考虑相电流突变量的配网自动化系统中单相接地故障区段定位方法

王喻田，游 威

（国网荆门供电公司高新区供电中心，湖北 荆门 448000）

0 引 言

在全球经济和社会持续发展的背景下，电力在人们的生产和生活中越来越重要。但是，电力是一种不能大规模储存的能量，因此需要从电力系统中实时获得所需要的电力[1]。电力系统由发电厂、输电线路、变电站以及配电设备等组成，提供了电能的生产、转换和传输能力。配电网是电力系统中负责将电能从供电源输送到用电设备的综合网络，其作用是实现电能的传输和分配，将电能从发电厂经过输电线路和变电站传输到终端用户。同时，电力系统可以划分为配电系统和输电系统，80%以上的电力系统主要由配电系统组成，这意味着大部分的电能传输和供应都是通过配电系统实现的[2]。为确保电力供应的可靠性，目前国内配电系统常采用不接地或通过消弧线圈接地的小电流接地方式减少对设备和人员的危害。相比输电网络，配电网络需要覆盖更多的用电客户，如住宅、商业建筑、工业厂房等。因此，配电网络的拓扑结构通常更加复杂，包括变电站、配电房、配电箱以及电缆线路等多个组成部分，以满足不同用电客户的需求，实现电力供应的细分和精细化管理。

伴随着经济社会的发展，电力系统的配电网为满足各种需求不断进行改造和升级。这涉及到新的配电装置、线路的添加和更换、调整原有的拓扑结构。所有这些变化都使得配电网的拓扑复杂化程度增加，进而增加了故障定位的难度。为进一步提升配电网络的安全水平，需要研究一种高精度、高健壮性、高适应性的接地故障检测方法。基于此，在考虑相电流突变量的情况下，开展对配网自动化系统中单相接地故障区段定位方法的设计研究。

1 相电流突变量提取与处理

在对配网自动化系统中单相接地故障区段定位时，应优先考虑相电流的突变问题，对突变量进行提取和处理。只有获得各相的电压、电流突变量，才能进行分段定位。可以用电流互感器测量相电流，该电流互感器的突变量用公式表示为

式中：Δφi为相电流突变量；φi为相电流；t0为故障发生时间；m为整数；T为工频周期。由式（1）获取的相电流突变量可以描述故障发生时相电流与正常工作时相电流之间的差异。在相位上，由于变压器的数量较多，容易引起铁磁共振，而且造价较高，因此提出了一种采用电容式分压器进行相位电压测量的新方法，基本原理如图1 所示[3]。

图1 利用电容式分压器进行相电压测量的原理

其中Cx表示架空线与架空线间的当量电容，其数值取决于有无绝缘，当架空线为裸导线时，Cx的取值为∞；为绝缘导线时，Cx的数值取决于绝缘层的数量。需要注意的是，应在安装探头之前进行相关测试和精确测量，以确定导线之间的绝缘状况，从而确定Cx的取值；C1表示内嵌的探测器采样电容，电容值是一个不变的值。C2表示探针与地面间的当量电容，其数值与地面到地面的距离、地面的干燥程度、天气的湿度因素等有关[4]。在某种环境中，C2的取值为恒定不变的数值。结合分压原理可以得到

式中：ux表示分压；表示等效电源的相电势；φ表示A、B、C三相。令式（2）中的变量为k0，可以看出其数值为实数，因此ux与的相位相同。由于C2会受到环境因素的影响，k0在不同环境中的取值不同。实际工况中，为了能够获取到各种环境下的k0值，可以采用自校准的方法。给定一个k0的初始值，当探头安装完毕后，出线开关正常关闭，得到等效电源相电势。将该值与校准电压相比，若相等，则k0的初始值符合实际情况，将该数值代入式（2），完成计算；若不相等，则k0的初始值不符合实际情况，需要重新选定一个k0值。在此基础上，提出了一种基于电容分压的相位电压计量方法，该方法在实际应用中存在的最大误差为±10%。但分段定位方法是建立在相位对比的基础上，因此文章所述的分段定位方法可以很好地满足对电压信号的提取需求[5]。

2 区段定位装置启动

在完成对相电流突变量的提取与处理后，启动配电网自动化系统中的区段定位装置。在电力系统中，负荷突变、相间短路等因素都会导致电力系统的误动作。负荷突变可以分为三相突变和单相突变2 种情况[6]。但三相或单相负荷发生突变时，所引起的电压突变量很小，因此该状态能够满足电压的相关要求。相应地，可以设置设备的启动准则为

式中：kop表示启动系数，通常取0.1。为了避免相间误动情况造成的判断错误，可对区段定位装置设定一个启动判据，即

式中：krel表示可靠系数，通常情况下的取值为1.1 ～1.2；iCmax表示全系统对地电容电流之和的最大取值。式（4）的成立是因为在相间故障时，电流突变量远大于单相接地时的电流。考虑到母线侧的漏抗，导致三相电压发生不均匀的变化，使用户侧配电变压器上发生局部变化，从而产生了“穿越电流”，对正常的局部变化特性产生了影响[7]。一般情况下，“穿越电流”通常是电容电流，只在本相位产生，且幅值很小。对消弧线圈接地系统来说，大约是本相位电流的1/50 或1/100。相应地，在不接地系统中，穿越电流的幅值通常是0.1 ～0.2。因此，只有位于短线路和长线路2 端的设备会受到“穿越电流”的影响。这是因为“穿越电流”会在发生故障点附近的设备上产生额外的电流，而离故障点较远的设备不会受到明显影响。基于此，设置的启动判据为

式中：ir表示穿越电流。在该启动判据下，正常未发生故障的部分会有部分装置无法启动，但并不影响故障部分，因此依然能够准确地确定故障的区段。

3 单相接地故障相关系数计算与区段定位

为实现更加直观的区段定位，结合线性相关方法，对单相接地故障相关系数进行计算。针对2 个能量型变量x(t)和y(t)，在有限长的数据窗口中，经过离散化处理后得到的相关系数为

式中：ρxy表示相关系数；N表示一个周期中的采样点数量。在实际进行区段定位的过程中，可将数据窗设置为20 ms。根据式（6），在发生单相接地故障后一个周波内，计算出各个区段相电压突变量的倒数和相电流突变量的相关系数。在发生单相接地故障的情况下，利用各区段内的相间电流突变量和相间电压突变量导数的相关系数，对各区段在故障发生前的位置进行判定，选取与母线相关程度最好且相关性为负值的区段为故障区段，若各区段相关性均大于0 时，则为母线故障。

4 实例应用分析

在充分考虑相电流突变量的前提条件下，提出了一种针对配网自动化系统中单相接地故障区段的定位方法。为了进一步验证该方法的应用可行性，以某配网为依托，对其进行故障区段的定位。结合物理平台对配电网的中性点不接地自动化系统以及中性点消弧线圈接地自动化系统进行实验。系统的拓扑结构包含了3 条线路，编号分别为线路I、线路II、线路III，长度分别为11.2 km、8.5 km、7.1 km，负荷分别为5.5 MW、7.5 MW、9.5 MW，功率因数均为0.95，正序电阻为0.21 Ω/km，正序电感为1.12 mA/km，正序电容为0.004 55 μF/km。在该拓扑结构中，线路II 的中段位置出现了单相接地故障问题，利用定位装置确定故障发生在线路I 和线路II的位置，并且对这2 条线路进行电流实验。在低阻抗接地时，每条线路的电流波形具有较强的稳态和瞬态特性，其中电流故障成分的特性更加突出。在电网运行过程中，由于负载电流的振幅很小，并且会受电网中噪声等因素的干扰，导致电流的波形发生很大的畸变，而当负载电流的振幅很大时，则会产生轻微的畸变。利用文章提出的定位方法，对三相电流故障分量进行计算，记录稳态过程的计算结果如表1 所示。

结合表1 中记录的数据可以得出，采用文中所述的位置法对稳态过程进行判定时，所得到的故障路径方差值明显大于无故障路径。表明文章提出的定位方法通过进行稳态过程理论分析可以得到正确的结果，证明区段定位方法可以准确判断故障的具体区段。

通过故障区段的突变方向验证文章所提定位方法的可行性。提出的定位方法的突变方向判据结果记录如表2 所示。

表2 故障发生后三相突变方向的判据结果

表2 中，“↓”表示突变方向为向下；“↑”表示突变方向为向上。结合表2 中的内容可以看出，在自动控制系统中，发生的单相接地故障时，其电流的波形与未发生故障时的突变方向相反。在未发生故障的线路上，各线路上的电流变化趋势一致，验证相关理论分析的正确性，同时能够进一步证明所提的定位方法能够实现对故障区段的准确定位。

5 结 论

充分考虑相电流突变量的问题，提出了一种全新的配网自动化系统中单相接地故障区段定位方法。通过实例应用，从稳态判据计算和突变方向2 个方面证明了新定位方法的应用可行性。但该方法仍然存在不足，如当分布式电源接入后，会对配网自动化系统单相接地故障特性造成一定影响；间歇性电弧接地会对环网定位造成干扰；装置参数需要进一步优化等。在后续的研究中，还将针对以上问题，进行深入探索研究，以促进定位方法的应用。