隨著變配電系統中6kV一35kV中低壓開關柜的廣泛應用，由開關柜內發生弧光短路故障而引發的供配電設備損壞事故Et益增多。中低壓開關柜在內部發生短路故障時，必然出現電弧光的現象，而電弧光是供電設備損壞的能量來源。目前電網內無人值守的變電站數量迅速增多，但存在保護不*的弱點，由于開關柜的弧光短路故障沒有得到及時清除，發展為中低壓母線故障，事故范同擴大，弧光短路故障的高溫、高壓、高能通常會燒毀整段母線設備，造成變電站供電區域大面積停電的嚴重事故，進而造成重大的經濟損失。因此，在6kV～35kV中低壓開關柜內安裝快速、可靠的電弧光保護裝置，快速檢測并切除開關柜內的弧光短路故障，防止事故擴大，提高供電可靠性是十分有必要的。

       本文根據在新疆油田電網中因弧光短路引發的停電事故，結合相關理論分析了弧光短路故障的成因及特征，介紹在實際工程使用電弧光保護裝置來減少因弧光短路故障引發停電事故的技術措施。

       電弧光短路故障是電力系統中比較常見的故障，絕緣損壞、外來物體進入、人為操作失誤、設備老化以及系統方面的原因都可能引起電弧光短路故障。電弧是放電過程中發生的一種現象，當兩點之間的電壓超過其工頻絕緣強度就會發生。當兩點之間的電壓升高時，在電近處空氣中的正負離子被電場加速，在移動過程中與其它空氣分子碰撞產生新的離子，這種離子大量增加的現象稱為“電離"，空氣被電離的同時，溫度隨之急劇上升產生電弧，這種放電稱為弧光放電。弧光放電一般不需要很高的電壓，屬于低電壓大電流放電。只要放電點兩端的電壓提供的能量足以補償熱損耗并維持適當的溫度條件，電弧將會持續發生如果電弧被拉長和冷卻，電弧會因維持它的必要條件缺，大進而熄滅。弧光放電按電弧發生的不同部分可分為帶電導體問的電弧、帶電導體與地之間的電弧和絕緣表面的爬電。電弧故障的危害程度取決于電弧電流及切除時間，電弧產生的能量與It成指數規律快速上升(如圖1所示)按IEC一62271—200標準和IEEEC37．20．7標準規定．開關柜能承受內部放電燃弧的時間僅為lOOms，目前市場上銷售的開關柜基本是按照IEC標準制造，當總切除時間大于lOOms時．將會對設備造成不同程度的損害。實際中，當中低壓開父柜內發生弧光短路時，南于電弧電阻的原岡，短路電流往往達不到過流、速斷整定值而不能快速動作切斷故障、電弧持續燃燒的結果是釋放m巨大的能量。由于沒有得到及時清除，發展為中壓母線故障，燒毀開關柜，造成變電站停電。

       中低壓殲關柜柜體內形成電弧的過程可分為4個階段。1)壓縮階段：電弧占據了整個空氣空間．柜內的空氣被加熱；2)擴展階段：柜體內壓力增加，在這個階段其壓力達到大值．并因為熱空氣的釋放而開始減弱；3)發射階段：由于電弧能量的持續釋放．幾乎所有的柜內空氣被壓力擠壓出去；4)發熱階段：在驅逐出空氣后，柜內的溫度幾乎達到電弧的溫度，直至熄滅。此時，所有金屬和絕緣體在受到產生的氣體、炯霧和溶蝕物質顆粒的侵蝕后融為一體。

       近年來．新疆油田電網發生多起無人值守變電站內弧光短路故障引發火災，燒毀電氣設備，造成變電站停電的事故。以新疆油田電網中發生的近一次弧光短路引發變電站火災事故為例，負責新疆油田供電的陸梁35kV變電站內35kV電壓互感器發生c相接地，導致非接地相相電樂升高，擊穿電壓互感器B相絕緣薄弱點后．發生BC相短路，上級l10kV變電站線路保護動作，35kV線路停電，BC相短路消除，隨后線路重合閘動作，開關重合后，35kV變電站恢復送電，但站內存在單相接地故障持續約20min，再次發生BC相短路，上級110kV變電站保護動作，斷路器斷開故障電流，重合閘起動，母線保護動作，斷開故障電流。由于該35kV變電站是無人值守變電站，運行人員趕到現場時，變電站內35kV配電室已經發生火災．35kVI段母線上開關柜大部分被燒毀，變電站供電區域內的油田生產設施全部因停電停運，給油田生產造成嚴重經濟損失。

       究其原因，目前新疆油田電網電力系統6kV～35kV中性點采用的是不接地運行方式，根據《電氣事故處理規程》的規定，在出現單相金屬性接地時，可以運行1h-2h，在出現單相弧光接地時可以運行15min,上述事故變電站在出現單相接地短路后仍然運行20min左右．沒有及時切除弧光短路故障，直到相問弧光短路燒毀開關柜設備，導致上級變電站保護動作。由此可見在實際作中一旦產生弧光接地，過電壓以及大的接地電流對電氣設備的損壞是十分迅速的。本次事故短路點發生在連接于35kV時線的電壓互感器上，故障很快波及到母線．但在目前保護配置中．中低壓開關柜內母線沒有配置母線保護，母線上儲現短路故障只能依靠上的保護動作(如變壓器的后備過流保護)，動作時間為1.4s～2.0s，無法滿足快速切除母線故障的要求，導致事故擴大，開關設備損毀。從電網宏觀層面分析，隨著近些年電網內電力電纜使用數量的逐漸增多，在電力電纜與大地之間存在等效電容，其單相接地電容電流已經達到了相當大的程度，發生事故的變電站單相接地電流經過計算約為22A，正好處在及其容易發生單相弧光接地電流10A～30A的區間內，從而引發弧光短路故障。

       新疆油田電網中近年來發生35kV變電站因為弧光短路故障引發停電事故．經分析都是南單相弧光接地引起過電壓，弧光接地在接地點造成弧光間隙性反復燃燒，而產生的過電壓倍數可達到正常相電壓幅值的3倍～3.5倍，其電壓幅值大大超過了電壓互感器絕緣層和對地空氣絕緣間隙所能耐受的電壓幅值．并在絕緣薄弱環節擊穿，造成相間短路，形成相間弧光短路，終引起火災．燒毀配電開關設備。

       綜上所述，變電站弧光短路故障通常開始于單相接地，因為中性點不接地運行方式，允許出現單相接地后短時間內繼續運行，在這段時間內，接地點處其易形成不穩定的間隙性弧光接地。從而產生過電壓．擊穿系統中絕緣薄弱地方。同時強烈的電弧將引起兩相或相短路，形成相間弧光短路，造成電氣設備嚴重破壞，危及供電。

3．1弧光保護原理

       電弧光保護主要是通過對檢測弧光與故障電流，將總故障切除時間控制在開關柜可承受的燃弧時間內，將弧光短路的危害降到低。電弧光保護系統測量的光和電擁有不同的物理性質的參數，系統利用光與電相與的判據原理，當個判據均滿足動作要求時，發出跳閘命令動作于斷路器跳閘(如圖2所示)。目前的電弧光保護響應速度，從檢測電弧光到繼電器跳閘輸出僅需要5ms～7ms的時間。

3．2電弧光保護在油田電網的應用

       國外在20世紀90年代初開始將弧光保護用于中低壓開關柜內部故障保護，目前電弧光保護在歐美國家得到廣泛的應用。中國于2000年后開始使用進口專用母線電弧保護，2010年后國產自主知識產權的產品也已投入市場。

      目前在新疆油田電網實際建設運行中．對供電可靠性要求較高、停電后會產生較為嚴重損失的變電站(如新疆油田公司數據中~35kV變電站、克拉瑪依石化公司1#llOkV變電站)內的6kV～35kV開關柜均安裝了電弧光保護裝置。項目中采用了電弧光保護裝置(如圖3所示)，在變電站內每段10kV高壓開關柜內裝設一套電弧光保護裝置，完成在弧光短路故障下對母線和電纜頭的快速保護，可以避免弧光故障時產生的電弧光對設備及人員造成的嚴重傷害。在各回路的母線室、電纜頭室分別配置弧光點傳感器，當母線室內發生弧光故障時，快速斷開本段母線的進線斷路器和母聯斷路器；電纜頭室發生弧光故障時，快速斷開出線回路斷路器而不影響母線及其他回路，故障擴大，減少停電范圍。

       電弧光裝置由控制主單元、I／O單元、弧光傳感器以及通訊連接電纜組成。其中主控單元主要功能為接收直接弧光擴展單元的弧光信號，對兩組三相電流、零序電流、零序電壓檢測。通過對接收到的數據進行處理，通過電流過流和弧光雙重判據，進行編程，發出跳閘指令。同時對所有單元持續自檢，具有斷路器失靈保護和弧光故障定位功能；弧光擴展單元功能主要為接人多個弧光傳感器(可多接人12個弧光傳感器)解決了主控單元弧光傳感器接入接口少的問題，接收弧光信號后將弧光信號傳輸給主控單元、完成電纜頭弧光保護的跳閘輸出。弧光傳感器具有270°的檢測范圍，直接連接至弧光擴展單元，用于弧光的實時監測。通訊電纜：在主控單元與擴展單元和弧光傳感器之間傳輸電源、監控信號和跳閘信號。目前弧光保護裝置的整定值應小于主變后備保護過流I段定值，保護動作時間應小于5ms。裝置安裝運行至今已近半年時間，運行穩定．未發生誤動、拒動等現象。

       ARB5-弧光主控單元

（1）＊表示可選附件，需要另外增加費用1500元。

（2）主控板和采集板數量之和不能大于4。

（3）弧光探頭到采集板的長度不能超過20米。

（4）如有特殊要求，請特別注明。

       弧光保護主控單元、探頭安裝圖如下。

       隨著電網的不斷發展，中低壓開關設備在電網與用戶之間的“樞紐"作用越來越顯著，而弧光短路故障對中低壓開關設備的損壞以及對電力系統運行帶來了嚴重影響。電弧光保護作為一種可以快速切除中低壓開關柜內弧光短路故障的技術手段，具有原理簡單、動作可靠迅速等優點。因此，隨著人們對電弧光保護認識的深入，其運行和整定也將更加成熟和*，在丁程實踐中推廣使用電弧光保護。消除弧光短路故障對中低壓開關設備的影響，保證用戶用電可靠性要求，具有重要的現實意義。

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