基于相電流離散度分析的配電網接地故障選線方法

黃 帥，宋雅楠，趙 明，趙新德，林俊超，莊建煌

（1.國網安徽省電力有限公司淮南供電公司，淮南 232000；2.國網福建省電力有限公司莆田供電公司，莆田 351100）

目前，在負荷密集區，配電網已基本實現了“手拉手”環網運行，運行方式更加靈活。但受到自身結構因素的制約，單相接地故障仍是配電網故障中的主要類型[1]。在經濟欠發達地區，由于在電網投資建設上存在歷史欠賬，配電線路出線僅裝設了兩相電流互感器、無線路零序電流互感器，這樣配置的優點是可以節省投資，不會對過流保護[2]的計算整定和動作產生影響，但在發生單相接地故障時，電力調度員無法獲取有效的參考數據，只能通過“盲調”的方式逐一拉路查找，這種無序拉路方式不僅會導致停電面擴大，而且還降低了供電可靠性指標。

隨著科研工作者對小電流接地系統故障選線理論[3-5]研究的深入，接地選線裝置[6-8]逐漸進入試點運行階段。文獻[9-11]針對小電阻接地系統選線問題，提出了基于零序電流系數比值的方法，通過分析多種接地故障的零序電流分布特征，進而構建一套用于選線的比值體系；文獻[12-14]采用BP神經網絡等算法，建立了計算機選線仿真模型；文獻[15]從人身安全的研究角度出發，設計開發出了智能電阻選線裝置；文獻[16-17]根據實際故障的全數據信息，采用小波能量等分析方法提高了故障選線準確率。

本文針對實際配電網運行工況和故障處理方式的不足，在分析發生單相接地故障前后相電流有效值特征的基礎上，提出了比較線路相電流離散度差值的選線方法。該方法無需額外增加現場測量設備，不需要改變現有繼電保護整定方式，可以模板化、程序化應用，操作流程簡潔高效。通過選取本地區電網近兩年發生的100次單相接地故障樣本數據進行實例驗證，以及搭建故障仿真模型進行仿真驗證，驗證結果表明：本文研究方法能夠有效提高電力調度員對單相接地故障的處理效率，提升供電企業配電網供電可靠性指標，具有經濟效益和工程推廣價值。

1 線路相電流特征

1.1 配電網單相接地故障分析模型

配電網單相接地故障分析模型如圖1所示，依據淮南地區電網10 kV系統中性點的實際運行工況，建立一個配電網等值電路分析模型，圖中EA、EB、EC表示變壓器三相繞組電勢，N為變壓器繞組中性點，UA、UB、UC表示母線三相電壓，Li表示第i條配電線路，Ci和Gi為第i條線路的對地電容和負荷導納，ZL為消弧線圈的可調電感，K為接地故障點，Rd為接地點的過渡電阻。開關S1表示變壓器繞組中性點在不接地與經消弧線圈接地兩種運行方式下切換，開關S2閉合表示線路Ln發生C相單相接地故障。

圖1 配電網單相接地故障分析模型Fig.1 Single-phase grounding fault analysis model of distribution network

等值電路分析模型中將線路的三相負荷和對地電容均按對稱性考慮，則系統母線三相電壓與中性點電壓關系表示為

1.2 正常運行時線路相電流特征

系統正常運行時，忽略線路阻抗影響，線路三相始端流過的電流包括負荷電流I?g和對地電容電流I?c。《配電網技術導則》[18]中規定負荷功率因數不低于0.9，結合實際電網運行過程中母線AVC的控制策略，本文將負荷模型考慮為純電導參數，以第i條線路的A相為例，其負荷電流及電容電流為

對式（2）進行矢量疊加后，該條線路A相始端流過電流的幅值為

式中，Eφ為變壓器繞組相電勢幅值。根據式（3）推廣分析可得，對稱系統在正常運行時，線路中三相始端流過的電流大小相等。

1.3 故障時線路相電流特征

2 故障選線原理及方法

2.1 離散度的定義

離散度表征一個組內數據樣本個體之間的離散程度[20]，具有非負性特點。其定義為

式中：xi為第i個樣本數據；xˉ為n個樣本數據的平均值。在配電網中，同一段母線下帶有多條線路，對每條線路的相電流進行離散度分析，其結果可以表征相電流之間的偏離程度。

2.2 相電流離散度分析方法

2.3 故障選線方法融合

在電網的正常運行工況中，母線三相電壓、負荷、對地電容等參數并非完全對稱，不對稱參數將在線路中產生不平衡電流，采用離散度差值的方法還可以降低不平衡電流對理論分析產生的影響。在中性點不接地系統中，故障發生后，故障線路中的Ifau>Inor始終成立，因此引入的偏離系數ξ同樣適用于中性點不接地系統。

綜上所述，可以將2種接地方式下的選線方法進行融合，簡化流程，以提高電力調度員對單相接地故障的處理效率。整合后的選線流程如圖2所示。

圖2 單相接地故障選線流程Fig.2 Flow chart of single-phase grounding fault line selection

步驟1當SCADA系統報出變電站母線接地告警信號后，調度員查看該變電站母線三相電壓遙測數據，確認接地現象為單相接地故障。

步驟2導出故障母線下所有出線的電流數據，選擇故障時刻前后兩個采樣點的數據為離散度分析的有效值，制作Δσ數據表，并將數據結果進行降序排序。

步驟3確定maxΔσ所在線路，試拉開該線路開關的同時，觀察該母線下其余線路故障相電流的變化情況。

步驟4若接地故障未消失，則拉開故障相電流有突變的線路。

3 實例與應用分析

3.1 中性點不接地系統實例

實例1：2020年8月19日13：07，SCADA系統報110 kV FT變10 kV I段母線接地告警異常信號，調度員查看母線遙測數據，確認該母線發生A相接地故障。在13：17—13：33之間，調度員先后下令試拉、合10 kV 線路13、20、05，在拉開線路05并與系統隔離后，母線三相電壓恢復正常，系統接地告警信號復歸。該母線三相電壓及線路05的日電流曲線分別如圖3和圖4所示。

圖3 FT變10 kV I段母線日電壓曲線Fig.3 Daily voltage curves of 10 kV bus I at substation FT

圖4 線路05的日電流曲線Fig.4 Daily current curves of line 05

110 kV FT變10 kV I段母線共帶有15條線路，為中性點不接地系統。13：05和13：10時刻，采樣點下各條線路的相電流數據以及對應的離散度分析數據如表1所示。

表1 FT變10 kV I母線路電流數據分析Tab.1 Current data analysis of 10 kV bus I at substation FT

由表1可知，線路05的相電流離散度差值為20.89 A，比其余14條線路的相電流離散度差值高出一個數量級，是線路06的3.6倍，在整個線路群體中區分度最為明顯，說明在中性點不接地方式下，相電流離散度差值選線法具有高靈敏性。

按照本文研究方法，故障發生后3 min，即可將用于計算的采樣點數據導出，模板化數據處理以及遠方遙控操作拉開故障線路的時間可控制在2 min以內完成，5 min即可將故障線路從系統中隔離。相比于拉路查找法，故障處理時間縮短21 min，有效操作次數減少4次，無計劃停電減少2條線路。

3.2 中性點經消弧線圈接地系統實例

實例2：2020年5月8日07：37，SCADA系統推送110 kV JL變10 kVⅡ段母線接地、消弧線圈動作異常告警信號，三相電壓分別為：A相10.41 kV、B相10.04kV，C相0.43kV。人工確認接地相為C相。在07：45—07：56之間，調度員下令分別拉、合線路16、11，07：59時因線路13過流，Ⅱ段保護動作跳閘，重合閘成功后接地故障異常告警信號復歸，母線電壓恢復正常。

110 kV JL變10 kVⅡ段母線共帶有6條線路，消弧線圈經接地站用變電站與母線連接，Ⅱ段母線三相電壓與線路13的日相電流曲線如圖5和圖6所示。

圖5 JL變10 kVⅡ段母線日電壓曲線Fig.5 Daily voltage curves of 10 kV bus Ⅱ at substation JL

圖6 線路13日電流曲線Fig.6 Daily current curves of line 13

發生接地故障前后兩個遙測數據采樣點的線路電流及離散度分析結果如表2所示。根據表中數據，消弧線圈的補償電流對故障線路相電流離散度有顯著影響，使得線路13的Δσ數值與正常線路相比并無差異。引入離散度偏離系數ξ后，使Δσ具有了正負性，線路13的離散度差值為1.53，正常線路的離散度差值均為負值，則maxΔσ所在的線路即為故障線路，說明相電流離散度分析法對消弧線圈接地系統仍能實現可靠選線。

表2 JL變10 kVⅡ母線路的電流數據分析Tab.2 Current data analysis of 10 kV bus Ⅱ at substation JL

實例2中因人工拉路查找法用時較長，故障點附近絕緣介質被擊穿，導致故障性質由單相接地擴大成相間故障。依據表2數據的分析結果，可以直接得出離散度差值最大的線路為線路13，方便調度員及時將故障線路從系統中切除，有效縮短故障處理時間17 min，避免了1次線路事故跳閘，提升配網線路供電考核指標。

3.3 案例總結及推廣

選取本地區配電網中近兩年發生的100次單相接地故障案例作為樣本數據，對本文研究方法進行驗證性分析。2種方法的時間-準確率對比如圖7所示，統計結果表明：調度員采用拉路查找方式處理單相接地故障的平均時間為21.2 min，2次以內的拉路準確率為40%；采用相電流離散度分析法的平均時間為6 min，綜合選線準確率可達到87%。

圖7 2種方法的時間-準確率對比Fig.7 Comparison of time-accuracy between two methods

本文采用A、C相發生單相接地故障案例對研究方法做了驗證性分析。對于具備線路三相電流采集條件的變電站，可以綜合使用健全相電流作2次離散度分析，以提高單相接地故障選線的準確率。

4 仿真分析驗證

根據圖1，使用ATP-EMTP搭建配電網單相接地故障仿真模型。設置4條10 kV線路出線，其中L1、L2為電纜線路，L3、L4為架空線路，電纜線路參數設置為：零序電阻R012=0.24 Ω/km，零序電感L012=0.852 mH/km，對地零序電容C012=0.237 μF/km；架空線路參數為：零序電阻R034=0.16 Ω/km，零序電感L034=3.53 mH/km,對地零序電容C034=0.008 μF/km 。某型號自動調諧式消弧線圈技術參數為：額定容量630 kV·A，額定輸出電流10～105 A，檔位16檔，補償響應時間80 ms。單相接地故障點過渡電阻設置為10 Ω。根據文獻[22-24]，將4條線路的平均負荷電流及其不對稱度分別設置為：103.6 A/0.92%、173.2 A/1.28%、230.1 A/1.57%，272.2 A/1.82%。

4.1 中性點不接地系統仿真分析

仿真模型設置中性點不接地系統的電容電流為25 A，線路L1～L4的對地電容電流分別為8.9 A、7.2 A、5.3 A、3.6 A，故障發生在30 ms時刻。分別對線路L1～L4模擬A相單相接地故障，分析線路負荷電流及不對稱度對選線可靠性的影響。故障前后4條線路A、C相電流的離散度分析數據如表3所示，線路L1故障時各條線路的A、C相電流波形如圖8所示。

表3 不同故障線路下的相電流離散度分析Tab.3 Analysis of phase-current dispersion for different fault lines

圖8 L1～L4線路A、C相電流波形Fig.8 Phase A and phase C current waveforms of lines L1～L4

結合表3及圖8分析可知，在中性點不接地系統中，線路L1的A和C相電流在故障前/后的數值分別為105.1/111.8 A和106.4/107.2 A。圖8（a）中，僅故障線路L1的A相電流在波形峰值參考線下有小額增量，其余線路A相電流波形以及圖8（b）中的C相電流波形均處于穩定狀態。從相電流離散度數值差異的角度分析，在線路不同負荷電流及不對稱度條件下，故障線路的相電流離散度差值在4條線路中始終為最大值，具有較高的辨識度，表明在中性點不接地系統中，相電流離散度分析選線法能夠可靠選線。

4.2 消弧線圈接地系統仿真分析

在消弧線圈接地系統仿真模型中，設置系統對地電容電流為73 A，線路L1～L4的對地電容電流分別為26.4 A、20.9 A、15.2 A、10.5 A，將消弧線圈的補償響應時間由實際的80 ms縮短至20 ms，設置故障為線路L2A相在30 ms時發生單相接地故障。容錯性模擬選線過程數據分析如表4所示，其A相電流如圖9所示。

表4 模擬選線過程數據分析Tab.4 Data analysis of simulated line selection process

圖9 L1～L4線路A相電流波形Fig.9 Phase A current waveforms of lines L1～L4

表4中過程Ⅰ、Ⅱ代表消弧線圈的第Ⅰ、Ⅱ次補償過程，結合圖9，在0.05 s第Ⅰ次補償過后，線路L4的相電流離散度差值最大為-3.11 A，故障線路L2的相電流離散度差值為-4.23 A，處于中間位置。在0.08 s時選擇試拉開離散度差值數值最大的線路L4，系統參數發生改變后，消弧線圈在0.1 s處進行第Ⅱ次補償，線路L1～L3A相電流的突變量依次為0.3 A、-1.9 A、0.5 A；其中L2線路第Ⅰ、Ⅱ次補償后的A相電流為177.2、175.3 A，變化量在其他3條線路中最大。

在消弧線圈接地系統故障仿真模型中，通過主動改變系統的對地電容電流參數，進一步改變消弧線圈的補償電流，最后使得故障線路的A相電流發生突變。通過仿真數據表明，在消弧線圈接地系統發生單相接地故障時，相電流離散度分析數據能夠起到輔助選線的作用，在具有容錯性的條件下，提高人工二次選線的準確率。

5 結論

本文基于對線路發生單相接地故障前后相電流的變化特征，提出了相電流離散度差值分析法進行故障選線研究。主要結論如下。

（1）故障線路的相電流離散度存在差異化特點，不接地系統中故障線路的離散度差值最大；在消弧線圈接地系統中，需要對故障線路離散度差值進行有條件地分別研究。

（2）考慮實際人工操作過程中的容錯性和統一性，對不同中性點接地方式的選線流程進行了融合，使得選線方法進一步簡潔高效，無需額外增加一、二次設備，無需對現有保護定值作特殊調整。

（3）采用SCADA對系統中實際故障數據及搭建的故障仿真模型數據進行了驗證性分析，分析結果表明：本文方法選線可靠性高，且可以有效提高調度員對單相接地故障的處理效率，提升電力公司供電可靠性考核指標，具有工程推廣意義。