架空輸電線路高速自適應單相重合閘技術

高天舒

（廣東電網公司湛江供電局，廣東湛江524000）

單相接地故障是超高壓（EHV）架空輸電線路系統中最為頻繁的故障[1]，而大多數架空線路故障都是由雷電導致的高瞬態電壓引起絕緣子閃絡造成的瞬態故障[2]。對于這種瞬態故障，單相重合閘（SPAR）技術能夠改善瞬態穩定性、減少對發電機軸的扭轉沖擊并降低了重合閘電壓瞬變[3]。由于只有故障單相發生跳閘，因此大約50%的傳輸容量仍然保留在兩個正常相中[4]。通常超高壓輸電線路的常規單相重合閘[5]和三相重合閘[6]均可采用固定時間間隔重合閘技術，即斷路器在跳閘操作后經過短暫間歇時間后自適應重合閘。然而當系統發生永久型故障時，固定間歇時間重合閘技術強制的重合閘可能將威脅系統穩定性，并加劇對系統硬件設備的損壞。

近年來，國內外學者正著力于研究控制重合閘的間歇時間，文獻[7]利用人工神經網絡（ANN）來確定斷路器操作后的次級滅弧時間從而推測重合閘的間歇時間。文獻[8]利用小波分析和神經網絡構造了自適應重合閘方案并推斷重合閘的時間。文獻[9]提出了基于穩定裕度的可變間歇時間自適應重合閘方案，該方法增加了重合閘繼電器的間歇時間，但只適用于電力系統瞬態電壓波動較大的情況。

提出了一種在瞬態故障情況下采用可變間歇時間控制算法的自適應單相重合閘方案。該方案能夠根據斷路器開路后測量點處的故障電壓信息精確地確定次級滅弧時間，并采用均方根值跟蹤法分析初始斷路器開路后的電壓瞬變信號的波形模式，以此判斷故障跳閘的故障類型并確定重合閘間歇時間。以750 kV架空輸電線路系統為仿真對象，結果表明所提出的算法能夠通過精確判斷滅弧時間來調整重合閘間歇時間的能力。

1 重合閘的基本原理

1.1 重合閘的物理機理

圖1給出了從故障開始到重合閘的設備操作順序，如保護繼電器、斷路器、重合閘繼電器等。在繼電保護動作和斷路器跳閘后，斷路器重合閘之前還需要電去離子時間。在此期間，次級電弧應滅弧。根據斷路器的斷開與斷路器重合閘以恢復電力傳輸之間的間隔定義重合閘間歇時間：

其中，KV是電力系統的額定電壓。

圖1 重合閘操作順序

對于750 kV架空輸電線路的重合閘間歇時間約為33個周期，即 0.5 s（60Hz系統）。然而公式（1）只能適用于三相重合閘方法，即所有三個相同時跳閘。在單相重合閘模式的情況下，只有故障相被中斷而其他相仍然正常。盡管單相重合閘間歇時間根據線路長度和電路配置而變化，在后者的情況下的重合閘間歇時間大約是前者的兩倍，即66個周期（約為1 s）。在電弧滅弧之后，盡可能快地減少間歇時間并進行重合閘可以改善電力系統的可靠性。因此，準確地計算滅弧時間是至關重要。

1.2 混合方案

由于超高壓架空輸電線路電壓高、跨度大，即使在故障電流中斷后，次級電弧電流也會流過故障點。文獻[10]利用四支路并聯補償方案和高速接地開關（HSGS）能夠抑制次級電弧，而本文將利用一種混合方案進行次級滅弧。該方案可以跳過故障相，經過短暫等待后跳過其余的兩個相并非常快速地進行單相重合閘。初始時間延遲加上兩個正常狀況的短暫中斷，確保電弧滅弧。圖2給出了混合方案的操作順序。由于初始沖擊僅包含來自故障相的功率，當其中兩個相跳閘時，系統的沖擊僅僅是所有三個相在開始時同時跳閘所引起沖擊的一半，因此，該方案提高了系統的穩定性。

圖2 混合方案的操作順序

圖3中給出了全仿真運行時序。H1是故障首次發生的點，通常需要4個周期才能清楚主保護斷路器的故障。當初級電弧在H2處被消除時，次級電弧電流開始流過故障點。在H4處對次級電弧進行滅弧，兩個相在H3處的250 ms（從時間零起）跳閘，即在初級電弧消除之后的10個周期。

圖3 全仿真運行時序

當兩個相跳閘過早時，會對所測量的電壓波形產生更高的頻率失真。因此，為了避免這些瞬變對重合閘繼電器造成的不利影響，文獻[11]建議對于所考慮的750 kV輸電系統，在初次滅弧后啟動兩個相斷路器跳閘時間在10～15個周期，則次級電弧的大小（在故障相的初始跳閘之后產生）將顯著地減小且在360 ms內發生完成滅弧。

為了證明混合方案的有效性，本文將次級電弧的自動滅弧時間（即允許次級電弧電流自行滅弧而不會跳閘其他兩個正常相）與通過不同的混合方案獲得的強制滅弧時間進行比較。故障位置的模擬結果如表1所示。

表1 次級電弧滅弧時間的比較

由表1可見，所提出的混合方案可以有效地減少次級滅弧時間，從而確保快速的自適應單相重合閘并加速系統恢復正常。

2 間歇時間控制方案

在原理上，通過控制斷路器在故障相的操作以及兩個正常相情況下的單相接地故障，所構造的混合方案可以顯著地減少次級電弧的滅弧時間，從而加速了輸電系統在瞬態故障條件下重合閘的正常運行。

2.1 典型故障電壓波形

在故障研究中，可以通過分析這些波形來估計故障線路末端的電壓和電流、電源和負載參數、故障位置、故障起始角、故障前負載等。利用電容電壓互感器（CVT）、抗混疊低通濾波器和A/D轉換過程，可對故障線路兩端的模擬電壓波形進行修正。

（1）對于特定瞬態故障，架空輸電線路上出現故障將使得電壓降低，保護系統檢測到故障并打開斷路器并建立次級電弧，經過一段時間后電弧完全滅弧，但仍會有小的系統頻率電壓分量出現，這是由于在斷裂相和兩個正常相之間的靜電耦合所致。

（2）對于永久型故障，不存在由于次級電弧特性引起的失真，并且斷路器直接跳閘后在隔離相上感應出小的系統頻率電壓。

因此，本文所提出的方法將基于故障位置檢測次級電弧滅弧時間，結合可變間歇時間控制算法和自適應單相重合閘技術在EMTP中編程模型算法進行實現。

2.2 可變間歇時間控制算法

圖4給出了所提出算法用于推導電弧滅弧時間的均方根值跟蹤方法，其中rmsvol[j]是每個數據窗口內電壓波形的均方根值。εrms是用于檢測次級電弧滅弧的微分閾值。持續時間閾值和確定值分別是對應的樣本計數器和采樣數，它們表示持續時間來區分次級電弧的完全滅弧和重新沖擊。當前均方根值與先前均方根值在每個時間步長上的差值，即rmsvol[j+1]-rmsvol[j]≥εrms時，持續時間閾值將增加，并且一旦達到確定值，則表示次級滅弧和重合閘命令信號以激發重合閘繼電器。

圖4 均方根跟蹤方法的框圖

圖5給出了硬件實現的可變間歇時間自動重合閘方案。在測量點處故障相位的電壓波形可以是可變間歇時間控制算法的數字輸入。通過抗混疊濾波器和量化處理，在執行了主算法后，將用于調整重合閘繼電器的時間數字輸出信號發送到該繼電器。因此，根據各種故障位置，可以在一定的持續時間之后完成自適應自動重合閘，并且這種方法明顯不同于采用中斷占空比的固定間歇時間方案。

圖5 可變間歇時間的自動重合閘方案

3 仿真分析

3.1 系統模型

使用EMTP軟件進行完整的電力系統模擬來獲取故障瞬態，該EMTP軟件包含各種電力系統組件的數學模型，允許在各種故障條件下研究不同網絡配置的行為[12]。該軟件包含子程序TACS（控制系統的瞬態分析）和Model，其中，非線性電弧模型（初級和次級）可以在模擬中體現。

圖6給出了模擬電弧故障的過程，當電弧再次發生時，文獻[13]中的初級電弧模型開始生效并產生初級電弧特性。在每個時間步長下，通過求解電弧方程可以得到電弧電導率，而電弧電導率的倒數則通過TACS轉化為時變電弧電導。次級電弧是一種受多種因素的影響高度復雜現象，在斷路器打開后，利用文獻[14]中基于具有重燃電壓特性的反向并聯雙二極管電路的仿真技術對次級電弧進行仿真。通過EMTP線路常數程序計算線路參數，同步電機（SM）和TACS用于核電站的調速器和勵磁系統[15]，在750 kV架空輸電線路系統的雙回路中線路1上產生故障，如圖7所示。

圖6 電弧故障仿真

圖7 750 kV架空輸電線路系統

3.2 可變間歇時間控制方法的驗證

為了驗證所提出方法的有效性，在750 kV架空輸電線路系統上對80 km處（中點）的“接地故障”進行了測試；為簡單起見，排除了基于先前描述的次級電弧混合方法，即次級電流被故障相隔離而自然滅弧。圖8給出了80 km處的“接地故障”電壓波形的均方根跟蹤值，圖9給出了rmsvol[j+1]和rmsvol[j]的差值，結果表明：考慮到瞬態故障，在建立次級電弧電流之后，差值超過第2650個采樣數據附近的必要電平閾值εrms；這實際上意味著從故障開始時起的次級電弧的全滅弧時間約為772 ms。

圖8 80 km處接地故障瞬時電壓均方根值

圖9 均方根差值

表2給出了通過所提出的方法獲得的次級電弧的滅弧時間與實際預期時間之間的比較，由此可見，本文所討論的方法可以準確地識別次級電弧滅弧時間。

表2 用所提出的方法估算次級電弧滅弧時間

3.3 可變間歇時間控制混合方案的效果

假定“接地故障”發生在三個不同的位置（0 km，80 km，160 km）。表3給出了可變間歇時間控制混合方案獲得的性能與預期結果之間的比較。

表3 混合方案與預期結果的比較

由表3可見，滅弧時間隨故障位置而變化，這意味著本文所提出的自適應單相重合閘方案可以通過控制斷路器的重合閘來提高傳輸系統的性能，并且結果優于斷路器重合閘之前采用固定間歇時間的傳統單相重合閘方案。

5 結論

提出了自適應單相重合閘的可變間歇時間控制方案，所提出的算法分析了測量點電壓波形的特征，準確地區分了故障本質上是瞬態型還是永久型。在瞬態型的情況下，還確定了精確的次級滅弧時間。利用EMTP中的MODELS對750 kV的架空高壓輸電線路系統進行了仿真研究。結果表明，所開發的算法在各種故障位置下都具有準確的有效性，可變間歇時間控制算法實現簡單，只需借助線路末端的電壓瞬變信息。因此，它可以被編碼到現有的數字重合閘硬件中使用。