配電網故障指示器單相接地故障分析

陳柯豪，梁仕斌，田慶生，沈國富

(1.云南電網公司昆明供電局，昆明 650000;2.云南電網有限責任公司電力科學研究院，昆明 650217)

0 前言

云南省大部分地區處于高原山區，雷雨大風天氣較多，而配電網絡中單回線路供電半徑大、分支點多，接線錯綜復雜，客戶種類眾多，導致接地或短路故障頻發。目前，查找配電網故障點主要根據繼電保護裝置和小電流接地選線裝置的動作情況來確定故障線路，對于單相接地故障，小電流接地選線裝置的效果并不理想，往往采用逐條線路拉閘停電的方法來在選出故障線路，再到現場沿線查找故障位置，這種方法消耗了大量的人力、物力，效率非常低下;無時限電流速斷保護(Ⅰ段)只能保護線路全長的80 %－85 %，帶時限電流速斷保護(Ⅱ段)能保護線路全長，定時限過電流保護(Ⅲ段)保護線路全長并且延伸相鄰線路下一段。電流保護動作出口后，根據繼電保護裝置動作的種類，可以間接的測算出故障的大致范圍，但是也不能更加精準定位。

批量安裝故障指示器是一種實用的配電網故障在線監測及定位系統的自動化方案，它能夠實時監測線路(或設備)的運行狀態，發現非正常運行狀態，在本地和遠程指示、報警，并自動定位故障點(故障區段)。

1 設備應用現狀

配電網故障指示器存在一些不足:

1)硬件的功能和性能要求不全面;

2)通信標準不規范;

3)動作正確率不高;

4)缺乏統一的檢測檢驗方法。

以上問題使得該產品對故障的判斷定位準確率不高，嚴重影響了系統的有效利用。需要對入網的故障指示器進行試驗檢測，為電網企業的投資決策提供技術依據。

2 確定測試對象

早期的故障指示器檢測單相接地故障的方法有:零序電流法、電容電流法、首半波法、5 次諧波法等。這些檢測原理都依賴發生故障前后配電網絡參數變化，適用范圍有一定的局限性，這些檢測原理的指示器并未在實際中得到有效應用。投入實際生產應用的故障指示器檢測方法主要為暫態綜合判據法和信號源注入法。

“暫態法”檢測接地(在配電線路發生單相接地的瞬間，線路對地分布電容上的電荷通過接地點放電，會形成一個明顯的暫態電流、電壓，理論上可以通過捕捉這一瞬時信號，實現故障定位)，只是檢測接地用電容放電的“瞬時信號”無源法存在一定的限制和死區，從原理上講其檢測準確率無法達到100%，只適用于金屬性接地，適用范圍有限。

圖1 信號源故障指示示意圖

圖2 特征信號波形示意圖

相比較而言，“信號源注入法”人為放大了接地的特征信號，使得指示器本體捕捉和檢測變得簡單可靠，檢測準確率是最好的。

3 現場試驗方案

3.1 試驗地點的選取

試驗選取某110 kV 變電站10 kV 沿江線作為測試線路，線路為單電源輻射結構，10 kV 有兩段母線，每段母線上均有一臺消弧線圈。考慮試驗點的因素:

1)試驗點一在主線上，距離變電站出線較近，故障電流和負荷電流較大;

2)試驗點二在支線上，距離變電站出線較遠，故障電流小，負荷電流一般;

3)試驗點三在另一支線上，距離變電站出線較遠，故障電流小，負荷電流小。

在10 kV 沿江線三個試驗點處通過試驗隔離開關和10 kV 線路真空柱上斷路器與相應大功率電阻器的接地樁相連，并在測試點前后裝設故障指示器，通過提前對110 kV 城南變電站10 kVⅡ段母線#2 消弧線圈投入或切除的調整，從110 kV城南變電站10 kV 沿江線066 斷路器送電，提供消弧線圈投/切情況下的10 kV 配電線路人工單相接試驗的測試條件，試驗期間安全和技術應到位。

3.2 設備的安裝

被測設備:分別在三個故障點位置前后各安裝一組，總共六組。每組指示器配有一個通信終端安裝在附近桿塔上，主站系統在遠方接收信號并定位故障。試驗設備通過帶電作業方式配合完成線路ABC 三相到試驗隔離開關、斷路器(包括與控制箱的連接)等的連接工作，見圖3。

圖3 現場一次接線示意

3.3 試驗過程

消弧線圈退出情況下，分別在故障點1、2、3 處人為設置10 s 的單相接地故障，接地過渡電阻在0 Ω、50 Ω、100 Ω、200 Ω、400 Ω、600 Ω(高阻接地)的情況下測試。故障位置點一、二、三依照下列流程圖進行試驗:

圖4 試驗流程圖

3.4 檢測結果分析

位置點一的試驗主要是在10 kV 沿江線N76－N77 號桿中間位置，由于測試過程中，兩個廠家的故障指示器均未動作，故未做動作情況統計。

4 結束語

以故障指示器為基礎的故障定位系統作為一種簡易的配電網自動化方案現場試驗方法是在真實配電線路上人為發生短路接地故障，檢測故障指示器能否準確定位故障位置，檢測結果最趨近于真實情況。通過此次試驗，能夠為配電網自動化系統的市場規范和推廣應用提供有力的技術支持。

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