浅谈10千伏用户侧消弧装置的运行

随着电力科技的发展，用户侧的设备对安全、可靠的要求越来越高。在10千伏配网系统中，随着电缆线路的增多，单相接地故障电流明显增大，另外单相接地运行造成非故障相电压升高，这两者都使设备绝缘遭到严重威胁。变电站10千伏母线消弧线圈并联小电阻接地系统的建设有效地解决了上述问题，但在其投入运行之后，用户侧安装的消弧装置则显得不合时宜，应该退出运行。

1 10kV电网消弧系统工作原理

1.1 接地变中性点经消弧线圈接地工作原理

10kV系统正常运行时，消弧线圈两端没有压降，没有电流。当系统发生单相接地故障时，接地相对地电压近似于零，中性点对地电压上升为相电压，非故障两相对地电压均上升为线电压。此时，消弧线圈在中性点电压作用下流过电感电流，设定电感使与非故障相对地电容电流幅值近似，形成全补偿，使接地故障点的接地电流近似为零，从而达到灭弧、防止故障发展扩大的效果。

1.2 接地变中性点经消弧线圈并联小电阻接地工作原理

当系统采用消弧线圈并联小电阻（下称“消并小”）接地方式时，如前所述，在单相接地故障发生后一定时间内（一般设定为5秒），接地点电弧可由消弧线圈熄灭；当接地故障持续时间超过5秒，判定为永久性接地故障时，通过投切装置投入小电阻，以启动10千伏出线零序保护跳闸隔离故障点。这种中性点接地方式有以下优点：

图1 消弧线圈补偿原理图

相比直接经小电阻接地方式，消并小方式供电可靠性高。小电阻直接接地方式对于瞬时单相接地故障以及永久单相接地故障均作用于跳闸。由于配网的运行环境较为复杂，瞬时单相接地频繁发生且难以避免，小电阻接地方式使10kV线路频繁动作跳闸于瞬时单相接地，使供电可靠性得不到保障。而消并小方式仅仅对永久性单相接地故障动作跳闸，对于瞬时单相接地，由于消弧线圈的作用使大部分接地电弧难以重燃，从而使接地故障消失，不中断对用户的供电，保持较高的供电可靠性。

相比单纯的消弧线圈接地方式，消并小方式能快速隔离永久单相接地故障，使系统迅速恢复正常运行。传统的单纯消弧线圈接地方式对于永久接地故障只能进行接地告警发信，而不能通过10千伏出线零序保护直接动作跳闸，调度值班人员根据接地告警发信所持续的时间人为判断永久故障，然后决定手动断开10千伏出线站端开关，这个过程相对耗时较长，在此期间非故障相的对地过电压对设备绝缘有一定的伤害。而消并小方式则能在永久接地故障发生后快速合闸投入小电阻（5秒），使10千伏出线零序保护动作跳闸隔离故障，避免单相接地长时间运行对系统造成的伤害。

图2 消并小电气图

图3 消并小工作逻辑图

2 中性点非有效接地系统用户侧消弧装置的原理

如图4所示，用户侧的消弧装置主要由分相控制的高压真空接触器构成。当装置采样的开口三角电压升高越限而其中两相电压接近或超过线电压值时，消弧控制器根据故障相对地电压的变化判断是弧光接地还是金属接地。当发生单相弧光接地时，控制器对该相高压真空接触器开关发出合闸命令，使故障相直接接地（故障相对地电压直接降为零），熄灭故障点的接地电弧，限制弧光接地过电压，有效控制接地故障的继续发展。

图4 用户侧消弧装置电气图

3 消并小接地方式系统的用户侧安装消弧装置的弊端

根据用户侧消弧装置的工作原理，其仅适用于中性点非有效接地的10千伏系统。对于中性点消并小接地系统，由于其已经能很好地应对其整个10千伏系统的所有出线单相瞬时接地和永久接地这两种情况，若再在某出线的用户侧安装上述消弧装置，则将使该10千伏系统的任何出线、任何一次、任何一点单相瞬时接地故障变成该用户所在线路的永久接地故障，从而使该10千伏出线的零序保护动作跳闸，大大增加了故障跳闸停电的概率，起到画蛇添足的作用。

4 结语

目前我局大部分变电站10千伏系统已完成消弧线圈并联小电阻接地的改造建设并投入运行，总体运行效果良好。运行实践证明，在消并小系统中，在10千伏专变用户侧安装消弧装置将明显增加10千伏线路的故障跳闸概率，降低其供电可靠性。由于变电站消并小改造是大势所趋，所以任何10千伏专变用户均不应安装消弧装置，已经安装投运的应尽快退出运行。