如何解决开关柜短路故障的隐患
2021-11-28
弧光产生的原因
引起开关柜内部电弧短路故障的主要原因有：（1）开关柜使用的导电体性能不良。（2）元件损坏，开关柜内部元件（或零部件）因未得到良好的维修和保养而损坏。（3）绝缘材料损坏, 主要有绝缘材料缺陷（如裂痕），投运年限长久的开关柜因绝缘件老化，最终造成绝缘损坏导致故障。绝缘材料不满足加强绝缘要求，绝缘爬距不足，潮湿、多灰尘污染环境使用等，导致绝缘故障。（4）人或者动物误入，如小动物进入开关柜内部，接触到带电体导致故障。（5）施工（维修）人员将工（器）具遗忘或误放在开关柜内，导致故障。（6）操作过程的失误，如未按正确程序停电、验电、接地操作，走错间隔等。（7）单相接地、谐振、雷电等造成的系统过电压。（8） 电网结构的改变，如系统容量的增加，电缆应用增多等。6-35kV中压开关柜内部发生电弧故障的原因、危害，以及弧光保护在中压母线保护中的原理、用途、应用关键点，同时弧光保护应用现状。中性点不接地的高压电网中，单相接地电容电流的危害主要体现在以下四个方面：1）弧光接地过电压的危害当电容电流一旦过大，接地点电弧不能自行熄灭。当出现间歇性电弧接地时，产生弧光接地过电压，这种过电压可达相电压的3~5倍或更高，它遍布于整个电网中，并且持续时间长，可达几个小时，它不仅击穿电网中的绝缘薄弱环节，而且对整个电网绝缘都有很大的危害。2）造成接地点热破坏及接地网电压升高单相接地电容电流过大，使接地点热效应增大，对电缆等设备造成热破坏，该电流流入大地后由于接地电阻的原因，使整个接地网电压升高，危害人身安全。3）交流杂散电流危害电容电流流入大地后，在大地中形成杂散电流，该电流可能产生火花，引燃瓦斯爆炸等，可能造成雷管先期放炮，并且腐蚀水管、气管等。4）接地电弧引起瓦斯煤尘爆炸消弧线圈的作用：电网安装消弧线圈后，发生单相接地时消弧线圈产生电感电流，该电感电流补偿因单相接地而形成的电容电流，使得接地电流减小，同时使得故障相恢复电压速度减小，治理电容电流过大所造成的危害。同时由于消弧线圈的嵌位作用，它可以有效的防止铁磁谐振过电压的发生概率。消弧线圈接地方式存在的一些问题：1）单相接地故障时，非故障相对地电压升高到3 相电压以上，持续时间长、波及全系统设备，可能引起第二点绝缘击穿，引起事故扩大事故。2）消弧线圈不能补偿谐波电流，有些城市电网谐波电流占的比例达5%-15%，仅谐波电流就可能远大于10A，仍然可能发生弧光接地过电压。3）对于电容电流很大的配电网，如果通过补偿要使单相接地故障电流Ijd<10A，就必须使系统保持较小的脱谐度，系统的脱谐度过小，对由于三相电容不对称引起的中性点位移电压会产生较强的放大作用，使中性点电压偏移超过规程允许值(<15%Un)，保护将发出接地故障信号。另外脱谐度太小，系统运行在接近谐振补偿状态，将给系统运行带来极大的潜在危险（谐振过电压）；要保证中性点位移电压不超过规程允许值，就要增大脱谐度，然而，脱谐度过大，将导致残余接地电流太大(Ijd>10A)，又可能引起间歇性弧光接地过电压。很难保证既使残余接地电流Ijd<10A，又保证中性点位移电压不超过规程允许值这两个相互制约的条件。4）消弧线圈的调节范围受到调节容量限制，调节容量与额定之比一般为1/2，如按终期要求选择，工程初期系统电容电流小，消弧线圈的最小补偿电流偏大，可能投不上；如按工程初期的要求选择，工程终期系统电容电流大，消弧线圈的最大补偿电流又偏小，也不能满足合理补偿的要求。5）在运行中，消弧线圈各分接头的标称电流和实际电流会出现较大误差，运行中就发生过由于实际电流与名牌电流误差较大而导致谐振的现象。6）由于系统的运行方式及系统电压经常变化，系统的电容电流经常变化，跟踪补偿困难。目前的自动跟踪补偿装置呈百花齐放的景象，实际运行考验时间较短，运行情况还不理想。而且价格高、结构复杂、维护量大，不适应无人值班变电站的要求。7）由于上述原因，中性点经消弧线圈接地仅能降低弧光接地过电压的概率，不能消除弧光接地过电压，也不能降低弧光接地过电压的幅值，弧光过电压倍数也很高。8）寻找单相接地故障线路困难，目前许多小电流接地选线方法的选线成功率还不理想，往往还要采用试拉法。9）采用试拉法时，既造成非故障线路短时停电，又会引起操作过电压。10）系统谐振过电压高，谐振过电压持续时间长并波及全系统设备，常造成PT烧坏、或PT熔断器熔断。武高所和广州供电局在区庄变电站试验中测得1/2分频谐振过电压达2PU ，测得由合闸操作激发的3次高频谐振过电压达4PU，测得A相导线断线并接地于负荷侧时，谐振过电压值为3.8PU。。11）电缆排管或电缆隧道内的电缆发生单相接地时，不及时断开故障线路，可能引起火灾，上海某35KV系统电缆就发生过单相接地一小时后引起火灾，烧毁电缆隧道中40多条电缆的重大事故。12）寻找故障线路时间较长，在带接地故障运行期间，容易引起人身触电事故。13）单相接地时，非故障相电压升高至线电压或更高，在不能及时检出故障点的情况下，无间隙金属氧化物（MOA）避雷器长时间在线电压下运行，容易损坏甚至爆炸。弧光接地过电压、谐振过电压幅值高、持续时间长，MOA由于动作负载问题，一般不要求WGMOA系统内过电压，不能有效利用MOA的优良特性，不利于MOA在配电网的推广使用。以电缆线路为主的配电网的特点：1）单位长度的电缆线路的电容电流比架空线路电容电流大10几倍，以电缆为主的城市电网对地电容电流很大。2）电缆线路受外界环境条件（雷电、外力、树木、大风等）影响小，瞬时接地故障很少，接地故障一般都是永久性故障。3）电缆线路发生接地故障时，接地电弧为封闭性电弧，电弧不易自行熄灭，如不及时跳闸，很容易造成相间短路，扩大事故。4）电缆为弱绝缘设备。例如，10kV交联聚乙稀电缆的一分钟工频耐压为28KV ，而一般10kV 配电设备的绝缘水平为42kV 。在消弧线圈接地系统中，由于查找故障点时间较长，电缆长时间承受工频或暂态过电压作用，易发展成相间故障，造成一线或多线跳闸。5）在电缆线路中，高频振荡电流幅值大衰减慢，高频振荡电流远大于工频电流，在工频电流过零时高频振荡电流仍然有很大的幅值，维持弧光燃烧取决于高频振荡电流衰减的快慢和工频电流，消弧线圈不能补偿高频振荡电流，又由于在电缆线路中消弧线圈补偿后的残流大，消弧线圈在电缆线路中不能消弧。PT谐振：（1）PT谐振 PT谐振对于yo/yo电磁式PT，在正常情况下线路发生单相接地不会出现铁磁谐振过电压，但在下列条件下，就可能引发铁磁谐振。1）对于中性点不接地系统，当系统发生单相接地时，故障点流过电容电流，未接地的两相相电压升高3倍。但是，一旦接地故障点消除，非接地相在接地故障期间已充的线电压电荷只能通过PT高压线圈经其自身的接地点流入大地，在这一瞬间电压突变过程中，PT高压线圈的非接地两相的励磁电流就要突然增大，甚至饱和，由此构成相间串联谐振。2）系统发生铁磁谐振。近年来，由于配电线路用户PT、电子控制电焊机、调速电机等数量的增加，使得10kV配电系统的电气参数发生了很大的变化，导致谐振的频繁出现。在系统谐振时，PT将产生过电压使电流激增，此时除了造成一次侧熔断器熔断外，还将导致PT烧毁。个别情况下，还会引起避雷器、变压器、断路器的套管发生闪络或爆炸。3）线路检修，事先不向调度部门申请办理停电手续，随意带负荷拉开分支线路隔离刀闸或带负荷拉开配电变压器的高压跌落开关，造成刀闸间弧光短路而引发谐振。4）当配电变压器内部发生单相接地故障时，故障电流将通过抗电能力强的绝缘油对地放电，也会产生不稳定的电弧激发电网谐振。5）运行人员送电操作程序不对，未拉开PT高压侧刀闸就直接带PT向空母线送电，引起PT铁磁谐振。3 弧光保护用途（1）用于中压开关柜母线系统保护国内6-35 kV 母线一般不配置专用母线保护，采用弧光保护系统用于母线保护，可以弥补该缺陷，其功能和作用完全等同并优于现有各种原理的母差保护,可以保护整段母线。目前，国内中压系统使用的弧光保护主要应用于母线保护。（2）用于中压馈线柜保护以检测到电弧光作为判据，也可与过流保护配合，在开关柜内单相对地燃弧时就发出跳闸信号，及早断开断路器，减小事故损失。3.4 弧光保护应用关键点电弧光保护装置关键技术主要包括：(1)电子设备稳定性及抗干扰技术；(2)传感器及其信号处理技术；(3)故障电流快速识别技术；(4)故障快速跳闸信号输出及一次设备快速开断技术；(5)弧光故障初期单相燃弧接地状态的预警技术。4 弧光保护应用现状弧光保护在欧美国家得到了比较广泛的应用，在一些国家甚至已成为中低压开关柜的标准配置 [5] 。国内电弧光保护装置应用，正从发电企业逐步扩展到供电企业。自2011年起，南方电网的如云南、贵州，国家电网的如江苏、浙江、山东、湖北省公司等省公司，均选择变电站进行试点，作为10kV和35kV母线的快速保护。2009年以来，国内已有南京、武汉天津多家企业开发生产具有自主知识产权的弧光保护系列产品，如南京南瑞继保电气开发的PCS-9656电弧光保护系统；自主研发了紫外光弧光传感器，解决了普通光纤弧光传感器容易受干扰光影响的问题。弧光保护在实际应用中也存在问题，如缺乏产品标准及规程的支撑，产品的电子装置过于复杂，部分谨慎用户只投运保护装置而不投入保护输出等，弧光保护产品在技术层面还具有一定的提升空间。5、安科瑞弧光保护装置功能5.1装置简介ARB5系列弧光保护装置是安科瑞电气股份有限公司在总结了现有产品运行经验的基础上，融合了国内外先进技术，采用基于ARM9内核的32位闪存微控制器，根据中国电力系统不断发展的需求研制和生产的适用于中低压等级电网的弧光故障迅速切除装置。其外观时尚、大屏幕液晶显示，图形化多语言菜单，操作快捷方便；具有强大的功能集成：集保护、测量、控制、监测、通讯、故障录波、事件记录等多种功能于一体,准确实时监测弧光信号，保护电流；在线记录事件量达256条，先进先出（FIFO）动态刷新，带有时间标记，掉电不丢失。支持IEC61850通信功能(MMS)和GOOSE通信功能，实现与IEC61850站控层无缝连接，强大的GOOSE跳闸、GOOSE网络联锁功能及可视化的可编程逻辑软件优化了二次接线，IRIG-B、SNTP、PPS等多种对时方式确保全站时钟的统一。ARB5-E扩展单元开关柜就地安装，ARB5-M主控单元可以就地安装也可以组屏安装，是构成智能电网的理想元件。中、低压母线发生短路故障时，所产生的电弧光对设备及人员会造成极大的伤害。在电力系统中，由于下列原因可能在开关设备内造成短路故障并产生电弧光：设备故障人为错误操作或错误接线绝缘材料老化和机械磨损灰尘、温度、湿度、腐蚀等环境因素电缆接头制作不良过电压其他原因（动物鼠害等）电弧光一旦产生，其危害程度取决于电弧光电流及切除时间，电弧产生的能量与I2t成指数规律快速上升。只有在极短时间内切除故障才能使设备不遭受损害。若总切除时间大于100ms，轻则设备局部烧损，重则造成开光柜爆炸以及人员伤亡，还可能引发火灾。5.2主要特点及功能（1）高度集成：集保护、测量、控制、监测、通讯、录波、事件记录等多种功能于一体。（2）弧光保护功能：搭配ARB5-S弧光传感器，通过保护装置之间的配合，可以方便实现弧光保护功能而不用增加其它任何成本，大大提升了产品性价比。实时监测环境光强，ARB5-S弧光传感器动作阈值可设，可根据不同场合设定不同动作值。（3）扩展功能：同一插槽位置可配置不同功能板件，很方便实现开入、开出等通道的扩展。（4）通讯功能：采用独立的ARM9通信处理器进行通讯管理，可提供1路RS485、2路以太网通讯接口、1路打印RS232接口和1路IRIG-B码对时接口；通讯协议支持IEC61850、modbus RTU、modbus TCP、IEC103，可实现遥测、遥信、遥控、保护定值设定及查询、装置工作状态、SOE事件记录、录波数据等传输功能。（5）自检功能：具备软、硬件实时自检、硬件配置自动识别与报警功能、光纤回路链路状态实时监测和断链报警功能。（6）可编程逻辑功能：各保护功能、继电器、开入量具有逻辑组态功能，用户可以现场根据需要来进行设定：保护动作出口和信号输出可自由整定、开入量可通过设定实现非电量保护功能和闭锁保护功能。（7）友好人机界面：大屏幕图形液晶显示，动态显示一次系统图、实时波形图、故障录波图、各种电气参数及保护信息，多语言菜单切换，操作快捷方便。（8）故障录波功能：采用COMTRADE标准录波格式，可记录20个录波报告，可将故障前、故障中、故障后的电流、电压、断路器状态和保护信息完整真实记录下来，为用户进行故障分析提供依据。（9）故障自动推画面功能：当保护动作或者有告警信息时，装置自动弹出画面，提示用户动作或者告警的保护。（10）调试接口：装置具有专门的以太网调试接口，通过专用配置软件，可以就地和远方实现程序升级、定值设定、故障分析，提高了用户的使用和维护方便性，提高了工作效率。（11）电磁兼容：装置强弱电严格分开，采取硬件、软件抗干扰措施，装置的抗干扰能力大大提高，对外电磁辐射满足相关标准。（12）全封闭机箱：采用全封闭半层4U标准机箱，机箱深度较小，既适合集中组屏安装，也可开关柜分散安装；独特机箱设计方便拼接。
