配電網接地故障下相電流暫態(tài)變化量的分析及應用

朱秀香，劉肖驄，姚敏東，崔彥波，劉克顯

（1. 南瑞集團有限公司（國網電力科學研究院有限公司）,江蘇省南京市 211106；2. 北京科東電力控制系統(tǒng)有限責任公司,北京市 100192；3. 國網黑龍江省電力有限公司,黑龍江省哈爾濱市 150090）

0 引言

隨著智能配電網的發(fā)展,在提升供電可靠性的同時,還應重視人身安全、減少電氣火災。小電流接地系統(tǒng)帶故障長時間運行,除了可能引發(fā)相間短路故障、電纜溝著火等,還可能導致人身觸電與火災事故［1-3］?！杜潆娋W技術導則》［4］中規(guī)定,在躲過瞬時性接地故障后,要快速就近隔離故障。同時,分布式電源（DG）的大量部署改變了配電網的饋線結構,發(fā)生故障后如不能及時隔離DG,可能帶來二次故障引發(fā)停電等事故。因此,對單相接地故障的快速診斷提出了更高要求［5-7］。

目前,小電流接地故障選線定位技術已有大量研究。文獻［8］提出利用神經網絡融合多個特征量提高接地故障識別準確率,具有容錯性高的優(yōu)點,但訓練后的模型依賴于歷史訓練庫和準確性。文獻［9-11］提出利用區(qū)段兩側零序電流的差異性或線路兩端的故障暫態(tài)波形確定故障區(qū)段,由于要比較不同檢測點暫態(tài)電流信號,需要精確的時鐘同步及可靠的通信條件。文獻［12］提出利用暫態(tài)無功功率的方向確定故障區(qū)段,通過測量架空線路下方垂直地面方向電場獲取暫態(tài)電壓信息。但電場的測量容易受安裝高度、環(huán)境等因素的影響。文獻［13］提出在特征頻帶內利用故障相與健全相電流故障分量比值大小進行選線,該方法具有自具性,可實現(xiàn)故障的就地判別,但未給出故障定位方案。文獻［14-15］提出在特征頻帶內利用相電流與相電壓突變量的導數(shù)相關性判斷線路狀態(tài),但需要測量電壓信號,用于配電線路時有限制。文獻［16］分析了故障點上游健全相、故障相暫態(tài)電流分量與暫態(tài)零模電流的關系,提出利用故障暫態(tài)電流分量的方向確定故障點位置,但未對故障點下游相暫態(tài)電流分量與暫態(tài)零模電流關系進行詳細分析。

已有針對單相接地故障暫態(tài)特性的分析主要集中在暫態(tài)零模特性及其分布規(guī)律方面,對暫態(tài)相分量的分析證明相對較少。本文分析了單相接地故障后相電流變化量的穩(wěn)態(tài)及暫態(tài)特性,建立了包含故障點上游、下游線路的復合模網等效電路。分別對故障區(qū)段（故障點至母線段）、健全區(qū)段（非故障線路、故障點下游）故障相和健全相暫態(tài)電流變化量的幅值及方向進行了理論分析,計算了故障相與健全相有效值的比值。在此基礎上,利用相暫態(tài)電流變化量的比值及方向,提出了一種故障定位的新方法,可實現(xiàn)接地故障的就地判別。PSCAD 仿真及現(xiàn)場試驗數(shù)據驗證了多種故障情況下所提算法的有效性。

1 單相接地故障相電流變化量特征分析

1.1 基于相電流變化量的穩(wěn)態(tài)分析

故障線路J在故障點之前對應故障相電流的變化量［17］ΔI?JP為:

式 中:Z0J=1/(jωCJ),其 中CJ為 線 路J每 相 對 地 電容；U?P為故障前的P相電壓（P=A,B,C）；U?'P為故障后的P相電壓；U?0為故障前后的相電壓突變量；I?f為故障點的接地電流,方向由線路指向大地。

故障區(qū)段健全相及健全區(qū)段對應相電流的變化量ΔI?KP為:

式中:Z0K=1/(jωCK),其中,CK為線路K每相對地電容。

由式（1）、式（2）可知,健全區(qū)段產生的相電流變化量均為相電壓突變量作用于線路對地電容的電流,其三相電流變化量的波形相似。但故障區(qū)段故障相電流變化量還包括了接地點電流,三相電流變化量波形不一致。通過以上分析,利用健全區(qū)段三相電流變化量波形一致、故障區(qū)段三相電流變化量波形差異大的特點,可進行故障選線及區(qū)段定位。

但諧振接地系統(tǒng)通常采用過補償方式,由于消弧線圈電感電流補償了總的接地電容電流,使I?f顯著減小為殘余電流,且故障線路故障相電流變化量的方向與健全相相同,存在故障區(qū)段故障相與健全相電流變化量波形差異較小的情況。同時,在間歇性電弧接地故障中較難捕捉穩(wěn)態(tài)信號。只利用三相電流穩(wěn)態(tài)變化量進行故障定位易出現(xiàn)動作死區(qū)。

1.2 基于相電流變化量的暫態(tài)分析

1.2.1 諧振接地系統(tǒng)暫態(tài)特性分析

對于三相系統(tǒng),由于各相線路間存在電磁耦合,利用Karenbauer 轉換為沒有耦合的模量系統(tǒng)。故障暫態(tài)特性的計算只考慮故障附加分量,在諧振接地系統(tǒng)中,根據故障點邊界條件建立基于分布參數(shù)的故障分量復合模網結構,如圖1 所示。0、1、2 模阻抗分別由故障點上游和下游的模阻抗并聯(lián)而成。由于接地故障的暫態(tài)頻率較高,變壓器、負荷等設備可采用集中參數(shù)模型,線路采用∏型分布參數(shù)模型,uf為故障點虛擬電源,其數(shù)值為故障前故障相的電壓值；Rg為接地點的過渡電阻；L0（L1、L2）、R0（R1、R2）、C0（C1、C2）分別為單位長度線路等效的零模（線模）電感、零模（線模）電阻及零模（線模）電容；Ls1（Rs1）、Ls2（Rs2）為變壓器線模電感（電阻）；LK為消弧線圈等 效 電 感；Zd11（Zd12）,Zd21（Zd22）,…,Zdn1（Zdn2）和ZdJ1(ZdJ2)分別為健全線路1,2,…,n及故障線路J的負荷線模阻抗。

圖1 基于分布參數(shù)的故障分量復合模網結構圖Fig.1 Structure diagram of fault-component-compositemode network based on distributed parameters

由圖1 可以看出,故障點上游的1 模阻抗為健全線路的線模阻抗與變壓器并聯(lián)后再與故障點到母線線模阻抗串聯(lián)；故障點下游1 模阻抗等效為故障點到末端線路的線模阻抗與負荷線模阻抗串聯(lián)；線模等效電路如圖2（a）所示,考慮變壓器的線模阻抗遠小于線路分布電容容抗,圖中忽略了線模分布電容的影響。圖2 中,ZL11(i11),ZL21(i12),…,ZLn1(i1n)為健全線路1,2,…,n的線模阻抗（電流）；Zfb1（Zfa1）為故障點至母線段（線路末端）的線模阻抗；if1b（if1a）為故障點前（后）的線模電流,Zs1=Rs1+jωLs1為變壓器的線模阻抗；u1f為虛擬電源的線模分量。

圖2 線模網絡等效電路Fig.2 Equivalent circuit of line-mode network

根據圖2（a）的線模等效電路可知,故障點上游的1 模阻抗為:

故障點下游的1 模阻抗為:

簡化后的線模等效電路如圖2（b）所示。其中,故障點上、下游的2 模阻抗Z2b、Z2a分別滿足Z1b=Z2b,Z1a=Z2a。

由圖1 可以看出,諧振接地系統(tǒng)中,故障點上游的零模阻抗由各非故障線路零模阻抗與消弧線圈阻抗相互并聯(lián)后再與故障點至母線段零模阻抗串聯(lián)；故障點下游零模阻抗只有故障點到末端線路的零模阻抗。根據文獻［18］提出的模型簡化原則,可將各線路的分布參數(shù)模型簡化為∏型集中參數(shù)模型,如圖3（a）所示,再將故障點上游的集中參數(shù)模型合并為∏模型,最后分別將故障點上、下游等效的∏模型簡化為Γ 模型,如圖3（b）所示。

圖3 零模網絡等效電路Fig.3 Equivalent circuit of zero-mode network

在圖3（a）中,u0f為虛擬電源的零模分量；Zfb0(Zfa0)、Cfb0(Cfa0)、C'fb0(C'fa0)分別為故障點至母線段（線路末端）∏型集中參數(shù)模型的等效阻抗及兩側電容；長度為lk的第k條健全線路的∏型集中參數(shù)模型的阻抗Z0k=R0k+jωL0k,k=1,2,…,n,其中,R0k≈0.500 5R0lk,L0k≈0.500 5L0lk,兩 側 的 電 容 為C0k≈0.189 4C0lk,C'0k≈0.810 6C0lk。

通過對線模和零模等效電路的分析,可以得出故障分量復合模網等效電路如圖4（a）所示,圖4（a）可進一步等效為圖4（b）。圖中,i0為系統(tǒng)零模電流。由 于 線 模1、2 的 阻 抗Z1、Z2相 同,總 的 線 模 阻 抗2Z1=2(Z1b//Z1a)。

圖4 接地故障暫態(tài)等值電路Fig.4 Transient equivalent circuit of grounding fault

1.2.2 中性點不接地系統(tǒng)暫態(tài)特性分析

中性點不接地系統(tǒng)的線模網絡等效電路與諧振接地系統(tǒng)相同,不再贅述。中性點不接地系統(tǒng)零模等效電路未涉及圖3 中消弧線圈的感抗,其余相關線路參數(shù)的計算與諧振接地系統(tǒng)相同。

1.3 故障點上游相暫態(tài)電流變化量分析

1.3.1 故障點至母線段相暫態(tài)電流變化量分析

根據圖4 所示等效電路可知,從故障點到母線段的暫態(tài)故障電流包含了0、1、2 模的暫態(tài)分量。因此,故障相暫態(tài)電流變化量ΔiJA的表達式為:

其方向由故障點流向母線。

由于變壓器的線模阻抗Zs1相對于健全線路與負荷線模阻抗之和較小,滿足Zs1?ZLk1+Zdk1,忽略健全線路線模阻抗,故障點上游線模阻抗的表達式（3）可簡化為:

由于負荷的多樣性,故障點下游線路的線模阻抗特性不易確定。一般條件下,故障點下游的負荷阻抗遠大于故障點上游的線模阻抗,因此可忽略故障點下游的線模阻抗［19-20］,即在暫態(tài)過程的主諧振頻率范圍內滿足Zfb1+Zs1?Zfa1+ZdJ1時,圖4（a）的線模電流滿足if1b=if2b≈i0。因此,式（5）可進一步簡化為:

根據上述分析,由Karenbauer 相模變換的關系可知,故障區(qū)段健全相暫態(tài)電流變化量為:

其方向由母線流向故障點。

2）特殊情況下（當配電網僅有一條饋線或故障饋線長度大于其他健全饋線長度之和,且故障點的位置靠近母線時）,即CΣ0

通過上述分析可以看出,一般情況下,中性點不接地系統(tǒng)及諧振接地系統(tǒng)均滿足故障區(qū)段健全相暫態(tài)電流變化量波形一致；當CΣ0≥CJ時,故障相與健全相暫態(tài)電流變化量的比值大于等于3,當CΣ0

1.3.2 非故障線路相暫態(tài)電流變化量的分析

由圖2（a）所示等效電路可知,if1b=is1+i11+…+i1n。上文已分析受變壓器線模阻抗較小的影響,故障點上游的線模阻抗為Z1b≈Zfb1+Zs1,因此故障點上游線模電流主要流經故障線路至母線段,而非故障線路的線模電流i11,i12,…,i1n相對很小。

由圖3（a）所示的等效電路可知,與線模電流不同,非故障線路零模電流不受變壓器模阻抗的影響,故障點上游零模電流主要流經故障點至母線段及各非故障線路。因此,一般情況下滿足非故障線路的零模電流大于線模電流,在忽略其線模電流的情況下,非故障線路k的三相暫態(tài)電流變化量的表達式為:

式中:i0k、i1k、i2k分別為線路k的零模和線模電流。

因此,暫態(tài)電流變化量有效值的比值KR≈1。

通過以上分析可知,一般情況下,諧振接地系統(tǒng)和中性點不接地系統(tǒng)均滿足非故障線路三相暫態(tài)電流的變化量基本相同,故障相與健全相暫態(tài)電流變化量有效值的比值約等于1,且三相暫態(tài)電流方向相同。

1.4 故障點下游相暫態(tài)電流變化量的分析

根據圖4 等效電路可知,故障點下游故障相暫態(tài)電流變化量為:

由Karenbauer 相模變換的關系可知,故障點下游健全相暫態(tài)電流變化量為:

故障點下游線路健全相暫態(tài)電流變化量相似。由上述分析可知,一般條件下,故障點下游的負荷阻抗遠大于故障點上游的線模阻抗,因此故障點下游的線模電流if1a相對較小。通過圖4（b）所示等效電路可知［21-22］,if0a的大小受故障線路長度、故障位置及接地點過渡電阻等影響。當if0a≈i0時,考慮到線模電流主要流經故障點至母線段,即i0?if1a,可忽略if1a的影響,故障相與健全相暫態(tài)電流變化量有效值的比值KR約為1；當系統(tǒng)零模電流主要流經故障點上游時,if0a較小,不能忽略if1a的影響,其有效值的比值KR不能確定。

通過上述分析可知,在故障點下游僅根據故障相與健全相暫態(tài)電流變化量的比值難以確定故障線路故障點位置。由于故障點下游三相暫態(tài)電流變化量的方向相同,都是由母線流向線路,而故障區(qū)段故障相與健全相暫態(tài)電流變化量的方向相反,可利用相暫態(tài)電流變化量的方向作為輔助判斷。依次計算ΔiJAf、ΔiJBf、ΔiJCf中每兩相暫態(tài)電流變化量點積積分平均值,利用平均值的正負判斷每兩相電流方向,有

式中:ρAB為A、B 兩相暫態(tài)電流變化量方向的判斷量；T為積分時間,為故障后一個工頻周期。當ρAB為正時,表明被測量信號ΔiJAf、ΔiJBf同向；當ρAB為負時,表明被測量信號ΔiJAf、ΔiJBf反向,同理可計算出ρBC、ρCA的值。若ρAB、ρBC、ρCA中有2 個 小于0、1 個大于0,表示三相暫態(tài)電流變化量方向不一致,確定為故障區(qū)段,否則確定為健全區(qū)段。

1.5 影響相電流變化量的因素

1.5.1 負載電流變化的影響

1）低壓單相負載變化

當配電變壓器采用Dyn11 接線方式,低壓側A相負載變化時,反映到中壓側的電流變化特征為:A、B 兩相電流變化量在數(shù)值上相等、相位相反,C 相電流變化量為0。

當配電變壓器采用Yyn0 接線方式,低壓側A相負載變化時,反映到中壓側的電流變化特征為:A相電流變化量為B、C 相的2 倍,且與B、C 相的相位相反。

2）低壓側三相負載變化

當?shù)蛪簜鹊娜嘭撦d發(fā)生變化時,反映到中壓側的電流特征為［23］:三相電流變化量的大小一致,相位相差120°。

通過上述分析可以看出,低壓側負載電流變化引起的線路電流變化特征區(qū)別于故障區(qū)段暫態(tài)電流變化量的特征,不會引起線路的誤判。由于特殊情況下,故障區(qū)段故障相與健全相暫態(tài)電流變化量的比值大于等于2,當?shù)蛪簡蜗嘭撦d變化且變壓器為Yyn0 接線方式時,會對故障區(qū)段定位造成一定影響?？紤]到負載電流的變化不會影響中壓側的零序電流,特殊情況下可利用零序電流作為故障啟動條件之一。

1.5.2 三相參數(shù)不平衡的影響

三相參數(shù)不平衡是由三相對地電容不平衡等引起的,配電網發(fā)生單相接地故障后,有可能導致健全線路三相電流變化量不一致。正常運行時三相電流不平衡度不超過15%?？紤]極端情況,假定A 相的 電 流 變 化 量 ΔikA=(1+0.15)ΔikB=(1+0.15)ΔikC?？梢运愠鼋∪€路k的A 相與B（C）相暫態(tài)電流變化量的比值約為1.15,與故障區(qū)段的比值（一般情況下該比值大于等于3,特殊情況下大于等于2）相差較大,不會引起健全區(qū)段的誤判。

2 基于相暫態(tài)電流變化量的區(qū)段定位算法

2.1 故障的區(qū)段定位算法

基于以上分析,利用相暫態(tài)電流變化量的幅值和方向確定故障區(qū)段的流程如圖5 所示。

圖5 故障區(qū)段定位流程圖Fig.5 Flow chart of fault section location

1）對三相電流進行數(shù)據采樣并合成零序電流,為了準確捕捉暫態(tài)信號,采樣頻率選為12.8 kHz。配電終端設計時需考慮信號的高速采集、實時存儲和CPU 的處理能力等。

2）對于無法獲取三相/零序電壓的配電終端,根據零序電流/相電流暫態(tài)量的變化啟動,并保存帶有時間標簽的故障波形,將故障前一周期電流采樣值記憶下來,再與故障后的電流采樣值相減得到電流變化量Δif,如式（15）所示。

式中:iφ(ks)為故障后相電流采樣值；iφ(ks-N)為故障前相電流采樣值。

3）取故障后一周期相暫態(tài)電流的變化量,計算每兩相暫態(tài)電流變化量有效值的比值Kxy,如式（16）所示。

式中:x、y=A,B,C,x≠y,表示取A,B,C 三相；Δix、Δiy分別為x、y相的暫態(tài)電流變化量。

4）根據Kxy的值進行接地故障初判?？紤]一般情況下滿足CΣ0≥CJ,即故障區(qū)段故障相與健全相暫態(tài)電流變化量的比值大于等于3。根據實際現(xiàn)場的計算誤差,取判斷閾值Kset1=2.7（當CΣ0

5）對于可能的故障區(qū)段,利用特征頻帶內相暫態(tài)電流變化量的方向作為輔助判斷。對于一般配電系統(tǒng)工程應用,中性點不接地系統(tǒng)可選0～1 250 Hz,諧振接地系統(tǒng)中可選156.25～1 250 Hz 作為相暫態(tài)電流變化量提取的特征頻段［24-25］。在特征頻段內對應線模網絡的阻抗特性呈感性,零模網絡健全線路的阻抗特性呈容性,與圖4 建立的接地故障暫態(tài)等值電路是一致的,因此可按上述特征頻段提取相暫態(tài)電流變化量進行方向判斷。對于特征提取后的數(shù)據,根據式（14）依次計算ρAB、ρBC、ρCA的值,若ρAB、ρBC、ρCA中有2 個小于0、1 個大于0,表示三相暫態(tài)電流變化量方向不一致確定為故障區(qū)段,否則確定為健全區(qū)段。

2.2 與現(xiàn)有接地故障暫態(tài)檢測方法的對比

目前,基于暫態(tài)信號的小電流接地故障檢測方法取得了較為廣泛的應用?；跁簯B(tài)零序電流群體比較的方法適用于變電站選線裝置,需要比較所有出線暫態(tài)零序電流的幅值和極性?；跁簯B(tài)接地故障方向的方法適用于線路終端裝置,在特征頻段內故障線路暫態(tài)零模電壓的導數(shù)與零模電流的乘積為負值,非故障線路為正值。文獻［14］基于相電壓、相電流突變量特征的故障區(qū)段定位方法適用于線路終端裝置,在特征頻段內故障區(qū)段故障相的電流突變量與相電壓突變量的導數(shù)滿足負相關,健全區(qū)段滿足正相關。

與常用的基于暫態(tài)量的故障檢測方法（暫態(tài)零序電流群體比較法、暫態(tài)接地故障方向法、相電壓相電流突變量特征法）相比,本文所采用的相暫態(tài)電流變化量方法對通信的依賴較低,不需要電壓信號及相鄰檢測點的時間同步,可在配電饋線終端單元（FTU）、故障指示器等設備中實現(xiàn),可用于電纜分支箱和環(huán)網柜中難以獲取零序電壓或相電壓的場合。具體性能對比如表1 所示。

表1 配電線路常用暫態(tài)故障檢測方法比較Table 1 Comparison of transient fault detection methods for distribution lines

3 仿真驗證及現(xiàn)場試驗

基于PSCAD 搭建一個10 kV 小電流接地系統(tǒng)仿真模型,如圖6 所示。系統(tǒng)有4 條主饋線,主饋線L1、L2、L4為 架 空 線,L3為 電 纜 線 路。開 關S 打 開 時為中性點不接地系統(tǒng),閉合時為消弧線圈接地系統(tǒng),過補償度為5%。開關Q 打開時表示系統(tǒng)未接入DG,閉合時表示系統(tǒng)接入DG。其中,DG 的出線電壓為690 V,額定容量為1.5 MV·A,并網變壓器的容量為2 MV·A,電壓變比為0.69/10,接線方式為Dy 型,即并網DG 采用不接地方式。仿真采樣頻率為12.8 kHz。利用MATLAB 處理采樣數(shù)據。

圖6 仿真系統(tǒng)模型Fig.6 Simulation model of system

3.1 諧振接地系統(tǒng)故障區(qū)段定位算法仿真驗證

諧振接地系統(tǒng)距母線16 km 的L4線路發(fā)生接地故障,故障發(fā)生在A 相電壓峰值時刻,故障后一周期各檢測點的暫態(tài)電流變化量波形見附錄A 圖A1,所有監(jiān)測點均滿足健全相波形基本一致。檢測點1、2、3 的三相電流波形基本一致,對應檢測點在非故障線路上；檢測點4 的故障相暫態(tài)電流變化量遠大于健全相,對應檢測點在故障區(qū)段上；檢測點5、6 故障相的振蕩頻率與健全相不一致,振蕩頻率受線路長度的影響,長度越短振蕩頻率越高,對應檢測點在故障點下游。驗證了本文分析的故障點至母線段、非故障線路及故障點下游的暫態(tài)特性。

在諧振接地系統(tǒng)下分別仿真驗證了不同接地過渡電阻、故障發(fā)生時刻、故障位置以及接入DG 后基于相暫態(tài)電流變化量的故障區(qū)段定位算法的有效性。由于各檢測點健全相波形基本相似,滿足KBC≈1,表2 只記錄了KAB。其中,θ為故障發(fā)生時刻相電壓相位,θ=90°表示A 相電壓峰值時刻發(fā)生故障,θ=0°表示A 相電壓過零點時刻發(fā)生故障；D表示故障點距母線的距離。

表2 的數(shù)據表明,故障區(qū)段（檢測點4）、故障點下游（檢測點5、6）部分KAB的值大于Kset1,判斷為可能的故障區(qū)段。對于可能的故障區(qū)段,利用相暫態(tài)電流變化量的方向進行輔助判斷,根據式（14）,計算出的方向參數(shù)結果如表3 所示。

表2 諧振接地系統(tǒng)下故障相與健全相暫態(tài)電流變化量的比值Table 2 Ratio of transient current change of faulty phase to that of healthy phase in resonant grounded system

表3 電流變化量方向判斷Table 3 Direction judgment of transient current change

3.2 不接地系統(tǒng)故障區(qū)段定位算法仿真驗證

當圖6 中開關S、S1 打開時,仿真模型為中性點不接地系統(tǒng),對應檢測點3 沒有電流波形。同樣,距母線16 km 處F點發(fā)生接地故障,故障發(fā)生在A 相電壓峰值時刻,故障后一周期各檢測點暫態(tài)電流變化量波形見附錄A 圖A2,通過分析各檢測點波形,可得出與諧振接地系統(tǒng)類似的結論。通過仿真波形可見,相暫態(tài)電流變化量的特征不受接地方式的影響。

中性點不接地系統(tǒng)在不同故障條件下,各檢測點經計算后的KAB如表4 所示。對于可能的故障區(qū)段,經計算得到的方向參數(shù)結果同表3。

表4 不接地系統(tǒng)故障相與健全相暫態(tài)電流變化量的比值Table 4 Ratio of transient current change of faulty phase to that of healthy phase in ungrounded system

由表2、表4 可以看出,接地點過渡電阻越大,故障區(qū)段故障相與健全相電流的比值越??；該比值受故障發(fā)生時刻的影響較?。辉娇拷妇€故障時,比值越大。同時故障區(qū)段故障相與健全相暫態(tài)電流的比值與系統(tǒng)電容電流的大小有關。當DG 并入配電系統(tǒng)且DG 采用不接地方式時,單相接地故障相暫態(tài)波形受DG 的影響較小。

3.3 現(xiàn)場實驗

在某10 kV 真型試驗場進行了人工單相接地試驗,配電網為中性點不接地系統(tǒng),有4 條主饋線,用集中參數(shù)柜模擬實際線路。針對不同的系統(tǒng)電容電流、故障類型做了多次試驗。其中,系統(tǒng)電容電流為8 A,C 相發(fā)生弧光接地故障時的波形見附錄A 圖A3；系統(tǒng)電容電流為9 A,C 相發(fā)生接地過渡電阻為1 000 Ω 時的波形見附錄A 圖A4。故障數(shù)據來自FTU。利用故障后一周期相暫態(tài)電流變化量的數(shù)據對本文算法進行了驗證,計算每兩相暫態(tài)電流變化量的比值如表5 所示。試驗結果表明,故障區(qū)段故障相與健全相暫態(tài)電流變化量的比值不小于3,通過式（14）的計算結果表明兩者方向相反；健全區(qū)段的比值約為1。結果與理論分析一致,同時也驗證了本文算法的準確性。

表5 故障相與健全相暫態(tài)電流變化量的比值Table 5 Ratio of transient current charge between faulty phase and healthy phase

4 結語

本文分析了配電網單相接地故障后相電流變化量的穩(wěn)態(tài)、暫態(tài)特性,在此基礎上了提出了接地故障定位的新方案。通過分析,可以得出以下結論:

1）諧振接地系統(tǒng)采用過補償方式下,由于故障區(qū)段故障相穩(wěn)態(tài)電流變化量的方向與健全相相同,其三相穩(wěn)態(tài)電流變化量差異較小,若只利用相電流變化量的穩(wěn)態(tài)特性定位故障區(qū)段,容易出現(xiàn)動作死區(qū)。

2）分析相電流變化量的暫態(tài)特性可知,一般情況下,故障區(qū)段故障相與健全相暫態(tài)電流變化量的比值大于等于3；同時,在特征頻段內故障區(qū)段故障相暫態(tài)電流變化量的方向與健全相相反。非故障線路故障相與健全相暫態(tài)電流變化量的比值約等于1,且在特征頻段內三相暫態(tài)電流變化量方向相同。故障點下游故障相與健全相暫態(tài)電流變化量的比值難以確定,其大小受系統(tǒng)運行方式、故障點位置、接地點過渡電阻等影響。

3）文中提出一種綜合利用相暫態(tài)電流變化量比值及方向確定故障區(qū)段的定位算法,可以實現(xiàn)接地故障的就地研判。利用故障相與健全相暫態(tài)電流變化量的比值可以區(qū)分健全區(qū)段,利用暫態(tài)電流變化量的方向進一步區(qū)分故障區(qū)段和故障點下游區(qū)段。

通過仿真及現(xiàn)場試驗結果可以看出,本文方法不受接地方式及故障條件的影響,不需要電壓信號及相鄰檢測點的時間同步,只根據本檢測點的三相電流信號即可實現(xiàn)故障定位,達到快速隔離故障的目的,具有較強的工程實用性。

本文通過提取固定特征頻段內的相暫態(tài)電流變化量信息進行故障區(qū)段定位,然而最能反映故障信息的特征頻段隨線路參數(shù)、故障位置等不同而變化,后續(xù)將研究可在終端實現(xiàn)的自適應捕捉特征頻段算法。

本文研究得到南瑞集團有限公司科技項目“基于國產化的新型配用電端設備關鍵技術研究與設備研制”的資助，謹此致謝！

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