中低压配电网单相接地故障熄弧处理方法研究

李景丽，刘 鹏，赵子敬，杨旭晨，时永凯，袁 豪

(郑州大学电气工程学院，郑州 450001)

0 引言

我国配电网多采用的是6 kV～66 kV的中性点非有效接地系统，据不完全统计，单相接地故障占配网运行故障中的80%以上。单相接地时引起的弧光过电压及谐振过电压，特别对于较高倍数的间隙性弧光接地过电压，如不能及时消除，会造成避雷器(或组合式过电压保护器)的热崩溃、电缆头放炮、电磁式电压互感器(PT)的熔丝熔断以及互感器烧毁故障、绝缘闪络等各类事故，严重时引发同地、异地二点接地造成危害较大的相间短路事故。因此对中性点非有效接地系统熄弧方法研究，是保证配网安全运行的关键。

目前对于中性点非有效接地系统熄弧处理方法的研究主要有3种：消弧线圈、转移接地开关技术(消弧柜)、消弧线圈+转移接地技术。消弧线圈灭弧原理是发生单相接地故障后，消弧线圈产生的电感电流补偿故障点的电容电流进而达到消弧的目的。文献[1-4]指出目前动态式消弧线圈局限在与调谐问题。文献[5-8]根据消弧线圈正常运行时的对地电容值作为调谐依据。文献[5]提出将互相关检测原理和注入信号法结合检测系统电容电流变化，根据此信息利用电力式分接头自动调谐消弧线圈。文献[6]针对消弧线圈并联电阻配电网，通过投切电阻与调整电感值维持调节前后零序电压稳定达到调谐的目的。文献[7]提出利用改进极值法判断电容电流，并通过晶闸管调容实现调谐。文献[8]提出逆变方式控制变压器式消弧线圈副边绕组电流的幅值和相位实现消弧线圈电感的快速、连续调节；转移接地开关灭弧原理；转移接地开关灭弧原理是利用母线处人为制造的一条金属性接地支路来旁路故障点，并将故障点电压钳制于零，从而达到消弧的目的。文献[9-12]通过选相判据判断出故障相，母线处对应故障相接地，实现故障点灭弧功能。文献[13-15]提出转移接地开关配合零序电流突变法选出并合闸母线相应故障相。文献[16-18]通过有源逆变器注入零序电流完全补偿接地电流实现灭弧。文献[19-20]提出利用消弧线圈+转移接地开关灭弧技术，但目前方案提出，仿真与实验验证数据不足。

本研究针对消弧线圈、转移接地开关、消弧线圈+转移接地开关3种熄弧技术分别建立10 kV配电网单相稳定接地及弧光接地故障数值计算模型。设置不同故障点过渡电阻、不同故障相的间歇性电弧故障、不同出线结构等故障条件，对比各熄弧方法下的故障点电流及转移接地相电流，分析3种熄弧方法的熄弧效果。

1 中性点不接地系统(NUS)单相接地故障特征分析

1.1 稳态特征分析

单相接地故障发生后，NUS系统故障处出现零序电压作用于整个系统，在各线路生成零序电流，电流流向图见图1。

图1 小电流接地系统单相接地故障示意图Fig.1 Schematic diagram of single-phase ground fault in a small current grounding system

1.1.1 正常线路的零序电流

由图1得，其零序电流由母线流向线路，线路i零序电流计算式如下：

(1)

1.1.2 故障线路的零序电流

由图1知，线路1A相单相接地故障时，故障点电流为

(2)

(3)

由以上分析得：稳态时正常线路零序电流由母线至线路，数值为其对地电容电流得1/3，故障线路零序电流由线路至母线，数值为正常线路零序电流之和。

1.2 暂态特征分析

1.2.1 等值回路

NUS单相接地瞬间，其暂态过程等值电路见图2。图中，U0：零序电压，C0：系统对地电容，L0：系统的等值电感，R0为系统零序电阻与故障处3倍过渡电阻之和。

图2 NUS的暂态等值电路Fig.2 Transient equivalent circuit of the neutral point arc suppression coil grounding system

1.2.2 暂态零序电流特性

暂态接地电流由暂态电感电流和暂态电容电流叠加而成，其表达式为

(4)

式中ω为工频；φ：初始相位角；τL与τC分别为电感回路与电容回路时间常数；ωf：自振角频率。

由上式分析可知,故障发生后，暂态特征如下：

1)零序电流暂态数值明显大于稳态时数值且持续时间较短。

2)线路发生单相接地故障，该线路电流流向由线路至母线，非故障线路流向相反。

2 10 kV配电网单相稳定接地及弧光接地故障数值计算模型

2.1 模型建立

基于matlab & simulink仿真平台建立具有六回出线的中性点不接地系统，见图3。模型由电源、输电线路、变压器以及负荷。输电线路及主要模块参数见表1。负荷由三相串联的RLC模块等效。

图3 中性点不接地系统结构图Fig.3 Structure diagram of neutral point ungrounded system

表1 各线路参数Table 1 Parametersof lines

2.2 模型验证

设置金属性接地故障，合闸相角为90°、故障发生在缆线交界处的故障条件进行模型验证。故障发生时间为0.04 s，持续至0.36 s结束。采样频率为10 kHz/s。

2.2.1 系统相电压及线电压

系统电压见图4。

图4 系统电压图Fig.4 System voltage diagram

2.2.2 零序电流

各线路零序电流见图5。

图5 各线路零序电流图Fig.5 Zero-sequence current diagram of each line

由图5可知，所有线路在故障发生前，零序电流幅值为0，故障发生后，经过约0.023 s的暂态振荡过程，重新过渡到稳态。故障线路与非故障线路零序电流反向。稳态幅值分别为4.874 A、3.250 A、3.031 A、0.527 A、0.395 A、12.066 A。理论计算得3条线路稳态幅值为4.996 A、3.274 A、3.095 A、0.538 A、0.404 A、12.307 A。仿真计算与理论计算误差不超过3%。故障线路稳态幅值为其余非故障线路幅值之和。与理论分析一致。

3 不同熄弧处理方法熄弧效果

对中性点不接地系统分别采用中性点接消弧线圈、母线接转移接地开关、消弧线圈+转移接地开关相结合3种熄弧处理方法。设置不同的过渡电阻、故障相角以及电弧故障，对比分析3种熄弧处理方法的熄弧效果。

3.1 消弧线圈熄弧效果

图6 母线三相电压及各线路零序电流图Fig.6 Bus three-phase voltage and zero sequence current diagram of each line

由图6(a)可知，中性点接入消弧线圈，母线三相电压变化与NUS系统一致，故障相电压降低，非故障相电压升高。由图6(b)得，故障发生后0.02 s 暂态过程中，故障线路零序电流与非故障线路电流方向相反，过渡到稳态后，所有线路零序电流方向相同，故障线路与非故障线路幅值大小关系与线路参数有关。

3.1.1 过渡电阻不同时熄弧效果

故障相角为90°、故障发生在缆线交界处、故障相为A相，过渡电阻在0～2 000 Ω变化，仿真结果见表2。其中，NES系统为中性点经消弧线圈接地系统。

表2 过渡电阻不同时熄弧效果Table 2 Thearc extinguishing effect when the transition resistance is different

由表2可知，发生单相接地故障时，随着过渡电阻增加，NES与NUS中性点电压和故障电流均下降。过渡电阻在0～1 000 Ω变化，电压电流下降明显，1 000 Ω～2 000 Ω变化，下降速率变缓，电压与电流逐渐趋于饱和；同一过渡电阻下，NUS中性点电压小于NES电压，NES故障点电流经过消弧线圈的补偿明显小于NUS故障点电流，在过渡电阻为2 000 Ω时，故障电流由4.287 A减小为1.963 A。消弧线圈熄弧效果仍然显著；对于过渡电阻不同的永久性单相接地故障，消弧线圈熄弧效果良好。

3.1.2 间歇性电弧故障时熄弧效果

过渡电阻为500 Ω、故障发生在缆线交界处、故障相角为90°。0.04 s故障开始。50 ms后故障熄灭，30 ms后故障重燃，50 ms后故障熄灭，30 ms后故障再次重燃，50 ms后故障熄灭。设置不同相线发生单相接地故障，结果见表3。

表3 间歇性弧光接地时熄弧效果Table 3 Arc extinguishing effect when intermittent arc is grounded

由表3可知，弧光接地故障时，NUS非故障相电压随着电弧多次重燃电压不断增大，最高分别可达28.4 kV(3.25 p.u.)、28.7 kV(3.28 p.u.)、28.6 kV(3.27 p.u.)。故障点电流均大于15 A；NES系统由于消弧线圈的补偿作用，三相电压随着电弧的不断重燃基本保持不变。故障点电流由17 A降为3 A以内。满足《国家电网配网准则》NES单相接地故障短路电流不大于10 A标准。对于间歇性电弧故障，消弧线圈熄弧效果良好。

3.1.3 线路结构不同时熄弧效果

故障相角为90°、故障发生在缆线交界处、过渡电阻为500 Ω、故障相为A相，分别增设3条，5条、7条线路长度为6 km的电缆线路。仿真结果见表4。

表4 线路结构不同时熄弧效果Table 4 The arc extinguishing effect when the line structure is different

由表4可知，电缆数量增多，系统阻抗增加，NUS与NES中性点电压均降低，故障点电流均上升；NES故障点残余电流在增设电缆数量为3条时，已达到12.290 A，超过《国家电网配网准则》NES单相接地故障短路电流不大于10 A标准，易发生电弧重燃；对于线路结构改变，消弧线圈熄弧效果不理想。

3.2 转移接地开关熄弧效果

在NUS母线接入转移接地开关，线路发生单相接地故障时，经过一定时间(20 ms)延时，转移接地开关对应相闭合，故障点电流转移至母线侧形成稳定的金属性故障。故障相角90°、A相经500 Ω过渡电阻接地、缆线交界处故障。转移接地开关投入时的母线三相电压及电流见图7。

图7 母线三相电压及各线路零序电流图Fig.7 Three-phase bus voltage and zero-sequence current diagram of each line

由图7(a)可知，故障发生后，经过0.02 s，转移接地开关动作，故障相电压降为0，非故障相电压稳定升高为线电压，满足稳定金属性接地故障特征；由图7(b)可知，故障发生后，故障点电流经过一定时间振荡后进入稳态，幅值为15.63 A，转移接地相电流为0。0.06 s，转移开关动作，故障电流立刻降为零，转移接地相电流经过2.5个基波周期，进入稳态，幅值为36.81 A。

3.2.1 过渡电阻不同时熄弧效果

故障相角为90°、故障发生在缆线交界处、故障相为A相，过渡电阻在0～2 000 Ω变化，仿真结果见表5。

表5 过渡电阻不同时熄弧效果Table 5 The arc extinguishing effect when the transition resistance is different

由表5可知，发生单相接地故障，NUS中性点电压随着过渡电阻增加而增加，故障点电流随着过渡电阻增加而减少；接入转移接地开关，故障转化为母线稳定的金属性接地故障，中性点电压维持在8.709 kV,与故障前相电压一致。过渡电阻为0 Ω时，故障点电流无明显改变，过渡电阻增加到500 Ω，故障点电流明显减小，由22.03 A降为0.394 A。随着过渡电阻增加，故障点电流进一步减小并逐渐趋于饱和。

3.2.2 间歇性电弧故障时熄弧效果

过渡电阻为500 Ω、故障发生在缆线交界处、故障相角为90°。0.04 s故障开始。20 ms投入转移接地开关、30 ms后故障结束，转移接地开关断开。30 ms电弧再次重燃。20 ms投入转移接地开关、30 ms 后故障结束，转移接地开关断开。30 ms电弧再次重燃。20 ms投入转移接地开关、30 ms后故障结束，转移接地开关断开。设置不同相线发生单相接地故障，结果见表6。

表6 间歇性弧光接地熄弧效果Table 6 Intermittent arc light grounding arc extinguishing effect

(b)电流

由表6(a)数据知，NUS系统发生间歇性弧光接地故障，非故障相电压随着电弧的重燃，电压不断升高，过渡到稳态，幅值可达3.04 p.u.～3.26 p.u.。转移接地开关相应相闭合，故障相电压钳制在零电位，非故障相电压升高至原线电压的数值；由表6(b)可知，NUS故障点电流达到38A以上，威胁系统及人身安全。开关动作后，故障点电流转移至母线接地相，转化为稳定的金属性接地故障。

3.2.3 线路结构不同时熄弧效果

故障相角为90°、故障发生在缆线交界处、过渡电阻为500 Ω、故障相为A相，分别增设3条，5条、7条线路长度为6 km的电缆线路。仿真结果见表7。

表7 线路结构不同时熄弧效果Table 7 The arc extinguishing effect when the line structure is different

由表7知，随着电缆条数的增多，发生单相接地故障时，NUS中性点电压不断降低，故障点电流小幅增加，数值在16 A以上；开关动作后，线路上的单相弧光接地转换成母线处故障相稳定的金属性接地，中性点电压稳定在相电压数值附近。故障点电流转移至母线接地相；转移接地开关对于不同情形下的单相接地故障，故障相电位的钳制及故障处电流的转移，效果良好。但转移后的故障电流没有有效处理，危及人身安全。

3.3 消弧线圈+转移接地开关熄弧效果

分别在NUS中性点及母线接入消弧线圈与转移接地开关。单相接地故障发生后，消弧线圈补偿电容电流，之后转移接地开关闭合，故障点的残余电流转移至母线接地相。消弧线圈与转移接地开关配合使用，系统三相电压及电流仿真见图8。

图8 母线三相电压及各线路零序电流图Fig.8 Three-phase bus voltage and zero-sequence current diagram of each line

由图8(a)可知，故障发生后，经过消弧线圈补偿，故障相电压降低为2.096 kV，非故障相电压升高为13.42 kV。0.08 s，转移接地开关投入，故障相电压降为零，非故障相电压升高为14.68 kV。由图8(b)可知，故障发生后，消弧线圈补偿后，电流幅值稳定在3.08 A。0.08 s，转移接地开关投入，经过约0.02 s得振荡，故障点残余电流降为零，转移接地相电流升高为3.304 A。与理论分析一致。

3.3.1 过渡电阻不同时熄弧效果

故障相角为90°、故障发生在缆线交界处、故障相为A相，过渡电阻在0～2 000 Ω变化，仿真结果见表8。

表8 过渡电阻不同时熄弧效果Table 8 Arc extinguishing effect when the transition resistance is different

表8可知，发生单相接地故障，NUS电压电流特征与前述表5分析一致；投入消弧线圈与转移接地开关后，故障转化为稳定的金属性接地故障，故障点电流下降明显。随着过渡电阻升高，故障点电流下降，而转移接地相电流增加。故障点电流由0 Ω时的0.813 A降为2 000 Ω时的0.006 A。转移接地相电流由0 Ω的2.166 A升为2 000 Ω的3.341 A。两个接地点电流数值均较小。

3.3.2 间歇性电弧故障时熄弧效果

间歇性弧光接地熄弧效果见表9。

表9 间歇性弧光接地熄弧效果Table 9 Intermittent arc light grounding arc extinguishing effect

故障相NUS故障点电流/A开关动作后电流/A故障点电流转移接地相电流A相38.410.5755.361B相38.540.4976.361C相38.130.4836.126

由表9(a)可知，发生单相接地故障，NUS电压电流特征与前述表6分析一致；无论任意相故障，投入消弧线圈与转移接地开关后，故障点电流下降明显，分别由38.41 A、38.54 A、38.13 A下降为5.361 A、6.361 A、6.126 A。转移接地相电流由于消弧线圈得补偿作用，数值维持在6 A左右。

3.3.3 线路结构不同时熄弧效果

线路结构不同时熄弧效果见表10。

表10 线路结构不同时熄弧效果Table 10 The arc extinguishing effect when the line structure is different

由表10可知，发生单相接地故障，NUS电压电流特征与前述表7分析一致；随着电缆增多，投入消弧线圈与转移接地开关后，故障点电流不超过1 A，而转移接地相电流由增设3条的16.06 A增加为增设7条时的45.29 A。数值较大，因为消弧线圈只能补偿原系统的电容电流，对新增设的线路无补偿作用。

4 结论

本研究针对现有中性点不接地系统熄弧方法，建立相应模型，根据不同故障点过渡电阻、间歇性电弧故障、线路结构时的熄弧效果，对比分析不同熄弧方法。

1)消弧线圈熄弧处理方法，在过渡电阻与间歇性弧光接地时，效果均理想。但在电缆线路增多时，按照原补偿度设计的消弧线圈无法完全补偿新增设的线路电容电流，熄弧效果不够理想。

2)转移接地开关熄弧处理方法，在低阻时，熄弧处理效果不理想。其他故障条件下，熄弧效果均理想。但转移接地相电流始终保持在较高数值。

3)消弧线圈+转移接地开关熄弧处理方法，任意故障条件下，熄弧效果均理想。但在电缆线路增多时，消弧线圈无法补偿新增设的线路电容电流，转移接地相电流数值维持在消弧线圈与转移接地开关熄弧处理方法之间。