劉 炬，徐 達，廖 玄，熊 進，劉 飛，劉 闖

（1.湖北省電力有限公司荊門供電公司，湖北 荊門 448000；2.中國地質(zhì)大學，武漢 430074）

0 引言

中性點不接地系統(tǒng)是小電流接地系統(tǒng)中一種常見的中性點運行方式，多用于35 kV 及以下電壓等級的配電網(wǎng)中[1-3]。中性點不接地系統(tǒng)在實際運行中由于饋線數(shù)量多、地理環(huán)境復雜，其故障發(fā)生概率遠遠大于110 kV 及以上電壓等級的中性點直接接地系統(tǒng)[4-5]，又因為中性點不接地系統(tǒng)所處的配電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)與主網(wǎng)對比相對薄弱，當饋線發(fā)生故障導致開關跳閘時，大概率會損失部分負荷影響電網(wǎng)經(jīng)濟運行，因此研究分析中性點不接地系統(tǒng)短路故障對實際配電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行具有重要意義。

當線路發(fā)生故障時，中性點不接地系統(tǒng)運行特點是：當系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時，故障線路與接地點之間不能構(gòu)成短路回路，流過接地點的故障電流主要是電容電流，并且系統(tǒng)饋線越多，流過故障線路的電容電流越大。為防止故障擴大，必須盡快確定故障線路并予以切除，但因為此時故障電流遠小于負荷電流，且三相線路線電壓保持不變，負荷側(cè)仍然可以繼續(xù)運行1～2 h[6-7]。之后系統(tǒng)進入非正常運行狀態(tài)，系統(tǒng)在接地點容易產(chǎn)生一種不穩(wěn)定的間歇性接地電弧而引起幅值較高的弧光接地過電壓，弧光過電壓持續(xù)時間長對電網(wǎng)中絕緣薄弱的設備威脅較大，若不能及時找到接地點，長時間帶故障運行將造成系統(tǒng)兩點或多點接地[8]，此時若絕緣薄弱的設備擊穿或線路上有其他點接地，系統(tǒng)會由單相接地故障發(fā)展成為多相接地故障[9]。若中性點不接地系統(tǒng)的兩個接地點不在同一并聯(lián)線路且不是同一相別，則此故障稱為中性點不接地系統(tǒng)并聯(lián)線路異名相兩點接地故障。

由于中性點不接地系統(tǒng)單相接地短路故障比例占總故障80%以上[10-12]，大量文獻重點就單相接地短路故障發(fā)生機理[13-16]及故障診斷[17-20]方法展開分析。文獻[13]基于產(chǎn)生的暫態(tài)電壓、電流獲取停電線路的頻率響應建立不同故障性質(zhì)下停電線路的頻域特性，文獻[14]和文獻[15]建立接地點電弧存在情況下的電氣量的特征差異模型，文獻[16]研究分析了10 kV系統(tǒng)發(fā)生單相觸樹接地故障時的零序電壓、電流隨時間的變化規(guī)律，文獻[17]利用零序網(wǎng)絡以及線路分布參數(shù)的象函數(shù)模型構(gòu)建了象函數(shù)下的線路單相接地故障測距方程，文獻[18]基于改進視在阻抗提出一種能夠適應配電網(wǎng)非均勻線路參數(shù)條件的故障定位方法，文獻[19]通過工程實例闡述對后臺暫態(tài)信號綜合分析診斷的實際效果。

上述文章從不同方面對中性點不接地系統(tǒng)單相短路接地故障進行了研究，但極少有文章對中性點不接地系統(tǒng)中單相短路接地后故障發(fā)展為兩點或多點接地故障展開研究。文獻[20]通過PSCAD/EMTDC 軟件對小電流接地系統(tǒng)不同情況下兩點接地故障進行了仿真驗證得到了故障時相電壓、零序電壓和零序電流的特征；文獻[21]分析了一起中性點不接地系統(tǒng)中因單相接地故障造成非故障相電壓升高引發(fā)系統(tǒng)多點接地短路故障的事例，并對故障發(fā)展擴大的原因進行了探討和分析。以上兩篇文章僅從故障案例和仿真上對兩點接地故障展開分析，并未從理論上建立中性點不接地系統(tǒng)并聯(lián)線路異名相兩點接地故障模型。

本文根據(jù)中性點不接地系統(tǒng)并聯(lián)線路異名相兩點接地故障模型建立等值電路圖，基于對稱分量法對故障模型下的狀態(tài)量進行理論分析，結(jié)合某110 kV 變電站內(nèi)由單點接地發(fā)展為并聯(lián)線路異名相多點接地的故障實例，分析研究故障錄波圖及繼電保護裝置的動作行為，辨識電氣量的變化特征，并通過搭建仿真模型對故障特征進行驗證，得出的故障發(fā)展機理和特征規(guī)律對電力系統(tǒng)事故分析及事故防范具有指導意義。

1 理論分析

1.1 故障模型

某110 kV變電站35 kV中性點不接地系統(tǒng)故障模型如圖1所示，假設該系統(tǒng)有多條并聯(lián)線路，且異名相兩點接地故障發(fā)生進程為：某時刻線路2 上發(fā)生L2 相接地故障，一段時間后，線路1 上發(fā)生L3 相接地故障，故障由L2相單點接地故障發(fā)展為并聯(lián)線路異名相L2L3相兩點接地故障。

圖1 系統(tǒng)故障模型Fig.1 Fault model of the system

1.2 故障量計算

中性點不接地系統(tǒng)并聯(lián)線路異名相兩點接地故障等值電路如圖2 所示。根據(jù)基爾霍夫定律，流經(jīng)線路1 的故障電流II與流經(jīng)線路2 的故障電流IⅡ數(shù)值相等、方向相反，電源回路中的電流IG為兩條故障線路中故障電流的相量和。

圖2 等值電路圖Fig.2 Equivalent circuit diagram

以系統(tǒng)故障特殊相L1相為基準相，利用對稱分量法對故障電氣量進行分解，則k2 故障點處L1 相的各序電流可用公式（1）表示。

式中：IGa0、IGa1、IGa2分別為電源回路的L1 相電流的零序、正序、負序分量。

假設線路的正序阻抗等于負序阻抗，列出圖2所示等值電路的各回路的電壓方程?；芈稯-M-G1的正、負序電壓方程可分別通過公式（4）和（5）表示，回路O-M-G2的正、負序電壓方程可分別通過公式（6）和（7）表示，回路G1-M-G2的零序電壓方程可通過公式（8）表示。式中：Ea為電源等值電動勢；Ua1（G1）和Ua2（G1）分別為線路1 接地點G1 對大地的正序和負序電動勢；ZG1和ZG2分別為等值電源正序和負序阻抗；ZI1和ZI2分別為線路1 的正序和負序阻抗；R1為線路1 與短路點k1 間接地電阻；Ua1（G2）和Ua2（G2）分別為線路2 接地點G2對大地的正序和負序電動勢；ZⅡ1和ZⅡ2分別為線路2 正序和負序阻抗；R2為線路2 與短路點k2 間接地電阻；Ua0（G1）和Ua0（G2）分別為接地點G1和G2零序電動勢；ZI0和ZⅡ0分別為線路1和線路2的零序阻抗。

2 故障實例分析

2.1 繼電保護裝置動作情況

某變電站35 kV 線路1 和35 kV 線路2 掛35 kV 1 號母線運行，35 kV 1 號母線、2 號母線并列運行，在某日15：00：44：053 時刻線路1 發(fā)生L3 相接地故障，導致中性點偏移，故障相L3相電壓下降，非故障相L1相和L2相電壓升高；15：15：20：285時刻，線路2的L2相出線電纜絕緣薄弱點擊穿導致線路2的L2相接地；15：16：44.102時刻，線路2開關保護裝置電流Ⅱ段動作；15：16：44.241 時刻，線路2 開關跳開。故障期間，保護報裝置動作報文見表1，故障錄波裝置頻繁報3U0越限啟動錄波，具體報文見表2。

表1 保護裝置動作報文Tab.1 Action message of protection device

表2 故障錄波裝置錄波啟動報文Tab.2 Recording start message of fault recorder

2.2 故障錄波分析

故障時，線路1 和線路2 保護裝置故障錄波電流波形分別如圖3、圖4 所示，兩條線路的故障錄波電壓波形如圖5所示。

圖3 線路1保護裝置故障錄波電流波形Fig.3 Fault recording current waveform of protection device for line 1 protection device

圖3—圖5中，紫色虛線之前為系統(tǒng)故障發(fā)展的第一階段：線路2 的L2 相金屬性接地、線路1 的L3相經(jīng)過渡電阻（高電阻）接地。從圖3和圖4可以看出，此時由于接地電阻大，故障相電流增加較小（其中，線路2的L2相電流的有效值增大約為0.58 A，線路1的L3相電流的有效值增大約為0.435 A）；從圖5可以看出，盡管此時系統(tǒng)兩相都接地，但由于線路2的L2 相為金屬性接地，系統(tǒng)母線L2 相電壓降低至接近0，L1相和L3相電壓仍被抬高至105 V左右。

圖4 線路2保護裝置故障錄波電流波形Fig.4 Fault recording current waveform of protection device for line 2 protection device

圖5 線路1和線路2保護裝置故障錄波電壓波形Fig.5 Fault recording voltage waveform of protection device for line 1 and line 2 protection device

紫色與紅色虛線中間為系統(tǒng)故障發(fā)展的第二階段：線路2 的L2 相金屬性接地、線路1 的L3 相經(jīng)過渡電阻（低電阻）接地。從圖3 和圖4 可以看出，此時由于接地電阻變小，故障相電流突然變大（其中，線路2 的L2 相電流的有效值增加約為7.5 A，線路1的L3相電流的有效值增加約為10 A）；從圖5可以看出，此時系統(tǒng)母線電壓仍表現(xiàn)為L2相電壓降低至接近0，L1相電壓被抬高至105 V左右，L3相電壓被抬高至91 V左右。

紅色虛線之后為系統(tǒng)故障發(fā)展的第三階段：線路1 的L3 相經(jīng)過渡電阻（低電阻）接地，線路2 的開關跳開。從圖3 和圖4 可以看出，線路2 開關跳開后，電流突降至0 A，線路1的L3相電流的有效值降低至1.8 A；從圖5 可以看出，此時系統(tǒng)母線電壓L2相恢復，但由于線路1 的L3 相仍然經(jīng)過渡電阻（低電阻）接地，L3 相電壓降低至48 V 左右，而L1 相和L2 相電壓被稍微抬高（其中，L1 相電壓被抬高至110 V左右，L2相電壓被抬高至70 V左右）。

故障錄波裝置所錄主變壓器35 kV側(cè)電壓波形如圖6 所示，圖中紅色虛線之前系統(tǒng)為線路2 開關未跳開時的系統(tǒng)三相電壓及開口三角電壓3U0波形，可以看出，在線路2 的L2 相金屬性接地、線路1的L3相經(jīng)過渡電阻接地時，系統(tǒng)開口三角電壓有效值達到100 V 左右；線路2 開關跳開后系統(tǒng)L2 相接地故障被隔離，在系統(tǒng)僅有線路1的L3相經(jīng)過渡電阻接地時，35 kV 母線L3 相電壓恢復至43 V 左右，L1 相電壓升高至90 V 左右，L2 相電壓升高至65 V左右。

圖6 故障錄波裝置所錄主變壓器35 kV側(cè)電壓波形Fig.6 Voltage waveform at 35 kV side of the main transformer recorded by fault recorder

2.3 保護裝置動作正確性分析

查詢現(xiàn)場繼電保護裝置定值單，得到線路1 的保護用TA 變比為600/5，其主保護電流Ⅰ段定值是9.5 A，動作時間為0 s；線路2 的保護用TA 變比為800/5，線路2 的主保護電流Ⅱ段定值是8.5 A，動作時間為0 s，現(xiàn)場核對繼電保護裝置運行定值與定值單無誤。對于35 kV 電壓等級線路，電流Ⅰ段定值按照可靠躲過本線路末端母線故障整定，由于線路1和線路2長度及線路參數(shù)不一致，兩條線路電流Ⅰ段定值整定不同。

故障前后流經(jīng)線路1 和線路2 的電流如表3 所示（其中線路2 的錄波值乘以 2 等于實際值）。從表3可以看出，故障發(fā)生時線路2的TA二次電流有效值為9.164 A，大于其保護定值，因此線路2 開關所在的保護裝置電流Ⅱ段正確動作；而故障發(fā)生時線路1 的TA 二次電流有效值為9.083 A，小于其保護定值，因此線路1 開關所在的保護裝置僅啟動并動作。因此，可以判定線路1 和線路2 開關所在的保護裝置均為正確動作。

表3 故障前后流過線路1和線路2的電流對比1）Tab.3 Current comparison of line 1 and line 2 before and after fault A

由于故障前線路中TA流過的電流為負荷電流，故障時線路中TA 流過的電流為負荷電流與故障電流之和，因此在假設故障前后負荷電流不變的情況下，線路發(fā)生故障時從接地點G1 流至接地點G2 的電流實際為故障時線路中TA 流過的電流減去故障前線路中TA 流過的負荷電流。經(jīng)過計算可得到故障時線路2 和線路1 流至大地電流一次值分別為1092∠-105°A 和1 090.2∠75°A，兩者大小近似相等，方向相反。實際上在不考慮負荷電流時，系統(tǒng)短路電流流過的路徑如圖7 中黃線所示，具體為線路1經(jīng)短路點k1經(jīng)電阻R1經(jīng)接地點G1經(jīng)接地點G2經(jīng)電阻R2經(jīng)線路2 短路點k2，最后經(jīng)主變壓器中性點回到線路1。因此，故障期間流過線路2 的L3 相電流與流過線路1 的L2 相電流大小相等、方向相反，與上述分析結(jié)果一致。

圖7 短路電流流過的路徑Fig.7 Path through which short-circuit current flows

3 仿真驗證

3.1 參數(shù)設置

利用Simulink建立一個110 kV電力網(wǎng)絡仿真模型，其35 kV 側(cè)為中性點不接地系統(tǒng)，具體如圖8 所示。在仿真模型中，電源模塊采用“Three-Phase source”模型，輸出線電壓為35 kV，內(nèi)部采用Y形聯(lián)結(jié)方式，有2條35 kV饋線，線路為空載，采樣時間設置為0.000 168 s，仿真結(jié)束時間設置為0.5 s，線路1 在0.25～0.4 s 發(fā)生L3 相短路接地故障，線路2 在0.05～0.4 s發(fā)生L2相短路接地故障。為模擬故障實例，模型中設置線路1 為經(jīng)過渡電阻接地，其過渡電阻為300 Ω；線路2為金屬性接地，其過渡電阻為0。

圖8 110 kV電力網(wǎng)絡仿真模型Fig.8 Simulation model of 110 kV power grid

3.2 結(jié)果分析

運行仿真模型，得到系統(tǒng)三相對地電壓波形如圖9 所示，線路1 三相電流波形如圖10 所示，線路2三相電流波形如圖11所示，線路零序電流波形如圖12所示，線路零序電壓波形如圖13所示。

圖9 系統(tǒng)三相對地電壓波形Fig.9 Three phase to ground voltage waveform

圖10 線路1三相電流波形Fig.10 Three phase current waveform of line 1

圖11 線路2三相電流波形Fig.11 Three phase current waveform of line 2

圖12 線路零序電流波形Fig.12 Zero sequence current waveform of fault line

從圖9可以看出，線路2在0.05 s發(fā)生L2相金屬性接地故障時，故障相L2相對地電壓由正常時20 kV左右突變?yōu)? V，非故障相L1相和L3相對地電壓由正常時20 kV 左右抬升至35 kV 左右；從圖13 可以看出，系統(tǒng)零序電壓在線路2發(fā)生L2相金屬性接地故障后由0 V 升高至60 kV 左右。圖9 中仿真所得的系統(tǒng)三相電壓的變化趨勢與故障實例圖5中系統(tǒng)三相電壓的變化趨勢基本一致，圖13中仿真所得的系統(tǒng)零序電壓的變化趨勢與故障實例圖6中系統(tǒng)零序電壓的變化趨勢基本一致。

圖13 線路零序電壓波形Fig.13 Zero sequence voltage waveform of fault line

從圖10 和圖11 可以看出，在0.05 s 線路2 發(fā)生L2相金屬性接地故障后，線路2的故障相L2相流過的電流為非故障相電容電流之和，其非故障相L1相和L3相流過的電流為本相別的電容電流，此時故障電流并未明顯增大，在圖12中可以看出此時流經(jīng)線路1 和線路2 的零序電流較小，因此在故障實例中當系統(tǒng)僅發(fā)生單相接地時，故障線路的保護裝置因為感受到的電流沒有達到自身繼電保護裝置定值不會動作。而在0.25 s線路1接連發(fā)生L3相接地故障后，故障電流流經(jīng)線路1 接地點、線路2 接地點、主變繞組構(gòu)成短路回路，故在0.25 s 之后，線路1 故障相L3相電流急劇增大，線路2故障相L2相電流急劇增大，兩者幅值大小相等、方向相反，而非故障相電流變化不大，在圖12 中可以看出此時流經(jīng)線路1和線路2的零序電流較大。

4 結(jié)論

本文基于對稱分量法建立中性點不接地系統(tǒng)并聯(lián)線路異名相兩點接地故障模型，通過故障實例及仿真驗證得到以下結(jié)論：

（1）中性點不接地系統(tǒng)并聯(lián)線路異名相兩點接地故障發(fā)生前為系統(tǒng)單相接地，故障電流小，保護裝置不會動作；

（2）中性點不接地系統(tǒng)并聯(lián)線路異名相兩點接地故障的主要特征是：接地兩相線路故障電流大小相等、方向相反，零序電流大小相等、方向相反；

（3）中性點不接地系統(tǒng)并聯(lián)線路異名相兩點接地故障時，非故障相電壓及過渡電阻大的接地相電壓都會被抬高，對電氣設備絕緣水平要求較高。