林 海黄莹雪秦忠明任向阳

(1.广西电网有限责任公司南宁供电局,广西南宁530022;2.华电南宁新能源有限公司,广西南宁530000)

0 引言

随着电力需求的增加、电网规模的壮大和线路电缆化程度的提高,系统对地电容电流呈快速增长趋势,越来越多的配电网由于面临着消弧线圈补偿容量不足的问题不得不进行增容改造[1]。然而,现有的消弧线圈设备更换困难,成本花费大,又比较耗时,在更换期间系统得不到消弧线圈的有效补偿,系统承担风险较大[2]。针对此,在传统谐振接地系统基础上加装小容量消弧线圈进行分散补偿这一接地方式应运而生,因为其扩容容易、安装方便等优点而被广泛研究和运用[3]。但是,无论是传统谐振接地系统还是分散补偿接地系统,因为消弧线圈对电感电流的补偿作用,难以找到具有明显故障特征的电气信号作为可靠的选线依据,都在接地故障选线技术方面面临着难题;再者,暂态信号难以被检测到,这进一步增大了采集故障特征信号的难度,使得实际选线效果不理想[4-6]。此外,故障边界条件复杂、影响因素众多、随机性和偶然性较大等都对故障信号有不同程度的干扰和影响,从而使选线难度进一步增大[7-8]。

目前,小电流接地选线方法主要分为两大类:稳态法和暂态法[9-12]。每一种选线方法都有各自的适用条件和范围,不能应用于所有的单相接地故障情况,这大大增加了谐振接地系统的选线难度[13-14]。在消弧线圈分散补偿接地系统中,由于消弧线圈数量的增加和补偿点的多样,更增加了选线的复杂度。倘若采用线路的零序电流作为选线信号,要善于利用现有的设施和条件,找到零序电流在故障线路与非故障线路之间的明显差异[15-16]。如果能找到一种选线方法,既能保证主消弧线圈的自动跟踪补偿作用,又能采集到能区分故障线路和非故障线路的明显的零序电流信号,这不仅解决了消弧线圈给单相接地故障选线技术带来的难题,同时也有利于提高配电网运行的安全性和可靠性。因此,本文以消弧线圈分散补偿下各线路的零序电流特征为基础,对消弧线圈分散补偿接地系统的故障选线方法进行探讨和研究,同时针对具体工程遇到的问题展开研究。

1 分散补偿故障特征分析

1.1 零序电路分析

采用分散补偿时,三相五柱式消弧线圈因为其体积小、重量轻和安装维护方便等优点而受到欢迎[15]。按照分散补偿消弧线圈安装位置的不同,可以分为主站扩容安装、母线安装、线路末端安装3种方式。当系统电容电流较大时,安装在线路末端的消弧线圈可能不止一个[16]。在这3种方式中,按照单相接地故障可能发生的位置不同,可将其划分为4类,对应的零序电流流通情况如图1所示。其中,LA为主消弧线圈,LB和LC为分散补偿消弧线圈,K为主消弧线圈投切控制开关,d为故障点。

图1所示4类单相接地故障对应的零序电路如图2所示。图2中:L为主消弧线圈的零序等值电感;L0、L n-1和L n为分散补偿消弧线圈的零序等值电感。

1.2 零序电流计算

1)主消弧线圈断开前的零序电流计算。

图1 单相接地故障的类型及其零序电流分布Fig.1 Type of single-phase ground fault and zero sequence current distribution

假设共有n条线路,线路i为非故障线路,线路j为故障线路,取零序电流正方向为从母线流向线路的方向。主消弧线圈开关K断开之前,各线路的零序电流计算如下。

图2 4类接地故障对应的零序电路图Fig.2 Zero sequence circuit diagram corresponding to four types of ground faults

非故障线路i首端的零序电流为本线路对地零序电容电流与本线路分散补偿消弧线圈补偿的零序电感电流(若本线路没有安装分散补偿消弧线圈,则补偿的零序电感电流取0)之和,方向为母线流向线路,其零序电流表达式为

故障线路j首端的零序电流等于所有非故障线路首端的零序电流与主消弧线圈补偿的零序电感电流之和,方向为线路流向母线,其零序电流表达式为

式中:为主消弧线圈提供的零序电流;L为主消弧线圈的零序等值电感大小。

2)主消弧线圈断开后的零序电流计算。

非故障线路i首端的零序电流为本线路对地零序电容电流与本线路分散补偿消弧线圈补偿的零序电感电流(若线路没有安装分散补偿消弧线圈,则补偿的零序电感电流取零)之和,方向为母线流向线路,其表达式为

式中为主消弧线圈断开后系统的中性点位移电压。

故障线路j首端的零序电流等于所有非故障线路零序电流之和,方向为线路流向母线,其表达式为

2 选线基本步骤及选线判据

系统处于正常运行状态时,主消弧线圈和分散补偿消弧线圈都处于工作状态,一旦发生单相接地故障,由零序电压信号启动程序,立即开始对各线路的零序电流信号进行采样;然后短时断开主消弧线圈的连接开关,信号采样完成后快速闭合该开关,继续发挥主消弧线圈的补偿效果;最后通过分析和比较主消弧线圈退出运行前后各馈线的零序电流变化特征值,从而得出选线结果。具体步骤如下文所述。

1)采用配电网中性点位移电压作为单相接地故障的判断依据,当中性点位移电压大于相应的阈值时,延时一定的时间(比如1 s)后开始采集各馈线的零序电流信号;

2)断开中性点与主消弧线圈之间的开关,使自动跟踪补偿消弧线圈短时退出运行,延时一定的时间(比如1 s)后又开始采集各馈线的零序电流信号;

3)信号采集完成后再次投入主消弧线圈,以保证消弧线圈的补偿效果;

4)根据采集到的主消弧线圈切断前后各线路的零序电流信号,对主消弧线圈切断前后各线路的零序电流进行额定化计算、求差并计算零序电流变化特征值,从而选出发生单相接地故障的线路。

结合上述主消弧线圈切断前后各线路零序电流的比较和分析,可得分散补偿接地系统的单相接地故障选线判据如下:非故障线路的零序电流变化特征值为;发生单相接地故障线路的零序电流变化特征值为;母线发生单相接地故障时,各馈线均为非故障线路,其零序电流变化特征值均为0。

3 仿真验证

用Matlab建立图1所示4类分散补偿接地系统相对应的仿真模型。仿真模型设置如下:该4类系统对应的仿真模型中变压器变比均为为110 k V/10 k V,均包含相同的5条线路(依次分别记为L1、L2、L3、L4和L5),线路L1—L5依次分别对应4条线路长度依次为15、16、12、11 km的电缆线路和1条由10 km架空线路和8 km电缆组成的混合线路。电缆线路的参数设置如下:R0=2.7Ω/km,L0=1.02 m H/km,C0=0.28μF/km,R1=0.27Ω/km,L1=0.255 m H/km,C1=0.339μF/km。架空线路参数设置如下:R0=0.386 4Ω/km,L0=4.126 4 m H/km,C0=7.751 nF/km,R1=0.0127 3Ω/km,L1=0.933 7 m H/km,C1=12.74 n F/km。第1类系统的分散补偿消弧线圈与主消弧线圈并联安装,第2类系统的分散补偿消弧线圈安装在母线上,第3类和第4类系统的分散补偿消弧线圈均安装在线路L4和L5末端;第1类至第4类系统的故障点分别设在线路L5、L5、L1和L5上;假设系统在0.05 s时发生单相接地故障,其故障点过渡电阻为5Ω,并在0.4 s时切断主消弧线圈开关和在0.5 s时重新合上主消弧线圈开关。

系统总的对地电容电流为104.5 A,分散补偿额定补偿电流设为42 A(对于第1类和第2类系统由1个额定补偿电流为42 A的消弧线圈补偿,对于第3类和第4类系统由2个额定补偿电流为21 A的消弧线圈共同补偿),取失谐度为-5%,则主消弧线圈的调谐额定零序电流为22.75 A,即I LN=22.75 A。

对图1这4类不同的分散补偿消弧线圈系统进行仿真及分析,得到的系统中性点位移电压U0和各线路首端的零序电流(依次记为I01—I05)波形如图3所示。

由图3分析可知:

1)由第3类和第4类仿真结果可知,分散补偿消弧线圈所在线路为非故障线路时,该消弧线圈优先补偿本线路的电容电流,但此线路的零序电流变化仍然很小。

2)无论是哪一类消弧线圈分散补偿接地系统,在主消弧线圈退出工作状态前后,零序电流变化较小的是非故障线路,而零序电流变化较大的是故障线路。

对图3的仿真结果按式(5)—(8)进行零序电流的额定化计算,然后仿照式(9)(10)求出各线路的零序电流额定变化量,最后仿照式(11)(12)求出各线路的零序电流变化特征值,见表1。

表1 零序电流变化Table 1 Changes of zero sequence current

由表1可知,第1类系统的L5、第2类系统的L5、第3类系统的L1和第4类系统L5分别对应的零序电流变化特征值为0.989、1.016、0.979和1.009,与1非常接近,选线时可认为其特征值等于1,而其他线路的零序电流特征值非常接近0,选线时可认为其特征值等于0。根据前述选线原理,可得这4类系统的选线结果分别为L5、L5、L1和L5,与实际相符。

图3 中性点位移电压和各线路零序电流波形Fig.3 Neutral displacement voltage and zero sequence current waveform of each line

4 选线方法的普遍适应性分析

以上仿真和研究是在假定故障发生在消弧线圈分散补偿接地系统的线路上且过渡电阻和消弧线圈补偿度不变的情况下进行的,但考虑到实际中单相接地故障具有复杂性和多变性,有必要验证上述选线原理和方法在不同的故障情况均能正确选线。

4.1 母线故障

根据实际运行经验,单相接地故障在母线侧也常有发生。保持上述4类系统仿真模型其他参数不变,把故障点设置在母线上,运用上述选线原理和方法,在不同的分散补偿消弧线圈安装方式下所得各线路的零序电流变化特征值见表2。

表2 母线故障时各线路零序电流变化特征值Table 2 Eigenvalues of zero sequence current variation of each line in bus fault

可见,各馈线的零序电流变化特征值均约等于零,于是可认定L1—L5均为非故障线路,在母线侧发生了单相接地故障,所得选线结果与实际相符。

4.2 过渡电阻的影响

由于故障边界条件的复杂性,在不同的环境和条件下发生接地故障时其过渡电阻一般不相同。保持第3类系统仿真模型其他参数不变,改变故障点过渡电阻大小(5～10 000Ω),可得在不同过渡电阻下各线路的零序电流变化特征值见表3。

表3 不同过渡电阻时各线路零序电流变化特征值Table 3 Eigenvalues of zero sequence current variation of each line in different transition

表3所得选线结果与实际相符,可见系统在不同过渡电阻下发生单相接地故障时,通过运用上述选线原理和方法,能够保证正确的选线结果。

4.3 消弧线圈补偿度的影响

消弧线圈补偿度的不同会影响到故障点接地残流的大小,在保证故障点接地残流满足熄弧要求的前提下,对改变消弧线圈补偿度对选线结果有没有影响展开研究。保持第3类系统仿真模型其他参数不变,通过改变主消弧线圈的电感值,可得在不同失谐度下各线路的零序电流变化特征值见表4。

可见,在消弧线圈不同补偿度下,利用各馈线的零序电流变化特征值作为选线依据仍然能够正确选线。

表4 不同补偿度时各线路的零序电流变化特征值Table 4 Eigenvalues of zero sequence current variation of each line at different compensation

4.4 零序电流变化特征值的整化

研究和仿真结果均证明,由于变压器和线路串联阻抗的存在,使得实际上按式(11)(12)算出的零序电流变化特征值距0或1会有很小的偏差,故障线路的零序电流变化特征值范围在0.96～1.02,非故障线路的零序电流变化特征值不大于0.1。为了让本文前述选线判据的使用更加简单、方便,在实际应用中,应先将按式(11)(12)求得的非故障线路和故障线路的零序电流变化特征值进行整数化(简称整化)处理,方法如下:首先将所求得的零序电流变化特征值小数点后面只保留一位小数,然后将小数点后保留的一位小数进行四舍五入处理。如此得到的零序电流变化特征值非0即1,使得前述判据的应用(尤其是计算机编程时)更加确切。

5 工程实际适用性分析

解决单相接地故障选线问题的关键不仅在于选线方法本身,更重要的是方法在实际现场中的适用性,下面结合工程实际对选线方法的适用性进行分析。

5.1 主消弧线圈投切过程的过电压分析

消弧线圈尤其是主消弧线圈在发生单相接地故障时发挥着重要的作用,在应用前述选线方法时需短时断开主消弧线圈,有必要对主消弧线圈投切过程中的过电压问题进行考虑和分析。

保持第4类系统的仿真模型和参数不变,模拟间歇性弧光接地故障和永久性单相接地故障。按照工频熄弧理论,假定故障相在工频电压最大值时发生绝缘击穿,接地电弧随之产生,往后每隔半个工频周期发生一次熄弧和重燃。为了使仿真所得的过电压尽可能大,把过渡电阻设为0,可得发生上述2种单相接地故障时主消弧线圈投切过程的过电压波形分别如图4—5所示。

图4 间歇性弧光接地故障时投切主消弧线圈引起的过电压Fig.4 Over-voltage caused by the switch off the main arc suppression coil when intermittent arc ground fault

图5 永久性单相接地故障投切主消弧线圈引起的过电压Fig.5 Over-voltage caused by the switch off the main arc suppression coil when permanent single-phase earth fault

根据图4—5的过电压波形,计算可得系统发生间歇性弧光接地故障和永久性接地故障时投切主消弧线圈过程引起的最大过电压倍数分别为2.52 pu和1.78 pu,均在绝缘水平可承受范围之内。其中一个主要原因是主消弧线圈退出运行之后还有分散补偿消弧线圈在运行,依然对弧光过电压有一定的抑制作用。

由此可见,系统发生单相接地故障时,主消弧线圈短时退出再投入的过程并不会产生很高的过电压,产生的过电压水平完全在系统绝缘水平可承受范围之内。

5.2 选线判据对零序电流互感器的容差分析

系统发生单相接地故障时,各线路的零序电流会随着过渡电阻增大而减小,而由于零序电流互感器测量精度的原因,测量较小的零序电流时存在较大的误差。因此,有必要研究在零序电流互感器一定的精度下,上述选线判据的适用性。

下面以第4类系统的仿真为例,在零序电流互感器测量误差高达30%的前提下,针对上述选线判据对零序电流互感器的容差能力进行分析。

故障线路零序CT测量误差为-30%～30%时,在不同过渡电阻下,零序电流变化特征值见表5。

表5 零序CT测量误差为-30%～30%时故障线路的零序电流变化特征值Table 5 Eigenvalues of zero sequence current variation of fault line when the zero sequence CT measurement error is-30%～30%

由表5可知,零序CT测量误差为-30%～30%时,经计算得到的故障线路的整化特征值均为1。当过渡电阻Rd大于3 000Ω时,故障线路零序电流变化的整化特征值不一定为1,有可能引起误判。

非故障线路以线路1为例,零序CT测量误差为-30%～30%时,在不同过渡电阻下线路1的零序电流变化特征值见表6。

表6 零序CT测量误差为-30%～30%时非故障线路(以线路1为例)的零序电流变化特征值Table 6 Eigenvalues of zero sequence current variation of non-fault line(take line 1 as an example)when the zero sequence CT measurement error is -30%～30%

由表6可得,当过渡电阻Rd不大于3 000Ω时,零序CT测量误差为-30%～30%时,经计算得到的非故障线路的整化特征值均为0。

综上可得,当接地过渡电阻大于3 000Ω时,由于零序CT测量精度的原因,前述选线判据在工程实际应用时不宜采用;当接地过渡电阻不大于3 000Ω、零序CT测量误差为-30%～30%时,前述选线判据可以正确甄选出故障线路。

5.3 选线判据在谐振接地系统的适应性分析

在消弧线圈分散补偿接地系统中,所有馈线都没有安装分散补偿消弧线圈时,等同于消弧线圈传统集中补偿谐振接地系统,由前述分析可知,故障线路的整化特征值仍为1,非故障线路的整化特征值仍为0。因此可得,由线路的零序电流变化特征值形成的选线判据并不受到小容量分散补偿消弧线圈有无的影响,在谐振接地系统中均适用。

6 结语

本文利用分散补偿接地系统各线路零序电流的特点和规律,在满足补偿要求的同时,通过开关控制主消弧线圈的投切,构建了以各馈线零序电流变化特征值作为选线信号的选线依据。计算和分析了消弧线圈分散补偿系统各线路零序电流的变化情况,经额定化计算、求差和标幺值换算及整化后可得非故障线路零序电流变化特征值必为0,而单相接地故障线路的零序电流变化特征值必为1。通过考虑故障位置、过渡电阻和消弧线圈补偿度等因素的影响,考虑选线判据在工程应用中的适用性,对不同的经消弧线圈接地系统进行仿真和分析,结果表明以各线路零序电流变化特征值作为选线依据是切实可行的。

本文提出的选线判据是基于故障电流的稳态值分析得出的,而实际应用中可以采用延时采样及滤波的方法消除暂态信号的影响。