基于调控主站的小电流接地系统单相故障自动拉路系统

王功臣，王 浩，李建军，张 乐

（国网江苏省电力有限公司 徐州供电分公司，江苏 徐州 221000）

0 引 言

我国3～66 kV中压电网的中性点一般采用不接地或经消弧线圈接地方式，当发生单相接地故障时，流过故障点的电流很小，所以称为小电流接地电网[1]。单相接地故障占小电流接地系统故障总量的80%以上。由于小电流接地系统发生单相接地故障时，故障电流无法形成回路，因此流过故障点的电流很小，仅为系统对地容性电流。此外，三相电压基本保持不变且对称，但非故障相电压上升为正常电压的倍，为保证供电可靠性，规程允许系统带故障运行不超过2 h[2]。

单相接地故障可能引起电网绝缘薄弱环节被击穿，危及设备和人身安全，还可能发展成相间短路，扩大事故范围，影响用户供电。同时，弧光接地还可能引起全系统过电压，造成设备烧毁和爆炸，破坏系统的安全运行。针对小电流系统单相接地故障，我国在20世纪80年代研制并应用了微机接地选线装置，主要的故障判断方法包括零序电流比较法、负序电流比较法、谐波法、暂态分析法以及现代信号处理智能分析法等。

1 人工遥控拉路单相接地故障处置模式

1.1 人工遥控拉路处置法介绍

传统单相接地故障查找主要依靠监控人员的人工遥控拉路。这种遥控拉路选线法将现场拉合开关改为遥控方式进行，将现场的判断依据由指针式电压表数据改为集中监控系统母线接地遥信和母线电压遥测数据[3]。人工遥控法流程如图1所示。

人工遥控拉路由调度员下令，监控员操作，拉合线路开关逐条排除故障。需要执行间隔操作、解除防误闭锁以及双人异机人工监护等制度，操作步骤较多。尽管拉路方法会造成故障点所在母线出现几分钟的短暂停电，但一直以来都是最为有效的故障查找方法，也是目前全国范围内使用最多的单相接地故障查找方法。

1.2 拉路查找法相关指标定义

为了便于比较不同故障处置效率，这里定义平均拉路时间为T1、平均停电时间为T2，一次选线成功率为P。平均拉路时间的计算如下：

图1 单相故障人工遥控拉路方法

式中，t1i为第i次拉路耗时；n为拉到故障线路时已执行线路数；N为故障线路所在母线上运行线路总数。

不同拉路策略下的选线成功率不同，找到故障点时所执行的线路数也不同。若采用实际执行的线路数N-n作为分母，那么只能比较已执行线路的平均时间，即只能比较操作本身所节省的时间，而无法比较选线所带来的时间收益。因此，这里的平均拉路时间T1在公式定义中分母为线路总数N。平均停电时间的定义类似，其计算公式如下：

式中，t2i为第i次拉路造成的线路所供负荷停电时间。

选线成功率为P，其含义为拉到故障线路时，已经执行过的线路数（N-n+1）占总线路数的百分比，用于衡量拉路序列的有效性。计算公式如下：

2 自动拉路法接地故障处置模式

2.1 自动拉路故障处置实现方案

人工遥控故障查找方式下，操作耗时最长的两个主要环节如下。第一，在执行解闭锁、监护、复诵以及录音等一系列操作步骤上的耗时，约占操作时间的70%～90%；第二，在拉开线路开关等待故障特征量发生变化所产生的耗时（故障状态判别耗时），约占人工操作时长的10%～30%。缩短这两个方面的耗时可以有效缩短故障查找操作时间。另外，从选线的角度来看，提高选线成功率可以缩小故障排查范围，减少停电线路。制定的拉路序列中元素（线路）个数越少，元素发生故障的概率就越高，选线成功率也就越高。线路故障概率的函数形式可表示为：

式中，α表示线路状态；β表示线路长度；γ为历史故障概率。为了简单可行，本文采用经验法，按照预设逻辑制定线路的概率权重值。权重值的大小按如下规则设定。其中，线路状态方面要求试送架空线路＞架空线路＞半架空半电缆线路＞纯电缆线路＞保电线路，轻载线路＞重载线路，裸露线路＞绝缘线路；线路长度方面要求长线路＞短线路；历史概率方面要求故障概率大的线路＞故障概率小的线路。此外，还设置了一些执行逻辑，如拉到电缆线路不重合、发生电网故障紧急停止以及遇到保电线路弹窗提醒等。

在系统实现上，依托电网主站调度自动化系统遥测、遥信信号远方实时上传以及遥控指令下发功能，在现有调度自动化系统植入程序化控制功能程序。自动拉路系统具有拉路序列智能生成、序列遥控自动执行以及故障状态克鲁艾速判断3大逻辑功能，具体功能框图如图2所示。程序具备信号智能检测分析和顺控操作功能，可以一次性解锁和监护，同时对多条线路自动顺序执行遥控指令，替代原来人工操作的一系列步骤，达到简化操作步骤和缩短操作用时的目的。同时，改进故障判别机制，由分闸-人工遥测判别-合闸转变为分闸-合闸-程序遥信判别。

图2 自动拉路系统功能框图

2.2 自动拉路系统组成结构及工作流程

自动拉路系统结构如图3所示。拉路序列智能生成模块通过SCADA系统实时监测电网运行状态，根据现场一次设备状态变化，容线路开关、母联、分段开关位置以及相应负荷等，定期更新连结方式。更新周期为可设置参数，可设置为10 min。同时，通过监测母线接地告警信号和母线电压遥测量判断母线是否处于故障状态。

图3 自动拉路系统结构框图

拉路序列智能生成逻辑如图4所示。当发出母线接地信号且母线开口三角电压大于阈值Uop时，锁定母线故障状态，启动拉路序列判别程序，读取电网拓扑信息和线路属性信息，进而生成拉路序列。

图4 拉路序列生成逻辑

自动拉路系统工作过程如图5所示。首先由调控系统探测到变电站接地信号，基于现场拓扑结构和主站预设逻辑自动生成拉路序列，其次完成调度员下令和监控员确认后，在人工干预下执行程序化拉路，再次通过现场压变二次继电器硬接点遥信信号的复归判断接地是否消失，如果消失则停止操作，否则继续进行下一路拉路操作，最后确定是否查找到故障线路，依次循环，直到找到故障线路[4]。与传统方法相比，拉路序列生成、开关遥控以及接地信号判断等由计算机完成，简化了开关解闭锁和人工监护等操作，另外采用新的安全机制保障其安全可靠。

图5 自动拉路系统工作流程

3 系统应用实例

小电流接地系统在2019年6月开始应用于徐州电网35 kV及以下电网单相接地故障处置中，目前已经全部完成主站程序部署，覆盖全市256座变电站，系统运行效果良好，实现了单相接地故障的秒级精准判断和自动化快速处置，大幅度提升了单相接地故障处置效率，并且已经成为调控员处理此类故障的有效辅助手段。

系统触发界面如图6所示。故障发生时，需要调控员手动点击“接地检测”触发该系统。

图6 自动拉路系统工作流程

程序编辑界面如图7所示。程序根据当前状态生成了基础拉路序列，调控员可以通过拖动的方式优化调整序列。

图7 程序界面-编辑态

程序控制界面如图8所示。确定拉路序列后，选择监控节点和控制方式，可选择单步执行或连续执行。在值班长同意监护操作后进行操作。

图8 程序界面-控制态

2020年1月15 日16:32分，岚山变10 kV II段母线发生单相接地故障。Ⅱ段母线共8条10 kV出线，N=8，故障线路为116线。调控人员通过告警信息和电压变化确认故障后，通知运维人员赴现场检查，并先通过自动拉路系统查找故障线路。2019年岚山变单相故障人工选线平均成功率为62.5%，以此可计算人工拉路法停电时间。故障点设置及拉路顺序如表1所示。

表1 故障点设置及拉路顺序表

自动拉路法在第2条便找到了故障点，即n1=2，而人工拉路法在第4条找到故障点，即n2=4。统计2019年系统应用自动拉路法以来的总耗时和停电时间，和该站2019年上半年人工拉路法统计数据进行对比，结果如表2所示。

表2 自动拉路法和人工拉路法指标对比

由表2可以得知，自动拉路法相比人工拉路法将拉路耗时和停电时间由分钟级缩短到秒级，并且一次选线成功率比人工拉路法提高了25%，极大地提高了单相接地故障处置效率。

4 结 论

本文所述系统通过简化操作步骤、优化故障判别以及确定拉路序列原则，基于程序化控制和防误操作等技术，在调控主站部署程序化拉路程序，实现单相接地故障的程序化操作、拉路序列自动生成以及接地信号自动判断，进而实现单相接地故障的自动化快速处置。但该系统还存在一些技术问题和难点需要进一步研究解决。目前，在建立故障信号和故障母线映射的关系时，采用的是人工入库的方式，不仅前期建立映射关系表的工作量很大，而且后期有新的厂站接入就要添加人工维护。因此，随着信号规范化和程序智能化，可以通过故障信号名称识别+故障母线电压判别的方式实现映射，且这种方式更加灵活高效。此外，提高选线成功率是提高单相接地故障处置效率的重要内容。本文主要采用经验法，准确率较低。未来可以利用大数据分析等技术挖掘调控主站线路参数和运行数据，从而提高决策的准确率。