配电网消弧线圈优化控制策略

2018-04-19吴文晓杨学君

浙江电力 2018年3期

吴文晓，许燕，杨学君，由静

（1.国网浙江省电力有限公司金华供电公司，浙江金华 321017；2.国网技术学院，济南 250000）

0 引言

随着我国“智能电网”战略的实施，电网的安全稳定运行面临着新的挑战。配电网中单相接地故障发生概率最大，系统发生单相接地故障后快速、准确地选出故障线路对于电网安全运行具有重要意义。

我国配电网的中性点运行方式多为小电流接地运行方式。目前，对于小电流接地系统尤其是中性点经消弧线圈接地的谐振接地配电网，故障选线的可靠性还有待提高[1]。多种选线方法诸如暂态行波法[2]、小波奇异性检测法[3]、注入法[4]被提出，选线的可靠性大大提高。其中，基于暂态量的选线方法[5－6]的正确率受多种因素影响，对设备要求高；注入法则需要对一次设备进行操作，硬件投资高，代价比较大；而基于稳态量的选线方法原理简单，可靠性高[7－10]。文献[11]提出了零序电流综合增量法，利用故障后2次调节电感对应的系统量测信息进行故障选线，该方法不需要装设额外设备，实现方便。但是，该方法定义的零序电流综合增量受过渡电阻和故障距离的影响，当发生电弧接地、绝缘击穿等高阻接地时，中性点电压减小，零序电流综合增量降低致使故障特征不明显，从而影响选线成功率[12]；文献[13]提出了基于改进的零序电流综合增量法，增大了故障线路与非故障线路的差异性。

对于谐振电网，传统基于稳态量的选线方法为了保证选线成功率，通常增大消弧线圈补偿度的变化量，但是故障点的残流增大，不但不利于熄弧，还会加重故障程度，使得故障向更为严重的方向发展。为了实现消弧与选线的兼顾，解决消弧与选线间的矛盾，在考虑交流电弧熄弧条件的前提下，提出了基于改进零序电流综合增量法、兼顾消弧与选线的消弧线圈最优控制策略，并通过PSCAD仿真实验验证了控制策略的有效性。

1 综合增量法选线原理

图1为谐振接地系统发生单相接地故障时补偿电网电路图。设电网共有n条支路，支路i的A相经电阻Rd发生单相接地，接地电流的参考方向如图所示。

其零序等值电路如图2所示。

图1 补偿电网系统

图2 零序电路等值电路

式中：U0为故障点的零序电压；Cj和rj分别为健全支路的对地电容和等效电阻，j=1，2，…，n（j≠i）。

由于在配电网中，多采用Y－Δ接法，故主变压器支路零序电流为零；消弧线圈支路电流为：

式中：rL，L分别为消弧线圈电阻及电感。

根据图2知，系统发生阻值为Rd的单相接地故障，消弧线圈导纳为[1/rL－j（1/ωL）]时，中性点电压为：

式中：CA，rA分别为A相对地电容和电阻。

消弧线圈改变档位，导纳为[1/rL－j（1/ωL′）]时，中性点电压为：

消弧线圈补偿度的变化必然引起零序回路中零序电流的改变，定义零序电流综合增量为：

由公式（1）—（6）知，非故障线路补偿程度改变前后零序电流的变化量为：

因此，改变消弧线圈导纳前后，非故障零序电流的综合增量无变化，故障线路的零序电流综合增量发生变化，根据流入线路零序电流的综合增量是否发生变化，可以找出发生单相接地故障的线路。

2 改进综合增量法

2.1 改进综合增量法选线原理

考虑到传统的综合增量法在高阻接地情况下故障特征不明显，为此提出改进的综合增量法，旨在尽量减小脱谐度变化量的情况下保证故障特征，从而保证选线的正确性。

对于任意一条线路k，进行如下定义，并且满足：

对于非故障线路公式（9）可写作：

对于故障线路，结合公式（3），可将公式（9）写作：

定义零序电流的改进综合增量，见公式（12）：

根据公式（12），非故障支路与故障支路的零序电流改进综合增量分别为：

由公式（7），（8），（13），（14）可知，相比于传统的零序电流综合增量法，采用改进的零序电流综合增量法后，故障线路与非故障线路的差异更加显著了，故障线路零序电流改进综合增量的变化量为消弧线圈电流变化的（n－1）倍，且非故障线路与故障线路的零序电流改进综合增量变化趋势相反。当系统越复杂、线路条数越多，故障线路的增量越明显。因此，在消弧线圈脱谐度改变量相同的情况下，改进后零序电流综合增量法使得故障线路与非故障线路的差异更加显著，在满足有效选线的前提下，可以有效降低残流量，降低选线对消弧造成的不利影响。

2.2 故障期间消弧线圈最优控制策略

我国低压配电网多数采用小电流接地运行方式，而且随着系统对地电容电流的日益增大，谐振接地电网所占的比重将越来越大。在谐振接地电网中，由于接地点的电容电流受消弧线圈的感性电流补偿，使得电网供电的可靠性提高，但如何提高消弧线圈的补偿性能，在保证消弧线圈有效消弧的前提下可靠选线引起人们的极大关注。消弧与选线一直是个矛盾，消弧线圈的存在会减弱零序电流信号，降低传统依靠零序电流幅值差异进行选线方法的可靠性，若增大故障点残流又可能造成电弧重燃，严重威胁电力系统安全。基于改进后的零序电流综合增量法，通过消弧线圈故障期间的优化控制策略可实现消弧与选线的兼顾。

根据消弧理论[13－14]，接地点残流小于10 A时，电弧能够自行熄灭，一些瞬时性故障能自行消失，因此当故障发生后精确控制消弧线圈使接地点残流小于10 A便可以实现有效的消弧，但接地点的残流越小，故障选线越困难[15]。对消弧线圈而言，其主要作用是消弧，其次是补偿永久性接地故障时的接地电流。为此，系统消弧线圈的控制满足以下原则更有利于实现消弧与选线的兼顾：在故障发生后，消弧线圈调节至全补偿点，二次调节点在满足故障点残流小于10 A的前提下，尽可能地大即可。根据这个思想，以下给出基于改进综合增量法的消弧线圈故障期间的优化控制策略。

根据公式（5）可得：

3 仿真分析

基于PSCAD的仿真系统原理见图3。系统为10 kV配电网，仿真试验测试文中所提方法用于谐振接地系统中在消弧和选线方面的表现。电网系统 L1， L2， L3， L4， L5这 5 条出线的长度分别为9 km，11 km，7 km，5 km，13.5 km，电网线路模型采用贝杰龙模型，系统总的对地电容为341 μF，故障设置在线路上。

图3 仿真系统

利用仿真模型，设置不同过渡电阻、故障距离下的单相接地故障。考虑到测量设备存在误差，为了保证熄弧效果，设置β=0.9，即二次调节消弧线圈使得故障电流的目标残流达到9 A。谐振状态对应的电感为1.174 2 H，对应每种故障将消弧线圈的电感从L对应的系统全补偿状态调节至文中对应的参数设置L′，详见表1。

以Rd=50 Ω，l=5.0 km故障情况为例，根据公式（17）的控制策略，给出此控制策略下的故障点残流变化情况（见图4）。仿真设置在0.2 s发生单相接地故障，0.3 s消弧线圈调至谐振状态，0.45 s消弧线圈进行第二次调节，故障点残流控制目标为9 A，根据仿真波形，电流峰值不大于14 A，即有效值小于10 A，低于电弧重燃水平，满足熄弧要求。

表1 消弧线圈二次调节值

图4 故障点流残流变化情况

表2给出了采用零序电流综合增量法选线与其改进方法的选线情况对比。分析表中数据，传统基于零序电流综合增量故障线路与非故障线路间的差异性较改进后的零序电流综合增量法的差异性要小，即故障特征表现得不够显著，因此在诸如发生高阻性接地故障时，要牺牲消弧线圈的消弧性能来保证选线的成功率。同时，发现在系统中的线路L5为健全线路，但与其他健全线路的零序电流增量变化情况不一致，究其原因是该线路较其他线路要长得多，传统的方法选线错误，而改进后的方法虽然该条线路的变化情况与其他线路不同，但不影响正确选线。

4 结语

针对消弧与选线矛盾的问题，提出了基于改进零序电流综合增量法的消弧线圈优化控制策略。相比传统基于综合增量的选线方法，改进的综合增量法能够增大故障线路与非故障线路间零序电流综合增量，从而增大故障线路与非故障间的差异性，减小过渡电阻、故障位置及过长线路对选线正确率的影响。提出的消弧线圈优化控制策略能够在保证选线可靠性的前提下，最大程度地降低故障点的残流，从而实现消弧与选线的兼顾，提高供配电系统的可靠性。