路而言，其稳态电容电流小，暂态电容电流大，该原理比其它各类反映接地稳态量的原理灵敏度高，对单相接地反应迅速。

(4) 注入信号寻踪法。该原理是通过运行中的电压互感器向接地线注入信号，利用信号寻踪原理，实现故障探测。该装置由主机和信号电流探测器两部分构成，主机发出的信号通过电压互感器副边二次端子接入，并由故障线路接地点流回。信号探测器插在主机内部或安装在各条出线绝缘距离以外探测选线。由于故障选线是通过注入信号实现，无需使用零序电流互感器，也与电流互感器的接线方式无关。装置还具有测距定位功能，寻踪选线以后，必要时可停电进行测距定位。 4 接地选线装置现场注意事项

(1) 零序电流互感器穿过电力电缆和接地线时的接法问题。不论零序电流互感器与电缆头接地线的相对位置如何，零序电流互感器与接地线的关系应掌握一个原则：电缆两端端部接地线与电缆金属护层、大地形成的闭合回路不得与零序电流互感器匝链。即当电缆接地点在零序电流互感器以下时，接地线应直接接地;接地点在零序电流互感器以上时，接地线应穿过零序电流互感器接地。同时，由电缆头至零序电流互感器的一段电缆金属护层和接地线应对地绝缘，对地绝缘电阻值应不低于50kΩ。以上做法是为了防止电缆接地时的零序电流在零序电流互感器前面泄漏，造成误判断;经电缆金属护层流动的杂散电流由接地线流入大地，也不与零序电流互感器匝链，杂散电流也不会影响正确判断。

(2) 接入选线装置的线路数量问题。一般来说，线路路数至少不少于3路才能保证正确判断，一般变电所都能满足此要求。当出线路数少，母线有防止电压互感器铁磁谐振或防止过电压的接地电容时，接地选线判断比较准确。另外，凡是接在母线上的各馈电线路包括补偿无功功率的电容器

等的电缆都必须经过零序电流互感器接入选线装置，否则未接入选线装置的线路接地时采用幅值比较法的装置可能误判断，采用方向比较法的则可能判为母线接地。

(3) 零序电流互感器型号统一问题。幅值比较的前提是变电所各出线的零序电流互感器的特性必须一致，否则可能因特性不一致而造成误判断，这一点，尤其在变电所扩容新增加配电线路时一定要注意。新增线路的零序电流互感器必须与原有其它线路的零序电流互感器型号、生产厂家保持一致。对于开合式零序电流互感器，开合接触面应无灰尘，确保面接触。对有架空出线的线路，虽然可以用三只测量用电流互感器滤出零序电流，但由于与电缆出线零序电流互感器特性不一致，架空出线也应改为一段电缆出线，以便于用同型号零序互感器。

(4) 零序电流互感器的极性问题。各配电线路的零序电流互感器的极性必须一致，并满足厂家要求(一般沿配电盘柜向线路方向流出为正)。

(5) 某些线路出线为双电缆时。为保证线路零序电流的准确测量，每条出线电缆应尽可能采用一根电缆，对负荷较大的线路可采用大截面铜心电缆，不得不采用双电缆并列时，应尽可能选用内径较大的零序电流互感器，将两根电缆同时穿入零序互感器。 5 系统调试

施工完毕，必须做好系统调试，及时发现施工中存在的问题，具体调试的方法如下：解开TV开口三角的零序电压引入线，用调压器模拟零序电压，加入装置，此时加入的电压应与装置显示的电压一致，同时用升流器在TA一次侧模拟系统单相接地电流，穿过TA一次时，一条线路反穿，其余线路正穿，所加入电流应大于20mA，此时装置能正确选线，说明该装置回路可以投运。 6 结束语

现有的接地选线方法，在中性点改为经消弧线圈接地后，有的已不能使用，有的虽然能用但有较大的局限性，选线效果不理想。根据潮州供电分公司的应用经验，要提高小电流接地选线装置选线的正确率，除了装置采用好的原理外，电力部门自身的安装、调试、运行、维护都至关重要。只有各环节的工作均做好了，接地选线装置选线的正确率才能达到较高的水平。

浅析消弧线圈的运行及事故处理

张 励 （湖北水利水电职业技术学院，湖北 武汉 430070）

摘要：消弧线圈是电力系统重要的电气设备，系统发生单相接地时它能产生电感电流，补偿因单相接地而形成的电容电流，使故障相恢复电压速度减小。对于消弧线圈，要正确操作，还要在平时的运行工作中加强管理与维护，及时发现缺陷及时处理事故，才能保证电力系统的安全性与稳定性。 关键词：消弧线圈；事故处理；电力系统；电气设备

中图分类号：TM475 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2009）06-0049-02

一、消弧线圈的作用和补偿原理

中性点不接地电网发生单相接地时，接地点将流过各线路非故障相对地电容电流之和，会在接地点产生间歇性电弧，引起弧光过电压，达到相电压的3～5倍或更高，导致绝缘损坏，并发展成相间故障或多点接地故障，造成停电。为此在中性点和大地之间接入消弧线圈，发生单相接地时消弧线圈产生电感电流，补偿因单相接地而形成的电容电流，使接地电流减小，同时使得故障相恢复电压速度减小，防止电容电流过大造成的危害。消弧线圈不仅能有效减少产生弧光接地过电压的机率，还可以抑制过电压，最大限度的减小故障点热破坏作用。

在正常时，三相电压基本对称，若在线路发生单相金属性接地故障，三相电压不再对称，系统产生接地电容电流IC，消弧线圈在系统中性点相电压的作用下产生电感电流IL。IL与IC.Σ两个电流在方向上互差180°，相互抵消，使短路电流减小，从而熄灭电弧。 二、消弧线圈的使用场合和补偿方式

当3～60KV系统发生单相接地时，接地电容电流超过下列数值时，应采用中性点经消弧线圈接地的运行方式：3～6KV接地电容电流IC.Σ≥30A；10KV接地电容电流IC.Σ≥20A；20KV接地电容电流IC.Σ≥15A；35KV及以上电压等级的电网，接地电容电流IC.Σ≥10A。

消弧线圈的容量选择，应考虑电网的发展，根据电网总的电容电流来确定，其容量按S＝1.35IC.Σ×Uφ式计算，其中S为消弧线圈容量,IC.Σ为电网接地电容电流,Uφ为电网相电压。 根据消弧线圈对电容电流补偿的程度不同，有以下三种补偿方式：（1）欠补偿(IC.Σ>IL)：接地点的电流仍是容性，当系统运行方式发生变化时，电网中电容电流会减小，可能成为完全补偿，所以此方式一般不采用。（2）完全补偿(IC.Σ=IL)：接地点的电流近似为零，从消除故障点的电弧来看是有利的，但是从另一个方面来看，完全补偿时电路出现串联谐振，回路中产生很大的电流，在消弧线圈上产生很大的电压降，电源中性点对地电压严重升高，设备的绝缘受到破坏，

故不采用这种补偿方式。（3）过补偿(IC.Σ在电网内应尽量避免只安装一台消弧线圈运行。不应将多台消弧线圈集中安装在电网的某一处，应分散安装在网络中的各个供电中心。 （一）安装前的验收项目

干式消弧线圈表面应光滑、无裂纹、无受潮；器顶盖上无杂物；本体及附件无缺陷不渗油；油漆完整，相色标志正确；测温装置指示正确，整定值符合要求；接地变压器的接线组别符合要求；有载调压切换装置的远方操作动作可靠；事故排油设施完好，消防设施齐全；储油柜和有载分接开关的油位正常，指示清晰，呼吸器硅胶无变色；接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地可靠等。 （二）投运前的验收项目

消弧线圈外观清洁完整无损；试验结果合格；构架基础符合基建要求；消弧线圈装置本体及附件无渗漏油，油位指示正常；一、二次接线端子连接牢固，接触良好；相序标志正确，接线端子标志清晰；需接地的各部位接地良好；相色正确等。 三、操作

运行中需要将消弧线圈倒至另一台变压器时，应先退出后再投入，当系统单相接地或中性点的位移电压超过额定相电压的50%时，禁止用刀闸投入和切除消弧线圈。若接地运行时间、上层油温超过规定时，消弧线圈必须退出运行。在系统发生单相接地故障时，禁止用刀闸断开消弧线圈，否则将会造成带负荷拉刀闸。调整消弧线圈抽头时（增大或减少补偿），应将该消弧线圈从电网中退出后，调整抽头，再投入运行。不能将消弧线圈同时接于两台变压器中性点上运行。 中性点经消弧线圈接地的电网进行线路的停送电操作时，应注意：在过补偿方式下投入线路时，应先将消弧线圈退出，调整消弧线圈抽头，投入消弧线圈，再投入待运行的线路；退出线路操作顺序相反。在欠补偿方式下投入线路时，应先将投入线路，将消弧线圈退出，待调整消弧线圈抽头后，再投入消弧线圈；退出线路操作顺序相反。 四、巡视检查 （一）正常巡视

有人值班变电站的消弧线圈装置每天至少巡视一次，每周至少一次夜间巡视；无人值班变电

站每月应进行两次巡视。巡视项目有：设备外观完整无损；无异音异味异常震动；干式消弧线圈表面平整无裂纹；外绝缘表面清洁、无裂纹及放电；各引线接触良好，接头无过热；金属部位无锈蚀，底座支架牢固；储油柜、瓷瓶、套管、油箱完好，无渗漏油；吸湿器完好，吸湿剂干燥；低压侧熔断器和二次空开正常；箱内引线端子无松动、过热；设备油温正常，储油柜的油位应与温度相对应；各表计指示准确等。 （二）特殊巡视

除正常巡视项目外，在高温运行前；大风、雪、雾及雷雨后；消弧线圈经过检修改造在投运后三日内或经过长期停运后重新投运后的两日内；消弧线圈有严重缺陷、、发热、系统冲击、内部有异常声音以及、缺陷近期有发展时需要对其进行特殊巡视。如高温天气检查油温、油位、油色是否正常；大风、雷雨、冰雹后检查引线有无断股，瓷套管有无放电及破裂；浓雾、小雨雪时检查瓷套管有无沿表面闪络或放电；气温骤变时，检查油枕油位和瓷套管油位是否明显变化等。 五、缺陷及故障处理

消弧线圈发生了直接威胁设备、人身安全需立即处理，否则将造成停电和火灾等事故等危急缺陷，如消弧线圈本体或接地变压器外壳鼓包开裂、设备严重放电、瓷质部分有明显裂纹、设备严重漏油等现象后，运行人员必须立即向有关部门汇报，按照上级有关部门的要求，密切监视发展情况，必要时可按照调度命令，迅速将缺陷设备退出运行。

性质一般，对安全运行影响不大的，如设备不洁、轻微锈蚀；轻微渗油；缺少不重要的零部件等一般缺陷发现后，运行人员将缺陷内容记入相关记录，由负责人汇总按月度汇报，在一个检修周期内结合设备检修、预试等停电机会进行消除。另外，当发现消弧线圈严重漏油或喷油，内部有爆裂声；套管严重破损、着火、爆炸等现象时应立即停运消弧线圈。 六、结语

消弧线圈是电力系统重要的电气设备，平时除正确操作，还要逐步改进原理，研究制造改良型消弧线圈，如现在推出了调隙式、调匝式消弧线圈，晶闸管投切电容(TSC)式消弧线圈，复励式偏磁消弧线圈等。此外还应在平时的运行工作中加强管理与维护，及时发现缺陷及时处理事故，才能保证电力系统的安全性与稳定性。

10kV配电线路单相接地故障

作者：田洪岩 | 来源：黑龙江省龙沙供电局

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电力系统可分为大电流接地系统（包括直接接地、经电抗接地和低阻接地）、小电流接地系统（包括高阻接地，消弧线圈接地和不接地）。我国3～66 kV电力系统大多数采用中性点不接地或经消弧线圈接地的运行方式，即为小电流接地系统。

在小电流接地系统中，单相接地是一种常见故障。10 kV配电线路在实际运行中，经常发生单相接地故障，特别是在雨季、大风和雪等恶劣天气条件下，单相接地故障更是频繁发生。黑龙江省龙沙供电局，2005年的24次异常中，单相接地故障占了7次，2006年的31次异常中，单相接地故障占8次。发生单相接地后，故障相对地电压降低，非故障两相的相电压升高，但线电压却依然对称，因而不影响对用户的连续供电，系统可运行1～2 h，这也是小电流接地系统的最大优点；但是，若发生单相接地故障后电网长时间运行，会严重影响变电设备和配电网的安全经济运行。 1 单相接地故障的特征及检测装置 1.1 单相接地故障的特征

信号：警铃响，“某千伏某段母线接地”光字牌亮，中性点经消弧线圈接地系统，还有“消弧线圈动作”光字牌亮；

绝缘监察电压表指示：故障相电压降低（不完全接地）或为零（完全接地），另两相电压升高，大于相电压（不完全接地）或等于线电压（完全接地），稳定性接地时电压表指针无摆动，若电压表不停地摆动，则为间歇性接地；

中性点经消弧线圈接地系统，装有中性点位移电压表时，可看到有一定指示（不完全接地）或指示为相电压值（完全接地时）消弧线圈的接地报警灯亮；

发生弧光接地时，产生过电压，非故障相电压很高，电压互感器高压保险可能熔断，甚至可能烧坏电压互感器。 1.2 真假接地的判断

电压互感器一相高压熔断器熔断，发出接地信号。发生接地故障时，故障相对地电压降低，另两相升高，线电压不变。而高压熔断器一相熔断时，对地电压一相降低，另两相不会升高，线电压则会降低。

用变压器对空载母线充电时，断路器三相合闸不同期，三相对地电容不平衡，使中性点位移，三相电压不对称，发出接地信号。这种情况只在操作时发生，只要检查母线及连接设备无异常，即可以判定，投入一条线路或投入一台所用变压器，即可消失。

系统中三相参数不对称，消弧线圈的补偿度调整不当，倒运行方式时，会发出接地信号。此情况多发生在系统中倒运行方式操作时，经汇报调度，在相互联系时，了解到可先恢复原运行方式，消弧线圈停电，调整分接开关，然后重新投入，倒运行方式；

在合空载母线时，可能激发铁磁谐振过电压，发出接地信号。此情况也发生在倒闸操作时，可立即送上一条线路，破坏谐振条件，消除谐振。 1.3 检测装置

对于绝缘监察装置，通常采用三相五柱式电压互感器加上电压继电器、信号继电器及监视仪表构成。它由五个铁芯柱组成，有一组原绕组和二组副绕组，均绕在三个中间柱上，其接线方式为Ynynd。这种接线的优点是：第一副绕组不仅能测量线电压，而且还能测相电压；第二副绕组接成开口三角形，能反映零序电压。当网络在正常情况下，第一副绕组的三相电压是对称的，开口三角形开口端理论上无电压，当网络中发生单相金属性接地时(假设A相)，网络中就出现了零序电压。网络中发生非金属性单相接地时，开口两端点间同样感应出电压，因此，当开口端达到电压继电器的动作电压时，电压继电器和信号继电器均动作，发出音响及灯光信号。值班人员根据信号和电压表指示，便可以知道发生了接地故障，并判定接地相别，然后向调度值班员汇报。但必须指出，绝缘监察装置是与母线共用的。

2 发生单相接地故障的原因

导线断线落地或搭在横担上；导线在绝缘子中绑扎或固定不牢，脱落到横担或地上；导线因风力过大，与建筑物距离过近；配电变压器高压引下线断线；配电变压器台上的10 kV避雷器或10 kV熔断器绝缘击穿；配电变压器高压绕组单相绝缘击穿或接地；绝缘子击穿；线路上的分支熔断器绝缘击穿；同杆架设导线上层横担的拉线一端脱落，搭在下排导线上；线路落雷；树木短接；鸟害；飘浮物(如塑料布、树枝等)；其它偶然或不明原因。 3 对单相接地故障的危害和影响分析 3.1 对变电设备的危害

10 kV配电线路发生单相接地故障后，变电站10 kV母线上的电压互感器检测到零序电流，在开口三角形上产生零序电压，电压互感器铁芯饱和，励磁电流增加，如果长时间运行，将烧毁电压互感器。在实际运行中，近几年来，已发生变电站电压互感器烧毁情况，造成设备损坏、大面积停电事故。

单相接地故障发生后，也可能产生谐振过电压。几倍于正常电压的谐振过电压，危及变电设备的绝缘，严重时使变电设备绝缘击穿，造成更大事故。 3.2 对配电设备的危害

单相接地故障发生后，可能发生间歇性弧光接地，造成谐振过电压，产生几倍于正常电压的过电压，将进一步使线路上的绝缘子击穿，造成严重的短路事故，同时可能烧毁部分配电变压器，使线路上的避雷器、熔断器绝缘击穿、烧毁,也可能发生电气火灾事故。 3.3 对区域电网的危害

严重的单相接地故障，可能破坏区域电网的稳定，造成更大事故。 3.4 对人畜危害

对于导线落地这一类单相接地故障，如果配电线路未停运，对于行人和线路巡视人员（特别是夜间），可能发生跨步电压引起的人身电击事故，也可能发生牲畜电击伤亡事故。 3.5 对供电可靠性的影响

发生单相接地故障后，一方面要进行人工选线，对未发生单相接地故障的配电线路要进行停电，中断正常供电，影响供电可靠性；另一方面发生单相接地的配电线路将停运，在查找故障点和消除故障中，不能保障用户正常用电，特别是在庄稼生长期、大风、雨、雪等恶劣气候条件，和在山区、林区等复杂地区，以及夜间、不利于查找和消除故障，将造成长时间、大面积停电，对供电可靠性产生较大影响。 3.6 对供电量的影响

发生单相接地故障后，由于要查找和消除故障，必然要停运故障线路，从而将造成长时间、大面积停电，减少供电量。据不完全统计，每年由于配电线路发生的单相接地故障，将少供电十几万千瓦时，影响供电企业的供电量指标和经济效益。 4 对单相接地故障的预防和处理办法 4.1 预防办法

对于配电线路单相接地故障，可以采取以下几种方法进行预防，以减少单相接地故障发生。 对配电线路定期进行巡视，主要检查导线与树木、建筑物的距离，电杆顶端是否有鸟窝，导线在绝缘子中的绑扎或固定是否牢固，绝缘子固定螺栓是否松脱，横担、拉线螺栓是否松脱，拉线是否断裂或破股，导线弧垂是否过大或过小等。

对配电线路上的绝缘子、分支熔断器、避雷器等设备应定期进行绝缘测试，不合格的应及时更换。

对配电变压器定期进行试验，对不合格的配电变压器进行维修或更换。

在农村配电线路上加装分支熔断器，缩小故障范围，减少停电面积和停电时间，有利于快速查找故障点。

在配电线路上使用高一电压等级的绝缘子，提高配电网绝缘强度。 4.2 发生单相接地故障后的处理办法

当配电线路发生单相接地后，变电所值班人员应马上作好记录，迅速报告当值调度和有关负责人员，并按当值调度员的命令寻找接地故障，当拉开某条线路的断路器，接地现象消失，便可判断它为故障线路。

5 新技术新设备的应用

5.1 小电流接地自动选线装置

在变电所加装小电流接地自动选线装置，此装置能够自动选择出发生单相接地故障线路，时间短，准确率高，改变传统人工选线方法，对非故障线路减少不必要的停电，提高供电可靠性，防止故障扩大。目前，已有部分变电站加装了这套装置，取得了良好效果。在实际应用中，应注意此装置与各配出线间隔上的零序电流互感器配合使用，否则不能发挥任何作用。 5.2 单相接地故障检测系统

在变电所的配出线出口处加装信号源，在配电线路始端、中部和各分支处，三相导线上加装单相接地故障指示器，指示故障区段。配电线路发生单相接地故障后，根据指示器的颜色变化，可快速确定故障范围，快速查到故障点。

故障相接地法消弧装置（消弧柜）的技术缺陷分析

一直以来，中性点不接地方式是我国配电网采用最多的一种接地方式，它投资省、供电可靠性高。但是，当该系统中发生弧光接地时，由于对地电容中的能量不能有效释放，将会产生弧光接地过电压或谐振过电压，该电压的数值很高，会对系统中电气设备的绝缘造成威胁。长期以来，我国推荐使用消弧线圈对此故障进行消弧，但消弧线圈投资高、占地面积大，而且存在一些性能方面的缺陷，近几年市场上推出一种采用故障相接地法的消弧装置，其原理是当中性点不接地系统发生单相接地时，将故障相接地，强行导致故障相对地电压为零，从而实现消弧，该装置造价低、占地面积小，被一些单位接受使用。由于采用故障相接地法的消弧装置推出时间较短，对其技术本身的缺陷研究较少，一些单位在使用后发生装置爆炸、停电等事故，本文通过对故障相接地消弧装置存在的缺陷进行技术分析，说明配电网不能使用故障相接地法的消弧装置。 一、故障相接地法消弧装置的工作原理

如图1所示，故障相接地法消弧装置的工作原理是：当某条线路C相发生单相接地时，故障相接地法消弧装置将C相的真空接触器合上，使C相直接接地，此时故障相C相对地电压为零，如果是弧光接地，由于故障点对地电压为零，故障点将不会再次击穿从而实现消弧。但是，如果故障点的绝缘耐受值小于相电压，且故障为永久性的，当该消弧装置一旦退出，故障点会继续重燃。

二、故障相接地法消弧装置的技术缺陷分析

与消弧线圈相比，采用故障相接地法的消弧装置具有造价低、占地面积小等优点，对线路发生的单相接地也能够消弧。但是，该技术的存在严重的技术缺陷，会对安全供电产生严重危害，甚至造成大面积停电，应禁止使用。 1、故障相判断不能做到100% ⑴ 没有100%的判相理论支持。

中性点不接地系统，由于消弧线圈的长期应用，无须对故障相判断，因而故障相判断的研究仅限于经验归纳。

110kV以上中性点直接接地系统，由于重合闸的要求，故障相判断研究比较成熟，由于故障接地的复杂性，也不能做到100%的准确判断。

故障相接地消弧装置判相错误就会引起相间短路，故障相接地消弧装置无法做到100%的故障相判断，从而给系统产生严重的安全隐患。

⑵ 消弧柜中的高压熔断器，正是为防止判相错误而设。

故障相接地消弧装置为防止判相错误，均设置高压熔断器，来防止其判相错误产生的相间短路。 高压熔断器最重要的缺陷就是开断大电流的能力较低，这正是制约高压熔断器广泛使用的原因。因此配电系统依然使用断路器，而不使用熔断器。

故障相消弧装置使用高压熔断器来开断因其判相错误造成的相见短路，显然是非常不可靠的，一旦高压熔断器不能正确开断，电弧在高压熔断器熔管中产生大量的热量，造成高压熔断器爆炸。 2、一旦判相错误将造成相间短路

⑴ 高压熔断器正常开断，系统将失去消弧保护，弧光接地有可能造成事故。 ⑵ 高压熔断器不能开断，将造成两方面的严重后果： A、要么消弧柜中的高压熔断器爆炸。

B、要么母线进线开关跳闸，造成母线停电，如化工等对供电可靠性要求特别高的企业，等于饮鸩止渴。

3、非总降变电所的开闭所、末端变母线段应严禁使用消弧柜

非总降变电所任何出线发生单相接地，开闭所、末端变母线上的消弧柜都会动作，造成多点接地，总降变电所无法判断那条出线故障，超过2小时，总降变电所母线必须停电，造成大面积停电。分析如下：

如图2所示，假设1号客户端母线安装了故障相接地消弧装置，当2号客户线路发生单相接地，故障相接地消弧装置动作将故障相接地，就会有2条线路的故障相接地，供电公司配变变电所就无法实施选线，当手动拉开2号客户线路，接地现象不会消失，拉开1号客户线路，接地同样也不会消失，按规程规定，故障2小时后，供电公司配变母线必须停电。

如果在多个客户端安装故障相接地消弧装置，危害则更大，何一个消弧柜判相错误，将造成所有的消弧柜相间短路，后果不堪设想。 4、有直配高压电机的母线段不能使用消弧柜

直配高压电机年损坏率1.25/百台年。一旦电机绕组发生单相接地，消弧装置动作，短接一部分电机绕组，被短接的这部分电机绕组切割磁力线，产生电动势，相当于故障相接地消弧装置短接一个电源。

5、造成小容量变压器绕组发生单相接地时损坏

如果变压器绕组发生单相接地，本来油浸式变压器的拉弧可自愈，不会造成事故，但采用故障

相接地法的消弧装置动作后，短接一部分变压器绕组，被短接的这部分变压器绕组切割铁芯中的磁力线，产生电动势，等于故障相接地消弧装置短接一部分电源，短路电流也可达几千安乃至几十千安，从而烧坏变压器绝缘造成事故。特别是小容量的10kV/0.38kV的变压器，本身只有配备瓦斯保护，一旦绕组发生单相接地，采用故障相接地法的消弧装置动作后短接一部分电源，近似于发生匝间短路，微机保护又不会动作，只靠瓦斯保护动作，若动作时间过长将会造成很大的事故。因此，采用故障相接地法的消弧装置只能用于线路消弧，但是许多输电线路总是与变压器或电机相连接的 6、退出消弧时可能引发PT铁磁谐振。

故障相接地消弧装置退出消弧时刻，此刻系统对地电容储存的电荷，由于中性点不接地系统只有PT中性点接地，系统对地电容储存的电荷只能通过PT泄放，因而可能引发PT谐振。

（一）在小电流接地系统零序电流不能准确判断故障线路

1、单相弧光接地故障是间歇式的，零序电流不是连续的，有暂态分量。 2、单相接地电阻的大小影响零序电流的大小。

3、零序电流随系统大小、运行方式改变，零序电流互感器精度难以满足。

4、零序电流的整定困难，小电流接地系统的接地电流很小，一般几十安培，如果整定值很小，负荷不平衡电流有可能大于整定值，发生误动。

理论上接地时故障线路的零序工频电容电流最大，这里要强调的是零序工频电容电流，而对于暂态量就不是，在接地开始阶段暂态量远大于零序工频电容电流（大约314倍）。单相弧光接地是间歇式的，熄弧阶段暂态量是对地电容最大的线路最大。再加上利息电流互感器及机械仪表显示滞后（微机型的采样频率的影响），所以故障线路的零序电流显示值未必最大。

理论上接地时故障线路的零序工频电容电流最大，这里要强调的是零序工频电容电流，而对于暂态量就不是，在接地开始阶段暂态量远大于零序工频电容电流（大约314倍）。单相弧光接地是间歇式的，熄弧阶段暂态量是对地电容最大的线路最大。再加上利息电流互感器及机械仪表显示滞后（微机型的采样频率的影响），所以故障线路的零序电流显示值未必最大。

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（二）使用单相真空断路器仍然不能解决以下问题： 1、不能解决误判故障相。

2、判相错误后，真空断路器打开，系统失去消弧保护功能，单相弧光接地依然存在，依然会故障发展成事故。

3、末端变电所（供电客户端）、开闭所依然不能使用。

4、高压电动机绕组发生单相弧光接地，消弧柜动作依然短接一部分绕组，烧坏高压电动机。 5、变压器绕组发生单相弧光接地，消弧柜动作依然短接一部分绕组，烧坏变压器。 （三）使用单相真空断路器的消弧柜危害更大

1、真空断路器合闸时间国内最好水平>60ms，加上采样需半个周波10ms，再加上加上故障相判断及出口继电器动作时间最少10ms，那就是说消弧柜实现消弧的时间要>80ms，系统已经最少经过4次以上的弧光过电压冲击。

消弧柜厂号称的30ms消弧，永远无法完成。

2、一旦判相错误，单相真空断路器合闸后拒动，单相真空断路器依然会发生爆炸。 （四）河南神马氯碱发展有限责任公司对消弧柜缺陷评论 《电缆供电系统消弧消谐方案》

作者：杨延杰、齐文兵、杨清艳、张东升， 期刊：《氯碱工业》 2009年8期

该文指出河南神马氯碱发展有限责任公司2206年10月18日13：36，由于消弧柜的原因，发生事故造成停产16小时，给企业带来严重损失。

感叹：目前在全厂10kV供电系统中多处安装消弧柜，但对系统的安全运行没有起到好的作用，......，如想保留消弧消谐装置，则该装置只能用于报警！！！ 故障相接地消弧装置不能100%判相的原因分析 在单相弧光接地时：

燃弧期间，对于故障相微机采样的是故障相接地电压，对于健全相微机采样的是线电压； 熄弧期间，对于故障相微机采样的是故障相电压，对于健全相微机采样的是本相电压；

对于单相弧光接地，只有故障相接地发生在最大时刻，这一点上，燃弧才=10ms，其它任何一个时刻发生单相接地燃弧时间都<10ms。

因此，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。消弧控制器根本无法100%准确判断故障相。 故障相接地消弧装置不能100%判相的原因分析

而对于单相金属性接地，消弧控制器则可以100%判断故障相

这是因为单相金属性接地没有熄弧、燃弧的过程，微机采样是一个交流信号。 （五）该文论证了消弧柜的技术缺陷： 1、消弧柜判断故障及判断故障相不能做到100%

该文第5节第3部分（P8）指出：“在供电系统发生的故障中，未出现实质性的单相接地故障。由于系统波动即出现谐振等，实属10kV供电系统总体设计中分块组合形成的缺陷。” 也就是说这次事故是消弧柜把谐振误判为单相接地动作造成。 2、《供电客户端应严禁使用故障相接地法消弧装置》的正确性

该文第2节（P6）这样描述：多台消弧柜同时动作，致使系统轮流切换负荷，接地信号无法消除，切除全部负荷后，接地信号才消失。

这说明了：消弧柜动作后造成无法选线及手动拉闸法也无法查找故障相路。因此，供电客户端应严（六）禁使用故障相接地法消弧装置。 消弧柜缺陷2

2、《供电客户端应严禁使用故障相接地法消弧装置》的正确性

该文第2节（P6）这样描述：多台消弧柜同时动作，致使系统轮流切换负荷，接地信号无法消除，切除全部负荷后，接地信号才消失。

这说明了：消弧柜动作后造成无法选线及手动拉闸法也无法查找故障相路。因此，供电客户端应严

禁使用故障相接地法消弧装置。 该文论证了消弧柜缺陷3

3、消弧柜只能用于电容电流<30A的系统

该文第4节（P7）分析：在全厂多处装设PT消弧柜，已形成一处故障多处动作，破坏了总体系统设计预定计算值；并使电容、电感参数多项组合，这又引起谐振过电压。

电容电流>30A时，零序阻抗/正序阻抗的比值有可能落在（-20，-1）之间，当落入这个区间时，消弧柜动作即可引起谐振过电压。 该文论证消弧柜缺陷4

4、消弧柜的消谐在PT的二次侧加装小电阻是不可能彻底消除PT铁磁谐振

该文第4节（P8）左边倒数第2段：“据厂家分析：消弧柜用的励磁特性性能不好，一次消谐器未能发挥消谐作用。同时，前两次均是该组消弧柜发生了上述现象，而PVC1#、2#开关站用的专用防励磁饱和PT未发生此现象。这说明：用一次消谐器或加装零序PT的目的，仅仅是抬高了运行PT的中性点电位，变相提高了PT的伏安特性，但在运行中已有多次烧毁PT的现象发生，包括“零序PT在发生单相接地时仍然烧毁”属正常现象。”

无论消弧柜采用什么样的PT消谐手段（均为被动式）都无法彻底消除PT谐振，这是因为消弧柜中的真空接触器合闸、分闸都可能“激发”PT铁磁谐振。 （七）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。 故障相接地消弧装置不能100%判相的原因分析 在单相弧光接地时：

熄弧期间，对于故障相微机采样的是故障相电压，对于健全相微机采样的是本相电压；对于单相弧光接地，只有故障相接地发生在最大时刻，这一点上，燃弧才=10ms，其它任何一个时刻发生单相接地燃弧时间都<10ms。

因此，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。消弧控制器根本无法100%准确判断故障相。 （八）故障相接地消弧装置不能100%判相的原因分析

而对于单相金属性接地，消弧控制器则可以100%判断故障相，这是因为单相金属性接地没有熄弧、燃弧的过程，微机采样是一个交流信号。