CN103500992A - 一种配电网消弧线圈调谐方法 - Google Patents

Abstract

一种新型配电网消弧线圈调谐方法，系统正常运行时，随调式消弧线圈装置实时监测系统电容电流，并预调40％脱谐度，这样既保证中性点电压偏移不超过线电压的15％，又能在系统接地故障发生时抑制电弧接地过电压水平；当检测到单相接地时，消弧线圈经100ms时间窗口延时调至过补偿，钳制接地残流至5A以下，熄灭电弧；利用这100ms时间窗口进行选线，选线方法为基波群体零序电流比幅比相法。这种新型消弧线圈调谐方法，既能限制单相接地故障过电压水平，又能在各种单相故障接地情况下进行准确选线，解决了目前系统广泛应用的随调式消弧线圈故障选线成功率低的问题，有利于配电网的安全可靠运行。

Description

一种配电网消弧线圈调谐方法

技术领域

本发明涉及配电网领域，具体涉及一种配电网消弧线圈的调谐方法。

背景技术

近年来我国配电网发展迅速，其中的电力电缆线路规模随之日益增大，配电网系统电容电流急剧增加。为了提高供电可靠性，减小接地故障时的接地电流，需要对系统电容电流进行补偿，这可以通过系统中性点经消弧线圈接地来实现。随调式消弧线圈由于其优良的特性，在配电网中得到越来越广泛的应用。随调式消弧线圈在系统正常运行时，实时测量系统电容电流，并在远离谐振点的位置运行，理论上这时消弧线圈等值为一无穷大阻抗。当检测到系统发生单相接地时，迅速将消弧线圈电抗值调整至故障前测定的参数，对电容电流进行补偿，补偿方式为过补偿。在消弧线圈动作补偿接地电流，并判断为永久性接地故障后进行选线，选线原理包括小扰动法，并联中值电阻法等。随调式消弧线圈的调谐方式特点是先快速补偿以熄灭电弧，然后选线判断故障线路。但在实际运行中，消弧线圈装置对接地的判定需要一时间，影响了补偿的速度，而现有选线方法的选线准确率不能保证。因此，对随调式消弧线圈装置做出准确的评估，并针对性提出优化方案是十分必要的。

随调式消弧线圈是装置在系统正常运行时，测量系统电容性电流，并设定补偿参数，正常状态时消弧线圈在远离谐振点的位置处运行，当系统发生单相接地，迅速将电抗器调整至故障前测定的参数，对电容电流进行补偿。有多种消弧线圈都是按照上述随调方式调谐，包括相控式消弧线圈、调直流偏磁式消弧线圈和调容式消弧线圈等。

系统的运行方式的变化导致其电容电流改变，消弧线圈自动跟踪补偿装置必须及时测量当前运行方式下的电容电流，以确定消弧线圈的最佳补偿效果。

正常运行时，系统中性点对地会有电位，如果消弧线圈完全调谐，即全补偿方式，中性点电位将非常高。运行方式确定后，电网的三相对地电容不再改变，脱谐度的变化由消弧线圈电感值的改变引起。为了保证系统的正常运行，维护三相对地电压的平衡，中性点位移电压应不大于额定相电压的15％，随调式消弧线圈采用脱谐度远离谐振点的运行方式，理论上这时消弧线圈的等值阻抗为无穷大，即系统中性点不接地。

随调式消弧线圈有着良好的动作特性，比如相控式消弧线圈通过调整可控硅的导通角来实现消弧线圈阻抗的快速调整。一旦装置检测到单相接地故障发生，就可立即将消弧线圈调至低脱谐度的过补偿状态。在单相接地故障时，消弧线圈与电网对地电容发生并联谐振。消弧线圈运行在谐振点附近，从而减小故障点电流，保证接地电弧可靠自熄。

随调式消弧线圈对接地故障的判断需要一定时间，即装置响应时间。装置响应时间的存在使得消弧线圈不能第一时间对接地电流进行补偿，抑制过电压。

随调式消弧线圈的选线方法主要采用小扰动法。小扰动法是利用自动调谐消弧线圈补偿度的改变前后，各出线零序电流的变化选择故障点，其中故障线路变化量为最大，据此判定故障线路。该方法虽然在电力系统配电网广泛应用，但受高阻接地故障对电流增量的影响，故障选线可靠性进一步提高较为困难。

并联中值电阻法也是一种应用广泛的选线方法，是在消弧线圈旁通过断路器并联一个中值电阻进行选线。当发生永久性接地故障，使故障接地点产生一个有效的电阻电流，再利用此有效分量作为选线信号，故障线路变化量最大，选线结束后立即切除电阻，通流时间从数百秒至数秒。由于附加电流大，中电阻的选线可靠性和灵敏度较好，在已有的选线方法中处于领先地位。但是，并联中值电阻增加了设备投资，且由于电阻投切机械动作可靠性以及电阻功率不够，可能造成电阻爆炸事故，还可能发生投切开关的耐压和开关寿命等一系列问题。

随调式消弧线圈在系统正常情况下的阻抗为一个非常大的值，所接的中性点基本处于不接地状态，接地故障发生时，装置检测到接地故障后才投入工作，存在一定的装置响应时间，此类消弧线圈装置响应时间较慢，一般大于40ms，间歇性电弧接地的特点是时间短，为毫秒级，而间歇性电弧接地过电压较单相稳定接地过电压倍数要高。因此，有必要研究间歇性电弧接地过电压倍数与装置响应时间之间的关系。

对间歇性电弧接地的机理分析分为两种，一种是高频熄弧理论，一种是工频熄弧理论。下面就用两种理论对不同的电网接地方式进行仿真计算。

运用ATP-EMTP电磁暂态仿真软件对某110kV典型变电站间歇性电弧接地过电压进行分析。该变电站电压等级110kV，两台主变携带2条10kV母线，共计18条10kV出线。1号母线带7条10kV出线，电容电流大约为19.0A；2号母线带11条10kV出线，电容电流为28.9A。10kV接地系统采用中性点经随调式消弧线圈接地方式，选线装置选线原理为小扰动法。建立的ATP模型如图1所示。

依据工频熄弧理论分析，在工频电压峰值即25ms处A相发生对地燃弧，系统发生振荡，过渡过程衰减后，B、C相将稳定在按线电压规律运行，经过半个周期后，在35ms处A相接地电流过零熄弧，即发生第一次工频熄弧。其后，每隔半个工频周期依次发生重燃和熄弧的过程。因此接地点用三个接地开关进行模拟，计算系统电弧接地过电压的计算模型中三个接地开关的动作时间，第一个开关：tcl=25ms，top=35ms；第二个开关：tcl=45ms，top=55ms；第三个开关：tcl=65ms，top=1s。

消弧线圈响应时间范围取0ms～50ms，每隔5ms取一时间点进行计算，得到间歇性电弧接地过电压倍数与装置响应时间之间的关系，如图2所示。

由图2分析可知，经相控式消弧线圈接地系统发生工频间歇性电弧接地故障，当装置响应时间小于10ms时，系统三相最大过电压得到了很好的抑制；当装置响应时间超过20ms时，系统发生间歇性电弧接地故障的最大过电压倍数基本呈一条水平线，消弧线圈对间歇性电弧接地过电压基本没有抑制作用。

系统实际应用的随调式消弧线圈装置响应时间一般超过40ms，间歇性电弧接地故障产生的最大过电压将达3.6倍。

高频熄弧理论是假设A相电压为其峰值时发生第一次对地燃弧，通过对系统单相接地所产生的对地电流的波形，可分析得到接地产生的高频电流过零点的时间，再以此作为一次高频熄弧时刻，而故障点的电弧对地再次重燃，是假定在高频振荡过电压在最大值时发生，即其后半个工频周期，在A相电压峰值处发生再次对地重燃，以后过程同上重复。依据实际系统参数仿真计算，可得到高频电流第一个过零点的时间为25.711ms，以此作为第一次高频熄弧的时刻。这时系统的三相电压按各自的电源电压与零序电压叠加的规律变化。再在其后半个工频周期(10ms)，A相故障点的电压又达最大值，假定再次发生对地燃弧，进行仿真计算，又得到高频电流的过零点为35.710ms，以此作为二次高频熄弧时刻，此基础上，再过半个周期就是45ms，发生第三次高频重燃。计算系统间歇性电弧接地过电压的计算模型中三个接地开关的动作时间，即第一个开关：tcl=25ms，top=25.711ms；第二个开关：tcl=35ms，top=35.710ms；第三个开关：tcl=45ms，top=1s。

消弧线圈响应时间范围取0ms～50ms，每隔5ms取一时间点进行计算，得到间歇性电弧接地过电压倍数与装置响应时间之间的关系，如图3所示。

由图3分析可知，依据高频熄弧理论的仿真计算可以得到与工频熄弧理论仿真相近的结论，即实际中的随调式消弧线圈装置不能抑制间歇性电弧接地过电压。高频熄弧理论计算比工频熄弧理论计算得到的过电压倍数还要高，间歇性电弧接地故障产生的最大过电压超过4.5倍，这对系统设备的绝缘可能造成损坏。

随调式消弧线圈选线的原理为小扰动原理，其充分利用了消弧线圈动态调节的功能，在接地过程中，短时小范围调节消弧线圈，产生补偿电流变化量。为提高准确度，采用对称调节，即在工频谐振点左右对称地使补偿度变化，非接地线路零序电流基本不变，而接地线路零序电流则有较大的变化，从而较容易地被选出接地线路。小扰动法扰动短时，消弧线圈提供的补偿电流偏离工频谐振点的时间只有3至4个周波，即60至80ms。

下面按照小扰动法进行选线仿真。在仿真条件设置中，消弧线圈的脱谐度作如下设定：0～0.05s，脱谐度为-5％；0.05～0.09s，脱谐度为-20％；0.09～0.13s，脱谐度为20％；0.13s之后，脱谐度为-5％。

图4为某出线发生低阻单相接地时，各出线的零序电流波形，接地电阻为2Ω。图中除标示出接地线路之外，其余均为正常线路零序电流波形。从图4可以看出，用小扰动法，可以很容易选出故障线路。

小扰动法原理在低电阻接地时十分有效，因为接地电阻很小时，调节消弧线圈脱谐度对非接地线路零序电流影响非常小，但对接地线路零序电流影响较大。

图5为某出线发生高阻单相接地时，各出线的零序电流波形，接地电阻为2000Ω。图中除标示出的接地线路之外，其余均为非接地线路零序电流波形。

从图5可以看出，消弧线圈脱谐度在-20％到20％发生变化时，非接地线路1的幅值变化要超过接地线路，此时选线会发生错误。这是因为当发生高阻接地时，消弧线圈脱谐度的改变对非故障线路零序电流的影响也很大，又由于小扰动原理所要求的消弧线圈调节的快速特性，3～4个周波内零序电流仍然没有达到稳态，从而非故障线路零序电流变化可能会超过故障线路零序电流变化。

高阻接地情况下，小扰动法选线有可能产生误判，而实际系统接地故障往往常发生高阻接地。

由前述分析，现有随调式消弧线圈调谐方式存在以下缺陷：

装置响应速度较慢，不能抑制间歇性电弧接地过电压。因为装置对发生接地故障的判断总要一定时间，实际中这个时间大于40ms，因此除非消弧线圈的脱谐度在正常运行时就已经预置一定的脱谐度，否则间歇性电弧接地过电压就难以抑制；

高阻接地故障选线不准。随调式消弧线圈接地选线所采用的小扰动法，选线所用时间短，且是在零序电流未达稳态时进行，高阻接地情况下各条出线零序电流波动均很大，有可能发生误选。

发明内容

本发明提出了一种新型配电网消弧线圈调谐方法，随调式消弧线圈在正常运行时实时监测系统电容电流，并预置于欠补偿状态；当检测到发生单相接地时，消弧线圈经过一定时间窗口延时调整到过补偿状态，以钳制接地残流，保证电弧可靠熄灭。利用前述时间窗口各出线的零序电流波形，准确选出故障线路。

进一步，所述的预置于欠补偿状态为对所述消弧线圈预置脱谐度，所述脱谐度在20％至70％之间。

进一步，对所述系统电容电流的预调为预调40％脱谐度。

进一步，所述过补偿状态为将消弧线圈调至-5％脱谐度。

进一步，该延时时间窗口为100ms；接地残流被钳制至5A以下。

进一步，故障线路选出时采用基波群体零序电流比幅比相法。

进一步，当某出线发生低阻单相接地故障时，该出线在消弧线圈处于欠补偿状态时与其它出线的零序电流相位相反，在消弧线圈处于过补偿状态时与其它出线的零序电流相位相同，由此选出故障线路。

进一步，当某出线发生高阻单相接地故障时，该出线在消弧线圈处于欠补偿状态时与其它出线的零序电流相位相反，在消弧线圈处于过补偿状态时与其它出线的零序电流相位有一相角差，由此选出故障线路。

进一步，消弧线圈由欠补偿状态变为过补偿状态后，各出线零序电流均没有变化，则由此判断为母线发生了接地故障。

这种新型消弧线圈调谐方法，既能限制单相接地故障过电压水平，又能在各种单相故障接地情况下进行准确选线，解决了目前系统广泛应用的随调式消弧线圈故障选线成功率低的问题，有利于配电网的安全可靠运行。

附图说明

图1某变电站ATP暂态仿真模型

图2依据工频熄弧理论的间歇性电弧接地故障点三相最大过电压倍数与响应时间关系

图3依据高频熄弧理论的间歇性电弧接地故障故障点三相最大过电压倍数与响应时间关系

图4脱谐度改变时接地线路和非接地线路零序电流波形(接地电阻为2Ω)

图5脱谐度改变时接地线路和非接地线路零序电流波形(接地电阻为2000Ω)

图6消弧线圈预调40％脱谐度各出线零序电流波形(接地电阻为2Ω)

图7消弧线圈预调40％脱谐度各出线零序电流波形(接地电阻为2000Ω)

图8消弧线圈预调40％脱谐度各出线零序电流波形(母线接地)

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步说明。

一.消弧线圈预置脱谐度的选择

系统正常运行时消弧线圈脱谐度的选择需要参照以下标准：①系统正常运行时，中性点的长时间电压位移不能超过系统标称相电压的15％；②发生间歇性电弧接地时，过电压水平不能过高；③系统发生接地故障时，将接地电流补偿至小于5A。

基于上述标准，考察消弧线圈脱谐度的合理选择，如表1所示。

表1消弧线圈预置脱谐度的影响

由表1可以看出，为了避免正常运行时的中性点电压偏移，消弧线圈预置的脱谐度不能过低，为了抑制间歇性电弧接地过电压，预置脱谐度也不能过高，取20％至70％为宜。合适的脱谐度值，建议预调40％的脱谐度，这样既弥补了随调式消弧线圈动作响应时间慢无法限制过电压水平的缺点，又解决了正常运行时的中性点电压偏移的问题。延时100ms时间，再将消弧线圈调谐至-5％的脱谐度，将接地点电流补偿至小于5A。

二、适用于消弧线圈预置脱谐度的选线方法

零序群体电流比幅比相法的基本原理是：先对零序电流进行比较，选出几个幅值较大的作为候选接地线，然后在此基础上进行相位比较，选出方向与其他不同的，即为接地线路，如各条线路相位相同，则判定为母线接地。对于中性点经消弧线圈接地的系统来说，如果消弧线圈过补偿，接地线路的基波零序电流相位同非接地线路一致，无法进行选线。但是，随调式消弧线圈预置40％脱谐度，处于欠补偿状态，此时接地线路的零序电流与非接地线路的零序电流相位相反，可以采用此种选线方法选线。

某变电站正常运行时消弧线圈预调40％脱谐度，某条线路发生单相接地，经过40ms装置响应时间，装置判定有接地状况，再经过100ms时间消弧线圈调整到过补偿状态。按这设定的延时调谐时间窗口，进行故障选线。

三、低阻接地故障选线

当接地电阻值为2Ω时，各线路零序电流波形如图6所示

图6中，除标示出的接地线路零序电流之外，均为非接地线路零序电流波形。0.165s之前，消弧线圈脱谐度为40％，接地线路零序电流与非接地线路零序电流相位相反；0.165s之后，消弧线圈调至-5％脱谐度的过补偿状态，接地线路零序电流与非接地线路零序电流相位相同。在0.065s至0.165s时间内，用基波群体零序电流比幅比相法可以准确选出接地线路。

四、高阻接地故障选线

当接地电阻为2000Ω时，各出线零序电流波形如图7所示。

图7中，0.165s之前，消弧线圈脱谐度为40％，接地线路零序电流与非接地线路零序电流相位相反；0.165s之后，消弧线圈调至-5％脱谐度的过补偿状态，接地线路与非接地线路有一相角差。在0.065s至0.165s时间内，用基波群体零序电流比幅比相法可以准确选出接地线路。

五、母线接地故障选线

母线接地即为各条出线均正常运行，单相接地点位于母线处。对于母线接地情形，各线路零序电流波形如图8所示。

图8中，在0.165s时刻，消弧线圈的脱谐度由40％变为-5％，但各出线零序电流均没有变化，各出线零序电流波形相位均相同，由此可判断是母线发生了接地故障。

当接地的燃弧时刻变化时，各出线零序电流有一定变化，引入了直流分量。但是，比较基波零序分量的幅值相位，仍然可以准确选出接地线路。

由以上分析可知，预调40％脱谐度状态下的基波零序电流群体比幅比相法最大的特点是选线的核心是比较相位，由于较大的欠补偿程度，即使高阻接地情形下接地线路基波零序电流相位与其他线路也反相，从而易于选出接地线路。

Claims (9)

1.一种配电网系统的随调式消弧线圈的调谐方法，其中，所述配电网系统的中性点经随调式消弧线圈接地，其特征在于：在配电网系统正常运行时，随调式消弧线圈实时跟踪配电网变化，准确测量系统电容电流，并按照所述电容电流调节消弧线圈容量至40％脱谐度，使消弧线圈处于欠补偿状态；当检测到发生单相接地故障时，经过时间窗口延时调节后，再调节消弧线圈容量至过补偿状态，以控制接地残流。

2.如权利要求1所述的调谐方法，其特征在于，优选的，时间窗口为100ms，接地残流控制在5A以下。

3.如权利要求1所述的调谐方法，其特征在于：单相接地故障发生时，随调式消弧线圈不会立即动作，其具有一定的响应时间，同时由于还存在时间窗口的延时，因而从单相接地故障发生到消弧线圈动作，在由响应时间和时间窗口共同构成的时间期限内消弧线圈仍处于40％脱谐度的欠补偿状态。

4.如权利要求3所述的调谐方法，其特征在于：在由响应时间和时间窗口共同构成的时间期限内，消弧线圈输出一定的补偿电流，以限制系统过电压处于合理范围内。

5.如权利要求3所述的调谐方法，其特征在于：优选的，响应时间大于40ms。

6.一种配电网系统的故障选线方法，其中，所述配电网系统的中性点经随调式消弧线圈接地，其特征在于：在系统正常运行时，随调式消弧线圈实时跟踪配电网变化，准确测量系统电容电流，并按照所述电容电流调节消弧线圈容量至40％脱谐度，使消弧线圈处于欠补偿状态；当检测到发生单相接地故障时，经过时间窗口延时调节后，再调节消弧线圈容量至过补偿状态，以控制接地残流；在延时调节的时间窗口期间内，基于消弧线圈欠补偿的特点，首先选出基波零序电流幅值最大的四条出线，然后比较所述四条出线的基波零序电流相位，从中找到故障线路。

7.如权利要求6所述的故障选线方法，其特征在于：

单相接地故障发生之后，根据时间窗口期间内的各出线基波零序电流波形，可以选出故障线路，其选线判据为：

选出基波零序电流幅值最大的四条出线，比较这四条出线的基波零序电流相位，若某条线路与其他三条线路基波零序电流相位相反，则选择该条线路为故障线路；若四条线路基波零序电流相位相同，则故障线路选为母线。

8.如权利要求6、7中任一项所述的故障选线方法，其特征在于：

判定发生单相接地故障之后，经时间窗口延时后，随调式消弧线圈迅速调节至过补偿状态，将接地残流降至5A以下。

9.如权利要求6、7中任一项所述的故障选线方法，其特征在于：优选的，时间窗口为100ms。

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