陳潔羽，萬青，王毅釗，權立，張志華，李勇

（1.國網(wǎng)陜西省電力公司電力科學研究院，西安 710100；2.西安恒為電氣科技有限公司，西安 710100）

0 引言

近年來隨著我國配電網(wǎng)改造的快速推進，長距離電纜線路的構架使得發(fā)生單相接地時的容性故障電流越來越大，通過加裝消弧線圈來補償接地故障容性電流的方法被越來越普遍地應用[1-6]，這種接地方式稱為諧振接地方式，他與中性點不接地方式統(tǒng)稱小電流接地方式。小電流接地系統(tǒng)因其具有發(fā)生單相接地故障后可繼續(xù)短時運行并保持負荷持續(xù)供電的優(yōu)點，在我國配電網(wǎng)中得到廣泛的應用。

對于配電網(wǎng)小電流接地系統(tǒng)，目前，國內已有部分城市針對單相接地故障采用快速處置技術手段[7-20]，消弧線圈已經(jīng)從傳統(tǒng)固定補償式發(fā)展成為自動跟蹤補償式消弧線圈，適用于諧振接地系統(tǒng)的暫態(tài)量選線技術已經(jīng)取得突破性進展，但是配電網(wǎng)單相接地保護的動作準確率一直不甚理想，小電流接地方式下的單相接地故障處理是一項系統(tǒng)技術，需要消弧線圈與小電流選線裝置進行配合，消弧線圈故障、選線裝置自身故障及外部回路問題等都將導致單相接地故障保護裝置失效。為確保單相接地快速處置方案的正確動作水平，需要對消弧線圈以及選線裝置的動作性能進行測試，而仿真分析或實驗室條件下的測試均難以完全模擬裝置所處真實電網(wǎng)環(huán)境[21-24]，為了快速有效發(fā)現(xiàn)上述各環(huán)節(jié)存在的缺陷，有必要開展真實環(huán)境下的單相接地系統(tǒng)測試，以便于及時發(fā)現(xiàn)問題并消除缺陷。

本文提出了小電流接地系統(tǒng)自動跟蹤補償消弧線圈成套裝置、單相接地故障選線裝置檢驗及試驗流程，并以某110 kV 變電站為例，在真實運行環(huán)境下開展了單相接地試驗，對消弧線圈的動作特性以及選線裝置的動作性能進行系統(tǒng)測試，核實了消弧線圈的補償速度、補償深度等指標是否符合相關標準要求，分析了選線裝置選線失敗的原因，有助于提高小電流接地系統(tǒng)單相接地故障處理能力。

1 人工單相接地試驗方案

人工接地試驗接線圖見圖1，試驗時接地導線可接入任意一相，有條件可調換接入相。

圖1 人工接地試驗接線圖Fig.1 Wiring diagram of artificial grounding test

試驗前接地導線連接斷路器處于斷開位置，電網(wǎng)線路處于正常帶電運行狀態(tài)，選擇一種接地條件，通過閉合接地線斷路器實現(xiàn)單相接地，控制斷路器合分閘時間模擬單相接地時間，以模擬瞬時接地故障和永久接地故障。

2 試驗環(huán)境及單相接地試驗結果

2.1 試驗環(huán)境

本次試驗所在變電站的電氣接線示意圖見圖2，其接地方式為經(jīng)消弧線圈接地。

圖2 變電站電氣接線示意圖Fig.2 Schematic diagram of electrical wiring of substation

10 kV 母線上配置自動跟蹤補償式消弧線圈，裝置技術參數(shù)如下：

接地變：10 kV 干式接地變壓器，型號：DKSC-1100/10.5-100/0.4，接地變容量1 100 kVA，含所用變容量100 kVA，消弧線圈容量1 000 kVA；

消弧線圈：預調調容式，型號：XHDC-1000/10.5，共31 檔，補償范圍為81~168 A。試驗時，I 母運行在19 擋，系統(tǒng)電容電流為111.8 A，電感電流115.2 A，過補償3.4 A，脫諧度-3.0%。II 母運行在13 擋，系統(tǒng)電容電流為129.2 A，電感電流131.9 A，過補償2.7 A，脫諧度-2.2%。

被試變電站10 kV 兩段母線上各配置一臺接地故障選線保護裝置，裝置采用暫態(tài)量與穩(wěn)態(tài)量結合的綜合選線原理。當故障暫態(tài)明顯時，利用暫態(tài)方法篩選線路，結合系統(tǒng)配置和故障狀況自動選擇暫態(tài)電流極性比較、暫態(tài)電流方向或暫態(tài)無功功率方向等方法確定故障線路。故障暫態(tài)不明顯時，利用傳統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)零序有功功率方向和諧波方法作為補充算法選擇故障線路。

被試變電站10 kVⅠ母共15 條出線，10 kVⅡ母共18 條出線，各出線零序TA 規(guī)格：150/51VA。

本次試驗在10 kVⅠ母124 線A 相、10 kVⅡ母166 線A 相分別進行單相接地試驗，驗證消弧線圈成套裝置和單相接地選線保護裝置在不同類型故障時的故障處理性能。測試項目主要包括：250、500、1 000、2 000 過渡電阻非金屬性接地和1 000、2 000 Ω 過渡電阻弧光接地。

根據(jù)現(xiàn)場實際線路的情況，單相接地試驗中錄波信號選取情況見表1。

表1 錄波信號記錄Table 1 Recorded of wave signals

2.2 消弧線圈和故障選線裝置動作情況

各次試驗中消弧線圈和單相接地選線裝置的動作情況見表2-3。

表2 Ⅰ母單相接地時裝置動作情況Table 2 Operation of device in single phase ground of I busbar

表3 Ⅱ母單相接地時裝置動作情況Table 3 Operation of device in single phase ground of II busbar

10 kV I 母各次接地試驗中，消弧線圈均可靠啟動。500 Ω過渡電阻時，選線裝置正確動作，而1 000 Ω過渡電阻時，選線裝置選線錯誤，其中暫態(tài)選線算法未啟動選線，而由功率方向法誤選為非故障線路163 線。

10 kV Ⅱ母各次接地試驗中，消弧線圈均可靠啟動。1 000 Ω 過渡電阻時，選線裝置選線錯誤，與I 母誤選原因相同。2 000 Ω 過渡電阻時，系統(tǒng)零序電壓小于選線裝置啟動定值，裝置未啟動。500 Ω 及以下過渡電阻時，選線裝置動作正確。

3 裝置動作行為分析

對諧振接地系統(tǒng)來說，單相接地處置裝置包含消弧線圈與單相接地選線保護裝置，下面對其動作行為進行分析。

3.1 消弧線圈性能分析

以10 kVⅡ母500 Ω 過渡電阻接地試驗為例，故障期間錄波波形見圖3。消弧線圈波形圖中3 條曲線依次為母線開口三角電壓（零序電壓）、消弧線圈阻尼電阻電流、消弧線圈電流，人工接地點波形圖中2 條曲線依次為接地點電壓、接地點電流。

圖3 500 Ω 過渡電阻試驗波形Fig.3 Test waveform of 500 Ω transition resistance

根據(jù)波形數(shù)據(jù)可知，發(fā)生單相接地故障時，消弧線圈裝置能正確識別系統(tǒng)單相接地狀態(tài)，阻尼電阻能可靠投退，以提供相應的補償電流，且補償速度滿足要求。本次試驗涉及的兩臺消弧線圈為預調式，阻尼電阻的短接工作由其兩端并聯(lián)的保護回路完成。當阻尼電阻兩側壓降增大到一定值時，兩支反向并聯(lián)的晶閘管輪流導通，將阻尼電阻短路。故從波形來看，阻尼電阻流過電流為正負半周相交替的尖峰波。

根據(jù)相關規(guī)程要求，消弧線圈補償后故障點的全電流殘流值不應大于10 A，故障點的殘流穩(wěn)定時間不應大于200 ms。從圖中波形數(shù)據(jù)可以看出，接地時接地點殘流及殘流穩(wěn)定時間均滿足要求。

通過人工單相接地試驗可以測量系統(tǒng)電容電流，以驗證消弧線圈控制器的電容電流測量精度是否滿足要求。為保證試驗數(shù)據(jù)有效性，一般選取過渡電阻阻值為200~1 000 Ω 之間的試驗數(shù)據(jù)。由于人工單相接地試驗地點大多在站外不遠處，可忽略負荷電流和電網(wǎng)壓降，近似認為母線零序電壓即為試驗地點的零序電壓。通過人工單相接地試驗可獲得母線零序電壓測量值U0、消弧線圈支路電流測量值IL、某一相對地之間的殘余電流測量值Iδ。

在消弧線圈投入且阻尼電阻被短接（即人工單相接地引起的中性點位移電壓超過阻尼電阻短接電壓）情況，忽略消弧線圈有功損耗與系統(tǒng)對地電導，測量得到的某一相對地之間的殘余電流Iδ為當前電壓下的電容電流經(jīng)過消弧線圈電流補償后的全電流。由于感性電流與容性電流相位相差180°，兩者之間可以進行代數(shù)運算，由此可得到系統(tǒng)電容電流Ic，公式為

式中：當消弧線圈過補時，取“-”，當消弧線圈欠補時，取“+”。

10 kVⅡ母消弧線圈控制器測量的電容電流為129.2 A。500 Ω 過渡電阻接地時，母線零序電壓測量值為U0=65.8 V，消弧線圈電流測量值為IL=83.75 A，接地點殘余電流測量值為Iδ=6.07 A，消弧線圈為過補償狀態(tài)。代入公式（1）得系統(tǒng)電容電流Ic=124 A。根據(jù)標準要求，當Ic>100 A 時，測量誤差應保證殘流不大于規(guī)定要求，即殘流不大于10 A。可以看出，消弧線圈在正常運行時的電容電流測量功能滿足運行要求。

規(guī)程要求在額定工頻正弦電壓作用下，消弧線圈輸出的電流中最大諧波電流不宜大于5 A。根據(jù)圖消弧線圈電流頻譜分析可知，見圖4，輸出電流諧波含量滿足規(guī)程要求。

圖4 消弧線圈電流頻譜分析Fig.4 Current spectrum analysis of arc suppression coil

根據(jù)對消弧線圈退出時的性能要求，接地故障消除時補償狀態(tài)應自動退出，不應產(chǎn)生危險的中性點位移電壓。從圖3 的錄波波形可以看出，故障消除后中性點電壓持續(xù)衰減，均未產(chǎn)生危險的中性點電壓。

3.2 選線裝置性能分析

根據(jù)試驗結果可知，單相接地選線保護裝置選線錯誤均為零序有功功率方向（穩(wěn)態(tài)方法）選線結果。根據(jù)裝置內部工作原理，當暫態(tài)方法失效時，裝置采用穩(wěn)態(tài)有功功率方向等輔助算法進行選線。以10 kV I 母1 000 Ω 接地故障（選線錯誤）為例，分析暫態(tài)方法失效及穩(wěn)態(tài)方法誤動原因。

接地故障波形見圖5。從圖5 可看出，故障起始時刻故障線路暫態(tài)量明顯，但非故障線路暫態(tài)含量較小，導致暫態(tài)電流極性法（至少需3 條支路暫態(tài)零流電流超過精工電流門檻）無法工作。同時，故障起始時刻暫態(tài)零序電壓低于精工電壓門檻值，導致暫態(tài)零序電流方向及無功功率方向法（采集零序電壓的暫態(tài)算法）無法啟動。至此，所有暫態(tài)原理在該次故障中均失效。

圖5 I母1 000 Ω 過渡電阻接地故障波形Fig.5 Waveform of grounding fault of 1 000 Ω transition resistance of I busbar

接地故障時零序電壓與各支路零序電流的穩(wěn)態(tài)相量圖見圖6。

圖6 I母經(jīng)1 000 Ω 過渡電阻接地電壓電流相量圖Fig.6 Phasor diagram of grounding voltage and current through 1 000 Ω transition resistance of I busbar

從中可以看出，接地后各條線路均出現(xiàn)了阻性電流分量，故障線路與非故障線路有功功率方向均為負，均滿足有功功率方向動作判據(jù)，此時選線裝置以接入的第1 條支路（163 線）作為選線結果。

本站單相接地時各支路均出現(xiàn)了占比較大的阻性電流分量，不符合常規(guī)非有效接地系統(tǒng)單相接地故障的特征。該站10 kV 出線零序CT 均為150/51 VA，帶載能力差，推斷各支路零序電流中的阻性分量為零序CT 角差過大導致。高阻接地時各支路零序電流一次值均在5 A 以下，在零序CT 一次額定電流的5%以下，此時零序CT 比差、角差均遠超規(guī)程要求，角度誤差甚至可達10°~50°，使得二次值出現(xiàn)了阻性電流分量，利用零序有功功率方向原理的選線裝置無法正常工作。

由于暫態(tài)算法失效，穩(wěn)態(tài)零序有功功率算法誤動，導致本次故障時選線保護裝置選線錯誤。

4 結語

本文闡述了配電網(wǎng)單相接地故障處置裝置真實環(huán)境測試的重要性，并以某110 kV 變電站為例，在真實運行環(huán)境下開展了相關測試，驗證了消弧線圈的動作特性以及單相接地選線裝置的動作性能。結果表明：

本次接地試驗中，消弧線圈在正常運行時控制器電容電流測量精度滿足要求，接地故障時阻尼電阻可靠投退，消弧線圈補償后的殘流及殘流穩(wěn)定時間均滿足要求。

選線裝置動作的正確性受過渡電阻影響較大，單相接地選線裝置在低阻下選線正確，高阻時存在誤動風險。

由于目前沒有針對零序互感器技術參數(shù)的明確要求，現(xiàn)場使用的零序互感器角差嚴重超標，建議退出所有穩(wěn)態(tài)有功功率方向選線原理，對同型號裝置進行排查；同時合理設置暫態(tài)電壓門檻值，防止暫態(tài)原理失效。

消弧線圈及單相接地選線裝置動作特性的真實場景測試，有助于核實其功能及性能是否符合相關標準要求，對提高單相接地故障處置裝置的正確動作水平具有重要意義。