考虑单相接地故障处理的自适应重合式馈线自动化方法

封士永, 蔡月明, 刘明祥, 丁孝华, 刘润苗, 嵇文路

(1. 南瑞集团(国网电力科学研究院)有限公司, 江苏省南京市 211106;2. 国网南京供电公司, 江苏省南京市 210019)

0 引言

当前馈线自动化(feeder automation,FA)故障处理方法均依赖于信息通信,如集中式FA、智能分布式FA等技术[1]。由于配电终端的计算能力有限而加密解密需要较大的计算、时间开销,现有的安全防护方法无法嵌入集中式FA和智能分布式FA系统,给网络攻击提供了大量可趁之机[2]。另一方面,配电网的通信网络基础环境也呈现出网络攻击面迅速扩大的趋势,安全防御链条越来越长,导致配电网的信息安全防护工作越来越困难[3]。因此,重合式FA技术由于不依赖通信的优势引起了越来越多研究人员的重视。

基于电压时间型的重合式FA方法(简称电压时间型FA),采用控制器配合电磁式开关方式,通过开关“无压跳闸、来电延时合闸”的工作原理配合变电站出口开关二次重合闸实现配电线路故障区段隔离以及非故障区段恢复供电[4]。电压时间型FA只具备大电流故障处理功能,无法处理单相接地故障,且处理逻辑中开关分合闸次数较多;在配电网运行方式或网架结构发生改变后,需要重新配置时间定值,否则故障处理逻辑将失效,甚至发生误动[5]。基于电压电流时间型的重合式FA方法(简称电压电流时间型FA),通过在故障处理过程中记忆失压次数和过流次数,分支线配置长延时,配合变电站出口开关多次重合闸实现故障区间隔离和非故障区段恢复供电[6]。电压电流时间型FA考虑了对单相接地故障的处理逻辑,但是故障处理时间较长且逻辑相关定值参数不能自适应配电网运行方式或网架结构的改变,导致运维成本较高[7]。文献[8]提出了单相接地故障电流信息的两值性和分化性特征,并将故障信息上送配电自动化主站进行单相接地定位的方法,但是该方法依赖于通信与配电自动化主站。文献[9]提出重合器与电压时间型分段器配合方案,对重合器增加单相接地选线跳闸功能,实现单相接地故障自动隔离,该方法分段器无需配置零序电压互感器,只通过分析零序电流的特征进行单相接地选线,策略简单,但是存在单相接地故障判断精度较低,出口重合器需要配置较多次重合闸,策略的定值不能自适应运行方式及网架结构的调整的缺点。

因此,提出考虑单相接地故障处理的自适应重合式FA方法,设计故障处理逻辑,自适应配电网运行方式和网架结构的改变,采用过流失压跳闸、合闸后过流跳闸并闭锁、短时来电跳闸并闭锁的策略,并融合单相接地暂态特征故障检测算法,与变电站出口断路器保护配合,不依赖通信,实现配电网故障的定位隔离和非故障区供电恢复。

1 大电流故障自适应重合式FA

以图1所示的典型多分段、多分支、多联络配电线路网架拓扑为载体阐述本文方法的故障处理逻辑。图1中CB为配置过流保护和两次重合闸功能的变电站出口断路器,FS1至FS6为负荷分段开关,LSW1和LSW2为联络开关,YS1和YS2为用户分界开关,线路上各分段开关、联络开关和分界开关处均部署成套装置。

图1 配电网多联络多分支网架结构Fig.1 Multi-contact and multi-branch grid structure of distribution network

自适应重合式FA方法的故障处理逻辑均基于线路上成套装置嵌入的策略来实现。对于大电流故障的处理,每台成套装置配置如下策略。

1)分段开关检测到故障电流且两侧失压,则跳闸,若两侧失压但未检测到故障电流,则不动作。

2)分段开关检测到单侧有压、开关处于分位且有设定时限内的故障电流记录,则延时T1时间后合闸。

3)分段开关合闸后,在T2时间内又检测到两侧失压且有故障电流,则加速跳闸并闭锁。

4)分段开关检测到短时来电、无故障电流记录且开关处于合位,则跳闸并闭锁。

5)联络开关处于跳闸状态且检测到两侧有压,则严禁合闸。策略中T1为分段开关延时合闸时间,T2为分段开关合闸后又检测到故障电流的最大时限,T2

大电流故障处理逻辑分为瞬时性故障和永久性故障处理逻辑。若是瞬时性故障,如FS2和FS3之间发生瞬时大电流故障,则在CB一次重合闸后,FS1和FS2依次重合即可恢复供电;若FS2和FS3之间发生永久性相间短路故障,如图2所示。

图2 FS2和FS3之间发生相间短路故障Fig.2 Interphase short circuit fault occurs between FS2 and FS3

具体处理逻辑如下：①CB保护跳闸,启动一次重合闸延时Tc1计时;②FS1和FS2检测到故障电流且两侧无压,跳闸;FS3至FS6两侧失压但是未检测到故障电流,不动作;③CB经过Tc1时间后一次重合闸;④FS1和FS2依次检测到单侧有压、开关处于分位且有设定时限内的故障电流记录,延时T1后合闸;⑤由于是永久性故障,CB再次保护跳闸;FS2在T2内又检测到两侧失压且有故障电流(T2

自适应重合式FA方法的大电流故障处理逻辑需要与变电站出口断路器进行配合。变电站出口断路器通常设速断保护、限时过流保护,当配置两次重合闸时,通过上述策略控制分段开关能够完成故障定位隔离和故障上游的非故障区域恢复供电。当变电站仅配置一次重合闸时,则只需延长首端分段开关的来电延时合闸时间,躲避变电站出口断路器重合闸充电时间,保证重合闸再次动作即可。若线路首端配置出口重合器时,分段开关的配合方式需与CB配置两次重合闸时一致。

对于用户分界或分支线路,分支线开关可以选择与分段开关相同配置的开关,实现大分支长线路的分段与故障隔离。如果变电站有级差配合的情况下,也可以选用断路器配置在分支线首端,并配置零秒速断及一次重合闸,实现分支线故障的快速切除。如图3所示,YS1下游发生相间短路故障,用户分支短路故障处理FA逻辑:YS1先速断跳闸,然后重合闸一次,若是瞬时故障,则重合成功即可恢复供电;若是永久性故障,则后加速跳闸,快速隔离分支线故障。

图3 分界开关YS1负荷侧发生相间短路故障Fig.3 Interphase short circuit fault occurs at load side of boundary switch YS1

自适应重合式FA方法的大电流故障处理逻辑基于线路上成套装置嵌入的策略来实现,且每台成套装置配置的策略均可以保持一致,策略中的时间定值参数以及故障处理逻辑均不受开关节点类型以及装置所处线路拓扑中位置的影响,能够自适应线路的运行方式及网架结构的调整。

2 单相接地故障自适应重合式FA

由于已有绝大多数单相接地选线原理采用的单相接地定位信息都具备两值性和分化性特征,因此,本文寻求不依赖配电自动化主站、不依赖通信,融合工程应用效果较好的单相接地故障暂态参数和相电流突变原理的单相接地故障处理逻辑策略,只由成套装置就地进行单相接地故障定位和隔离的方法。暂态参数原理[10]指的是配电网发生单相接地故障时,在一定频段内,健全线路和故障点下游部分的零序模型可等效为一个对地电容C0x∑。对于健全线路部分来说,零序电流i0x与零序电压u0有如下关系:

(1)

故障点上游线路等效为一个对地电容C0′。故障部分零序电流i0f实际方向与健全线路部分零序电流i0x方向相反,其电流电压有如下关系:

(2)

在暂态下的首容性频段内,健全线路可以等效成一个正电容模型,而故障线路等效成负电容模型[10]。即健全部分的零序电流和零序电压导数之间成正线性关系,故障部分的零序电流和零序电压导数之间成负线性关系。相电流突变原理[11]指的是在单相接地故障瞬间,对应的三相电流发生突变,根据算法计算出三相突变电流的不对称度Wa,Wb,Wc,若max(Wa,Wb,Wc)>M,M为不对称阈值,则判断三相电流不对称,判别故障线路及故障相。本文设计单相接地故障处理逻辑策略如下:采用零序电压判据启动终端的零序电容识别算法,若单相接地故障检测终端识别出的电容值为负且相电流突变的不对称度超过阈值,则可以判断出单相接地故障发生在其下游;否则,单相接地故障不是发生在其下游，如图4所示。FS5和FS6之间发生单相接地故障,FS1,FS4,FS5依据负电容及相电流不对称特征,选出接地故障在其下游,而FS2,FS3,FS6呈正容性。

单相接地故障处理逻辑为:FS1,FS4,FS5延时T后保护跳闸。FS1检测到单侧有压、开关处于分位且有记忆负电容及相电流不对称特性(设定时限),延时T1后合闸;FS4检测到单侧有压、开关处于分位且有记忆负电容及相电流不对称特性(设定时限),延时T1后合闸。FS5检测到单侧有压、开关处于分位且有记忆负电容及相电流不对称特性(设定时限),延时T1后合闸,T2内又检测到负电容暂态特性(T2

图4 FS5和FS6之间发生单相接地短路故障Fig.4 Single phase to ground fault occurs between FS5 and FS6

用户分界开关成套装置嵌入单相接地定位原理,配置单相接地故障延时保护功能，如图5所示。YS1下游分支单相接地故障时,若是瞬时单相接地故障,YS1延时t(令t=0.5T)后检测无故障,则保持不动作;若是永久性单相接地故障,YS1延时t后跳闸,切除分支线单相接地故障。

图5 分界开关YS1负荷侧发生单相接地短路故障Fig.5 Single phase to ground fault occurs at load side of switch YS1

设计的单相接地故障处理逻辑策略融合故障暂态参数和相电流突变原理,无需出口断路器配置重合闸或单相接地选线功能,即能准确定位隔离单相接地故障,且定值能够自适应运行方式及网架结构的变化。

3 故障下游供电恢复

联络开关配置策略为：两侧有压,禁止合闸,单侧失压后启动合闸延时计时,达到延时ty时自动合闸。ty要求大于其两侧相邻线路段发生永久故障后,故障区电源端分段开关跳闸并闭锁的最大延时tc。

tc=max(tc,1,tc,2)

(3)

式中:tc,1为单侧相邻线路段发生故障后,故障段电源端的分段开关跳闸并闭锁的最大延时;tc,2为另一侧相邻线路段发生故障后,故障段电源端的分段开关跳闸并闭锁所需的最大延时。tc,1按式(4)进行计算[12]。

tc,1=te,1+te,2+A(n)TW

(4)

式中:te,1为故障侧变电站出口开关第一次重合闸延时;te,2为第二次重合闸延时;TW为各分段开关的来电合闸延时;n为故障段与联络开关之间分段开关的个数；A(n)为故障段与联络开关之间分段开关个数的最大值。tc,2的计算类似于tc,1,有

ty≥utc

(5)

式中:u为冗余系数,一般取1.3,对于多分段多联络网架结构,两相邻联络开关X和Y的动作间隔时间tMy(X,Y)须大于其中一台联络开关合闸到将电送至另一台联络开关的最长时间T(X,Y),即

tMy(X,Y)>T(X,Y)

(6)

同理,将电从某个联络开关经第n条线路送到另一个联络开关的时间间隔为Tn(X,Y)。则有

tK(X,Y)=max(T1(X,Y),T2(X,Y),…,

Tn(X,Y))

(7)

tMy(X,Y)>tK(X,Y)

(8)

联络开关的自动合闸延时ty要求越小越好,可以根据工程实施的实际情况按上述原则进行整定。 综上所述,提出的方法不依赖通信即可完成配电网线路故障的定位隔离以及非故障区域的恢复供电,并同时具备处理相间短路故障和单相接地故障的能力。线路上所有分段开关、联络开关采用相同的一二次融合成套设备,线路运行方式或网架结构发生改变时,无需重新设置定值参数,实现定值参数自适应。

4 仿真验证与分析

基于实时数字仿真器(RTDS)搭建仿真测试平台[13-15],对智能分布式FA、电压时间型FA、电压电流时间型FA、文献[9]方法以及本文方法的性能进行比较分析。基于RTDS仿真平台搭建了典型的多分段多联络10 kV架空型配电网系统,运行方式采取开环运行方式,配电网中性点接地方式采用经消弧线圈接地。模型由3个供电电源点、3个变电站出口断路器、9个分段开关、5个分界开关以及3个联络开关组成。RTDS平台上的配电网模型的实时信号通过对应的模拟量及数字量接口配电终端装置进行交互,即电压电流等遥测信号量通过GTAO接口转功率放大器输出给终端;开关位置、保护信号等遥信信号通过GTDO接口输出至终端;而终端的合闸、跳闸遥控信号通过GTDI接口输入给RTDS,由RTDS将信号转换成配电网模型的控制信息,实现RTDS配电网仿真模型与终端的信息交互。

仿真模型的变电站保护配置两次重合闸,保护实现方法如图6所示。当检测到故障触发信号,并且线上有过流信号时,站内保护判定线路故障,经过设定的Ⅰ段跳闸延时时间0.3 s后跳开出口断路器;然后启动一次重合闸计时,达到一次重合闸时间3 s后执行一次重合闸,合闸出口断路器,若马上检测到过流故障,则加速跳闸出口断路器,接着启动二次重合闸计时,达到二次重合闸时间10 s后执行二次重合闸,同理,若马上检测到过流故障,则加速跳闸出口断路器。站内保护逻辑将和本文提出的就地FA逻辑进行配合,完成故障的定位和隔离。

图6 站内保护逻辑仿真流程Fig.6 Simulation process of protection logic in substation

配电网线路开关的寿命影响因素之一是开关的动作次数,开关动作次数越多，寿命越短。配电网线路故障时,FA故障处理时间直接影响到配电网的供电可靠性指标。由于信息安全防护的问题,FA故障处理时是否依赖于通信也是需要考虑的重要因素。而FA保护定值能否自适应线路拓扑及运行方式的变化,将影响FA系统后期的运行维护工作量。因此,实验分别从故障处理过程中的开关平均动作次数、故障平均处理时间、是否依赖通信、是否定值自适应和单相接地判断成功率5个指标来对比分析智能分布式FA、电压时间型FA、电压电流时间型FA、文献[9]方法以及本文方法的性能。实验中终端的T1设置为7 s,T2设置为5 s;通过RTDS模拟线路变电站出口至首端开关、分段开关之间、末端分段开关下游、分界开关下游等不同故障点,每个故障点分别设置100次故障,开关动作次数和故障处理时间取各个故障点的加权平均值。实验结果如附录A表A1所示。

从表A1可以看出本文方法故障处理过程中开关平均动作次数为3次,故障平均处理时间为56 s,比电压时间型FA和电压电流时间型FA更具优势,这是因为本文方法的故障处理逻辑中非故障区域的开关尽可能减少动作,这样不仅可以减少开关的动作次数从而延长开关使用寿命,而且减少了故障处理时间，使得非故障区域更快地恢复供电。在单相接地判断成功率指标方面,本文方法高于电压电流时间型和文献[9]的方法,这是因为所提方法的逻辑策略中融合了故障暂态参数和相电流突变原理,单相接地判断更为精准。虽然在开关平均动作次数和故障平均处理时间这两项指标上弱于智能分布式FA,但是本文方法的故障处理逻辑实现不依赖通信,不存在信息安全防护的问题,且逻辑中考虑了单相接地故障处理,定值参数能够自适应线路运行方式或网架结构的变化,较大降低了投运后的运维工作量。

提出的方法在工程应用时,可以嵌入配电一二次融合成套装置,实现对多分段、多分支、多联络配电线路中的大电流故障及单相接地故障进行自动化定位隔离和非故障区域恢复供电。工程应用中的一个关键点是需要在分段开关安装高精度零序电压互感器和电流互感器,这也正是目前配电网一二次设备融合的需求。但是传统的零序电压互感器存在精度低、抗干扰能力差的问题,无法满足提出策略的工程应用要求,若不使用零序电压,接地故障检测则存在较大的局限性。然而,一方面,近几年国内电子式电压互感器的研发及应用得到了较大的发展,其高精度的特性能够满足单相接地故障检测的要求。另一方面,目前电容分压式传感器也获得了技术突破,其自身故障率较低,且与线路对地容性特性一致,不会像电阻分压式传感器那样由于在系统中产生杂散电流,引起接地故障保护的误判。因此,所提方法在工程应用时可以选用基于电容分压的电子式互感器完成对零序电压信号和零序电流信号的高精度采集,以保证所提方法的可靠有效应用。提出的方法在福建工程中进行试点应用,解决了通信部署难度较大的多山地区配电线路的相间短路及单相接地故障自动化处理问题,整体应用效果良好,未来将在全国范围内推广实施。

5 结语

本文提出了一种考虑单相接地故障处理的自适应重合式FA方法,采用过流失压跳闸、合闸后过流跳闸并闭锁、短时来电跳闸并闭锁的策略,结合单相接地暂态特征故障检测算法,配合变电站出口断路器重合闸,实现多分支多联络配电网的故障定位隔离和非故障区恢复供电。实验中基于RTDS搭建仿真测试平台,对另外几种方法与本文方法的性能进行比较,结果表明所提方法的性能测试效果良好。所提方法基于配电一二次融合成套装置和高精度互感器实现,可以有效解决难以部署通信的山区、丘陵等地区的配电网故障快速处理问题,并减少工程投运后定值维护的工作量。

提出的方法中故障点下游所有开关均会检测到短时来电,导致跳闸并闭锁,后续故障点下游恢复供电时需要解闭锁非故障点相邻的分段开关。下一步研究可以对短时来电的闭锁条件进行优化,以准确定位故障点下游相邻的分段开关。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

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封士永(1988—),男,通信作者,硕士,工程师,主要研究方向:电力系统自动化、通信技术。E-mail： fengshiyong@sgepri.sgcc.com.cn

蔡月明(1972—),男,高级工程师,主要研究方向:电力系统自动化。E-mail: caiyueming@sgepri.sgcc.com.cn

刘明祥(1982—),男,硕士,高级工程师,主要研究方向:电力系统自动化、电力通信。E-mail: liumingxiang@sgepri.sgcc.com.cn