（1．中国石油大学（华东）信控学院，山东 青岛266555；2．国家电网公司，北京 100033；3．山东科汇电力自动化股份有限公司，山东 淄博 255049；4．广西电网有限责任公司电力科学研究院，广西 南宁 530023）
利用暂态功率方向实现小电流接地故障检测具有独特的优势。电容分压式、电阻分压式等电压传感器在分段开关上的推广应用，为利用暂态功率方向的小电流接地故障分段定位及隔离等处理技术铺平了道路。分析了小电流接地故障暂态零序电压、电流以及对应的暂态（无功）功率在故障线路上的分布规律；针对辐射型线路，提出了基于暂态功率方向与延时配合的小电流接地故障保护方案；针对手拉手型线路，为满足已有带通信条件的集中式、分布式与无通信条件的就地型等不同模式馈线自动化的需求，分别给出基于暂态功率方向的小电流接地故障定位、隔离与恢复方案。该技术能够适应不同模式配电网自动化系统与配电线路保护装置，实现小电流接地故障的快速、准确处理。通过静态模拟测试系统对该方法进行了验证。
引文信息
薛永端，宋伊宁，刘日亮，等．基于暂态功率方向的小电流接地故障处理技术［J］．供用电，2018，35（8）：
3-8．
XUE Yongduan，SONG Yining，LIU Riliang，et al．The processing technology of single-phase earth fault based on the transient power direction in non-solidly earthed network［ J］．Distribution & Utilization，2018，35（8）：3-8．
小电流接地故障定位技术已成为近年的研究热点。现场应用包括集中式馈线自动化（FA），多采用配电终端或故障指示器采集接地故障暂态电流波形，上传至定位主站利用暂态电流相似性原理确定故障区段，定位算法较为复杂，不同厂家终端与主站配合有一定难度；分布式FA中，由于能够利用的信息更少，基于暂态电流相似性的算法比集中模式更为困难。此外，就地型FA利用电压–时间型分段开关隔离故障，停电范围大、时间长，主要适用于对供电可靠性要求不高的线路。
发生小电流接地故障时，利用各区段暂态功率特征差异可实现小电流接地故障定位，原理与双端电源线路短路故障定位原理相似，算法简单，能够适应不同模式的馈线自动化。集中式FA中，终端仅需上报故障暂态功率方向，与主站配合方便；分布式FA中，相邻终端仅需交换暂态功率方向信息；利用暂态功率方向，也可实现就地型馈线自动化。利用暂态功率方向实现小电流接地故障馈线自动化具有独特的优势，但传统终端不能获得零序电压，限制了该技术的推广应用。
国家电网公司近期正在制定相关标准，拟实现配电开关的一二次设备融合，要求新建配电开关配置电容分压或电阻分压等形式的零序电压传感器；中国南方电网公司也在试点配电开关配置零序电压互感器。零序电压的获得，将为利用暂态功率方向的小电流接地故障检测及处理技术提供发展契机。
此外，目前配电线路的短路故障保护已有较为成熟的配置与整定方案，但对于小电流接地故障，尚无原理完善、动作可靠、实现简单的保护方案。零序电压的获得以及暂态功率方向的应用，使利用暂态功率方向实现小电流接地故障保护成为可能。
本文分析了小电流接地故障暂态零序电压、电流以及对应的暂态（无功）功率在故障线路上的分布规律；针对辐射型线路，提出了相应的小电流接地故障保护方案；针对带分支的手拉手线路，分别提出了基于暂态功率方向的集中式FA、分布式FA以及就地型FA方案。
1.1
典型配电网如图1所示，其中QF1-QF4为变电站出线开关；QLij（1≤i≤3，1≤j≤4）为线路分段开关，其中QL22为联络开关。各开关空心为断开状态，实心为闭合状态。F1点发生单相接地故障。
小电流接地故障时，相当于在故障点产生了一个其值与故障前相电压大小相等、相位相反的虚拟电源，从而全系统都将出现零序电压。暂态零序电流在线路上产生的压降忽略不计，故障线路各检测点零序电压均近似等于故障点零序电压。故障零序电容电流从虚拟电源流出，一部分流经故障点上游线路分配到各条健全线路，另一部分流向故障点下游线路。其沿线路分布如图1中箭头所示。
图1 小电流接地系统结构图
1.2
◆ ◆ ◆
对于没有通信条件、无备用电源的辐射型线路，可以借鉴短路故障多级保护思路，利用出线保护、线路分段保护、分支线保护以及配电变压器（简称配变）保护间的配合实现接地故障的切除。
短路故障多采用过电流保护方法，由于配电线路较短、分支线路多，仅利用电流定值无法实现出线保护与分支线保护、配变保护之间的配合，各级保护间多通过延时来配合，为保证快速性，级数一般控制在三级以内。对于单相小电流接地故障，故障点上下游都存在电容电流；特别是消弧线圈系统中，由于消弧线圈的补偿作用，故障点上下游电流差异较小，无法用过电流原理实现保护。利用暂态功率方向可实现接地保护，并利用不同延时实现各级保护配合。同时，由于接地故障电流小，对切除时间没有严格要求，相比于短路故障，保护级数可以增多，两级保护间的级差也可以增大。
针对如图2所示辐射型线路，选择检测点最多的线路为主干线路，暂态功率方向特征如下：①当主干线路发生单相接地故障时，故障点上游主干线路检测点Qk＜0，其余检测点均有Qk＞0；②当分支线路发生故障时，分支线中故障点上游检测点及该分支线上游的主干线路检测点（统称为故障点上游检测点）Qk＜0，其余检测点均有Qk＞0。
对于辐射型线路，只需使故障点紧邻的上游开关跳闸即可，利用暂态功率方向和延时时间配合控制故障区段电源侧开关跳闸。具体思路为：无论主干线路开关，还是分支线开关，都在满足Qk＜0且到达延时时间后跳闸。
具体原理结合图2进行说明。为确保紧邻故障点的上游开关跳闸，主干线路各开关（QF1-QL41），延时时间从负荷侧向电源侧依次递增，分别为t、2t、3t、4t、5t、6t、7t、8t；分支线开关需要与主干线路开关配合，也遵循上述规律，由t开始从负荷侧向电源侧依次递增。由于主干线路开关数最多，采用该方法可使分支线开关延时时间小于其上游主干线路开关。无论主干线路故障或分支线故障，都能确保故障点紧邻的上游开关先跳闸。
以开关QL12、QL21之间发生单相接地故障为例，分段开关QF1、QL11和QL12均检测到本地暂态功率Qk＜0，分别启动计时。6t后开关QL12跳闸切除故障，QF1、QL11开关返回，上游健全区段恢复正常运行。
与短路故障不同，接地故障电流非常小。因此在小电流接地故障保护中，除断路器外，配置保护装置的负荷开关也可以切除故障。
图2 适应辐射型线路的保护方案
根据是否具有通信条件，可分别采用不同方案实现馈线自动化。
3.1
通过第一节分析，可得到一组基于暂态功率方向的小电流接地故障定位判据。
健全区段：至少存在一个子节点与其根节点暂态功率方向相同。
3.2
发生小电流接地故障时，终端根据零序电压变化启动，根据式（3）计算暂态功率方向，将暂态功率方向上报主站，主站根据选线装置的选线结果，按照下述流程进行故障定位：
1）从故障线路出口首个区段开始，依次比较各区段两侧暂态功率方向。
2）若该区段所有子节点均与其根节点暂态功率方向相反，判定为故障区段；否则，判定为健全区段。
3）若所有区段均为健全区段，则判定Qk＜0的最末端节点下游区段为故障区段。
4）确定故障区段后，根据需要向故障区段两侧开关所在FTU发送跳闸命令，隔离故障区段。
3.3
分布控制模式下，发生小电流接地故障时，FTU根据零序电压变化启动，根据下述流程进行故障定位：
1）作为主控FTU，向其子节点FTU发送故障信号，子节点FTU将暂态功率方向上报该主控FTU，该主控FTU比较区段两侧暂态功率方向。
2）若所有子节点均与其根节点暂态功率方向相反，判定为故障区段；否则，判定为健全区段。
3）对于最末端检测点：若其Qk＜0，则其下游区段为故障区段；否则，判定为健全区段。
4）主控FTU确定故障区段后，根据预先设定的流程处理，必要时控制本地开关跳闸，并向其子开关所在FTU发送跳闸命令，隔离故障区段。
图3 小电流接地故障馈线自动化方案
传统采用重合器和电压–时间型分段器配合的技术，电源开关需要进行两次重合，故障点上游健全区段需经历两次停电。本方案结合暂态功率方向特征与延时配合实现故障处理，不依赖通信，且不影响故障点上游健全区段的正常供电。
方案如下：①控制故障区段电源侧开关跳闸，即满足Qk＜0并达到延时时间的开关跳闸；②联络开关检测到一侧有压、一侧无压进行合闸，下游健全线路切换至备用电源；③备用电源侧合到故障点后，控制故障区段备用电源侧开关跳闸，即满足Qk＜0并达到延时时间的开关跳闸。至此，故障区段隔离，健全区段恢复正常运行。
延时时间的设定。开关延时时间仍由负荷侧向电源侧依次递增。具体结合图3进行说明，由电源1供电时（称为第1套定值），各开关延时时间如图3实线框内数据。由电源2供电时（称为第2套定值），各开关延时时间如图3虚线框内数据。
若开关QL12、QL21之间发生单相接地故障，开关QF1、QL11、QL12均检测到本地负荷功率方向由电源1指向电源2（使用第1套定值）、暂态功率Qk＜0，分别启动单相接地故障计时，6t后开关QL12跳闸，隔离故障。故障隔离成功后，联络开关QL22检测到一侧有压一侧无压，进行合闸，恢复开关QL22至开关QL21/QL23/QL24区段供电。备用电源侧合至故障点，开关QF2、QL32、QL31、QL22、QL21均检测到本地负荷功率方向由电源2指向电源1（使用第2套定值）、暂态功率Qk＜0，分别启动单相接地故障计时，4t后开关QL21跳闸，隔离故障。
5.1
短路故障时故障电流很大，要求跳闸迅速，因此短路故障保护分级少，延时级差小，目前国内分段式保护的时间级差一般为0.3～0.7 s。小电流接地故障时，故障电流较小，系统允许带故障运行1～2 h，给故障处理留出充裕时间；另外，短路故障多以故障电流作为保护判据，开关切断后线路恢复正常运行，故障特征即刻消失，而本文所提暂态功率特征与故障电压有关，故障切除以后，电压恢复需要一定的时间，故障特征不会即刻消失。因此，在小电流接地故障处理时，分级可更多，延时级差可更大，故障定位更精确。
另一方面，缩短级差能防止单点故障转变为多点故障、造成多点跳闸停电，最大限度地减小对用户的影响。近年出台的DL/T 584—2007《继电保护装置运行整定规程》也规定：“在满足选择性的条件下，应尽量加快动作时间和缩短时间级差”。
针对本文所提出的暂态功率方向保护法，对相邻开关之间的时间级差进行整定，如考虑保护1与保护2的时间配合时，可按下式整定（略）。
5.2
对于稳定性故障，到达事先整定的延时时间后，都可直接跳闸隔离故障区段。图4为一个间歇性弧光接地故障电流波形图。
对于间歇性弧光接地故障，目前尚无延时时间的准确定义，本文定义T0为累计燃弧时间；T1为熄弧时间门槛值，根据两次燃弧之间的熄弧时间T2的长短，可分为2种情况：
1）当T2＜T1时，2次燃弧时间均计入T0。
2）当T2＞T1时，认为线路发生2次单相接地故障，并将T0清零，从第2次燃弧重新开始计时。当T0累计到事先整定的延时时间后跳闸。
图4 小电流接地故障馈线自动化方案
利用图5所示静态模拟测试系统验证本文方法，测试系统主要由模拟显示屏、保护控制屏、模拟设备安装屏、主站系统4个部分构成，接入最大容量为30 kW的分布式电源3个，能够模拟2个110 kV变电站，1个电缆馈线环网和1个架空馈线环网（为清晰起见，只画出本试验相关部分）。系统中开关的状态可从远程控制台手动设置，可任意改变线路中某开关的分合状态，每个站点配置一个支持以太网通信的FTU，采用光纤IP网络作为对等通信网络，将所有FTU接入同一局域网。
发生单相接地故障时，FTU根据零序电压启动，并根据式（3）计算暂态无功功率，确定各开关处的暂态功率方向。保护级差整定为2 s，各开关延时时间如下文所述，为验证本文保护方案的效果，进行如下试验。
图5 静态模拟测试系统
6.1
分段开关（QF13、QL14、QL15、QL16、QL17）延时时间分别整定为10、8、6、4、2 s；分支线开关（QL18）延时时间整定为2 s。
给模拟系统上电，在F1点设置单相接地故障，6 s后开关QL15跳闸，隔离故障。
6.2
由电源2供电时（称为第1套定值），各开关（QF23、QL24、QL7/QL25、QL26、QL8/QL27、QL28、QL9/QL29、QF31）延时时间分别整定为16、14、12、10、8、6、4、2 s；由电源3供电时（称为第2套定值），各开关（QF23、QL24/QL7、QL25、QL26/QL8、QL27、QL28/QL9、QL29、QF31）延时时间分别整定为2、4、6、8、10、12、14、16 s。
给模拟系统上电，在F2点设置单相接地故障，12 s后开关QL28跳闸，联络开关QL25合闸，又8 s后开关QL27跳闸。至此，故障区段隔离，健全区段恢复供电。
对于非稳定性接地故障，每次暂态过程对应的无功功率流向也是恒定的。本文方案不受弧光接地、间歇性接地的影响，也不需要配电终端有很高的对时精度，检测可靠性较高。
利用暂态功率方向实现小电流接地故障检测和故障处理，与传统方法相比具有显著优势。电容分压/电阻分压式零序电压传感器在分段开关上的推广，为基于暂态功率方向的小电流接地故障检测及处理技术提供了发展契机。
本文利用健全区段至少存在一个子节点与其根节点暂态功率方向相同、故障区段任一子节点与其根节点暂态功率方向相反的特征，实现适应集中式、分布式以及就地型的小电流接地故障馈线自动化。算法简单，易于实现。
针对辐射状线路和手拉手线路，利用暂态功率方向与各终端延时配合，分别实现了小电流接地故障的保护。所有上游健全区段无需停电便可切除故障，在手拉手网络中，下游健全线路也可安全转移至备用电源。
本文所提供技术能够适应不同模式配电网自动化系统，实现小电流接地故障的快速、准确处理，不受重合器或变电所出线断路器的影响，大大提高了供电可靠性。
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