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。
12楼
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。
回复
13楼
我也困扰这个问题, 对于中性点不接地系统为什么不能. 比如每个10KV回路都加零序CT, 接地的那一路零序电流最大, 比其他路应该打不少, 所以这一路应该就是接地的那路?
回复
14楼
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。
回复
15楼
yxdlkj, 按照你的意思, 就是说即便每个回路都装了零序互感器, 接地相的显示值也不一定是最大的, 有可能比不接地的显示还小?
回复
16楼
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。
回复
17楼
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。
回复
18楼
1.消弧装置的发展方向，是在接地发生之前——阻抗值变小——就能提前预报警！
2.接地点转移回路，应该串接一个经过计算的电抗器！
回复
19楼
如果串接经过计算的电抗器，问题这个电抗器无法计算：
1、单相弧光接地时，弧电阻是一个随机不确定的值，且系统电容电流随系统运行方式的改变而改变，故你说的这个电抗器无法计算，除非像动态消弧线圈一样做成动态的，如果做成动态的，电抗器体积很大控制复杂，无法放在柜体中，也就失去了消弧柜价格的优势，也就失去意义。
2、如果动态电抗器调整时，其感抗接近系统对地容抗时，发生串联谐振，就会严重危害系统，造成更大的事故。
回复
20楼
一篇发表的禁止使用故障相接地消弧装置论文
回复
21楼
对故障相经氧化锌电阻接地消弧的异议
回复
