小電流接地故障暫態(tài)定位技術的現(xiàn)場應用

配電網小電流接地故障暫態(tài)定位系統(tǒng)，利用小電流接地故障在故障點上下游間暫態(tài)電流相似性和極性關系實現(xiàn)區(qū)段定位。利用站內選線裝置消除選線盲區(qū)并提高故障監(jiān)測準確率。利用瞬時接地故障信息對線路絕緣狀態(tài)進行監(jiān)測?，F(xiàn)場實際運行記錄驗證了算法的合理性與系統(tǒng)的有效性。0引言隨著電力系統(tǒng)的發(fā)展，電力用戶和供電公司對供電可靠性的要求越來越高。中性點非有效接地方式配電網中發(fā)生單相接地故障（小電流接地故障）時，快速、準確地確定故障線路和故障點是提高供電可靠性的重要措施之一。由于小電流接地故障的故障電流小且不穩(wěn)定，傳統(tǒng)的基于穩(wěn)態(tài)電氣量的故障檢測技術靈敏度低、可靠性差，達不到實用化要求。經過近年的發(fā)展，小電流接地故障選線問題已基本得到了解決，根據其技術特點可以分為兩類，一是故障發(fā)生后利用專用設備產生較大附加電流，或者利用特殊設備向系統(tǒng)注入特定信號選線，屬于主動式選線方法；二是利用故障產生的暫態(tài)電壓電流信號選線，屬于被動式選線方法。在故障線路選擇的基礎上，確定故障點距離或所處區(qū)段，可以進一步縮小故障查找和修復時間。目前，利用行波原理的輸電線路故障定位技術已比較成熟，而在配電網中，由于小電流接地故障固有的特征和配電網自身特點的原因，行波測距技術無法應用于大部分配電線路。而實用化的配電網小電流接地故障定位技術與選線技術類似，也分為主動式定位方法和被動式定位方法兩個發(fā)展方向。在被動式定位方法中利用沿線路安裝的檢測裝置（如配電終端、故障指示器等）實現(xiàn)故障區(qū)段定位，具有較強的實用性，部分技術已在現(xiàn)場獲得應用。1小電流接地故障暫態(tài)特征1.1暫態(tài)零序電流特征配電網發(fā)生小電流接地故障時，會產生豐富的暫態(tài)信號。對于穩(wěn)定性接地故障，只在故障發(fā)生時刻產生暫態(tài)信號，其暫態(tài)過程持續(xù)時間一般在2～3ms。對于弧光接地或間歇性接地等非穩(wěn)定性接地故障，將頻繁出現(xiàn)暫態(tài)信號，而穩(wěn)態(tài)信號被破壞。如果故障點條件不變，各次暫態(tài)信號是相似的。典型的小電流接地故障零序電壓與零序電流波形如圖1所示。

圖1小電流接地故障零序電壓與零序電流波形故障發(fā)生在電壓峰值時刻時，暫態(tài)電流的最大值可近似表示為：

式中：IC為工頻下的系統(tǒng)對地電容電流；ω0為暫態(tài)頻率；ω為工頻頻率。故障暫態(tài)電流的最大值與故障工頻穩(wěn)態(tài)電流峰值之比，近似等于二者頻率之比。暫態(tài)電流最大值將是工頻電流的數(shù)倍到數(shù)十倍，最大可達數(shù)百安培。在相電壓過零時刻發(fā)生接地故障，初相角φ=0°時，故障暫態(tài)電流為：

式中：Um為相電壓峰值；C0為對地分布電容；δ為衰減因子。與峰值時刻故障相比，此時故障暫態(tài)電流較小但也相當于故障工頻電流幅值大小。消弧線圈的感抗隨頻率線性增加，而系統(tǒng)對地容抗隨頻率線性減少，鑒于故障暫態(tài)頻率一般遠大于工頻，消弧線圈對故障暫態(tài)電流的補償作用可以忽略。由于消弧線圈電感量相對較大、與系統(tǒng)對地電容為并聯(lián)關系，其引起的諧振頻率偏移量可以忽略。同樣道理，消弧線圈對于故障暫態(tài)電流在系統(tǒng)中的分布特征也幾乎不產生影響。因此，可認為不接地系統(tǒng)和經消弧線圈接地系統(tǒng)中，小電流接地故障暫態(tài)電壓電流及其在系統(tǒng)中的分布特征是相同的。1.2故障暫態(tài)電流在系統(tǒng)內的分布規(guī)律無論對于不接地系統(tǒng)還是經消弧線圈接地系統(tǒng)，其暫態(tài)零序電流在系統(tǒng)內的分布均如圖2所示，其分布規(guī)律有：1）變電站各出線中，健全線路出口檢測到的零序電流為本線路對地的分布電容電流，而故障線路出口檢測到的零序電流為其背后所有健全線路零序電流之和，因此故障線路暫態(tài)電流幅值大于所有健全線路，且與各健全線路暫態(tài)電流的極性相反。2）對于一般多條出線的配電系統(tǒng)，故障點上游方向的線路總長度遠遠大于下游方向，因此故障點上游方向的暫態(tài)過程諧振頻率低，而下游方向頻率高，二者差異較大、相似性低。3）對故障點上游或下游兩個相鄰檢測點（不包含故障點），其暫態(tài)電流之差為其間線路的分布電容電流、變化不大，即二者的暫態(tài)電流幅值接近、相似程度高。4）對于健全線路的各檢測點（含出口）和故障線路故障點下游各檢測點，暫態(tài)電流主要為其下游線路的分布電容電流。其暫態(tài)電流從母線流向線路，隨著到母線距離的增加幅值也不斷減小。5）對于故障線路故障點上游檢測點，暫態(tài)電流為其上游線路和所有健全線路分布電容電流之和，其暫態(tài)電流從線路流向母線，隨著到母線距離的增加幅值不斷增加。

圖2小電流接地故障暫態(tài)電流分布規(guī)律2暫態(tài)定位系統(tǒng)構成與原理2.1系統(tǒng)總體結構根據小電流接地故障暫態(tài)信號的特征以及零序電流在系統(tǒng)內的分布規(guī)律，文獻[4，11，13]提出并不斷完善了基于暫態(tài)信號的小電流接地故障選線與定位的原理和方法，根據以上研究成果研制的暫態(tài)定位系統(tǒng)由配電終端、選線裝置、定位主站（功能軟件），以及各終端與定位主站之間的通信系統(tǒng)四部分構成。該定位系統(tǒng)可完全利用已有的配電自動化系統(tǒng)，包括具備接地故障暫態(tài)信號檢測能力的配電終端，利用暫態(tài)原理選線并能夠與配電自動化系統(tǒng)通信的選線裝置，借助原有的配電自動化系統(tǒng)通信網絡，通過在原配電自動化系統(tǒng)主站增加定位工作站來實現(xiàn)。系統(tǒng)結構如圖3所示。

圖3小電流接地故障暫態(tài)定位系統(tǒng)構成2.2配電終端配電終端工作于線路各檢測點，如開閉所、環(huán)網柜、柱上開關等，是整個系統(tǒng)的核心。配電終端承擔著對線路檢測點小電流接地故障的檢測、故障信息采集、故障數(shù)據計算、上傳故障數(shù)據到定位主站等功能。由于大部分分段開關不具備三相電壓互感器，配電終端不易獲取三相電壓或零序電壓信號，因此配電終端通過檢測線路零序電流信號變化判斷故障啟動和錄波，零序電流的獲取可通過零序電流互感器、零序電流過濾器或三相電流互感器合成，具有較高的適應性。各配電終端與站內選線裝置的數(shù)據采集對時間同步要求比較高。系統(tǒng)中一般通過主站實現(xiàn)對各終端的時間同步，對時誤差較大。針對配電線路較短、故障信號在線路上的傳輸延時小的特點，利用故障信號出現(xiàn)的時刻作為電流相量測量的起始點，實現(xiàn)故障數(shù)據的自同步。2.3選線裝置選線裝置工作于變電站或開閉所，實時采集母線處的三相電壓和零序電壓及各出線的零序電流，發(fā)生小電流接地故障時，利用零序電壓變化啟動選線和故障錄波，綜合利用暫態(tài)電流幅值比較法、暫態(tài)電流極性比較法、暫態(tài)零序電流方向法以及暫態(tài)無功功率方向法進行選線，克服了單一原理的缺點，保證了選線結果的可靠性。選線裝置除完成故障選線等原有功能，還承擔類似于短路故障中出線斷路器保護裝置的作用，提高主站對故障分析的可靠性并消除定位盲區(qū)。選線裝置通過對瞬時性小電流接地故障的統(tǒng)計與分析，計算線路的絕緣劣化程度。對選線結果可靠性、線路類型、線路絕緣情況、故障嚴重程度、負荷重要程度等因素綜合分析，在選線結果可靠性高，本次故障較嚴重且線路絕緣已遭到較嚴重破壞的情況下可直接對出線跳閘。2.4定位主站定位主站接收選線裝置和各個配電終端的故障信息，區(qū)分擾動和故障，根據各檢測點故障波形相似性和極性關系完成故障定位，并在此基礎上實現(xiàn)故障隔離和恢復供電。對上述故障數(shù)據及計算信息進行永久保留，并進一步提供故障查詢和統(tǒng)計、事故重演、預演等故障管理功能。各故障檢測點波形的相似性可以通過求取相鄰檢測點之間暫態(tài)零序電流的相關系數(shù)判定。相鄰檢測點之間暫態(tài)零序電流的相關系數(shù)ρ的計算公式如下：

式中：i01和i02分別為相鄰兩個檢測點的暫態(tài)零序電流；n為采樣序列，采樣起始點n

=1為故障發(fā)生時刻；N

為零序電流信號的數(shù)據長度。根據零序電流的分布特征，實現(xiàn)小電流接地故障區(qū)段定位的流程設計如下：1）接地時，選線裝置根據零序電壓變化啟動，選擇故障線路，并將選線結果和故障線路出口零序電流波形數(shù)據上報主站。2）各配電終端根據所在檢測點零序電流的突變情況啟動，并將故障零序電流上報主站。3）主站接收終端數(shù)據，對故障線路各終端零序電流數(shù)據進行濾波，分別提取其暫態(tài)分量和工頻分量，對健全線路終端數(shù)據則不予處理。4）從故障線路出口開始，依次計算各相鄰檢測點間的暫態(tài)零序電流相關系數(shù)和工頻零序電流相關系數(shù)，合成修正后的暫態(tài)零序電流相關系數(shù)。5）從故障線路出口開始，依次判斷各區(qū)段兩側暫態(tài)零序電流相關系數(shù)，若某區(qū)段兩側修正后的暫態(tài)零序電流相關系數(shù)小于設定門檻值ρT（包括負值），則該區(qū)段為故障區(qū)段。6）若所有區(qū)段兩側的暫態(tài)電流相關系數(shù)均大于門檻ρT，則最末檢測點下游區(qū)段為故障區(qū)段。2.5通信系統(tǒng)通信系統(tǒng)包括定位主站與各配電終端以及站內選線裝置的通信，定位主站與配電終端的通信直接借用配電自動化系統(tǒng)的通信網絡，站內選線裝置可以直接與配電自動化系統(tǒng)通信，或通過EMS系統(tǒng)與配電自動化系統(tǒng)實現(xiàn)通信。通信方式可以分為有線和無線兩大類。有線通信可以采用光纖通信，技術成熟，穩(wěn)定性好。無線通信可以采用GPRS/CDMA技術或3G技術，投資少，設備安裝方便。3現(xiàn)場應用3.1廈門小電流接地故障暫態(tài)定位系統(tǒng)廈門供電公司小電流接地故障暫態(tài)定位系統(tǒng)站內選線裝置采用XJ-200小電流接地故障選線與監(jiān)測裝置，安裝于TY變電站。監(jiān)測站內10kV-I段母線和10kV-IV段母線的16條出線。配電終端采用4臺FTU，分別安裝于TY變電站911汀溪線61號開關、99號開關，947四林線51號開關、91號開關，定位主站安裝于廈門供電公司調度中心。XJ-200小電流接地故障選線與監(jiān)測裝置以及安裝于線路的4臺FTU通過GPRS與定位主站通信，通信規(guī)約為IEC60870-5-101。在調度中心配置GPRS主站，采用VPN虛擬專網接收選線裝置和FTU的故障數(shù)據。系統(tǒng)結構如圖4所示。

圖4定位系統(tǒng)結構系統(tǒng)自2012年6月底投入運行，成功檢測到多次接地故障并準確給出選線和區(qū)段定位結果，表1給出了系統(tǒng)自2012年7月26日至10月3日記錄的實際故障20次。除了實際故障外，各FTU還記錄了2000多次擾動數(shù)據。即FTU僅利用電流變化量啟動易受干擾誤動，而通過選線裝置信息則可以予以區(qū)分。對應于表1中第5次和第8次故障，選線裝置和各FTU記錄的故障電流波形分別如圖5（各電流出現(xiàn)不同程度的飽和現(xiàn)象）和圖6所示。圖5區(qū)段3故障時各檢測點暫態(tài)電流波形圖6區(qū)段2故障時各檢測點暫態(tài)電流波形3.2泉州小電流接地故障暫態(tài)定位系統(tǒng)泉州供電公司的小電流接地故障暫態(tài)定位工程中，在WA變電站和SH變電站兩個變電站內安裝了小電流接地選線裝置，完成單相接地故障選線功能，相關饋線安裝多套PZK智能終端，通過三相TA合成獲取零序電流，基于分布式智能技術實現(xiàn)單相接地故障的區(qū)段定位功能。WA變電站下的安泰線、安達線、萬安西線線路結構圖如圖7所示。

圖7WA變電站安泰線、安達線及萬安西線拓撲結構圖2015年4月初，在泉州供電公司WA變電站所屬安泰線2號環(huán)網柜922開關下游線路（見圖7）進行了人工單相接地試驗。經過不同條件下的試驗測試，該系統(tǒng)均能正確選線并確定故障區(qū)段。其中一次金屬性接地實驗時，1號環(huán)網柜914開關終端漏報故障信息，由于主站軟件增加了容錯算法，該次實驗仍能正確定位，體現(xiàn)了系統(tǒng)定位的魯棒性。圖8為一次經50Ω電阻接地試驗定位主站顯示的各終端暫態(tài)零序電流波形，圖9為該次試驗XJ-200選線裝置監(jiān)測的WA變電站及各出線零序電流波形。

圖8各終端暫態(tài)零序電流波形圖9WA變電站選線裝置故障波形4結語利用故障暫態(tài)信號實現(xiàn)小電流接地故障選線和區(qū)段定位，與同類研究相比，具有檢測靈敏度高，不受消弧線圈補