随着电力系统的发展，电力用户和供电公司对供电可靠性的要求越来越高。中性点非有效接地方式配电网中发生单相接地故障(小电流接地故障)时，快速、准确地确定故障线路和故障点是提高供电可靠性的重要措施之一。
由于小电流接地故障的故障电流小且不稳定，传统的基于稳态电气量的故障检测技术灵敏度低、可靠性差，达不到实用化要求。经过近年的发展，小电流接地故障选线问题已基本得到了解决，根据其技术特点可以分为两类，一是故障发生后利用专用设备产生较大附加电流，或者利用特殊设备向系统注入特定信号选线，属于主动式选线方法;二是利用故障产生的暂态电压电流信号选线，属于被动式选线方法。在故障线路选择的基础上，确定故障点距离或所处区段，可以进一步缩小故障查找和修复时间。
目前，利用行波原理的输电线路故障定位技术已比较成熟，而在配电网中，由于小电流接地故障固有的特征和配电网自身特点的原因，行波测距技术无法应用于大部分配电线路。而实用化的配电网小电流接地故障定位技术与选线技术类似，也分为主动式定位方法和被动式定位方法两个发展方向。在被动式定位方法中利用沿线路安装的检测装置(如配电终端、故障指示器等)实现故障区段定位，具有较强的实用性，部分技术已在现场获得应用。
1小电流接地故障暂态特征
1.1暂态零序电流特征
配电网发生小电流接地故障时，会产生丰富的暂态信号。对于稳定性接地故障，只在故障发生时刻产生暂态信号，其暂态过程持续时间一般在2～3ms。对于弧光接地或间歇性接地等非稳定性接地故障，将频繁出现暂态信号，而稳态信号被破坏。如果故障点条件不变，各次暂态信号是相似的。典型的小电流接地故障零序电压与零序电流波形如图1所示。
图1 小电流接地故障零序电压与零序电流波形
故障发生在电压峰值时刻时，暂态电流的最大值可近似表示为：
式中：IC为工频下的系统对地电容电流;ω0为暂态频率;ω为工频频率。
故障暂态电流的最大值与故障工频稳态电流峰值之比，近似等于二者频率之比。暂态电流最大值将是工频电流的数倍到数十倍，最大可达数百安培。
在相电压过零时刻发生接地故障，初相角φ=0°时，故障暂态电流为：
式中：Um为相电压峰值;C0为对地分布电容;δ为衰减因子。
与峰值时刻故障相比，此时故障暂态电流较小但也相当于故障工频电流幅值大小。
消弧线圈的感抗随频率线性增加，而系统对地容抗随频率线性减少，鉴于故障暂态频率一般远大于工频，消弧线圈对故障暂态电流的补偿作用可以忽略。由于消弧线圈电感量相对较大、与系统对地电容为并联关系，其引起的谐振频率偏移量可以忽略。同样道理，消弧线圈对于故障暂态电流在系统中的分布特征也几乎不产生影响。因此，可认为不接地系统和经消弧线圈接地系统中，小电流接地故障暂态电压电流及其在系统中的分布特征是相同的。
1.2故障暂态电流在系统内的分布规律
无论对于不接地系统还是经消弧线圈接地系统，其暂态零序电流在系统内的分布均如图2所示，其分布规律有：
1)变电站各出线中，健全线路出口检测到的零序电流为本线路对地的分布电容电流，而故障线路出口检测到的零序电流为其背后所有健全线路零序电流之和，因此故障线路暂态电流幅值大于所有健全线路，且与各健全线路暂态电流的极性相反。
2)对于一般多条出线的配电系统，故障点上游方向的线路总长度远远大于下游方向，因此故障点上游方向的暂态过程谐振频率低，而下游方向频率高，二者差异较大、相似性低。
3)对故障点上游或下游两个相邻检测点(不包含故障点)，其暂态电流之差为其间线路的分布电容电流、变化不大，即二者的暂态电流幅值接近、相似程度高。
4)对于健全线路的各检测点(含出口)和故障线路故障点下游各检测点，暂态电流主要为其下游线路的分布电容电流。其暂态电流从母线流向线路，随着到母线距离的增加幅值也不断减小。
5)对于故障线路故障点上游检测点，暂态电流为其上游线路和所有健全线路分布电容电流之和，其暂态电流从线路流向母线，随着到母线距离的增加幅值不断增加。
图2 小电流接地故障暂态电流分布规律
2暂态定位系统构成与原理
2.1系统总体结构
根据小电流接地故障暂态信号的特征以及零序电流在系统内的分布规律，文献[4，11，13]提出并不断完善了基于暂态信号的小电流接地故障选线与定位的原理和方法，根据以上研究成果研制的暂态定位系统由配电终端、选线装置、定位主站(功能软件)，以及各终端与定位主站之间的通信系统四部分构成。
该定位系统可完全利用已有的配电自动化系统，包括具备接地故障暂态信号检测能力的配电终端，利用暂态原理选线并能够与配电自动化系统通信的选线装置，借助原有的配电自动化系统通信网络，通过在原配电自动化系统主站增加定位工作站来实现。系统结构如图3所示。
图3 小电流接地故障暂态定位系统构成
2.2配电终端
配电终端工作于线路各检测点，如开闭所、环网柜、柱上开关等，是整个系统的核心。配电终端承担着对线路检测点小电流接地故障的检测、故障信息采集、故障数据计算、上传故障数据到定位主站等功能。由于大部分分段开关不具备三相电压互感器，配电终端不易获取三相电压或零序电压信号，因此配电终端通过检测线路零序电流信号变化判断故障启动和录波，零序电流的获取可通过零序电流互感器、零序电流过滤器或三相电流互感器合成，具有较高的适应性。
各配电终端与站内选线装置的数据采集对时间同步要求比较高。系统中一般通过主站实现对各终端的时间同步，对时误差较大。针对配电线路较短、故障信号在线路上的传输延时小的特点，利用故障信号出现的时刻作为电流相量测量的起始点，实现故障数据的自同步。
2.3选线装置
选线装置工作于变电站或开闭所，实时采集母线处的三相电压和零序电压及各出线的零序电流，发生小电流接地故障时，利用零序电压变化启动选线和故障录波，综合利用暂态电流幅值比较法、暂态电流极性比较法、暂态零序电流方向法以及暂态无功功率方向法进行选线，克服了单一原理的缺点，保证了选线结果的可靠性。选线装置除完成故障选线等原有功能，还承担类似于短路故障中出线断路器保护装置的作用，提高主站对故障分析的可靠性并消除定位盲区。
选线装置通过对瞬时性小电流接地故障的统计与分析，计算线路的绝缘劣化程度。对选线结果可靠性、线路类型、线路绝缘情况、故障严重程度、负荷重要程度等因素综合分析，在选线结果可靠性高，本次故障较严重且线路绝缘已遭到较严重破坏的情况下可直接对出线跳闸。
2.4定位主站
定位主站接收选线装置和各个配电终端的故障信息，区分扰动和故障，根据各检测点故障波形相似性和极性关系完成故障定位，并在此基础上实现故障隔离和恢复供电。对上述故障数据及计算信息进行永久保留，并进一步提供故障查询和统计、事故重演、预演等故障管理功能。
各故障检测点波形的相似性可以通过求取相邻检测点之间暂态零序电流的相关系数判定。相邻检测点之间暂态零序电流的相关系数ρ的计算公式如下：
式中：i01和i02分别为相邻两个检测点的暂态零序电流;n为采样序列，采样起始点n =1 为故障发生时刻;N 为零序电流信号的数据长度。
根据零序电流的分布特征，实现小电流接地故障区段定位的流程设计如下：
1)接地时，选线装置根据零序电压变化启动，选择故障线路，并将选线结果和故障线路出口零序电流波形数据上报主站。
2)各配电终端根据所在检测点零序电流的突变情况启动，并将故障零序电流上报主站。
3)主站接收终端数据，对故障线路各终端零序电流数据进行滤波，分别提取其暂态分量和工频分量，对健全线路终端数据则不予处理。
4)从故障线路出口开始，依次计算各相邻检测点间的暂态零序电流相关系数和工频零序电流相关系数，合成修正后的暂态零序电流相关系数。
5)从故障线路出口开始，依次判断各区段两侧暂态零序电流相关系数，若某区段两侧修正后的暂态零序电流相关系数小于设定门槛值ρT(包括负值)，则该区段为故障区段。
6)若所有区段两侧的暂态电流相关系数均大于门槛ρT，则最末检测点下游区段为故障区段。
2.5通信系统
通信系统包括定位主站与各配电终端以及站内选线装置的通信，定位主站与配电终端的通信直接借用配电自动化系统的通信网络，站内选线装置可以直接与配电自动化系统通信，或通过EMS系统与配电自动化系统实现通信。
通信方式可以分为有线和无线两大类。有线通信可以采用光纤通信，技术成熟，稳定性好。无线通信可以采用GPRS/CDMA技术或3G技术，投资少，设备安装方便。
3现场应用
3.1厦门小电流接地故障暂态定位系统
厦门供电公司小电流接地故障暂态定位系统站内选线装置采用XJ-200小电流接地故障选线与监测装置，安装于TY变电站。监测站内10kV-I段母线和10kV-IV段母线的16条出线。配电终端采用4台FTU，分别安装于TY变电站911汀溪线61号开关、99号开关，947四林线51号开关、91号开关，定位主站安装于厦门供电公司调度中心。
XJ-200小电流接地故障选线与监测装置以及安装于线路的4台FTU通过GPRS与定位主站通信，通信规约为IEC 60870-5-101。在调度中心配置GPRS主站，采用VPN虚拟专网接收选线装置和FTU的故障数据。系统结构如图4所示。
图4 定位系统结构
系统自2012年6月底投入运行，成功检测到多次接地故障并准确给出选线和区段定位结果，表1给出了系统自2012年7月26日至10月3日记录的实际故障20次。除了实际故障外，各FTU还记录了2000多次扰动数据。即FTU仅利用电流变化量启动易受干扰误动，而通过选线装置信息则可以予以区分。
对应于表1中第5次和第8次故障，选线装置和各FTU记录的故障电流波形分别如图5(各电流出现不同程度的饱和现象)和图6所示。
图5 区段3故障时各检测点暂态电流波形
图6 区段2故障时各检测点暂态电流波形
3.2泉州小电流接地故障暂态定位系统
泉州供电公司的小电流接地故障暂态定位工程中，在WA变电站和SH变电站两个变电站内安装了小电流接地选线装置，完成单相接地故障选线功能，相关馈线安装多套PZK智能终端，通过三相TA合成获取零序电流，基于分布式智能技术实现单相接地故障的区段定位功能。
WA变电站下的安泰线、安达线、万安西线线路结构图如图7所示。
图7 WA变电站安泰线、安达线及万安西线拓扑结构图
2015年4月初，在泉州供电公司WA变电站所属安泰线2号环网柜922开关下游线路(见图7)进行了人工单相接地试验。经过不同条件下的试验测试，该系统均能正确选线并确定故障区段。其中一次金属性接地实验时，1号环网柜914开关终端漏报故障信息，由于主站软件增加了容错算法，该次实验仍能正确定位，体现了系统定位的鲁棒性。图8为一次经50Ω电阻接地试验定位主站显示的各终端暂态零序电流波形，图9为该次试验XJ-200选线装置监测的WA变电站及各出线零序电流波形。
图8 各终端暂态零序电流波形
图9 WA变电站选线装置故障波形
4结语
利用故障暂态信号实现小电流接地故障选线和区段定位，与同类研究相比，具有检测灵敏度高，不受消弧线圈补偿影响，不需要改变一次设备或安装信号注入设备，可借用已有配电自动化系统平台等优点。利用故障点上游和下游暂态零序电流的相似性和极性关系实现定位，可适应馈线终端不易获取三相电压或零序电压信号的条件，简化了分段开关的设计和施工，具有较高的适应性。
基于该原理设计的小电流接地故障选线及区段定位系统结构合理，功能完善。为配电自动化系统提供了一个经济可靠、行之有效的小电流接地故障定位解决方案。对于减少停电、提高供电可靠性有显著的作用，现场运行和试验充分证明了系统算法的有效性和系统装置的可靠性。
