引言
配电网中单相接地故障发生的几率最高，约占系统电气总故障的80%。通常采用的接地故障保护多是用以应对相线对用电设备外壳发生的接地故障，但发生其他情况的接地故障时，保护措施是否适用值得研究。
1单相接地故障
低压配电网故障中，单相接地故障发生的概率最高，而单相接地故障又可分为相线通过PE（N）线接地故障和相线直接接地故障。低压配电网常见的单相接地故障如图1所示，故障1和故障3分别为相线通过PE（N）线接地故障，故障2和故障4则为相线直接接地故障，两种类型的单相接地故障特征不同，需要进行区分。
图1单相接地故障示意图
1.1相线通过PE（N）线接地
低压配电网中最常见的单相接地故障，是相线通过PE（N）线接地。由于此类接地故障发生的概率较大，所以现有的接地故障保护措施多是为应对此类接地故障进行配置的。
TN接地系统中变压器中性点直接接地，用电设备的外壳接PE（N）线。当主干线发生单相接地故障或者用电设备相线对外壳发生单相接地故障时，故障电流通过PE（N）线返回变压器中性点。以TN-C接地系统为例，故障电流的回路阻抗包括相线阻抗ZL，PEN线阻抗ZPEN，总阻抗ZS=ZL+ZPEN。无论是相线阻抗还是PEN线阻抗，其阻抗值都很小，即ZS的值很小。产生的单相接地故障电流明显大于无故障时的工作电流以及三相不平衡电流，因此故障发生后，首先由上游处最近的线路保护装置切断故障线路，若上游断路器失效，低压主干线过电流保护以及零序电流保护仍能够动作，以切断故障回路。TN-C-S、TN-S接地系统发生单相接地故障时的情况与TN-C接地系统类似。
TT接地系统中变压器中性点直接接地，用电设备的外壳通过单独装置接地。当用电设备发生单相接地故障1时，故障电流流向如图2所示。按照JGJ16—2008《民用建筑电气设计规范》中规定，低压系统中，配电变压器中性点的接地极电阻R1应小于4?，独立接地装置电阻R2应小于10?，但都远远大于导线的电阻值。忽略导线阻抗，则故障回路总阻抗ZS=R1+R2。产生的单相接地故障的电流IF约为
这是理想情况下的电流值，实际故障电流小于其上游最近的过电流保护整定值，更远远小于主干线过电流保护以及零序电流保护的整定值，二者均无法起到防护作用[1]。
图2TT接地系统故障电流示意图
当低压配电网出现相线通过PE（N）线接地的故障时，对于TN接地系统来说，能够产生较大的故障电流，过电流保护以及零序电流保护都能够防范此类故障。对于TT接地系统来说，故障电流小，过电流保护以及零序电流保护将不再适用，不管是低压主干线处还是用户进线处，都必须采用灵敏度更高的剩余电流保护才能够可靠地识别故障。
1.2单相断线故障判据研究
在这些电气参数变化特征中，零序电流具有易于提取的优点，可作为单相断线的故障判据。故障启动判据应满足快速性的要求，需要在故障发生的第一时间识别出异常，可定义零序电流周期同比值（ix.0）为相邻周期内零序电流采样比值
式中：n为采样点序列；N为一个周期内的采样点数。正常运行条件下，线路零序电流几乎不发生变化，ix.0的值约等于1；发生单相断线故障时，ix.0的值大于1。由以上分析，设计基于零序电流周期同比值的单相断线故障启动判据为
式中：iset.0为零序电流梯度阈值，一般取1.1～1.2；Ks为累加系数，可取0.6～0.8。依靠上述启动判据，在负荷波动频繁时可能出现故障误判，需进一步设定表征零序电流突变程度的检测判据。零序电流的整定需躲过正常运行情况下线路中可能产生的零序电流最大值。三相负荷不平衡条件下，线路中零序电流有效值一般不超过线路最大相电流有效值的5%，而单相断线故障时零序电流较大，或可达故障前的1.5～2.0倍，因此，整定值可设定为：
式中：Iset.0为零序电流整定值；Ix为线路中最大相电流的5%；Krel为可靠系数，通常取1.0～2.0。为了增加判据的可靠性，同时为了排除其他可能导致零序电流突增带来的识别干扰，需要额外增加检测判据。当单相断线故障发生时，若线路非空载，则线路中的电流减小，可得判据为[2]：
式中：为线路相电流有效值间隔0.02s的差分；Irms为区段线路运行相电流；Km为差分整定系数，可取0.15～0.20。当单相断线故障发生时，若线路空载，则线路电流变化不明显，判据可能失效，而断线故障会导致下游配电线路失压，
利用该特征，对于空载线路可以增加基于下游线路电压的辅助判据：
式中：Ubrms为下游任意区段线路电压；ε为接近于0的微小量。当某区段零序电流出现异常，启动检测判据成立后，沿配电线路由上而下对下游区段线路电气量进行遍历，当发现下游某区段电流、电压满足其中一个判据条件时，即可判定该区段发生断线故障。
2基于物联网技术的断线故障识别系统
物联网技术能够将多个数据终端进行连接，尤其适用于需要多端数据综合分析的应用场景。为实现这一功能，设计物联网智能设备终端（intelligentelectronicdevice，IED）架构如图3所示[3]。
图3物联网智能设备终端架构
智能设备终端能够为单相断线故障的识别提供数据支持，在此基础上可设计如图4所示的单相断线故障识别报警系统，主要包括智能设备终端（IED）、LoRa智能网关、单相断线检测报警云平台、移动端APP
图4单相断线故障识别报警系统
IED安装在干线首端以及各分支线路首端，能够实时监测分析零序电流以及三相电流数据情况，实时采集、汇总各个线路的电流情况。各级IED可实现低延时无线通信功能，通过内置LoRa无线通信模块接入自组网络，采集的电流信息经无线自组网络上传到LoRa智能网关。应用LoRaWAN协议标准，能将局域无线自组网络与公共网络进行有效连接，组成广域网络LPWAN。LoRa智能网关将通过4G或者光纤等方式和平台进行数据交互，汇集处理各IED上送的运行监控数据。按照判据流程，实现故障就地分析预警，并且基于网络拓扑自动识别技术，能够实现断线故障的精确定位，断线故障识别流程如图5所示[4]。
图5断线故障识别流程图
单相断线识别报警云平台能够接收LoRa智能网关上传的故障信号，或者通过集成判据，自主进行故障研判。所得数据、结果可以及时传递到监控和智能报警模块，实时监控和报警模块能够将获取的数据进行可视化展示，并发出报警信息。移动端APP通过互联网接入云平台，实现线路状态的实时监测，同时能够实现实时接收云平台发送的警报信息，便于工程技术人员及时处理响应[5]。
结束语
在配电网智能化的进程中，将IED安装在配电网的关键节点，结合现代物联网技术，设计单相断线故障识别报警系统。通过IED实时采集判据所需电气数据，LoRa智能网关集成故障判据，对多点数据系统进行分析并对线路状态作出研判。云平台能够实现线路状态的实时监测，并将故障报警通过移动方式实时上报工程人员，为故障的快速检修提供支持，具有良好的应用前景。
参考文献：
[1]李天友,杨智奇,刘松喜.基于物联网技术的低压配电网单相断线故障识别研究[J].供用电,2020,37(12):1-7.
[2]张波.构建配电物联网技术体系支撑能源互联网快速发展[N].国家电网报,2020-10-13(008).
[3]李宜才.物联网技术在配电网运维管理中的应用及研究[J].南方农机,2020,51(16):162-163.
[4]颜敏.智能配电系统中的泛在电力物联网应用[J].中国新通信,2020,22(14):122.
[5]刘兵.物联网技术在智能配电网故障定位中的应用[J].现代信息科技,2020,4(13):177-179.
