中性点不接地系统并联线路异名相两点接地故障分析

2022-07-16刘炬，徐达，廖玄，熊进，刘飞，刘闯

内蒙古电力技术 2022年3期

刘炬，徐达，廖玄，熊进，刘飞，刘闯

（1.湖北省电力有限公司荆门供电公司，湖北荆门 448000；2.中国地质大学，武汉 430074）

0 引言

中性点不接地系统是小电流接地系统中一种常见的中性点运行方式，多用于35 kV 及以下电压等级的配电网中[1-3]。中性点不接地系统在实际运行中由于馈线数量多、地理环境复杂，其故障发生概率远远大于110 kV 及以上电压等级的中性点直接接地系统[4-5]，又因为中性点不接地系统所处的配电网网架结构与主网对比相对薄弱，当馈线发生故障导致开关跳闸时，大概率会损失部分负荷影响电网经济运行，因此研究分析中性点不接地系统短路故障对实际配电网的安全稳定运行具有重要意义。

当线路发生故障时，中性点不接地系统运行特点是：当系统发生单相接地故障时，故障线路与接地点之间不能构成短路回路，流过接地点的故障电流主要是电容电流，并且系统馈线越多，流过故障线路的电容电流越大。为防止故障扩大，必须尽快确定故障线路并予以切除，但因为此时故障电流远小于负荷电流，且三相线路线电压保持不变，负荷侧仍然可以继续运行1～2 h[6-7]。之后系统进入非正常运行状态，系统在接地点容易产生一种不稳定的间歇性接地电弧而引起幅值较高的弧光接地过电压，弧光过电压持续时间长对电网中绝缘薄弱的设备威胁较大，若不能及时找到接地点，长时间带故障运行将造成系统两点或多点接地[8]，此时若绝缘薄弱的设备击穿或线路上有其他点接地，系统会由单相接地故障发展成为多相接地故障[9]。若中性点不接地系统的两个接地点不在同一并联线路且不是同一相别，则此故障称为中性点不接地系统并联线路异名相两点接地故障。

由于中性点不接地系统单相接地短路故障比例占总故障80%以上[10-12]，大量文献重点就单相接地短路故障发生机理[13-16]及故障诊断[17-20]方法展开分析。文献[13]基于产生的暂态电压、电流获取停电线路的频率响应建立不同故障性质下停电线路的频域特性，文献[14]和文献[15]建立接地点电弧存在情况下的电气量的特征差异模型，文献[16]研究分析了10 kV系统发生单相触树接地故障时的零序电压、电流随时间的变化规律，文献[17]利用零序网络以及线路分布参数的象函数模型构建了象函数下的线路单相接地故障测距方程，文献[18]基于改进视在阻抗提出一种能够适应配电网非均匀线路参数条件的故障定位方法，文献[19]通过工程实例阐述对后台暂态信号综合分析诊断的实际效果。

上述文章从不同方面对中性点不接地系统单相短路接地故障进行了研究，但极少有文章对中性点不接地系统中单相短路接地后故障发展为两点或多点接地故障展开研究。文献[20]通过PSCAD/EMTDC 软件对小电流接地系统不同情况下两点接地故障进行了仿真验证得到了故障时相电压、零序电压和零序电流的特征；文献[21]分析了一起中性点不接地系统中因单相接地故障造成非故障相电压升高引发系统多点接地短路故障的事例，并对故障发展扩大的原因进行了探讨和分析。以上两篇文章仅从故障案例和仿真上对两点接地故障展开分析，并未从理论上建立中性点不接地系统并联线路异名相两点接地故障模型。

本文根据中性点不接地系统并联线路异名相两点接地故障模型建立等值电路图，基于对称分量法对故障模型下的状态量进行理论分析，结合某110 kV 变电站内由单点接地发展为并联线路异名相多点接地的故障实例，分析研究故障录波图及继电保护装置的动作行为，辨识电气量的变化特征，并通过搭建仿真模型对故障特征进行验证，得出的故障发展机理和特征规律对电力系统事故分析及事故防范具有指导意义。

1 理论分析

1.1 故障模型

某110 kV变电站35 kV中性点不接地系统故障模型如图1所示，假设该系统有多条并联线路，且异名相两点接地故障发生进程为：某时刻线路2 上发生L2 相接地故障，一段时间后，线路1 上发生L3 相接地故障，故障由L2相单点接地故障发展为并联线路异名相L2L3相两点接地故障。

图1 系统故障模型Fig.1 Fault model of the system

1.2 故障量计算

中性点不接地系统并联线路异名相两点接地故障等值电路如图2 所示。根据基尔霍夫定律，流经线路1 的故障电流II与流经线路2 的故障电流IⅡ数值相等、方向相反，电源回路中的电流IG为两条故障线路中故障电流的相量和。

图2 等值电路图Fig.2 Equivalent circuit diagram

以系统故障特殊相L1相为基准相，利用对称分量法对故障电气量进行分解，则k2 故障点处L1 相的各序电流可用公式（1）表示。

式中：IGa0、IGa1、IGa2分别为电源回路的L1 相电流的零序、正序、负序分量。

假设线路的正序阻抗等于负序阻抗，列出图2所示等值电路的各回路的电压方程。回路O-M-G1的正、负序电压方程可分别通过公式（4）和（5）表示，回路O-M-G2的正、负序电压方程可分别通过公式（6）和（7）表示，回路G1-M-G2的零序电压方程可通过公式（8）表示。式中：Ea为电源等值电动势；Ua1（G1）和Ua2（G1）分别为线路1 接地点G1 对大地的正序和负序电动势；ZG1和ZG2分别为等值电源正序和负序阻抗；ZI1和ZI2分别为线路1 的正序和负序阻抗；R1为线路1 与短路点k1 间接地电阻；Ua1（G2）和Ua2（G2）分别为线路2 接地点G2对大地的正序和负序电动势；ZⅡ1和ZⅡ2分别为线路2 正序和负序阻抗；R2为线路2 与短路点k2 间接地电阻；Ua0（G1）和Ua0（G2）分别为接地点G1和G2零序电动势；ZI0和ZⅡ0分别为线路1和线路2的零序阻抗。

2 故障实例分析

2.1 继电保护装置动作情况

某变电站35 kV 线路1 和35 kV 线路2 挂35 kV 1 号母线运行，35 kV 1 号母线、2 号母线并列运行，在某日15：00：44：053 时刻线路1 发生L3 相接地故障，导致中性点偏移，故障相L3相电压下降，非故障相L1相和L2相电压升高；15：15：20：285时刻，线路2的L2相出线电缆绝缘薄弱点击穿导致线路2的L2相接地；15：16：44.102时刻，线路2开关保护装置电流Ⅱ段动作；15：16：44.241 时刻，线路2 开关跳开。故障期间，保护报装置动作报文见表1，故障录波装置频繁报3U0越限启动录波，具体报文见表2。

表1 保护装置动作报文Tab.1 Action message of protection device

表2 故障录波装置录波启动报文Tab.2 Recording start message of fault recorder

2.2 故障录波分析

故障时，线路1 和线路2 保护装置故障录波电流波形分别如图3、图4 所示，两条线路的故障录波电压波形如图5所示。

图3 线路1保护装置故障录波电流波形Fig.3 Fault recording current waveform of protection device for line 1 protection device

图3—图5中，紫色虚线之前为系统故障发展的第一阶段：线路2 的L2 相金属性接地、线路1 的L3相经过渡电阻（高电阻）接地。从图3和图4可以看出，此时由于接地电阻大，故障相电流增加较小（其中，线路2的L2相电流的有效值增大约为0.58 A，线路1的L3相电流的有效值增大约为0.435 A）；从图5可以看出，尽管此时系统两相都接地，但由于线路2的L2 相为金属性接地，系统母线L2 相电压降低至接近0，L1相和L3相电压仍被抬高至105 V左右。

图4 线路2保护装置故障录波电流波形Fig.4 Fault recording current waveform of protection device for line 2 protection device

图5 线路1和线路2保护装置故障录波电压波形Fig.5 Fault recording voltage waveform of protection device for line 1 and line 2 protection device

紫色与红色虚线中间为系统故障发展的第二阶段：线路2 的L2 相金属性接地、线路1 的L3 相经过渡电阻（低电阻）接地。从图3 和图4 可以看出，此时由于接地电阻变小，故障相电流突然变大（其中，线路2 的L2 相电流的有效值增加约为7.5 A，线路1的L3相电流的有效值增加约为10 A）；从图5可以看出，此时系统母线电压仍表现为L2相电压降低至接近0，L1相电压被抬高至105 V左右，L3相电压被抬高至91 V左右。

红色虚线之后为系统故障发展的第三阶段：线路1 的L3 相经过渡电阻（低电阻）接地，线路2 的开关跳开。从图3 和图4 可以看出，线路2 开关跳开后，电流突降至0 A，线路1的L3相电流的有效值降低至1.8 A；从图5 可以看出，此时系统母线电压L2相恢复，但由于线路1 的L3 相仍然经过渡电阻（低电阻）接地，L3 相电压降低至48 V 左右，而L1 相和L2 相电压被稍微抬高（其中，L1 相电压被抬高至110 V左右，L2相电压被抬高至70 V左右）。

故障录波装置所录主变压器35 kV侧电压波形如图6 所示，图中红色虚线之前系统为线路2 开关未跳开时的系统三相电压及开口三角电压3U0波形，可以看出，在线路2 的L2 相金属性接地、线路1的L3相经过渡电阻接地时，系统开口三角电压有效值达到100 V 左右；线路2 开关跳开后系统L2 相接地故障被隔离，在系统仅有线路1的L3相经过渡电阻接地时，35 kV 母线L3 相电压恢复至43 V 左右，L1 相电压升高至90 V 左右，L2 相电压升高至65 V左右。

图6 故障录波装置所录主变压器35 kV侧电压波形Fig.6 Voltage waveform at 35 kV side of the main transformer recorded by fault recorder

2.3 保护装置动作正确性分析

查询现场继电保护装置定值单，得到线路1 的保护用TA 变比为600/5，其主保护电流Ⅰ段定值是9.5 A，动作时间为0 s；线路2 的保护用TA 变比为800/5，线路2 的主保护电流Ⅱ段定值是8.5 A，动作时间为0 s，现场核对继电保护装置运行定值与定值单无误。对于35 kV 电压等级线路，电流Ⅰ段定值按照可靠躲过本线路末端母线故障整定，由于线路1和线路2长度及线路参数不一致，两条线路电流Ⅰ段定值整定不同。

故障前后流经线路1 和线路2 的电流如表3 所示（其中线路2 的录波值乘以 2 等于实际值）。从表3可以看出，故障发生时线路2的TA二次电流有效值为9.164 A，大于其保护定值，因此线路2 开关所在的保护装置电流Ⅱ段正确动作；而故障发生时线路1 的TA 二次电流有效值为9.083 A，小于其保护定值，因此线路1 开关所在的保护装置仅启动并动作。因此，可以判定线路1 和线路2 开关所在的保护装置均为正确动作。

表3 故障前后流过线路1和线路2的电流对比1）Tab.3 Current comparison of line 1 and line 2 before and after fault A

由于故障前线路中TA流过的电流为负荷电流，故障时线路中TA 流过的电流为负荷电流与故障电流之和，因此在假设故障前后负荷电流不变的情况下，线路发生故障时从接地点G1 流至接地点G2 的电流实际为故障时线路中TA 流过的电流减去故障前线路中TA 流过的负荷电流。经过计算可得到故障时线路2 和线路1 流至大地电流一次值分别为1092∠-105°A 和1 090.2∠75°A，两者大小近似相等，方向相反。实际上在不考虑负荷电流时，系统短路电流流过的路径如图7 中黄线所示，具体为线路1经短路点k1经电阻R1经接地点G1经接地点G2经电阻R2经线路2 短路点k2，最后经主变压器中性点回到线路1。因此，故障期间流过线路2 的L3 相电流与流过线路1 的L2 相电流大小相等、方向相反，与上述分析结果一致。

图7 短路电流流过的路径Fig.7 Path through which short-circuit current flows

3 仿真验证

3.1 参数设置

利用Simulink建立一个110 kV电力网络仿真模型，其35 kV 侧为中性点不接地系统，具体如图8 所示。在仿真模型中，电源模块采用“Three-Phase source”模型，输出线电压为35 kV，内部采用Y形联结方式，有2条35 kV馈线，线路为空载，采样时间设置为0.000 168 s，仿真结束时间设置为0.5 s，线路1 在0.25～0.4 s 发生L3 相短路接地故障，线路2 在0.05～0.4 s发生L2相短路接地故障。为模拟故障实例，模型中设置线路1 为经过渡电阻接地，其过渡电阻为300 Ω；线路2为金属性接地，其过渡电阻为0。

图8 110 kV电力网络仿真模型Fig.8 Simulation model of 110 kV power grid

3.2 结果分析

运行仿真模型，得到系统三相对地电压波形如图9 所示，线路1 三相电流波形如图10 所示，线路2三相电流波形如图11所示，线路零序电流波形如图12所示，线路零序电压波形如图13所示。

图9 系统三相对地电压波形Fig.9 Three phase to ground voltage waveform

图10 线路1三相电流波形Fig.10 Three phase current waveform of line 1

图11 线路2三相电流波形Fig.11 Three phase current waveform of line 2

图12 线路零序电流波形Fig.12 Zero sequence current waveform of fault line

从图9可以看出，线路2在0.05 s发生L2相金属性接地故障时，故障相L2相对地电压由正常时20 kV左右突变为0 V，非故障相L1相和L3相对地电压由正常时20 kV 左右抬升至35 kV 左右；从图13 可以看出，系统零序电压在线路2发生L2相金属性接地故障后由0 V 升高至60 kV 左右。图9 中仿真所得的系统三相电压的变化趋势与故障实例图5中系统三相电压的变化趋势基本一致，图13中仿真所得的系统零序电压的变化趋势与故障实例图6中系统零序电压的变化趋势基本一致。

图13 线路零序电压波形Fig.13 Zero sequence voltage waveform of fault line

从图10 和图11 可以看出，在0.05 s 线路2 发生L2相金属性接地故障后，线路2的故障相L2相流过的电流为非故障相电容电流之和，其非故障相L1相和L3相流过的电流为本相别的电容电流，此时故障电流并未明显增大，在图12中可以看出此时流经线路1 和线路2 的零序电流较小，因此在故障实例中当系统仅发生单相接地时，故障线路的保护装置因为感受到的电流没有达到自身继电保护装置定值不会动作。而在0.25 s线路1接连发生L3相接地故障后，故障电流流经线路1 接地点、线路2 接地点、主变绕组构成短路回路，故在0.25 s 之后，线路1 故障相L3相电流急剧增大，线路2故障相L2相电流急剧增大，两者幅值大小相等、方向相反，而非故障相电流变化不大，在图12 中可以看出此时流经线路1和线路2的零序电流较大。