主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置長饋線重載應(yīng)用問題分析

0 引言

我國配電網(wǎng)大多采用中性點(diǎn)非有效接地方式(包括中性點(diǎn)不接地方式和經(jīng)消弧線圈接地方式),只在電纜化率比較高的區(qū)域采用中性點(diǎn)經(jīng)小電阻接地的接地方式^[1-3]。

中性點(diǎn)非有效接地方式的優(yōu)點(diǎn)在于容易保障較高的供電可靠性,其原因在于：單相接地點(diǎn)流過的電流小、電弧能量低、破壞力弱,只要能及時有效地熄滅電弧,就能保證負(fù)荷的可靠供電。絕大多數(shù)單相接地故障都是瞬時性故障,隨著電弧的熄滅,單相接地饋線也就自愈了;但是,如果電弧長期不能熄滅,則有可能引發(fā)嚴(yán)重的后果。例如：因電弧長期燃燒將原本電弧熄滅即可自愈的瞬時性故障演變成為永久性故障;間歇性弧光接地導(dǎo)致健全相產(chǎn)生高倍過電壓,有可能引發(fā)破壞力更大的兩相短路接地故障;架空線單相接地電弧長期不滅有可能引燃周圍的樹木等易燃物質(zhì)甚至引爆附近的加油站;電纜線路單相接地電弧長期不滅有可能引燃電纜溝,燒毀附近的電纜,形成“火燒連營”的惡性故障,導(dǎo)致大面積停電。

目前在熄弧技術(shù)方面已經(jīng)取得了許多研究成果。例如,消弧線圈熄弧方式,但其只能補(bǔ)償工頻電容電流,而不能補(bǔ)償阻性和高頻分量^[4],因此有時即使已經(jīng)將流過接地點(diǎn)的工頻電流補(bǔ)償?shù)胶苄?卻仍不能熄滅電弧。為解決上述問題,國內(nèi)外學(xué)者利用附加的電力電子器件組成補(bǔ)償裝置,對接地殘流進(jìn)行補(bǔ)償^[5-15]?，F(xiàn)階段較為成熟的有源電流消弧裝置有瑞典的殘流補(bǔ)償裝置^[5],華北電力大學(xué)的有源全補(bǔ)償消弧線圈等^[13]。文獻(xiàn)[8]提出了通過脈寬調(diào)制(pulse width modulation,PWM)有源逆變器向配電網(wǎng)注入零序電流,控制零序電壓,使故障點(diǎn)恢復(fù)電壓為零的有源電壓消弧法。文獻(xiàn)[9]提出了采用級聯(lián)H橋逆變器向配電網(wǎng)注入接地故障補(bǔ)償電流,并控制故障相母線電壓為零的柔性消弧方法。但由于有源消弧裝置補(bǔ)償電流有限、響應(yīng)時間慢,裝置復(fù)雜且成本較高等諸多缺點(diǎn),難以得到廣泛應(yīng)用。

近年來推出了一類主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置,它是通過在變電站內(nèi)將故障相母線接地,此時故障相母線電壓將被鉗制為零,流過實(shí)際接地故障點(diǎn)的電流將會轉(zhuǎn)移到變電站內(nèi)的接地點(diǎn),從而實(shí)現(xiàn)故障熄弧的目的^[16-17]。主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置既可轉(zhuǎn)移流過接地點(diǎn)的工頻電流,也可轉(zhuǎn)移阻性和高頻電流,具有很強(qiáng)的熄弧能力。但是,一些學(xué)者認(rèn)為主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置在長饋線、重負(fù)荷運(yùn)行時,故障點(diǎn)與變電站母線間存在電壓降從而形成環(huán)流,增大了故障點(diǎn)電流,使電弧更難以熄滅,引起零序保護(hù)動作跳閘,造成原本是瞬時性故障而可以繼續(xù)供電的負(fù)荷被中斷,但并未對此情況下主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置的熄弧性能進(jìn)行深入分析。

本文即探討主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置在長饋線重載條件下的熄弧性能及適用性。

1 理論分析

采用主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置進(jìn)行故障相接地后,由于故障饋線上流過的負(fù)荷電流在饋線阻抗上產(chǎn)生壓降,故障點(diǎn)和變電站內(nèi)金屬性接地點(diǎn)之間形成環(huán)流,使得流過故障饋線的實(shí)際接地點(diǎn)電流不僅含有零序電流,而且還疊加有該環(huán)流。由于相比變電站內(nèi)故障相接地前有所增大,可能使實(shí)際接地點(diǎn)原本屬于瞬時性故障的電弧能量增強(qiáng)而難以熄滅,此時會將其判斷為永久性故障而進(jìn)行故障隔離跳閘,造成原本是瞬時性故障而可以繼續(xù)供電的負(fù)荷被中斷。

圖1所示為單相接地故障時變電站內(nèi)故障相接地后的等效電路。其中K_C為變電站內(nèi)故障相接地開關(guān);I_K為流過變電站內(nèi)接地開關(guān)的電流;R_d為接地過渡電阻;I_kf為流過故障饋線的電流;I_LC為故障相負(fù)荷電流;I_fc為流過單相接地故障點(diǎn)的電流;U_fc為單相接地故障點(diǎn)的對地電壓;Z為饋線單相接地點(diǎn)到變電站內(nèi)故障相接地轉(zhuǎn)移點(diǎn)之間的線路阻抗。

圖1 單相接地故障時變電站內(nèi)故障相接地后的等效電路Fig. 1 Equivalent circuit after fault phase grounding in substation under single-phase ground fault

對故障點(diǎn)F,由基爾霍夫電流定律有：

Ikf+Ifc=ILC$I_{kf}+I_{fc}=I_{LC}$ (1)

Ifc=?UfcRd$I_{fc}=?\frac{U{}_{fc}}{R_d}$ (2)

Ikf=?UfcZ$I_{kf}=?\frac{U_{fc}}{Z}$ (3)

由式(1)—(3)可得：

Ifc==Z?ILCRd+Z$I_{fc}==\frac{Z?I_{LC}}{R_d+Z}$ (4)

式(4)中,Z?ILC$Z?I_{LC}$實(shí)際上就是負(fù)荷電流在線路單相接地故障點(diǎn)和變電站內(nèi)故障相接地點(diǎn)之間的阻抗上形成的壓降ΔU$\mathrm{\Delta }U$。

由式(4)可以看出,I_fc除了受負(fù)荷電流和線路阻抗(即ΔU$\mathrm{\Delta }U$)影響以外,同時還與接地過渡電阻的值有關(guān)：當(dāng)Rd<<Z$R_d<<Z$時,Ifc≈ILC$I_{fc}\approx I_{LC}$,即：當(dāng)接地過渡電阻較小時,變電站內(nèi)故障相接地后流過接地故障點(diǎn)的電流與負(fù)荷電流的值相當(dāng),通常大于變電站內(nèi)故障相接地前的單相接地故障電流;當(dāng)Rd>>Z$R_d>>Z$時,Ifc≈0$I_{fc}\approx 0$,即：當(dāng)接地過渡電阻較大時,變電站內(nèi)故障相接地后流過接地故障點(diǎn)的電流很小。

因此要分析明確主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置在長饋線重載運(yùn)行時是否存在熄弧困難的問題,需結(jié)合實(shí)際配電網(wǎng)中的接地過渡電阻特征進(jìn)一步分析。

2 仿真分析

2.1 仿真建模

基于ATP-EMTP,分別建立中性點(diǎn)不接地和中性點(diǎn)經(jīng)消弧線圈接地的配電系統(tǒng)仿真模型,對主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置在長饋線重載應(yīng)用時架空線路和電纜線路單相接地的情況進(jìn)行分析,中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)的仿真模型如圖2所示。

圖2 仿真模型Fig. 2 Simulation model

圖2中,主變壓器為110 kV/10 kV,采用Y-Δ接線方式,其額定容量為31.5 MVA。系統(tǒng)共4條饋線(L1~L4),分別為全電纜線路、電纜-架空混合線路、全架空線路和帶分支的電纜-架空混合線路。饋線采用分布參數(shù)Clark模型,饋線參數(shù)如表1所示,變電站內(nèi)的接地電阻為0.1 Ω。單相接地故障發(fā)生在饋線L4上。

表1 電纜線路和架空線路參數(shù)Tab. 1 Parameters of cable line and overhead line

根據(jù)GB/T12325—2008《電能質(zhì)量供電電壓允許偏差》規(guī)定：10 kV電壓等級所允許的電壓偏差范圍為其標(biāo)稱電壓的±7%。為輸變電系統(tǒng)留

出±2%,將其余±5%都留給10 kV配電網(wǎng),即從10 kV母線處至饋線末端最多允許的電壓降為10$10$,故仿真中以饋線上單相接地故障點(diǎn)與變電站10 kV母線間的電壓降為600 V為條件,此情況反映了配電網(wǎng)長饋線重載運(yùn)行時饋線末端發(fā)生單相接地故障的最不利場景。

2.2 接地過渡電阻對故障點(diǎn)電流的影響

對架空饋線和電纜饋線末端分別發(fā)生單相接地故障,單相接地點(diǎn)與10 kV母線間的電壓降有效值為600 V,負(fù)荷電流有效值分別為300 A和600 A的情況進(jìn)行仿真。

圖3給出負(fù)荷電流有效值為300 A時,實(shí)際接地故障點(diǎn)電流與接地過渡電阻的關(guān)系曲線,C₁、C₂為架空線路仿真結(jié)果,其中C₁為變電站內(nèi)故障相不接地條件下實(shí)際故障點(diǎn)電流隨過渡電阻的變化曲線,C₂為變電站內(nèi)故障相接地后實(shí)際故障點(diǎn)電流隨過渡電阻的變化曲線;C₃、C₄為電纜線路仿真結(jié)果,其中C₃為變電站內(nèi)故障相不接地條件下實(shí)際故障點(diǎn)電流隨過渡電阻的變化曲線,C₄為變電站內(nèi)故障相接地后實(shí)際故障點(diǎn)電流隨過渡電阻的變化曲線。

圖3 負(fù)荷電流為300 A時實(shí)際接地故障點(diǎn)電流與接地過渡電阻的關(guān)系曲線仿真結(jié)果Fig. 3 Simulation result of relationship between actual ground fault point current and grounding transition resistance when the load current is 300 A

圖4給出負(fù)荷電流有效值為600 A時,實(shí)際接地故障點(diǎn)電流與接地過渡電阻的關(guān)系曲線,C₅、C₆為架空線路仿真結(jié)果,其中C₅為變電站內(nèi)故障相不接地條件下實(shí)際故障點(diǎn)電流隨過渡電阻的變化曲線,C₆為變電站內(nèi)故障相接地后實(shí)際故障點(diǎn)電流隨過渡電阻的變化曲線;C₇、C₈為電纜線路仿真結(jié)果,其中C₇為變電站內(nèi)故障相不接地條件下實(shí)際故障點(diǎn)電流隨過渡電阻的變化曲線,C₈為變電站內(nèi)故障相接地后實(shí)際故障點(diǎn)電流隨過渡電阻的變化曲線。

由圖3和圖4可以看出,隨著接地過渡電阻值從0向1000 Ω$\mathrm{\Omega }$逐漸增大,變電站內(nèi)故障相接地后實(shí)際接地故障點(diǎn)電流的有效值顯著降低,對于假定的線路壓降為600 V、負(fù)荷電流為300 A的長饋線、重負(fù)荷情形,當(dāng)接地過渡電阻大于20 Ω$\mathrm{\Omega }$以后實(shí)際接地故障點(diǎn)的電流有效值就已經(jīng)小于40 A;對于假定的線路壓降為600 V、負(fù)荷電流600 A的長饋線、重負(fù)荷情形,當(dāng)接地過渡電阻大于20 Ω$\mathrm{\Omega }$以后實(shí)際接地故障點(diǎn)的電流有效值也已經(jīng)小于50 A。而實(shí)際電網(wǎng)當(dāng)中的單相接地過渡電阻大部分是大于 20 Ω$\mathrm{\Omega }$,關(guān)于實(shí)際配電網(wǎng)當(dāng)中的單相接地過渡電阻的分析詳見本文第3節(jié)。

中性點(diǎn)經(jīng)消弧線圈接地方式下,設(shè)置消弧線圈

圖4 負(fù)荷電流為600 A時實(shí)際接地故障點(diǎn)電流與接地過渡電阻的關(guān)系曲線的仿真結(jié)果Fig. 4 Simulation result of relationship between actual ground fault point current and grounding transition resistance when the load current is 600 A

過補(bǔ)償度為8%,仿真結(jié)論與中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)類似,在此不再贅述。

3 實(shí)際中單相接地過渡電阻

由理論和仿真分析可知,單相接地故障點(diǎn)過渡電阻的大小對故障點(diǎn)電流影響很大,進(jìn)而影響主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置的熄弧效果。故需要進(jìn)一步研究發(fā)生單相接地故障時,實(shí)際當(dāng)中可能遇到的單相接地過渡電阻的范圍。

1）實(shí)際測試結(jié)果。

在國家電網(wǎng)公司電力接地工程實(shí)驗(yàn)室,結(jié)合幾種常見接地場景,采用點(diǎn)斜式電阻(即電壓增量除以電流增量),進(jìn)行反復(fù)的實(shí)際測量,得到的接地電阻測試結(jié)果為：

①裸線落到干燥水泥地面：200 kW~幾MW。

②裸線落到平整濕潤土壤表面：800~4000 W。

③裸線纏繞到入地10 cm鋼釬：200~3000 W。

④裸線纏繞到入地100 cm鋼釬(拉線、橫擔(dān))：18.84~53.5 W。

2）國外相關(guān)測試結(jié)果。

根據(jù)文獻(xiàn)[18],美國科學(xué)家在12.5 kV配電網(wǎng)中不同場景下接地電阻的測試結(jié)果如表2所示。

3）相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)對輸電桿塔接地電阻的要求。

DL/T887—2004《桿塔工頻接地電阻測量》中描述了在各種土壤電阻率條件下,對輸電桿塔工頻接地電阻的要求：

①土壤電阻率在100Ω·m以內(nèi)要求桿塔接地電阻不大于10 Ω。

②土壤電阻率在100~500 Ω·m以內(nèi)要求桿塔接地電阻不大于15 Ω。

③土壤電率在500~1000 Ω·m以內(nèi)要求桿塔接

表2 12.5 kV配電網(wǎng)中不同場景下的接地電阻測試結(jié)果Tab. 2 Grounding resistance test results in different scenarios in a 12.5 kV distribution network

地電阻不大于20 Ω。

④土壤電阻率在1000~2000 Ω·m以內(nèi)要求桿塔接地電阻不大于25 Ω。

⑤土壤電阻率在2000Ω·m以上要求桿塔接地電阻不大于30 Ω。

要滿足上述要求,一般需建設(shè)接地網(wǎng)才能滿足,而對于配電線路的水泥桿,一般不建設(shè)接地網(wǎng),而直接采用扁2鋼構(gòu)成垂直接地極接地。

綜上所述,對于配電線路最不利的單相接地場景為：架空裸線斷線落到經(jīng)扁鋼接地的橫擔(dān)或拉線上,或電纜線路絕緣障礙導(dǎo)致導(dǎo)體與接地的掛鉤接觸。在上述場景下,接地電阻應(yīng)在20~30 Ω以上,對照圖3和圖4可知,在此接地電阻范圍內(nèi),流過饋線單相接地故障點(diǎn)的電流不超過50 A。

4 熄弧能力測試實(shí)驗(yàn)

根據(jù)上述分析可知,對主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置應(yīng)用于長饋線重負(fù)荷的情況,饋線末端發(fā)生單相接地故障時,在接地過渡電阻為20~30 Ω,單相接地故障點(diǎn)電弧最不利的熄弧條件為：故障饋線壓降為600 V、流過單相接地故障點(diǎn)電流50 A。為研究在上述條件下的熄弧能力,搭建如圖5所示的熄弧能力測試平臺進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究。

圖5中,調(diào)壓器型號為TSA-315,額定容量為315 kVA,輸出電壓有效值為0~650 V;電阻器型號為DZQ-604R,功率為60 kW,電阻值R為12 Ω;

圖5 熄弧能力測試實(shí)驗(yàn)電路Fig. 5 Experiment circuit for arc suppression testing

單相交流真空接觸器DL型號為JCZT2-12/630-4T;電流互感器TA型號為LMZJ1-0.5,變比為200/5;電壓互感器TV型號為JDZJKX-12,變比為100/1;放電保護(hù)球隙型號為GOZ-FDB。

1）首先調(diào)節(jié)放電球隙的球隙間距為0,使兩個小球充分接觸,再將調(diào)壓器的電壓調(diào)至140 V,控制接觸器開關(guān)DL閉合。

2）保持球隙的一端不動,使用絕緣桿手搖以緩慢地移動另一端的小球,逐漸拉大放電球隙之間的距離以產(chǎn)生電弧,待持續(xù)燃弧一段時間(2 min以上),繼續(xù)拉大放電球隙的間距直至電弧完全熄滅。

3）觀察并拍照放電球隙間的燃弧過程,測量電弧電壓、電流波形以及使電弧完全熄滅時球隙的最小間距,稱為“臨界電弧長度”。

4）調(diào)節(jié)調(diào)壓器的電壓分別為380、440、520、600和650 V,重復(fù)上述過程。

5）在實(shí)驗(yàn)過程中,使2個放電小球緩慢分離,模擬電弧從產(chǎn)生到熄滅的整個過程,以此來分析電弧在最不利熄弧條件下電弧的熄弧能力。如圖6所示為實(shí)驗(yàn)過程中的電弧電壓、電流波形。

由實(shí)驗(yàn)波形可知：當(dāng)球隙間距在一定范圍內(nèi)時,處于起弧和持續(xù)燃弧的過程(如圖6(a)和(b)所示),電弧電流波形基本為正弦波,在1個周期內(nèi)具有2次零休區(qū)間,電壓波形產(chǎn)生畸變。當(dāng)球隙距離繼續(xù)增大時,由于球隙間的距離較大,已不能維持電弧的穩(wěn)定燃燒,電弧會出現(xiàn)間歇性燃弧的現(xiàn)象(如圖6(c)所示)。當(dāng)球隙間距繼續(xù)增大到一定程度時,電弧不再重燃,完全熄滅(如圖6(d)所示)。由于沒有電弧產(chǎn)生,回路處于斷開狀態(tài),此時電弧電流為零,電壓波形為完整的正弦波。

電弧完全熄滅時的臨界電弧長度實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表3所示。

由表3可知：在長饋線重載運(yùn)行時的最不利熄弧條件下,只要饋線末端單相接地故障點(diǎn)的電弧長度超過臨界長度1.5 mm,主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置在變電站內(nèi)進(jìn)行故障相接地后就能熄滅電弧。

極不均勻長棒-板空氣間隙在短距離時的擊穿場強(qiáng)為4.8 kV/cm(峰值)^[19],在本次實(shí)驗(yàn)中恢復(fù)電壓峰值為600×2√$\times \sqrt{2}$=848 V,線性估算,能夠耐受的間隙長度約為1.7 mm,與實(shí)驗(yàn)結(jié)論基本一致。

根據(jù)文獻(xiàn)[19],擊穿前電流一致,熄弧后恢復(fù)電壓一致,則可認(rèn)為實(shí)驗(yàn)條件與配電網(wǎng)實(shí)際相符,并且實(shí)際配電網(wǎng)中,單相接地故障時流過單相接地故障點(diǎn)的電流來源為饋線分布電容產(chǎn)生的容性電流,而實(shí)驗(yàn)中采用調(diào)壓器提供電源屬于感性電流,

圖6 實(shí)驗(yàn)過程中的電弧電壓、電流波形Fig. 6 Waveform of arc voltage and current in the experiment

表3 臨界電弧長度的實(shí)驗(yàn)結(jié)果Tab. 3 Experiment results of critical arc length

但由于電弧電阻呈阻性,故電弧電流總為阻性電流,并且相比容性電流源而言,感性電流源更加不利于電弧熄滅,因此“熄弧能力測試實(shí)驗(yàn)”比實(shí)際情況更嚴(yán)格,可確保實(shí)驗(yàn)結(jié)論對實(shí)際配電網(wǎng)也成立。

5 結(jié)論

綜上所述,針對一些學(xué)者提出的主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置在長饋線重負(fù)荷時故障消弧的效果會受到嚴(yán)重影響的問題,通過仿真與實(shí)驗(yàn)相結(jié)合的方法說明了主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置的消弧性能及適用性。結(jié)果表明：主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置在長饋線重載應(yīng)用時,在饋線發(fā)生瞬時性故障時,能夠可靠熄弧,并不影響負(fù)荷正常供電;在饋線發(fā)生永久性故障時,主動轉(zhuǎn)移型熄弧裝置與饋線上的反時限零序保護(hù)配合,構(gòu)成智能接地配電系統(tǒng)可以實(shí)現(xiàn)選段跳閘隔離故障區(qū)域。