陳銳，曾杰，鄭雅玲，劉堯，劉超，陳燕萍，韓永霞

(1.南方電網(wǎng)電力科技股份有限公司，廣東 廣州 510080；2.華南理工大學(xué) 電力學(xué)院，廣東 廣州 510640；3.廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司珠海供電局，廣東 珠海 519000)

隨著負(fù)荷密度的增加及供電范圍的不斷擴(kuò)大，10 kV配電網(wǎng)的不足之處逐漸顯現(xiàn)，并影響到配電網(wǎng)發(fā)展。因此，在電網(wǎng)負(fù)荷密度較高的大城市中心區(qū)、工業(yè)密集區(qū)的配電網(wǎng)采用20 kV電壓等級供電[1-2]。很多國家已廣泛采用20 kV電壓等級作為中壓配電網(wǎng)的標(biāo)準(zhǔn)[3]，我國也加快了對20 kV配電網(wǎng)的工程示范應(yīng)用，如廣州、蘇州、深圳、珠海等城市，都在高負(fù)荷密度和高供電可靠性需求的區(qū)域建設(shè)了20 kV配電網(wǎng)[4-7]。但隨著運(yùn)行年限增加，近年來20 kV配電網(wǎng)開始多次出現(xiàn)PT高壓熔絲熔斷事故(如珠海橫琴新區(qū)的20 kV配電網(wǎng))，對電力系統(tǒng)安全運(yùn)行造成極大威脅[8-10]，為此，亟需開展事故原因分析及防護(hù)措施研究。

目前，國內(nèi)外針對中壓配電網(wǎng)PT熔絲熔斷事故的研究多以中性點(diǎn)不接地(或經(jīng)消弧線圈接地)的10 kV配電網(wǎng)為基礎(chǔ)，其PT發(fā)生熔斷事故的原因可歸納為以下幾類：①鐵磁諧振。當(dāng)發(fā)生合空載母線、單相接地消失或系統(tǒng)負(fù)荷劇烈變化等情況，由于PT勵磁電感的非線性特性，PT勵磁電感可能與系統(tǒng)對地電容形成參數(shù)匹配，引發(fā)鐵磁諧振，造成系統(tǒng)過電壓，PT一次側(cè)繞組出現(xiàn)過電流。關(guān)于鐵磁諧振的試驗研究可以追溯到20世紀(jì)40年代初，德國H.A.Peterson等人開展了模擬試驗[11]，提出諧振與線路阻抗參數(shù)XC0/XLe有著直接關(guān)系(XC0為系統(tǒng)對地電容的容抗，XLe為PT在額定線電壓下的勵磁感抗)。當(dāng)0.01

綜上所述，目前主要是針對中性點(diǎn)不接地或經(jīng)消弧線圈接地的10 kV配電網(wǎng)進(jìn)行了PT熔絲事故研究，前期主要是解決鐵磁諧振問題。但隨著配電網(wǎng)電纜化改造的不斷推進(jìn)，由于在系統(tǒng)參數(shù)脫離諧振區(qū)域后仍有PT熔絲熔斷事故不斷發(fā)生，后續(xù)也逐漸開展了低頻非線性振蕩的研究[17-19]，提出了相應(yīng)解決措施，為設(shè)備安全運(yùn)行提供了有利保障。但對于中性點(diǎn)經(jīng)小電阻接地，且電纜占比極高的20 kV配電網(wǎng)的PT高壓熔絲熔斷研究少見報道，而此類型的20 kV配電網(wǎng)已逐漸成為新的發(fā)展趨勢，對其發(fā)展過程中的問題有必要進(jìn)行特別研究；另外，研究方法多采用電磁暫態(tài)仿真軟件，將系統(tǒng)的所有長架空線路或電纜整體等效為一個集中電容模型[20]，忽略了線路的波過程以及系統(tǒng)拓?fù)涞扔绊?。為此，本文針對中性點(diǎn)經(jīng)小電阻接地的全電纜20 kV配電網(wǎng)，利用PSCAD/EMTDC電磁暫態(tài)仿真程序[21-22]，基于設(shè)計的典型分層20 kV配電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)建立仿真模型，所有型號電纜都采用頻率依賴(相位)模型，考慮系統(tǒng)拓?fù)浼熬€路波過程的影響，結(jié)果更符合實(shí)際情況。

本文通過對橫琴新區(qū)20 kV配電網(wǎng)的電纜及PT事故進(jìn)行統(tǒng)計分析，初步確定PT熔絲熔斷發(fā)生的主要原因，并闡述其形成機(jī)理；基于設(shè)計的典型分層20 kV配電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，仿真研究不同運(yùn)行方式、不同層級PT高壓熔絲熔斷的影響因素；提煉關(guān)鍵影響因素，提出防護(hù)措施和設(shè)計建議。

1 系統(tǒng)架構(gòu)及故障統(tǒng)計分析

1.1 系統(tǒng)網(wǎng)架架構(gòu)

珠海橫琴新區(qū)采用220 kV直降20 kV的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，20 kV配電網(wǎng)采用“雙鏈環(huán)”接線型式[23-24]，按照分層分級的供電模式進(jìn)行規(guī)劃建設(shè)，分為主干層、支線層和負(fù)荷層3個層級。

橫琴新區(qū)電網(wǎng)從2012年開始運(yùn)行至今已投運(yùn)3座220 kV變電站，即琴韻站、環(huán)澳站和疊泉站，分別有26回、20回和15回電纜出線。3座變電站的供電范圍較廣，電纜線路多且長，其中琴韻站1號、2號主變變低的20 kV電纜線路總長度分別達(dá)到164.678 km、365.712 km，環(huán)澳站2號、3號主變變低的20 kV電纜線路總長度分別達(dá)到78.271 km、360.968 km，疊泉站2號、3號主變變低的20 kV電纜線路總長度分別達(dá)到16.78 km、115.972 km。單回電纜主線通常為10～20 km，加上眾多的用戶分支線，單回電纜最長可達(dá)73.908 km。由此可見，橫琴新區(qū)20 kV配電網(wǎng)完整網(wǎng)架及其線路構(gòu)成比較繁雜。

1.2 事故統(tǒng)計及理論分析

橫琴新區(qū)位于珠海橫琴島，屬于濕熱帶高鹽霧地區(qū)。橫琴新區(qū)20 kV 配電網(wǎng)從2012年起運(yùn)行至今已有近9年時間，前幾年運(yùn)行情況比較穩(wěn)定，近兩年發(fā)生單相接地故障次數(shù)明顯增多，原因之一在于部分電纜溝常年積水，導(dǎo)致電纜發(fā)生故障尤其是接地故障的概率大大增加。據(jù)統(tǒng)計，2019—2020年間橫琴新區(qū)20 kV配電網(wǎng)共發(fā)生單相接地故障40多次，其中以永久故障居多；PT熔絲熔斷故障已達(dá)30多次(不完全統(tǒng)計)。

事故統(tǒng)計分析表明，變電站的出線電纜長度較長、支線較多時，發(fā)生單相接地故障相對較多，該線路上PT一次側(cè)發(fā)生熔絲熔斷故障也較多，特別是戶外開關(guān)箱的進(jìn)線 PT(V-V 型接線)和用戶分界開關(guān)箱(“看門狗”)進(jìn)線 PT(V-V型)故障較多。但由于PT側(cè)都未安裝故障記錄裝置，無法給出具體故障時間和波形，因而也無法與電纜故障進(jìn)行時間橫向比對；但對比相近日期故障統(tǒng)計數(shù)據(jù)，可發(fā)現(xiàn)對同一線路，單相接地故障較多時，PT故障亦相對較多，由此可初步推斷，電纜單相接地故障和PT故障之間存在著一定的關(guān)聯(lián)。

對于系統(tǒng)對地電容很大的電纜線路，對地電容與PT電感參數(shù)的配合已脫離諧振區(qū)域，因此可排除鐵磁諧振；另外，通過對PT二次負(fù)載、環(huán)境因素、諧波電流電壓、弧光接地等因素的分析，基本可排除由上述因素造成PT故障的可能性，最終重點(diǎn)落實(shí)到切除接地故障電纜后引起 PT 熔絲熔斷的可能性。

當(dāng) PT 非線性電感與系統(tǒng)對地電容匹配時，可能導(dǎo)致低頻振蕩現(xiàn)象的發(fā)生。為此，以單相接地故障后斷路器斷開為激發(fā)條件，建立珠海橫琴配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)下PT低頻振蕩模型。假設(shè)系統(tǒng)三相對地電容、相間PT等效非線性電感和電阻相等，分別用C0、L和R表示，發(fā)生A相接地故障的系統(tǒng)等效電路如圖1所示，圖中：UA、UB、UC分別為系統(tǒng)三相電壓；i、i1、i2分別為A、B、C相電流。

圖1 中性點(diǎn)經(jīng)小電阻接地配電網(wǎng)A相接地等效電路

當(dāng)系統(tǒng)正常運(yùn)行時，三相電壓處于平衡狀態(tài)，各線路對地電容的存儲電荷與電壓成正比。然而當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時(以A相接地為例)，因中性點(diǎn)電位抬升，會造成B相和C相電壓上升到接近線電壓，甚至因電磁暫態(tài)過程而高于線電壓。上述過程中，伴隨著A相對地電容C0儲存的電荷通過故障點(diǎn)進(jìn)行泄放，同時B相和C相對地電容電荷增加。由于是永久性單相接地故障，此時線路的零序保護(hù)會動作切開故障線路，則B相和C相對地電容C0所儲存的電荷就會通過大地→故障線路→PT繞組→非故障線路對地電容→大地回路進(jìn)行泄放，等效電路如圖2所示。

圖2 A相接地電容電荷泄放等效電路

由圖2計算可得：

(1)

(2)

由式(1)、(2)可知，流經(jīng)PT繞組的電容電流隨時間呈現(xiàn)出逐漸衰減的振蕩特性，衰減率與PT等效電阻和等效電感的比值有關(guān)。同時，隨著線路對地電容的增大，振蕩電流的頻率越小，幅值越大。

對于兩相接地及三相接地，在一定條件下亦會出現(xiàn)低頻非線性振蕩，但分析表明，其PT一次側(cè)電流最大值基本都低于單相接地故障下的最大值。因此，本文主要開展單相接地故障下PT一次側(cè)電流影響因素的仿真研究。

1.3 典型分層20 kV配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)設(shè)計

開展仿真分析時，采用電網(wǎng)實(shí)際架構(gòu)及真實(shí)參數(shù)。但是，完整20 kV配電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)系統(tǒng)較為龐大，仿真時間過長且不利于提煉出關(guān)鍵影響因素，為此，提出如圖3所示的可表示系統(tǒng)不同層次關(guān)系的典型分層20 kV配電網(wǎng)簡化模型。圖3中以4條線路甲I、甲II、乙I和乙II構(gòu)成“雙鏈環(huán)”，可運(yùn)行在開環(huán)和閉環(huán)運(yùn)行方式，當(dāng)故障分別發(fā)生在主干層、支線層和負(fù)荷層時，根據(jù)不同層次的保護(hù)策略切斷相應(yīng)的斷路器，仿真計算故障線路及非故障線路上PT的一次側(cè)電流。其中，主干層、支線層和負(fù)荷層各開關(guān)站間的電纜長度分別設(shè)置為5 km、5 km和35 km。

考慮到實(shí)際系統(tǒng)母線出線較多，且主線長度多為10～20 km，又考慮到支線折合到主線的長度，在甲變電站20 kV母線上連接8條長度為35 km的電纜出線，乙變電站20 kV母線上連接8條長度25 km的電纜出線，這16條出線一直保持開環(huán)運(yùn)行。當(dāng)聯(lián)絡(luò)開關(guān)(如圖3所示編號660開關(guān))均為合閘狀態(tài)時，系統(tǒng)運(yùn)行在閉環(huán)運(yùn)行方式；當(dāng)聯(lián)絡(luò)開關(guān)均為分閘狀態(tài)時，則系統(tǒng)運(yùn)行在開環(huán)運(yùn)行方式。

注：斷路器白色為分閘狀態(tài)，黑色為合閘狀態(tài)

典型簡化模型和實(shí)際模型相比，將2個變電站內(nèi)多條線路構(gòu)成的多個“雙鏈環(huán)”3層級網(wǎng)架結(jié)構(gòu)精簡為4條線路(2變電站各2條)構(gòu)成的單個“雙鏈環(huán)”3層級網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，其余線路簡化為開環(huán)運(yùn)行。這是因為，線路某點(diǎn)發(fā)生單相接地故障時主要影響故障點(diǎn)兩側(cè)PT上的過電壓和過電流，系統(tǒng)太復(fù)雜時，遠(yuǎn)處的線路及電源等影響也比較小，因此以簡化模型代替實(shí)際網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，有利于分析PT一次側(cè)電流的關(guān)鍵影響因素及變化規(guī)律。

圖3中F1點(diǎn)接地故障時，監(jiān)測PT1、PT2三相電流并統(tǒng)計最大值作為PT一次側(cè)電流峰值。其余故障點(diǎn)的監(jiān)測方法同F(xiàn)1點(diǎn)。

2 仿真建模

2.1 系統(tǒng)一次設(shè)備參數(shù)及建模

基于PSCAD建立圖3所示簡化模型的電磁暫態(tài)仿真分析模型，如圖4所示。

圖4 橫琴地區(qū)“雙鏈環(huán)”3層級的簡化電磁暫態(tài)仿真模型

模型中，系統(tǒng)電源額定電壓為220 kV，額定頻率為50 Hz，正序阻抗為0.005 91(標(biāo)幺值，下同)，零序阻抗為0.006 59，采用的是ESYS65模型，阻抗類型選擇R-R//L。主變壓器型號為SZ11-100000/220，聯(lián)結(jié)組為Ynd11，高壓側(cè)中性點(diǎn)接地，阻抗電壓為16.47%，空載電流為0.05%，負(fù)載損耗為288.137 kW，空載損耗為46.247 kW，采用三相雙繞組變壓器模型等效。接地變壓器型號為DKSC-3000/20，接地電阻額定電阻值為20 Ω(25 ℃)，接地電阻器額定發(fā)熱電流為600 A，額定發(fā)熱時間為10 s，每相零序阻抗10.33Ω，模型選用單相三繞組變壓器Z型接線等效。電纜線路統(tǒng)一選用YJV22-18/20-3×300三芯電纜，采用頻率相關(guān)(相位)模型。電磁式電壓互感器為V-V型接線即兩繞組接于三相間，型號為JSZV16-24R，額定容量為30 VA/100 VA，額定相電壓比為20∶0.1∶0.22。高壓熔絲額定電流為0.5 A，接線如圖5所示，公共端接A相，以圖5所示電流方向為參考方向，則公共端電流i和兩線圈電流i1和i2關(guān)系為：i=-(i1+i2)，后文PT電流均按此設(shè)定；勵磁特性參數(shù)見表1，仿真中PT采用基于統(tǒng)一磁等效電路(unified magnetic equivalent circuit (UMEC))的單相雙繞組變壓器來等效。配電變壓器型號為SCB-11，聯(lián)結(jié)組為Dyn11，額定容量為1 000 kVA，阻抗電壓為6%，空載電流為0.85%，負(fù)載損耗為9.78 kW(120 ℃)，空載損耗為1.86 kW，采用三相雙繞組變壓器模型，低壓側(cè)中性點(diǎn)接地。

表1 V-V型PT的勵磁特性參數(shù)

圖5 V-V型接線PT一次側(cè)線圈電流示意圖

考慮到某變電站其中一臺變壓器臨時退運(yùn)的運(yùn)行方式，由另一臺主變壓器帶低壓側(cè)所有母線時，故障下的PT電流更大，因此選取這種運(yùn)行方式仿真。

2.2 故障設(shè)置及保護(hù)策略

當(dāng)永久故障發(fā)生在主干層時，如甲II線，在開環(huán)運(yùn)行方式下，故障點(diǎn)兩側(cè)的斷路器及時斷開，將故障線路從系統(tǒng)中切除，0.3 s后B開關(guān)站和甲II線相連的聯(lián)絡(luò)開關(guān)合閘；在閉環(huán)運(yùn)行方式下，故障點(diǎn)兩側(cè)的斷路器及時啟動，將故障線路從系統(tǒng)中切除。

而當(dāng)故障發(fā)生在支線層或負(fù)荷層時，無論是開環(huán)還是閉環(huán)，故障點(diǎn)兩側(cè)的斷路器均及時啟動，將故障線路從系統(tǒng)中直接切除，隔105 s后支線層上的聯(lián)絡(luò)開關(guān)合閘?？紤]到按實(shí)際動作時間設(shè)置將使仿真計算時間過長，仿真設(shè)置為隔0.3 s后將聯(lián)絡(luò)開關(guān)合閘。

假設(shè)主干層從接地故障發(fā)生到斷路器動作時間間隔為Δt，包含了故障檢測時間、保護(hù)延時、信號傳輸時間、斷路器開斷時間等，Δt可取為120～320 ms。理論及仿真分析表明，當(dāng)Δt相差整數(shù)倍工頻周期時，PT一次側(cè)電流的變化可忽略不計。選取Δt的基準(zhǔn)值為140 ms，支線層和負(fù)荷層選取Δt的基準(zhǔn)值為120 ms，開展不同層級發(fā)生單相接地故障時PT的一次側(cè)電流最大值影響因素的仿真分析，其中取斷路器開斷時間在基準(zhǔn)值后的一個工頻周期20 ms內(nèi)平均分布。

如無特別說明，以下仿真中的A相接地故障時間統(tǒng)一發(fā)生在0.101 6 s(此時系統(tǒng)已經(jīng)穩(wěn)定，且A相電壓相位為0)，仿真步長為0.5 μs。仿真模型中故障點(diǎn)接地電阻取為0.1 Ω，中性點(diǎn)接地電阻取為20 Ω，PT接線形式為V-V接線(公共端接在A相)，負(fù)載以配電變壓器為半載(500 kVA)進(jìn)行計算。

具體仿真分析的PT一次側(cè)電流影響因素包括系統(tǒng)運(yùn)行方式、斷路器動作時間、故障點(diǎn)位置、故障點(diǎn)接地電阻、中性點(diǎn)接地電阻、PT勵磁特性、PT接線方式、不同層級保護(hù)策略、負(fù)載率及配電變壓器臺數(shù)等。

3 PT一次側(cè)電流影響因素仿真分析

分別在圖3所示的甲變電站“雙鏈環(huán)”中甲II線的F1點(diǎn)和F2點(diǎn)、支線層F3點(diǎn)、負(fù)荷層F4點(diǎn)，設(shè)置A相發(fā)生單相接地故障。

以開環(huán)時甲II線上F2點(diǎn)發(fā)生A相接地故障為例，斷路器動作后故障點(diǎn)兩側(cè)開關(guān)站內(nèi)PT的一次側(cè)電壓、電流波形如圖6、圖7所示，圖中：t1時刻發(fā)生故障，t2時刻斷路器開斷；線圈1為接于AB相間的一次線圈，線圈2為接于AC相間的一次線圈。

圖6 F2點(diǎn)發(fā)生單相接地故障時PT線圈電壓波形

圖7 F2點(diǎn)發(fā)生單相接地故障時PT一次側(cè)電流波形

由圖6、圖7可知，甲II線在0.101 6 s(t1時刻)時，F(xiàn)2點(diǎn)發(fā)生A相接地故障，故障點(diǎn)兩側(cè)的PT3和PT4兩個線圈出現(xiàn)大小相近的過電壓，此時線圈上電流基本無變化；當(dāng)斷路器在0.246 6 s(t2時刻)時開斷(此時A相電壓相角為90°)，斷開瞬間PT3和PT4一次側(cè)線圈電壓同極性，故斷開之后線圈電流也是同極性，兩線圈電流峰值都出現(xiàn)在線圈公共端，由圖5可知公共端電流瞬時值等于兩線圈電流瞬時值之和，方向與其反相。

進(jìn)一步分析可知，由于單個線圈上的電流峰值大小與PT線圈兩端的電壓值大小成正相關(guān)，假定斷開時刻2個線圈的電壓均為正或負(fù)的最大值，斷開之后2個線圈的電流峰值近似看作出現(xiàn)在同一時刻，則可知當(dāng)斷開時刻uab與uac電壓瞬時值之和最大時，公共端電流也將達(dá)到最大值。該電壓與A相電壓同相位，所以在A相的相位為90°(或270°)左右時切開斷路器，電流峰值將達(dá)到最大，且該峰值出現(xiàn)在公共端。

此外，仿真結(jié)果表明，故障點(diǎn)兩側(cè)開關(guān)站外的所有PT一次側(cè)電流變化不大，因此單相接地故障時僅關(guān)注故障點(diǎn)兩側(cè)開關(guān)站的PT一次側(cè)電流變化及影響因素。

3.1 故障位置

為了分析不同故障位置對PT一次側(cè)電流的影響，假設(shè)同一故障段電纜長度保持5 km不變，當(dāng)故障位置分別位于其首端(靠近電源側(cè))、中間及線路末端(靠近負(fù)荷側(cè))時，仿真分析故障點(diǎn)位置對故障線路兩側(cè)PT一次側(cè)電流峰值的影響，見表2。表2中PT一次側(cè)電流峰值統(tǒng)一選取故障點(diǎn)兩側(cè)PT三相電流的最大值，后續(xù)表格依此進(jìn)行取值。

由表2可見，故障位置對PT一次側(cè)電流有一定影響(1.7%～7.6%)，但開環(huán)閉環(huán)下差異不大(2%以內(nèi))。當(dāng)故障段電纜長度越長，則故障位置對PT一次側(cè)電流影響越大(以負(fù)荷層為例，當(dāng)故障電纜長度達(dá)到35 km時，首端故障下PT一次側(cè)電流值比末端時高約17%，遠(yuǎn)高于5 km長度時的5%)。

表2 故障點(diǎn)位置對PT一次側(cè)電流峰值的影響

由此可見，對于不同運(yùn)行方式、不同層級下發(fā)生單相接地故障時，即使故障電纜長度不同，整體上都呈現(xiàn)出故障點(diǎn)越靠近電源側(cè)，PT一次側(cè)電流越大；故障點(diǎn)越遠(yuǎn)離電源側(cè)，PT一次側(cè)電流越小。因此，為了計算最嚴(yán)格工況，后續(xù)計算設(shè)置故障點(diǎn)發(fā)生在線路首端即電源側(cè)。

3.2 斷路器動作時間

仿真分析開環(huán)和閉環(huán)運(yùn)行方式下，斷路器開斷時間對不同層級不同位置故障時PT一次側(cè)電流峰值的影響，發(fā)現(xiàn)PT一次側(cè)電流隨斷路器開斷時間成2倍頻正弦變化，如圖8所示。F2處發(fā)生單相接地故障時，其PT一次側(cè)電流在約1～3 A之間呈正弦形式周期性變化，對于熔斷電流為2A的PT，其斷路器開斷時刻影響很大，即在A相電壓相位為正負(fù)90°左右時斷路器開斷，PT一次側(cè)電流最大。

圖8 F2點(diǎn)不同故障位置時PT一次側(cè)電流峰值

系統(tǒng)其他層級故障時PT一次側(cè)電流結(jié)論與圖8類似。因此，為了計算最嚴(yán)格工況，后續(xù)計算設(shè)置斷路器開斷時間為電源A相電壓正負(fù)波峰時刻。

3.3 接地電阻

接地電阻包括中性點(diǎn)接地電阻和故障點(diǎn)接地電阻。

3.3.1 故障點(diǎn)接地電阻

仿真分析不同運(yùn)行方式下、不同層級單相接地時，故障點(diǎn)接地電阻對PT一次側(cè)電流的影響，如圖9所示。

圖9 PT一次側(cè)電流峰值隨故障點(diǎn)接地電阻的變化趨勢

由圖9可見，隨著故障點(diǎn)接地電阻的增大，無論系統(tǒng)是處于開環(huán)還是閉環(huán)運(yùn)行方式，故障點(diǎn)位置在任一層級，PT一次側(cè)電流峰值都隨接地電阻值的增大而逐漸減小，如故障點(diǎn)接地電阻從0.1 Ω增加到10 Ω時，PT一次側(cè)電流降低幅度最高可達(dá)23.8%。

3.3.2 中性點(diǎn)接地電阻

仿真分析接地變壓器的中性點(diǎn)電阻對PT一次側(cè)電流幅值的影響，如圖10所示。

由圖10可見，PT一次側(cè)電流峰值隨系統(tǒng)中性點(diǎn)接地電阻的增大而增大。中性點(diǎn)電阻從1 Ω上升到20 Ω時，PT一次側(cè)電流峰值在開環(huán)下上升了6%～12%，閉環(huán)下上升了7%～11%。因此，減小中性點(diǎn)接地電阻對降低PT一次側(cè)電流有幫助。

圖10 PT一次側(cè)電流峰值隨中性點(diǎn)接地電阻的變化趨勢

3.4 PT接線形式

仿真結(jié)果見表3，可知V-V型接線時PT一次側(cè)電流峰值最大，是V型接線時的2倍；而Y-Y型接線時PT一次側(cè)電流峰值最小，約為V-V型接線時的10%。因此，在合適的情況下，建議選取Y-Y和V型接線的PT。

表3 PT接線形式對PT一次側(cè)電流幅值的影響(Y-Y中性點(diǎn)直接接地)

3.5 線路長度

為了仿真分析電纜線路長度對PT一次側(cè)電流的影響，保持故障線路的上下游線路長度不變，改變故障線路長度，計算其對PT一次側(cè)電流幅值的影響，如圖11所示。

圖11 PT一次側(cè)電流峰值隨電纜長度的變化趨勢

由圖11可見，隨著故障段電纜長度的增加，PT一次側(cè)電流峰值隨之變大。電纜長度從1 km上升到5 km時，PT一次側(cè)電流峰值在開環(huán)下上升了177%～189%，在閉環(huán)下上升了178%～189%?？梢?，電纜長度對故障時PT一次側(cè)電流影響較大。

3.6 負(fù)荷(改變負(fù)載率或配電變壓器數(shù)量)

當(dāng)配電變壓器數(shù)量不變時，仿真分析負(fù)載率對PT一次側(cè)電流幅值的影響，如圖12所示。

由圖12可見，隨著負(fù)載率的增加，PT一次側(cè)電流峰值隨之下降。負(fù)載率從30%上升到100%時，PT一次側(cè)電流峰值在開環(huán)下降低了1.06%～4.34%，在閉環(huán)下降低了1.03%～3.87%。因此，PT一次側(cè)電流隨負(fù)載率增加會略有降低。

圖12 PT一次側(cè)電流峰值隨負(fù)載率的變化趨勢

而當(dāng)負(fù)載率不變，增加故障線路所帶配電變壓器數(shù)量時，PT一次側(cè)電流峰值變化分別如表4和圖13所示。

表4 配電變壓器數(shù)(負(fù)荷)對PT一次側(cè)電流幅值的影響(V-V)(斷路器單邊跳)(A)

圖13 PT一次側(cè)電流峰值隨配電變壓器臺數(shù)的變化趨勢(斷路器同跳)

由圖13可見，隨著配電變壓器臺數(shù)的增加，當(dāng)繼電保護(hù)策略為故障點(diǎn)兩端斷路器同跳時，PT一次側(cè)電流峰值會隨著配電變壓器臺數(shù)增加有所減小，但PT電流值整體較大，處于1.623～2.871 A之間。配電變壓器臺數(shù)從5臺增加到100臺時，PT一次側(cè)電流峰值在開環(huán)下主干層故障時F1、F2點(diǎn)分別下降了2.93%、4.95%，支線層故障時下降了5.30%，負(fù)荷層故障時下降了18.65%；在閉環(huán)下主干層故障時F1、F2點(diǎn)分別下降了2.20%、3.41%，支線層故障時下降了3.97%，負(fù)荷層故障時下降了18.02%。可見不同層級受變壓器臺數(shù)影響不同，負(fù)荷層受影響最大。實(shí)際運(yùn)行中，越靠近負(fù)荷層，配電變壓器臺數(shù)一般也隨之更多，PT一次側(cè)電流峰值降低也越多。

由表4可見，當(dāng)繼電保護(hù)策略為故障點(diǎn)電源側(cè)斷路器單跳，負(fù)荷側(cè)斷路器一直保持合閘時，PT一次側(cè)電流峰值會隨著配電臺數(shù)增加而緩慢減小，且PT電流值整體較小，小于0.2 A，但當(dāng)配電變壓器臺數(shù)增加到一定值后，PT電流值基本不變。實(shí)際運(yùn)行中，由于系統(tǒng)不能長期運(yùn)行在故障一直存在的情況，當(dāng)故障點(diǎn)負(fù)荷側(cè)斷路器在重合閘失敗后跳開時，仍會出現(xiàn)低頻非線性振蕩電流，其值略小于兩側(cè)斷路器直接跳開的情況，即表4中的數(shù)據(jù)還是會接近圖13的數(shù)據(jù)范圍。

3.7 PT勵磁特性

圖14 PT一次側(cè)電流峰值隨勵磁曲線拐點(diǎn)電壓的變化趨勢

由圖14可見，隨著PT勵磁曲線拐點(diǎn)電壓由1.8上升到2.3，PT一次側(cè)電流峰值整體呈現(xiàn)緩慢單調(diào)下降的趨勢，下降率為1.30%～1.88%；特別當(dāng)拐點(diǎn)電壓由2.3 上升到2.5時，PT一次側(cè)電流峰值出現(xiàn)明顯陡降，降低幅度約達(dá)66%。

以開環(huán)下甲II線F2點(diǎn)發(fā)生A相接地故障為例，故障時線路過電壓最大值為29.3 kV，系統(tǒng)實(shí)際選用的PT勵磁曲線拐點(diǎn)電壓為1.9(標(biāo)幺值，下同)(即一次側(cè)對應(yīng)電壓為21.94 kV)時，施加在PT線圈上的過電壓比拐點(diǎn)電壓高33.5%，PT完全工作在飽和區(qū)域，PT勵磁電流急劇增加；當(dāng)不斷提高拐點(diǎn)電壓，直到所選PT勵磁曲線拐點(diǎn)電壓為2.5(一次側(cè)對應(yīng)電壓為28.87 kV)時，施加在PT線圈上的過電壓雖仍比拐點(diǎn)電壓高1.5%，但超出不多，勵磁電流增加相對較小。

可見，實(shí)際選用的PT拐點(diǎn)電壓偏低，在接地故障下PT已經(jīng)完全工作在飽和區(qū)域，鐵心較易達(dá)到飽和，導(dǎo)致出現(xiàn)較大的勵磁電流，提高其拐點(diǎn)電壓有利于降低PT側(cè)一次電流峰值。

4 結(jié)論

本文針對“雙鏈環(huán)”網(wǎng)架接線形式的20 kV配電網(wǎng)中PT熔絲熔斷事故，開展了事故統(tǒng)計分析及過電流產(chǎn)生機(jī)理分析，建立了PT一次側(cè)過電流的電磁暫態(tài)仿真分析模型，仿真分析了電纜單相接地故障下PT一次側(cè)過電流的影響因素并提出了改進(jìn)措施，具體結(jié)論如下：

a)20 kV配電網(wǎng)PT熔絲熔斷事故統(tǒng)計分析、PT過電流理論分析表明，永久性單相接地故障是PT一次側(cè)熔絲熔斷的主要原因。

b)電磁暫態(tài)仿真分析結(jié)果表明，PT一次側(cè)電流大小主要與單相接地的故障時間(斷路器開斷時間)、故障點(diǎn)接地電阻、中性點(diǎn)接地電阻、電纜長度、PT接線方式、PT勵磁特性曲線有關(guān)。斷路器在故障相峰值時刻斷開時PT一次側(cè)電流最大，且電流隨著電纜長度增加、故障點(diǎn)接地電阻減小、中性點(diǎn)電阻增加、PT勵磁特性拐點(diǎn)降低而增加；PT一次側(cè)電流在其采用Y-Y型接線時最小，V-V型接線時最大。

c)基于理論和仿真分析，提出通過控制被切除故障電纜的長度，提高PT的勵磁特性曲線拐點(diǎn)，降低中性點(diǎn)接地電阻，采用合適的PT接線形式等措施降低PT一次側(cè)電流，避免其熔絲熔斷事故頻發(fā)。