一种基于DTU的配电网单相接地故障检测和定位方法

杜东威，许永军，金红卫

（1.长园深瑞继保自动化有限公司，广东 深圳 518057；2.国网浙江上虞市供电公司，浙江 上虞 312300）

0 引言

我国的10kV配电网大部分是中性点不接地系统或中性点经消弧线圈接地系统，当发生单相接地故障时，故障点的电流很小，并且三相之间的线电压仍然保持对称，对负荷的供电没有影响，因此规程规定可继续运行1～2 h，而不必立即跳闸。但是单相接地故障发生之后，健全相电压要升高倍[1]，个别情况下，接地电容电流可能引起故障点电弧飞越，瞬时出现过电压，导致绝缘被击穿，进一步发展为两点或多点接地故障[2]。所以，准确、快速地定位接地点并排除故障，对配电网的安全运行具有重要意义。

现有处理单相接地故障的主流方法是：通过10kV变电站的选线装置选出故障线路，或通过“试拉”的方法，确定故障线路；用巡线的方法找到故障点。但是，配电网线路错综复杂，有的是长达几十千米的架空线，有的是电缆、架空混合线，有的是直接通往小区配电房的负荷线，有的是不同环网柜之间的电源联络线。所以，当线路发生单相接地故障时，由于故障点难以准确定位，往往延误了事故处理时机，造成故障的扩大，进一步发展为相间短路，或损坏电气设备[2]。

配电网安装了自动化终端后，可以借助终端的采样和主站的网络拓扑实现故障的检测与定位。但是，现在大多数的终端仅通过传统的“零序稳态量”[3]或“方向元件”[4]判据去检测单相接地故障。由于不接地系统和经消弧线圈接地系统在发生单相接地故障时，所表现的特征不同，传统的“零序稳态量”和“方向元件”判据在配电网不具有通用性，且因零序电流较小，线路拓扑复杂，零序电流整定困难等原因，单相接地故障检测的准确率仍然很低。

提出一种基于DTU（配电网终端）的单相接地故障检测和定位方法，可有效解决单相接地故障判断和定位困难的问题。

1 单相接地故障分析

在中性点不接地系统配电网示意图中（见图1），110kV变电站的10kV母线有3条10kV出线，其中线路L1上有2个环网单元。当环网单元1的出线L1.3发生单相接地故障时，故障线路的零序电流由线路流向母线，非故障线路的零序电流由母线流向线路，所以，零序电流的流向如图中箭头所示。

图1 配电网单相接地故障

另外，当不接地系统发生单相接地故障时，故障线路的零序电流，其数值等于系统非故障线路对地电容电流之和（暂不考虑电源侧元件），所以，有以下对应关系：

式中：I1c为L1至L1.1段的线路对地电容电流。

在MATLAB软件中按图1建立仿真模型，在0.04 s时刻发生单相接地故障，各线路的仿真波形见图 2—3。

图2 变电站单相接地故障仿真波形

图3 环网单元单相接地故障仿真波形

各线路在发生故障后的零序电流的稳态量如表1所示，试验数据与式（1）与（2）的计算值相符。

根据仿真波形及数据，针对中性点不接地系统的单相接地故障，可以得出以下结论。

（1）10kV变电站出线满足：故障线路的零序电流稳态量最大。

（2）环网单元出线满足：故障线路的零序电流稳态量最大，且大于变电站出线的故障线路零序电流。

（3）环网单元出线的故障首半波[5]波形仍满足：故障线路上暂态零序电流与零序电压的首半波相位相反（Io1.1，Io1.3，Uo），非故障线路上暂态零序电流与零序电压的首半波相位相同（Io1.2，Io1.4，Io1.5，Uo）。

表1 单相接地故障量值

（4）环网单元的故障线路Io1.3与电源进线Io1.1数值相差不大，特别是在出线线路长度较短时，相差更小。

2 接地故障定位方法

2.1 基于DTU的接地故障检测与定位

经过分析可以发现，当配电网的某一个分支线发生故障时，对于一个环网单元来说，存在着与变电站出线相同的故障现象。所以，完全可以基于这个故障现象，将单相接地故障进一步锁定到具体的某个环网单元中。

在配电网的环网单元中配置DTU，可以采集整个环网单元中所有线路的信息，给单相接地故障的故障定位提供了可能。

如图4所示，环网单元1和环网单元2均为“1进4出”，共5条线路的环网柜，分别配置1台DTU，采集5条线路的交流量和开关量信息。可以实现基于DTU的单相接地故障检测与定位。

图4 配电网单相接地故障定位

2.2 线路属性判断

配电网线路存在着负荷转供的情况，不同的时段，线路的潮流方向可能也不相同，但是，可以根据功率方向来确定该线路目前是电源进线，还是负荷出线。

定义线路的正方向为：线路功率方向由母线流向线路，反方向为：线路的功率方向由线路流向母线。当各线路处于正常运行状态（非故障状态）时，判别各线路的功率方向，当满足正方向判据时，延时5 s判断该线路为“负荷出线”，相反，判断该线路为“电源进线”，线路属性判断逻辑见图5。

图5 线路属性判断逻辑

2.3 启动判据

当环网单元内母线零序电压大于18 V，且任一线路的零序电流大于启动定值时，启动单相接地故障定位逻辑，该定值以变电站10kV出线为单位，整定值iset与变电站10kV出线保护的零序过流保护相同：

式中：i0i为该环网单元所属的10kV线路的对地电容电流；i0∑为变电站10kV母线上其他所有线路的对地电容电流之和。

式（4）的含义是，启动电流定值需小于或等于本线路接地时的故障电流，并且大于本线路非接地时的零序电流。一条10kV线路上的所有环网单元均可以整定此相同的启动定值。启动判据如图6所示。

图6 单相接地故障启动逻辑

2.4 单相接地故障检测与定位

当启动条件满足时，DTU开始对环网单元内的各条线路的零序电流大小进行排序，并上报排序结果，如图4中示例，F1处故障时的故障排序的结果为：

当DTU完成对各条线路的零序电流排序之后，结合各线路的属性，对单相接地故障进行最终定位，定位逻辑见图7。

图7 单相接地故障定位逻辑

当故障电流最大的线路为“电源进线”时，判定为母线接地故障，当故障电流最大的线路为“负荷出线”时，判定为线路接地故障。然后DTU将故障判定结果就地显示，并上送主站。

如图4中示例，当F1处发生单相接地故障后，零序电流最大的线路为Io1.3，且Io1.3为“负荷出线”，则DTU显示：“线路单相接地：L03”。当F2处发生故障时，则选出零序电流最大的线路为Io1.1，因为Io1.1为“电源进线”，则DTU显示：“母线单相接地”。

3 中性点消弧线圈接地的故障判断

3.1 中性点经消弧线圈接地的故障

上节中以中性点不接地系统发生单相接地故障的模型，介绍了基于DTU的单相接地故障定位方法。但是，对于中性点经消弧线圈接地系统，由于消弧线圈的补偿作用，当系统发生单相接地故障时，零序电流很小[6]，有可能上述定位方法中的“启动判据”都无法满足，所以，中性点经消弧线圈接地系统的接地检测无法用零序电流稳态量作为判据，需寻找新的方法。

经研究发现，中性点经消弧线圈接地系统发生单相接地故障时，尽管零序电流稳态量很小，但是在发生接地故障的瞬间，各线路的零序电流的首半波波形满足：故障线路上暂态零序电流与零序电压的首半波相位相反，非故障线路上暂态零序电流与零序电压的首半波相位相同。所以，针对中性点经消弧线圈接地系统采用暂态判据[7]，DTU检测各线路零序电流的首半波相位，并与零序电压的首半波相位相比较，进而确定故障线路。

3.2 单相接地故障检测与定位

如图4中F1处发生单相接地故障时，DTU判断出：Io1.1和Io1.3的零序电流首半波相位与零序电压相位相反，而其他线路均相同，则判断Io1.1和Io1.3为故障线路。

中性点经消弧线圈接地系统的故障定位与中性点不接地系统的故障定位稍有不同。当DTU判断出整个环网单元内既有“电源进线”有接地故障，又有“负荷出线”有接地故障时，判定为线路发生了接地故障；当整个环网单元内之只有“电源进线”有接地故障时，判定为母线接地，判据逻辑见图8。

图8 “首半波”判据逻辑

如图4中F1处发生单相接地故障时，首半波比较逻辑判断结果为：Io1.1和Io1.3为故障线路，但是Io1.1为“电源进线”，Io1.3为“负荷出线”，所以，故障定位结果为：“线路单相接地：L03”；当F2处发生单相接地故障时，首半波比较逻辑判断结果为：Io1.1为故障线路，且Io1.1为“电源进线”，所以，故障定位结果为：“母线接地”。

3.3 接地故障的综合检测

综上所述，中性点不接地系统发生单相接地故障时，采用零序稳态量启动，各线路综合进行零序电流幅值比较，然后结合线路属性，确定故障位置。而中性点不接地系统发生单相接地故障时，采用首半波相位比较，然后结合线路属性，确定故障位置。综合单相接地故障的检测与定位的逻辑见图9。

图9 单相接地故障检测逻辑

4 结语

配电网的大部分故障为单相接地故障，及时发现故障和找到故障点，可有效避免故障的恶化，大大提高供电的可靠性。但是，配电网线路错综复杂，若一条配电网线路的每个支线都需要整定单相接地故障定值，工作量巨大，且若整定稍不合理，当相邻线路零序电流相差不大时，还会造成接地线路的误判；另外，针对经消弧线圈接地系统，靠稳态零序电流越限的判据来确定故障，实际意义甚微。

应用基于DTU的单相接地故障检测方法，中性点不接地系统的一条10kV线路上的所有环网单元，仅需要整定同一条零序电流启动定值，且整定原则和变电站10kV出线的零序过流保护整定原则相同，通过各线路零序电流幅值排序的方法来确定故障线路。针对中性点经消弧线圈接地系统，采用“首半波”判据进行检测，无需整定定值。在确定故障线路之后，采用不同的定位方法将单相接地故障具体定位到一条母线或一条线路。相对现在配电网传统的接地故障检测方法，具有方法更加简便，更加合理和准确的优势。

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