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关键词：弧光短路；中低压开关柜；供配电设备；事故；电弧光保护

随着变配电系统中6kV一35kV中低压开关柜的广泛应用，由开关柜内发生弧光短路故障而引发的供配电设备损坏事故Et益增多。中低压开关柜在内部发生短路故障时，必然出现电弧光的现象，而电弧光是供电设备损坏的能量来源。目前电网内无人值守的变电站数量迅速增多，但存在保护不完善的弱点，由于开关柜的弧光短路故障没有得到及时清除，发展为中低压母线故障，事故范同扩大，弧光短路故障的高温、高压、高能通常会烧毁整段母线设备，造成变电站供电区域大面积停电的严重事故，进而造成重大的经济损失。因此，在6kV～35kV中低压开关柜内安装快速、可靠的电弧光保护装置，快速检测并切除开关柜内的弧光短路故障，防止事故扩大，提高供电可靠性是十分有必要的。

本文根据在新疆油田电网中因弧光短路引发的停电事故，结合相关理论分析了弧光短路故障的成因及特征，介绍在实际工程使用电弧光保护装置来减少因弧光短路故障引发停电事故的技术措施。

电弧光短路故障是电力系统中比较常见的故障，绝缘损坏、外来物体进入、人为操作失误、设备老化以及系统方面的原因都可能引起电弧光短路故障。电弧是放电过程中发生的一种现象，当两点之间的电压超过其工频绝缘强度就会发生。当两点之间的电压升高时，在电近处空气中的正负离子被电场加速，在移动过程中与其它空气分子碰撞产生新的离子，这种离子大量增加的现象称为“电离”，空气被电离的同时，温度随之急剧上升产生电弧，这种放电称为弧光放电。弧光放电一般不需要很高的电压，属于低电压大电流放电。只要放电点两端的电压提供的能量足以补偿热损耗并维持适当的温度条件，电弧将会持续发生如果电弧被拉长和冷却，电弧会因维持它的必要条件缺，大进而熄灭。弧光放电按电弧发生的不同部分可分为带电导体问的电弧、带电导体与地之间的电弧和绝缘表面的爬电。电弧故障的危害程度取决于电弧电流及切除时间，电弧产生的能量与It成指数规律快速上升(如图1所示)按IEC一62271—200标准和IEEEC37．20．7标准规定．开关柜能承受内部放电燃弧的时间仅为lOOms，目前市场上销售的开关柜基本是按照IEC标准制造，当总切除时间大于lOOms时．将会对设备造成不同程度的损害。实际中，当中低压开父柜内发生弧光短路时，南于电弧电阻的原冈，短路电流往往达不到过流、速断整定值而不能快速动作切断故障、电弧持续燃烧的结果是释放m巨大的能量。由于没有得到及时清除，发展为中压母线故障，烧毁开关柜，造成变电站停电。

中低压歼关柜柜体内形成电弧的过程可分为4个阶段。1)压缩阶段：电弧占据了整个空气空间．柜内的空气被加热；2)扩展阶段：柜体内压力增加，在这个阶段其压力达到大值．并因为热空气的释放而开始减弱；3)发射阶段：由于电弧能量的持续释放．几乎所有的柜内空气被压力挤压出去；4)发热阶段：在驱逐出空气后，柜内的温度几乎达到电弧的温度，直至熄灭。此时，所有金属和绝缘体在受到产生的气体、炯雾和溶蚀物质颗粒的侵蚀后融为一体。

发生电弧的故障点局部高温达2000℃一3000℃，可轻易引燃周边可燃物质，不仅可能烧毁开关设备、导线、电缆，更甚者可能引起恶性电气短路，引发火灾。在有人值守运行的场所，电弧光还可能会对运行人员产生强光、烧伤、辐射、有毒气体等人身伤害。

近年来．新疆油田电网发生多起无人值守变电站内弧光短路故障引发火灾，烧毁电气设备，造成变电站停电的事故。以新疆油田电网中发生的近一次弧光短路引发变电站火灾事故为例，负责新疆油田供电的陆梁35kV变电站内35kV电压互感器发生c相接地，导致非接地相相电乐升高，击穿电压互感器B相绝缘薄弱点后．发生BC相短路，上级l10kV变电站线路保护动作，35kV线路停电，BC相短路消除，随后线路重合闸动作，开关重合后，35kV变电站恢复送电，但站内存在单相接地故障持续约20min，再次发生BC相短路，上级110kV变电站保护动作，断路器断开故障电流，重合闸起动，母线保护动作，断开故障电流。由于该35kV变电站是无人值守变电站，运行人员赶到现场时，变电站内35kV配电室已经发生火灾．35kVI段母线上开关柜大部分被烧毁，变电站供电区域内的油田生产设施全部因停电停运，给油田生产造成严重经济损失。

究其原因，目前新疆油田电网电力系统6kV～35kV中性点采用的是不接地运行方式，根据《电气事故处理规程》的规定，在出现单相金属性接地时，可以运行1h-2h，在出现单相弧光接地时可以运行15min,上述事故变电站在出现单相接地短路后仍然运行20min左右．没有及时切除弧光短路故障，直到相问弧光短路烧毁开关柜设备，导致上级变电站保护动作。由此可见在实际作中一旦产生弧光接地，过电压以及大的接地电流对电气设备的损坏是十分迅速的。本次事故短路点发生在连接于35kV时线的电压互感器上，故障很快波及到母线．但在目前保护配置中．中低压开关柜内母线没有配置母线保护，母线上储现短路故障只能依靠上的保护动作(如变压器的后备过流保护)，动作时间为1.4s～2.0s，无法满足快速切除母线故障的要求，导致事故扩大，开关设备损毁。从电网宏观层面分析，随着近些年电网内电力电缆使用数量的逐渐增多，在电力电缆与大地之间存在等效电容，其单相接地电容电流已经达到了相当大的程度，发生事故的变电站单相接地电流经过计算约为22A，正好处在及其容易发生单相弧光接地电流10A～30A的区间内，从而引发弧光短路故障。

新疆油田电网中近年来发生35kV变电站因为弧光短路故障引发停电事故．经分析都是南单相弧光接地引起过电压，弧光接地在接地点造成弧光间隙性反复燃烧，而产生的过电压倍数可达到正常相电压幅值的3倍～3.5倍，其电压幅值大大超过了电压互感器绝缘层和对地空气绝缘间隙所能耐受的电压幅值．并在绝缘薄弱环节击穿，造成相间短路，形成相间弧光短路，终引起火灾．烧毁配电开关设备。

综上所述，变电站弧光短路故障通常开始于单相接地，因为中性点不接地运行方式，允许出现单相接地后短时间内继续运行，在这段时间内，接地点处其易形成不稳定的间隙性弧光接地。从而产生过电压．击穿系统中绝缘薄弱地方。同时强烈的电弧将引起两相或相短路，形成相间弧光短路，造成电气设备严重破坏，危及供电。

3．1弧光保护原理

电弧光保护主要是通过对检测弧光与故障电流，将总故障切除时间控制在开关柜可承受的燃弧时间内，将弧光短路的危害降到低。电弧光保护系统测量的光和电拥有不同的物理性质的参数，系统利用光与电相与的判据原理，当个判据均满足动作要求时，发出跳闸命令动作于断路器跳闸(如图2所示)。目前的电弧光保护响应速度，从检测电弧光到继电器跳闸输出仅需要5ms～7ms的时间。

3．2电弧光保护在油田电网的应用

国外在20世纪90年代初开始将弧光保护用于中低压开关柜内部故障保护，目前电弧光保护在欧美国家得到广泛的应用。中国于2000年后开始使用进口专用母线电弧保护，2010年后国产自主知识产权的产品也已投入市场。

目前在新疆油田电网实际建设运行中．对供电可靠性要求较高、停电后会产生较为严重损失的变电站(如新疆油田公司数据中~35kV变电站、克拉玛依石化公司1#llOkV变电站)内的6kV～35kV开关柜均安装了电弧光保护装置。项目中采用了电弧光保护装置(如图3所示)，在变电站内每段10kV高压开关柜内装设一套电弧光保护装置，完成在弧光短路故障下对母线和电缆头的快速保护，可以避免弧光故障时产生的电弧光对设备及人员造成的严重伤害。在各回路的母线室、电缆头室分别配置弧光点传感器，当母线室内发生弧光故障时，快速断开本段母线的进线断路器和母联断路器；电缆头室发生弧光故障时，快速断开出线回路断路器而不影响母线及其他回路，故障扩大，减少停电范围。

电弧光装置由控制主单元、I／O单元、弧光传感器以及通讯连接电缆组成。其中主控单元主要功能为接收直接弧光扩展单元的弧光信号，对两组三相电流、零序电流、零序电压检测。通过对接收到的数据进行处理，通过电流过流和弧光双重判据，进行编程，发出跳闸指令。同时对所有单元持续自检，具有断路器失灵保护和弧光故障定位功能；弧光扩展单元功能主要为接人多个弧光传感器(可多接人12个弧光传感器)解决了主控单元弧光传感器接入接口少的问题，接收弧光信号后将弧光信号传输给主控单元、完成电缆头弧光保护的跳闸输出。弧光传感器具有270°的检测范围，直接连接至弧光扩展单元，用于弧光的实时监测。通讯电缆：在主控单元与扩展单元和弧光传感器之间传输电源、监控信号和跳闸信号。目前弧光保护装置的整定值应小于主变后备保护过流I段定值，保护动作时间应小于5ms。

装置安装运行至今已近半年时间，运行稳定．未发生误动、拒动等现象。

ARB5-弧光主控单元

（1）＊表示可选附件，需要另外增加费用1500元。

（2）主控板和采集板数量之和不能大于4。

（3）弧光探头到采集板的长度不能超过20米。

（4）如有特殊要求，请特别注明。

弧光保护主控单元、探头安装图如下。

随着电网的不断发展，中低压开关设备在电网与用户之间的“枢纽”作用越来越显著，而弧光短路故障对中低压开关设备的损坏以及对电力系统运行带来了严重影响。电弧光保护作为一种可以快速切除中低压开关柜内弧光短路故障的技术手段，具有原理简单、动作可靠迅速等优点。因此，随着人们对电弧光保护认识的深入，其运行和整定也将更加成熟和完善，在丁程实践中推广使用电弧光保护。消除弧光短路故障对中低压开关设备的影响，保证用户用电可靠性要求，具有重要的现实意义。

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