中性点接地方式对含分布式电源配网单相接地故障特性的影响分析

魏 巍，张 博，胡国洪，曾洪亮，李 勃，邹亚琴

(1.国网重庆市电力公司彭水供电分公司，重庆 409600；2.重庆理工大学 电气与电子工程学院，重庆 400054)

分布式电源接入后使原来的辐射型网络变为包含多电源、功率双向流动的复杂网络，传统的配电网分析方法不再可行，单相接地故障电流特征分布也会发生变化[1-4]，并且会引起原系统电能质量、潮流分布[5-8]、短路容量、继电保护整定等发生改变[9-10]。尤其是配网侧和分布式电源侧中性点接地配合方式变化时，可能会改变原系统各序网络结构，进而影响单相接地故障电流特征，且故障电流特征与中性点接地方式关系密切[11]。在此以重庆市渝东南地区的配网为基础，通过建立配网单相故障时的序网图模型，分析配网和分布式电源中性点在不同接地方式配合情况下的接地故障电流、线路各序电流和各相故障电流等的特征，并将分布式电源接入前后的故障电流进行对比，为分布式电源接入配网的接地方式配合提供理论依据。

1 分布式电源接入的配网中性点接地方式分析

中压配网中常用的接地方式均为非有效接地[12]，以重庆市彭水县坪上站35 kV II母为例(见图1)，其中PCC表示分布式电源接入电网的公共连接点；F1、F2、F3分别表示3个不同的故障点，F1位于10 kV母线和PCC之间，F2位于PCC外侧，F3位于另外一条馈线；左侧开关的位置位于1、2、3、4时，分别表示中性点接地方式为经消弧线圈接地、不接地、直接接地和经小电阻接地；右侧开关的位置位于1、2、3时分别表示中性点接地方式为不接地、直接接地和经小电阻接地。考虑到以下因素[13]：① 分布式电源并网运行时，若系统(含主网和分布式电源)线路对地电容电流较大，可通过主网侧安装消弧线圈补偿；②故障发生后若分布式电源孤岛运行，其线路对地电容电流较小；③ 增加消弧线圈数量会增加投资和调谐复杂程度。因此，分布式电源侧未考虑经消弧线圈接地方式。

图1 渝东南地区配网单相接地故障示意图

根据单相接地故障时的边界条件，运用对称分量法绘出故障时配网的正、负、零序网图，对配网不接地分布式电源侧不接地、配网经消弧线圈接地分布式电源侧不接地、配网直接接地分布式电源侧直接接地这3种情况下的故障电流进行分析。

2 单相接地故障电流分析

2.1 配网不接地分布式电源侧不接地

分布式电源并网影响系统的正、负、零序阻抗，将会导致系统故障点电流水平区别于传统配网。首先以F1点发生A相单相接地故障为例，绘出此时的正、负、零序网图，如图2所示。

图2 配网与分布式电源侧均不接地单相故障序网图

为了便于进行定量计算分析，设故障点距10 kV母线l，则与PCC间的距离为L-l，单位长度线路正负零序阻抗值为ZL1=ZL2，ZL0。可得，故障时的序网电流为

(2)

(3)

(4)

(5)

配网中接入分布式电源一般容量较小，且分布式电源和并网变压器的阻抗较大，一般有下式成立

(6)

因此，在没有精确计算的要求下，式(2)可近似表达为

(7)

依据单相短路故障的特征，各序网中流过的故障电流为

(8)

根据以上分析，此故障电流由配网侧和分布式电源侧共同提供，其在两侧的分布情况为

(9)

(10)

(11)

由式(6)可知，此时M1和M2的值均近似为1，即此时正序和负序故障电流主要由配网侧提供，分布式电源侧采用不接地方式零序电流无法流通，因此零序故障电流完全由配网侧提供。随着故障点远离10 kV母线，故障电流在配网侧的分配比例减小，在分布式电源侧的分配比例增大。并且结合式(7)、(9)和(10)可以发现，正、负序故障电流在配网侧和分布式电源侧的分流比例相同，且此时主网侧零序电流幅值达到最大值。

当F2点出现故障时，设F2点与PCC间的距离为m，此时的正、负、零复合序网图见图3。

图3 F2点单相故障序网图

图中ZM(1)、ZM(2)和ZM(0)分别为故障点与PCC间的正、负、零序阻抗，满足ZM(1)=ZM(2)=mZl1，ZM(0)=mZl0。此时以PCC为分界点，PCC与10 kV母线侧为配网侧，PCC与分布式电源侧为分布式电源侧。各序网中流过的故障电流为

(12)

参考式(3)～(8)，可以得到此时故障电流在配网侧与分布式电源侧的分布情况为

(13)

(14)

(15)

从式(13)和式(14)中可以看出，此时正序和负序故障电流在配网侧和分布式电源侧的分配比例与故障点距PCC间的距离无关，为一固定值，且正、负序网的故障电流分流比例相同。分布式电源侧未接地零序故障电流依然完全由配网侧提供。

F3点发生故障时与F2点故障分析方法相同，所得到的结果总体上也类似，不再赘述。

2.2 配网经消弧线圈接地分布式电源侧不接地

以F1点发生A相单相接地故障为例，绘出此时的正、负、零序网图，如图4所示。

图4 配网侧消弧线圈接地分布式电源侧不接地序网图

图4中ZC为配网侧接地消弧线圈的阻抗值。在配网中使用消弧线圈接地方式时通常为过补偿方式，使故障时的接地电流呈感性，避免串联谐振情况的发生。对于电容电流的补偿程度，通常用补偿度P来表示

(16)

一般选择P取5%～10%，以不大于10%为宜。IC为全系统对地电容电流，IL为消弧线圈的电流，L为其电感，且存在

(17)

式中：UA为A相的相电压。考虑到重庆市渝东南山区基本都为架空线路，仅给出架空线路对地电容电流的计算式为

(18)

式中：Ul为电网线电压，kV；C为单相对地电容，一般架空线路C的取值为5～6 pF/m。3条10 kV线路总长度(包括主线和支线)为64.249 km，且全为架空线路，则由式(18)计算可以得到单相故障时对地电容电流为5.244 kA，代入式(16)且补偿度P取5%得到补偿的电感电流为5.506 kA，再代入式(17)中得到补偿电抗值为3.338 mH。

此时各序网中流过的故障电流为

(19)

式中，除Za(0)外其余各阻抗均与式(2)中相同，且

Za(0)=ZL1(0)+ZS(0)+ZC

同样，随着故障点靠近10 kV母线，故障电流增大；靠近PCC，故障电流减小。但由于ZC的存在，故障电流的幅值大小和变化速率都小于2.1节中讨论的情况。故障电流在各序网中配网侧和分布式电源侧的分流比例与式(9)和式(10)相同，不再赘述，所不同的仅是故障电流的幅值大小。

2.3 配网直接接地分布式电源侧直接接地

对于某些配网也可能采用中性点直接接地的接地方式，这种系统中一相接地时，出现除中性点以外的另一个接地点，构成了短路回路，接地故障相电流很大，为了防止设备损坏，必须迅速切断电源，因而供电可靠性低，易发生停电事故。但这种系统上发生单相接地故障时，系统中性点的钳位作用使非故障相的对地电压不会有明显的上升，因而对系统绝缘是有利的，可以降低在线路对地绝缘上的造价。此时当F1点发生单相接地故障时，系统的正、负、零序网图如图5所示。

图5 配网侧与分布式电源侧均直接接地接地序网图

此时序网中流过的故障电流计算式与式(2)相同，所不同的是零序网络配网侧和分布式电源侧的零序阻抗变为

(20)

与2.1节中讨论的两侧均不接地的情况相比，故障电流的幅值稍大。考虑到式(6)和ZS(0)=ZTG，此时的故障电流近似计算式，仍与式(7)相同，随着故障点远离10 kV母线，故障电流逐渐减小，且减小速率与2.1节中相同。同样，故障电流在正、负序网两侧的分配比例、变化规律也与式(9)和式(10)相同，以下仅给出此时零序电流的分配情况

(21)

除了配网侧外，分布式电源侧也会提供一部分的零序电流。

当F2点发生故障时，此时的正、负、零序网图如图6所示。

图6 两侧均直接接地F2点单相故障序网图

(22)

同样，此时正序和负序故障电流在配网侧和分布式电源侧的分配比例与故障点距PCC间的距离无关，为一固定值，且与F1点故障时相同，正、负序网的故障电流分流比例相同，仅零序电流不再由配网侧单独提供。

F3点故障时的分析方法与F2类似，得到的结论相差不多，此处不再单独进行分析。

3 仿真验证

对图1所示的含分布式电源接入的重庆市渝东南地区配网单相接地故障进行模拟，在本文所讨论的3种配网侧与分布式电源侧接地配合方式下，单相接地故障电流幅值随故障点与10 kV母线间距离变化情况如图7所示。

正序故障电流在配网侧的分配比例随故障点与10 kV母线距离变化情况如图8所示。由于正序和负序网络中故障电流在配网侧与分布式电源侧分配比例相同，且F3点故障时变化规律与F2点相同，此处仅给出F1点和故障时F2正序电流的分配情况。

(a)F1和F2点发生单相接地故障(b)F3点发生单相接地故障图7 故障电流幅值随故障点变化情况

图8 正序故障电流分配比例随故障点变化情况

零序故障电流在配网侧的分配比例随故障点变化情况如图9所示。

图9 零序故障电流分配比例随故障点变化情况

从仿真结果可以看出，在配网侧和分布式电源侧不同接地方式配合情况下，单相接地故障电流幅值大小、变化规律和速率及其在各序网络中配网侧与分布式电源侧分配比例都与理论分析相符合。

4 结论

配网侧与分布式电源侧采用不同的接地方式配合时，不同故障位置下，单相接地故障电流所表现出的特征也不相同。配网侧接地方式变化时，主要影响故障电流的幅值变化，不改变故障零序网络的结构，不会对其在配网侧与分布式电源侧的分配比例产生影响，对继电保护产生的影响较小。分布式电源侧接地方式变化时，由于改变了故障零序网络结构，因此故障电流的幅值和其在配网侧与分布式电源侧的分配比例都产生了变化，尤其是分布式电源侧会出现零序电流从无到有的情况，给分布式电源接入后配网继电保护的整定与故障选线带来困难。