袁 靖，程 林，李洪濤，黃仁樂

(1.東北電力大學(xué)電氣工程學(xué)院，吉林吉林132012;2.清華大學(xué)電機系國家重點實驗室，北京100084;3.國網(wǎng)北京市電力公司，北京100031)

配電系統(tǒng)采用中性點不接地方式發(fā)生單相接地故障時，故障線路處短路電流是所有非故障線路的對地電容電流之和，信號微弱導(dǎo)致識別困難。故障可靠定位的問題一直也沒能得到很好的解決。目前，常見的故障定位的方法有故障分析法［1－14］，行波法［15－19］和“S”注入法［20－21］。

故障分析法是故障發(fā)生后，獲取線路的電壓和電流信息，利用某些測距原理和算法得出故障點的位置［4］。常用的測距算法有零序電流修正法、零序電流相位修正法、解一次方程法、解二次方程法、解微分方程法和智能化算法等。零序電流修正法是根據(jù)線路電壓、電流與故障位置的函數(shù)關(guān)系列寫方程，并進行迭代求故障位置，迭代的結(jié)果不一定收斂于實際故障距離;零序電流相位修正法和解微分方程法是基于線路集中參數(shù)的，不考慮分布電容的影響，所以并不適用于中性點不接地系統(tǒng);解一、二次方程的方法是對電流的分布系數(shù)做適當(dāng)處理，需要列寫的方程數(shù)目較多，計算過程復(fù)雜且易出現(xiàn)偽根，因此也并不適用于分支居多，線路復(fù)雜，結(jié)構(gòu)多變的配電網(wǎng)絡(luò)。智能化算法將其他學(xué)科的研究成果應(yīng)用到了故障測距中，此算法大部分處于研究開發(fā)階段。

故障分析法包括基于以上算法的單端信息法和利用雙端信息進行采樣定位的方法，單端信息法不能克服過渡電阻及對端系統(tǒng)阻抗變化的影響;雙端信息法中不計分布電容的集中參數(shù)電路并不適用于中性點不接地系統(tǒng)單相接地故障定位，計及分布電容的迭代法趨于復(fù)雜。行波法是根據(jù)行波的傳輸實現(xiàn)輸電線路的故障測距，此定位方法不受線路類型、過渡電阻及量測系統(tǒng)的影響，但是也會受參數(shù)頻變及非線性元件動態(tài)時延的影響等。S注入法是向電壓互感器的二次側(cè)注入?yún)^(qū)別于工頻的故障信號，該故障信號耦合至電壓互感器一次側(cè)并與故障點形成回路，根據(jù)注入信號的路徑就可以找到故障點［20］。注入信號受過渡電阻影響較大，過渡電阻越高，信號的衰減越嚴(yán)重。小電流接地系統(tǒng)中現(xiàn)存的一些新型定位方法如故障區(qū)間邊界節(jié)點算法［22］、最大故障電流法［23－24］、零序?qū)Ъ{法［25］及基于線電壓和零模電流的區(qū)段定位法［26］等也各自有其適用條件，因此對于小電流接地系統(tǒng)的故障定位仍是急需解決的問題。

本文針對中性點不接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時特定區(qū)段的雙端同步信息特征進行分析，提出了基于區(qū)段雙端同步信息量測的故障定位新方法。該方法簡便易實現(xiàn)，且不受線路長短的影響，對過渡電阻較大時的故障定位均可行，通過RTDS仿真驗證了其可行性。

1 單相接地故障特征

當(dāng)某一電力網(wǎng)絡(luò)中有發(fā)電機G和n條線路存在時，設(shè)第i(i=1，2，…，n)條線路的對地電容為C0i，以C相接地為例，則發(fā)生單相接地故障時，C相電流為零，A相和B相中流有本身的電容電流，圖1顯示故障時的零序電流圖。

圖1 單相接地故障零序網(wǎng)絡(luò)圖

故障線路故障相的電流為

各線路非故障相的電流為

由此可見，非故障線路從母線流向線路的零序電流，數(shù)值上等于線路本身的對地電容電流，由故障線路流向母線的零序電流，其數(shù)值等于全系統(tǒng)非故障元件對地電容電流之總和(但不包括故障線路本身)，恰好與非故障線路上的相反。

2 區(qū)段雙端同步信息定位法

2.1 故障判據(jù)

中性點直接接地系統(tǒng)中差動保護是利用基爾霍夫電流定理實現(xiàn)的，當(dāng)電力元件正常工作時，流入電流和流出電流相等，差動繼電器不動作。當(dāng)其內(nèi)部發(fā)生故障時，兩側(cè)向故障點提供短路電流，此時差動保護感受的電流正比于故障電流，差動繼電器動作。

圖2 區(qū)段BC的區(qū)內(nèi)及區(qū)外故障零序電流示意圖

本文將此“差動”的思想應(yīng)用到中性點不接地系統(tǒng)中，根據(jù)單相接地故障發(fā)生時，區(qū)段雙端穩(wěn)態(tài)零序電流值的差異，采集區(qū)段雙端同步穩(wěn)態(tài)零序電流瞬時值并利用此雙端同步信息做差。線路正常運行時無零序電流，當(dāng)發(fā)生單相接地故障時，非故障線路零序電流由母線流向線路，任意區(qū)段的雙端零序電流極性一致，雙端穩(wěn)態(tài)零序電流瞬時值做差瞬時值變小;故障區(qū)段首端零序電流由線路流向母線，末端零序電流由故障處流向線路，首末端極性相反，差值極性仍與故障區(qū)段的首端極性一致。

定義由電源側(cè)指向負荷側(cè)終端的方向為該網(wǎng)絡(luò)的正方向，即極性為“+”，反之為“－”。如圖2所示，區(qū)段BC的區(qū)內(nèi)故障和區(qū)外故障示意圖。

(a)對于故障線路區(qū)段BC發(fā)生區(qū)內(nèi)故障時:

(b)對于線路區(qū)段BC負荷側(cè)發(fā)生區(qū)外故障時:

(c)對于線路區(qū)段BC系統(tǒng)側(cè)發(fā)生區(qū)外故障時:

其中:iB為BC區(qū)段首端B點處3倍穩(wěn)態(tài)零序電流瞬時值;iC為BC區(qū)段末端C點處3倍穩(wěn)態(tài)零序電流瞬時值;ΔiBC為BC區(qū)段雙端同步3倍穩(wěn)態(tài)零序電流瞬時值的差。

對于公式(2)的理論分析，雙端信息同步時，線路自身電容電流在線路首端最大，所以小于，因此以上非故障區(qū)段極性為正值。

2.2 故障定位的原理及實現(xiàn)

根據(jù)系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時，線路區(qū)段雙端檢測裝置采集的3倍穩(wěn)態(tài)零序電流瞬時值iB、iC及計算得到的雙端差值ΔiBC極性來判斷故障區(qū)段。

圖3 故障定位流程

1)若雙端檢測裝置所提取計算的ΔiBC極性為負，則該特定區(qū)段為故障區(qū)段，可直接進行故障隔離，消除故障;

2)若雙端檢測裝置所提取的ΔiBC為正，則故障發(fā)生在該特定區(qū)段外，再判定雙端3倍零序電流極性;

a)若特定區(qū)段BC雙端iB、iC都為正，故障點在該區(qū)段系統(tǒng)側(cè)。則由特定區(qū)段向系統(tǒng)側(cè)分析前一檢測裝置穩(wěn)態(tài)零序電流極性，直到找到極性為負的一點，則該點檢測裝置與后一個檢測裝置之間的線路區(qū)段為故障區(qū)段，若所有檢測裝置測出3倍零序電流穩(wěn)態(tài)值全為正值，則故障點位于其他線路;

b)若特定區(qū)段BC雙端iB、iC都為負，故障點在該區(qū)段負荷側(cè)。則由特定區(qū)段向負荷側(cè)分析后一檢測裝置穩(wěn)態(tài)零序電流極性，直到找到極性為正的一點，則該點檢測裝置與前一個檢測裝置之間的線路區(qū)段為故障區(qū)段，若所有檢測裝置測出3倍零序電流穩(wěn)態(tài)值全為負值，則故障點位于線路末端。

判定某區(qū)段為故障區(qū)段或者故障區(qū)段定位的基本流程，見圖3。

3 仿真驗證

利用RTDS對10 kV中性點不接地系統(tǒng)帶5條電纜出線進行仿真，三相負荷對稱，系統(tǒng)參數(shù)對稱。11，12，21…為雙端信息檢測裝置的測量點，仿真接地故障位于線路四BC區(qū)段(區(qū)內(nèi)故障)，BC區(qū)段外系統(tǒng)側(cè)(A點故障)和BC區(qū)段外負荷側(cè)(E點故障)時基于雙端同步信息量測的故障區(qū)段判據(jù)。仿真參數(shù)如下:110 kV 電源，R=1.0 Ω，L=0.1 H，變壓器容量 31.5 MVA，電纜線路參數(shù):R1=0.34 Ω/km，L1=0.385 mH/km，C1=0.455 μF/km，零序參數(shù):R0=1.0 km，L0=1.050 mH/km，C0=0.451 6 μF/km，負載S=3+j4 MVA。

圖4 配電網(wǎng)仿真實驗?zāi)Ｐ?/p>

(1)以下仿真中性點不接地系統(tǒng)經(jīng)不同過渡電阻發(fā)生單相接地故障時，區(qū)段BC內(nèi)故障時雙端3倍穩(wěn)態(tài)零序電流的有效值IB、IC及ΔIBC差值。

圖5 Rg=0 Ω和3k Ω時故障區(qū)段兩端穩(wěn)態(tài)零序電流

以上算例顯示，區(qū)段首末端穩(wěn)態(tài)零序電流差值的有效值都為負值時發(fā)生區(qū)內(nèi)故障。并且首末端做差以后比首端穩(wěn)態(tài)零序電流有效值明顯變大，因為多了一維測度，進而驗證此方法較單端選線方法具有一定的優(yōu)越性。

表1 區(qū)內(nèi)故障時區(qū)段穩(wěn)態(tài)電流有效值

(2)以下仿真中性點不接地系統(tǒng)經(jīng)不同過渡電阻發(fā)生單相接地故障時，區(qū)段BC系統(tǒng)側(cè)故障時雙端穩(wěn)態(tài)3倍零序電流信息有效值IB、IC及ΔIBC差值。

圖6 區(qū)段系統(tǒng)側(cè)故障Rg=0 Ω和3 kΩ時故障區(qū)段兩端穩(wěn)態(tài)零序電流及差值信息

以上算例仿真顯示，區(qū)段首末端穩(wěn)態(tài)零序電流差值的有效值為正值時，發(fā)生區(qū)外故障，首末端的穩(wěn)態(tài)零序電流的有效值均為正值，為區(qū)段的系統(tǒng)側(cè)發(fā)生單相接地故障。繼續(xù)向上一雙端檢測裝置的測量點進行極性判斷，直到找到極性為負值的監(jiān)測點，得到故障區(qū)段。

(3)以下仿真中性點不接地系統(tǒng)經(jīng)不同過渡電阻發(fā)生單相接地故障時，區(qū)段BC負荷側(cè)故障時雙端端穩(wěn)態(tài)3倍零序電流信息有效值IB、IC及ΔIBC差值。

表2 區(qū)段系統(tǒng)側(cè)故障時區(qū)段穩(wěn)態(tài)電流有效值

圖7 區(qū)段負荷側(cè)故障Rg=0 Ω和3 kΩ時，故障區(qū)段兩端穩(wěn)態(tài)零序電流及差值信息

以上算例仿真顯示，區(qū)段首末端穩(wěn)態(tài)零序電流差值的有效值為正值時，發(fā)生區(qū)外故障，首末端的穩(wěn)態(tài)零序電流的有效值均為負值，為區(qū)段的負荷側(cè)發(fā)生單相接地故障。繼續(xù)向下一雙端檢測裝置的測量點進行極性判斷，直到找到極性為正值的監(jiān)測點，得到故障區(qū)段;若全為負值，則故障發(fā)生在線路末端。

(4)改變電纜線路的長度將CD段改為10 km，分別發(fā)生三種區(qū)段故障時，區(qū)段BC雙端穩(wěn)態(tài)3倍零序電流信息有效值IB、IC及ΔIBC差值。

表3 區(qū)段負荷側(cè)故障時區(qū)段穩(wěn)態(tài)電流有效值

此仿真不受系統(tǒng)線路長短的影響，從區(qū)段首末端穩(wěn)態(tài)零序電流的差值的幅值可得出，此方法還可具備減輕過渡電阻影響的效果，提高了定位的準(zhǔn)確性。

表4 區(qū)段內(nèi)和區(qū)段外故障時區(qū)段穩(wěn)態(tài)電流有效值

4 結(jié) 語

本文提出了一種基于饋線各區(qū)段雙端同步信息的小電流接地故障定位方法。此方法借助雙端檢測裝置上傳的同步信息配合配電自動化對區(qū)段雙端同步穩(wěn)態(tài)零序電流及其差值進行分析以確定故障區(qū)段。該方法可適用于中性點不接地及高阻接地的配電系統(tǒng)，方法原理簡單，無需復(fù)雜計算，且不受系統(tǒng)線路長短的影響，抗過渡電阻的能力強。對于消弧線圈接地系統(tǒng)的單相接地故障定位方法還需進一步研究，通過雙端檢測裝置進行雙端同步數(shù)據(jù)上傳，需要采樣的同步性，并需要精確測量單相接地故障時的穩(wěn)態(tài)零序電流，對設(shè)備的精度要求較高。

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