弧光接地过电压抑制方法和系统与流程

本发明涉及电力系统中的运行控制领域，特别是涉及一种弧光接地过电压抑制方法和系统。

背景技术：

随着电网系统的不断扩展，电网中电缆线路越来越多，在发生单相接地故障时的电容电流增大，严重影响电网系统的安全运行。通过对电网的接地过电压进行抑制，可以提高电网系统安全可靠运行。

传统的过电压抑制方法采用中性点经消弧线圈接地方式，可充分利用消弧线圈提供的感性电流，补偿电网电容电流，使流过接地点的电流很小或接近于零。消弧线圈不仅极大程度上补偿了短路点处的接地电流，也大大降低了熄弧后恢复电压的上升速度，这两个因素保证了电弧的熄灭以及阻止重燃的发生，从而减少了重燃的次数，使得发生高幅值过电压的概率降低。但是基于消弧线圈利用传统的方法并不能完全抑制间歇性弧光过电压的发生，抑制效率低。

技术实现要素：

基于此，有必要针对传统的过电压抑制方法抑制效率低问题，提供一种可提高消弧线圈对间歇性弧光过电压的抑制效果的弧光接地过电压抑制方法和系统。

一种弧光接地过电压抑制方法，包括以下步骤：

获取消弧线圈的初始电感、配电网系统的谐振频率和所述配电网系统的额定频率；

根据所述消弧线圈的初始电感和所述配电网系统的谐振频率计算配电网三相对地电容值；

当监测到配电网系统正常运行时，则根据所述配电网三相对地电容值、所述配电网系统的额定频率将所述配电网系统的消弧线圈的电感设置为第一电感值；

当监测到配电网系统的接地故障信号时，无延时投入消弧线圈，根据所述配电网三相对地电容值和所述配电网系统的额定频率将所述配电网系统的消弧线圈的电感设置为第二电感值；

当所述接地故障信号持续预设时间未消失时，根据所述配电网三相对地电容值和所述配电网系统的额定频率将所述配电网系统的消弧线圈的电感设置为第三电感值，其中，所述第一电感值、所述第二电感值和所述第三电感值呈递增变化；

当监测到所述接地故障信号消失后，无延时退出消弧线圈。

一种弧光接地过电压抑制系统，包括：

参数获取模块，用于获取消弧线圈的初始电感、配电网系统的谐振频率和所述配电网系统的额定频率；

三相对地电容值计算模块，用于根据所述消弧线圈的初始电感和所述配电网系统的谐振频率计算配电网三相对地电容值；

第一电感值设定模块，用于当监测到配电网系统正常运行时，则根据所述配电网三相对地电容值、所述配电网系统的额定频率将所述配电网系统的消弧线圈的电感设置为第一电感值；

第二电感值设定模块，用于当监测到配电网系统的接地故障信号时，无延时投入消弧线圈，根据所述配电网三相对地电容值和所述配电网系统的额定频率将所述配电网系统的消弧线圈的电感设置为第二电感值；

第三电感值设定模块，用于当所述接地故障信号持续预设时间未消失时，根据所述配电网三相对地电容值和所述配电网系统的额定频率将所述配电网系统的消弧线圈的电感设置为第三电感值，其中，所述第一电感值、所述第二电感值和所述第三电感值呈递增变化；

消弧线圈退出模块，用于当监测到所述接地故障信号消失后，无延时退出消弧线圈。

上述弧光接地过电压抑制方法和系统，获取消弧线圈的初始电感、配电网系统的谐振频率和配电网系统的额定频率，根据消弧线圈的初始电感和配电网系统的谐振频率计算配电网三相对地电容值，当监测到配电网系统正常运行时，则根据配电网三相对地电容值、配电网系统的额定频率将配电网系统的消弧线圈的电感设置为第一电感值，当监测到配电网系统的接地故障信号时，无延时投入消弧线圈，根据配电网三相对地电容值和配电网系统的额定频率将配电网系统的消弧线圈的电感设置为第二电感值，当接地故障信号持续预设时间未消失时，根据配电网三相对地电容值和配电网系统的额定频率将配电网系统的消弧线圈的电感设置为第三电感值，其中，第一电感值、第二电感值和第三电感值呈递增变化，当监测到接地故障信号消失后，无延时退出消弧线圈。通过监测故障信号无延时投入消弧线圈，并对消弧线圈的过补偿比例进行跟踪调整，使配电网系统保持正常运行，可基于原有的消弧线圈装置，有效抑制间歇性弧光节点引起的过电压水平，抑制效率高。

附图说明

图1为一实施例中弧光接地过电压抑制方法流程图；

图2为一实施例中弧光接地过电压抑制装置结构示意图；

图3为一实施例中弧光接地过电压抑制系统结构图；

图4为一实施例中弧光接地过电压抑制方法的应用示例图；

图5为一实施例的采用过电压抑制方法的三相电压波形；

图6为一实施例的未采用过电压抑制方法的三相电压波形。

具体实施方式

在一个实施例中，如图1所示，一种弧光接地过电压抑制方法，包括以下步骤：

步骤s110：获取消弧线圈的初始电感、配电网系统的谐振频率和配电网系统的额定频率。

具体地，电力系统输电线路经消弧线圈接地，为小电流接地系统的一种，当单相出现短路故障时，流经消弧线圈的电感电流与流过的电容电流相加为流过短路接地点的电流，电感电容上电流相位相差180度，相互补偿。当两电流的量值小于发生电弧的最小电流时，电弧就不会发生，也不会出现谐振过电压现象；在消弧线圈的零序电压互感器二次侧注入恒流变频信号，测量注入信号电压和电流的相位角θ，当θ为0时，这时注入信号的频率为系统的谐振频率；额定频率是指在交变电流电路中一秒钟内交流电所允许而必须变化的周期数称额定频率，在本实施例中，配电网系统的额定频率为50hz。

步骤s120：根据消弧线圈的初始电感和配电网系统的谐振频率计算配电网三相对地电容值。在本实施例中，步骤s120具体为：

其中，c∑为配电网三相对地电容值，f为配电网的谐振频率，lo为消弧线圈的初始电感。

进一步地，步骤s120不仅适用于相控式消弧线圈，同样适用于老式的人工跳匝式消弧线圈，当消弧线圈为老式的人工跳匝式消弧线圈时，根据消弧线圈的初始电感、配电网系统的谐振频率和配电网系统的额定频率计算配电网三相对地电容值，具体为：

其中，c∑为配电网三相对地电容值，f为配电网的谐振频率，lo为消弧线圈的初始电感，f0为配电网的额定频率。

步骤s130：当监测到配电网系统正常运行时，则根据配电网三相对地电容值、配电网系统的额定频率将配电网系统的消弧线圈的电感设置为第一电感值。

具体地，未监测到配电网系统故障信号即认为配电网系统正常运行，如图2所示，消弧线圈的一次绕组作为工作绕组接入配电网中性点，其中一段二次绕组作为控制绕组由2个反向连接的可控硅短接，控制该段二次绕组的导通和断开，实现消弧线圈的投入和退出。

配电网系统正常运行时，消弧线圈运行状态设定为过补偿30％，根据配电网三相对地电容值、配电网系统的额定频率将配电网系统的消弧线圈的电感设置为第一电感值，具体为：

其中，l1为第一电感值，c∑为配电网三相对地电容值，f0为配电网的额定频率。

步骤s140：当监测到配电网系统的接地故障信号时，无延时投入消弧线圈，根据配电网三相对地电容值和配电网系统的额定频率将配电网系统的消弧线圈的电感设置为第二电感值。

具体地，当监测到配电网系统的接地故障信号时，无延时投入消弧线圈，将消弧线圈的运行状态设定为过补偿15％，根据配电网三相对地电容值和配电网系统的额定频率将配电网系统的消弧线圈的电感设置为第二电感值，具体为：

其中，l2为第一电感值，c∑为配电网三相对地电容值，f0为配电网的额定频率。

在一个实施例中，监测接地故障信号包括：检测配电网线路的暂态电容电流和配电网系统中性点对地电压，当暂态电容电流脉冲幅值大于预设电流阈值，并且中性点对地电压下降幅值大于预设电压变化幅度阈值时，即监测到接地故障信号。

具体地，预设电流幅值为1.5倍配电网系统正常运行时的电容电流值，预设电压变化幅度阈值为0.2倍配电网系统正常运行时的中性点对地电压。

步骤s150：当接地故障信号持续预设时间未消失时，根据配电网三相对地电容值和配电网系统的额定频率将配电网系统的消弧线圈的电感设置为第三电感值，其中，第一电感值、第二电感值和第三电感值呈递增变化。

具体地，在本实施例中，预设时间为50ms，当接地故障信号持续50ms未消失时，将消弧线圈的运行状态设定为过补偿5％，据配电网三相对地电容值和配电网系统的额定频率将配电网系统的消弧线圈的电感设置为第三电感值，具体为：

其中，l3为第一电感值，c∑为配电网三相对地电容值，f0为配电网的额定频率。

具体地，配电网系统正常运行时消弧线圈预配置一定的补偿度，而监测到配电网系统的接地故障信号后消弧线圈无延时投入，快速调整补偿度至接近谐振点的状态，当监测到配电网系统的接地故障信号消失后，消弧线圈无延时退出，即又返回到配电网系统正常运行时的预配置补偿度。

在配电网系统正常运行时，通过预配置一个较大的脱谐度，如过补偿30％，一方面能弥补随调式消弧线圈动作响应慢的缺点，一方面由于消弧线圈运行于远离谐振点的状态，因此仍然能保证中性点的长时间电压位移不能超过系统标称相电压的15％，即调整消弧线圈远离谐振点，可避免串联谐振过电压和各种谐振过电压产生的可能性，当电网发生单相接地后，瞬间调整消弧线圈到最佳状态，使接地电弧自动熄灭，从根本上避免了串联谐振产生的可能性，对系统正常运行状态不会造成影响。

实际工程中，消弧线圈在正常运行时对消弧线圈所处配电网系统对地电容总和进行监测和计算，但接地发生时，消弧线圈的补偿容量则是根据预先设定的补偿度进行调整。这其中，电容测量和补偿度设定的工作均是在故障前完成的。

在一个实施例中，在步骤s140之后，步骤s160之前，还包括步骤s150：监测配电网系统三相对地电容值变化，当监测到配电网系统三相对地电容值变化幅度大于预设电容变化幅度阈值时，返回步骤s120。

具体地，预设电容变化幅度阈值为5％配电网系统正常运行时三相对地电容值，当检测到配电网系统三相对地电容值变化幅值大于5％时，需重新测定三相对地电容值，调整补偿容量，以保证消弧线圈补偿度满足要求。

步骤s160：当监测到接地故障信号消失后，无延时退出消弧线圈。

具体地，无延时要求动作时间小于2毫秒。本实施例中的弧光接地过电压抑制方法是基于如图2所示的装置实现的，接地信号检测模块监测到配电网系统的接地故障时，发送故障信号至处理器，处理器接收到配电网系统的接地故障信号，无延时发送接入控制指令控制可控硅开关闭合，投入消弧线圈，同理，当接收到配电网系统的接地故障信号消失时，无延时发送切除控制指令控制可控硅开关断开，切除消弧线圈。

传统的消弧线圈并不能完全抑制间歇性弧光过电压的发生，通过分析实际事故中消弧线圈的投入情况，如投切时间、补偿度等，发现当前消弧线圈补偿控制存在两个突出问题：一是投入存在延时，接地需持续几百毫秒以上(500～1000ms)消弧线圈才能投入；二是当其他回线路发生相间故障跳闸后，消弧线圈补偿容量不能跟踪调整，导致实际脱谐度在15％以上。通过对事故过程的仿真分析发现，在其他回线路切除后，消弧线圈实际过补偿度大于10％，接地点残流大于10a，不利于电弧熄灭，健全相过电压水平可能高达2.7p.u.以上，对系统绝缘造成严重冲击。

上述弧光接地过电压抑制方法，在实际应用中无需增加新的装置设置，可基于原有消弧线圈装置，进行策略优化，通过监测故障信号无延时投入消弧线圈，对消弧线圈的过补偿进行跟踪调整，当采用弧光过电压抑制策略时，间歇性弧光接地引起的暂态过电压水平不会高于2.5p.u.，稳态过电压水平不会高于线电压水平，与不采用抑制策略的情况相比，间歇性弧光接地引起的过电压水平有所降低，最大可降低约10％，有效抑制间歇性弧光节点引起的过电压水平，抑制效率高。

在一个实施例中，如图3所示，一种弧光接地过电压抑制系统，包括参数获取模块110、三相对地电容值计算模块120、第一电感值设定模块130、第二电感值设定模块140、第三电感值设定模块150和消弧线圈退出模块160,参数获取模块110连接三相对地电容值计算模块120，三相对地电容值计算模块120连接第一电感值设定模块130，第一电感值设定模块130连接第二电感值设定模块140，第二电感值设定模块140连接第三电感值设定模块150，第三电感值设定模块150连接消弧线圈退出模块160。

在一个实施例中，参数获取模块110用于获取消弧线圈的初始电感、配电网系统的谐振频率和配电网系统的额定频率。

在一个实施例中，三相对地电容值计算模块120用于根据消弧线圈的初始电感和配电网系统的谐振频率计算配电网三相对地电容值。具体为：

其中，c∑为配电网三相对地电容值，f为配电网的谐振频率，lo为消弧线圈的初始电感。

在一个实施例中，第一电感值设定模块130用于当监测到配电网系统正常运行时，则根据配电网三相对地电容值、配电网系统的额定频率将配电网系统的消弧线圈的电感设置为第一电感值。

在一个实施例中，第二电感值设定模块140用于当监测到配电网系统的接地故障信号时，无延时投入消弧线圈，根据配电网三相对地电容值和配电网系统的额定频率将配电网系统的消弧线圈的电感设置为第二电感值。

在一个实施例中，第二电感值设定模块140监测配电网线路的暂态电容电流和配电网系统中性点对地电压，当暂态电容电流脉冲幅值大于预设电流阈值，并且中性点对地电压下降幅值大于预设电压变化幅度阈值时，即监测到接地故障信号。

在一个实施例中，第三电感值设定模块150用于当接地故障信号持续预设时间未消失时，根据配电网三相对地电容值和配电网系统的额定频率将配电网系统的消弧线圈的电感设置为第三电感值，其中，第一电感值、第二电感值和第三电感值呈递增变化。

在一个实施例中，第二电感值设定模块140之后，消弧线圈退出模块160之前，还包括监测模块，监测模块用于监测配电网系统三相对地电容值变化，当监测到配电网系统三相对地电容值变化幅度大于预设电容变化幅度阈值时，控制三相对地电容值计算模块120根据消弧线圈的初始电感和配电网的谐振频率计算配电网三相对地电容值。

在一个实施例中，消弧线圈退出模块160用于当监测到接地故障信号消失后，无延时退出消弧线圈。

具体地，无延时要求动作时间小于2毫秒。

上述弧光接地过电压抑制系统，在实际应用中无需增加新的装置设置，可基于原有消弧线圈装置，进行策略优化，通过监测故障信号无延时投入消弧线圈，对消弧线圈的过补偿进行跟踪调整，当采用弧光过电压抑制策略时，间歇性弧光接地引起的暂态过电压水平不会高于2.5p.u.，稳态过电压水平不会高于线电压水平，与不采用抑制策略的情况相比，间歇性弧光接地引起的过电压水平有所降低，最大可降低约10％，有效抑制间歇性弧光节点引起的过电压水平，抑制效率高。

在一个实施例中，结合具体应用实例进行说明，如图4所示，电源额定电压为110kv，系统侧等值阻抗为j4.084ω。中性点采用相控式消弧线圈接地，可控硅导通角为120°，主变额定容量为40mva，变比为110/11，接地变型号为dksc9-900/10，额定容量为0.9mva，等值阻抗为1.23ω。10kv母线共带有6回馈线，均为电缆线路，型号为yjv22-3*300，其线路串联阻抗为0.0788+j0.0885ω/km，对地电容为0.3755μf/km，线路l1～l6的长度分别为5km、5.5km、4.5km、4.5km、7km、7.5km。线路负荷分别为0.01mw、0.05mw、0.05mw、0.03mw、0.01mw、0.02mw。

设置t＝2.2s～t＝2.6s期间系统发生间歇性电弧接地，考虑电弧模型，设置电弧按照不规则周期发生6次电弧熄灭和重燃，且电弧接地均发生在相电压最大值时刻。6次电弧发弧时刻依次为2.2671s、2.2871s、2.3871s、2.5071s、2.5471s和2.5871s，熄弧时刻依次为2.2771s、2.3171s、2.3971s、2.5171s、2.5571s和2.6s。故障点处三相电压波形如图5所示，相同故障条件下不采用弧光接地过电压抑制策略的仿真结果如图6所示。当不采取过电压抑制策略时，消弧线圈投入延时设定为0.1s，退出延时设定为0.2s，故障期间补偿度设定为过补偿7％。

由图5可见，当采取过电压抑制策略时，间歇性电弧接地引起的健全相最大过电压水平为2.333p.u.，且最大值出现在电弧第一次接地时刻，而后续燃弧暂态过程的最大过电压水平仅为为2.026p.u.。

由图6可见，当不采取抑制策略时，间歇性电弧接地引起的健全相最大过电压水平为2.771p.u.，高于电弧第一次接地的引起的暂态过电压水平，后者仅为2.333p.u.。由以上仿真结果可知，采取间歇性弧光接地过电压抑制策略后，健全相最大过电压水平由2.77p.u.左右下降为2.33p.u.左右，降低了15.8％。

理论和实际表明，本发明该方法在实际应用中无需增加新的装置设置，可基于原有消弧线圈装置，进行策略优化，当采用弧光过电压抑制策略时，间歇性弧光接地引起的暂态过电压水平不会高于2.5p.u.，稳态过电压水平不会高于线电压水平。与不采用抑制策略的情况相比，间歇性弧光接地引起的过电压水平有所降低，最大可降低约10％。，具有良好的工程实用价值。

以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。