基于相电流离散度分析的配电网接地故障选线方法

黄 帅，宋雅楠，赵 明，赵新德，林俊超，庄建煌

（1.国网安徽省电力有限公司淮南供电公司，淮南 232000；2.国网福建省电力有限公司莆田供电公司，莆田 351100）

目前，在负荷密集区，配电网已基本实现了“手拉手”环网运行，运行方式更加灵活。但受到自身结构因素的制约，单相接地故障仍是配电网故障中的主要类型[1]。在经济欠发达地区，由于在电网投资建设上存在历史欠账，配电线路出线仅装设了两相电流互感器、无线路零序电流互感器，这样配置的优点是可以节省投资，不会对过流保护[2]的计算整定和动作产生影响，但在发生单相接地故障时，电力调度员无法获取有效的参考数据，只能通过“盲调”的方式逐一拉路查找，这种无序拉路方式不仅会导致停电面扩大，而且还降低了供电可靠性指标。

随着科研工作者对小电流接地系统故障选线理论[3-5]研究的深入，接地选线装置[6-8]逐渐进入试点运行阶段。文献[9-11]针对小电阻接地系统选线问题，提出了基于零序电流系数比值的方法，通过分析多种接地故障的零序电流分布特征，进而构建一套用于选线的比值体系；文献[12-14]采用BP神经网络等算法，建立了计算机选线仿真模型；文献[15]从人身安全的研究角度出发，设计开发出了智能电阻选线装置；文献[16-17]根据实际故障的全数据信息，采用小波能量等分析方法提高了故障选线准确率。

本文针对实际配电网运行工况和故障处理方式的不足，在分析发生单相接地故障前后相电流有效值特征的基础上，提出了比较线路相电流离散度差值的选线方法。该方法无需额外增加现场测量设备，不需要改变现有继电保护整定方式，可以模板化、程序化应用，操作流程简洁高效。通过选取本地区电网近两年发生的100次单相接地故障样本数据进行实例验证，以及搭建故障仿真模型进行仿真验证，验证结果表明：本文研究方法能够有效提高电力调度员对单相接地故障的处理效率，提升供电企业配电网供电可靠性指标，具有经济效益和工程推广价值。

1 线路相电流特征

1.1 配电网单相接地故障分析模型

配电网单相接地故障分析模型如图1所示，依据淮南地区电网10 kV系统中性点的实际运行工况，建立一个配电网等值电路分析模型，图中EA、EB、EC表示变压器三相绕组电势，N为变压器绕组中性点，UA、UB、UC表示母线三相电压，Li表示第i条配电线路，Ci和Gi为第i条线路的对地电容和负荷导纳，ZL为消弧线圈的可调电感，K为接地故障点，Rd为接地点的过渡电阻。开关S1表示变压器绕组中性点在不接地与经消弧线圈接地两种运行方式下切换，开关S2闭合表示线路Ln发生C相单相接地故障。

图1 配电网单相接地故障分析模型Fig.1 Single-phase grounding fault analysis model of distribution network

等值电路分析模型中将线路的三相负荷和对地电容均按对称性考虑，则系统母线三相电压与中性点电压关系表示为

1.2 正常运行时线路相电流特征

系统正常运行时，忽略线路阻抗影响，线路三相始端流过的电流包括负荷电流İg和对地电容电流İc。《配电网技术导则》[18]中规定负荷功率因数不低于0.9，结合实际电网运行过程中母线AVC的控制策略，本文将负荷模型考虑为纯电导参数，以第i条线路的A相为例，其负荷电流及电容电流为

对式（2）进行矢量叠加后，该条线路A相始端流过电流的幅值为

式中，Eφ为变压器绕组相电势幅值。根据式（3）推广分析可得，对称系统在正常运行时，线路中三相始端流过的电流大小相等。

1.3 故障时线路相电流特征

2 故障选线原理及方法

2.1 离散度的定义

离散度表征一个组内数据样本个体之间的离散程度[20]，具有非负性特点。其定义为

式中：xi为第i个样本数据；xˉ为n个样本数据的平均值。在配电网中，同一段母线下带有多条线路，对每条线路的相电流进行离散度分析，其结果可以表征相电流之间的偏离程度。

2.2 相电流离散度分析方法

2.3 故障选线方法融合

在电网的正常运行工况中，母线三相电压、负荷、对地电容等参数并非完全对称，不对称参数将在线路中产生不平衡电流，采用离散度差值的方法还可以降低不平衡电流对理论分析产生的影响。在中性点不接地系统中，故障发生后，故障线路中的Ifau>Inor始终成立，因此引入的偏离系数ξ同样适用于中性点不接地系统。

综上所述，可以将2种接地方式下的选线方法进行融合，简化流程，以提高电力调度员对单相接地故障的处理效率。整合后的选线流程如图2所示。

图2 单相接地故障选线流程Fig.2 Flow chart of single-phase grounding fault line selection

步骤1当SCADA系统报出变电站母线接地告警信号后，调度员查看该变电站母线三相电压遥测数据，确认接地现象为单相接地故障。

步骤2导出故障母线下所有出线的电流数据，选择故障时刻前后两个采样点的数据为离散度分析的有效值，制作Δσ数据表，并将数据结果进行降序排序。

步骤3确定maxΔσ所在线路，试拉开该线路开关的同时，观察该母线下其余线路故障相电流的变化情况。

步骤4若接地故障未消失，则拉开故障相电流有突变的线路。

3 实例与应用分析

3.1 中性点不接地系统实例

实例1：2020年8月19日13：07，SCADA系统报110 kV FT变10 kV I段母线接地告警异常信号，调度员查看母线遥测数据，确认该母线发生A相接地故障。在13：17—13：33之间，调度员先后下令试拉、合10 kV 线路13、20、05，在拉开线路05并与系统隔离后，母线三相电压恢复正常，系统接地告警信号复归。该母线三相电压及线路05的日电流曲线分别如图3和图4所示。

图3 FT变10 kV I段母线日电压曲线Fig.3 Daily voltage curves of 10 kV bus I at substation FT

图4 线路05的日电流曲线Fig.4 Daily current curves of line 05

110 kV FT变10 kV I段母线共带有15条线路，为中性点不接地系统。13：05和13：10时刻，采样点下各条线路的相电流数据以及对应的离散度分析数据如表1所示。

表1 FT变10 kV I母线路电流数据分析Tab.1 Current data analysis of 10 kV bus I at substation FT

由表1可知，线路05的相电流离散度差值为20.89 A，比其余14条线路的相电流离散度差值高出一个数量级，是线路06的3.6倍，在整个线路群体中区分度最为明显，说明在中性点不接地方式下，相电流离散度差值选线法具有高灵敏性。

按照本文研究方法，故障发生后3 min，即可将用于计算的采样点数据导出，模板化数据处理以及远方遥控操作拉开故障线路的时间可控制在2 min以内完成，5 min即可将故障线路从系统中隔离。相比于拉路查找法，故障处理时间缩短21 min，有效操作次数减少4次，无计划停电减少2条线路。

3.2 中性点经消弧线圈接地系统实例

实例2：2020年5月8日07：37，SCADA系统推送110 kV JL变10 kVⅡ段母线接地、消弧线圈动作异常告警信号，三相电压分别为：A相10.41 kV、B相10.04kV，C相0.43kV。人工确认接地相为C相。在07：45—07：56之间，调度员下令分别拉、合线路16、11，07：59时因线路13过流，Ⅱ段保护动作跳闸，重合闸成功后接地故障异常告警信号复归，母线电压恢复正常。

110 kV JL变10 kVⅡ段母线共带有6条线路，消弧线圈经接地站用变电站与母线连接，Ⅱ段母线三相电压与线路13的日相电流曲线如图5和图6所示。

图5 JL变10 kVⅡ段母线日电压曲线Fig.5 Daily voltage curves of 10 kV bus Ⅱ at substation JL

图6 线路13日电流曲线Fig.6 Daily current curves of line 13

发生接地故障前后两个遥测数据采样点的线路电流及离散度分析结果如表2所示。根据表中数据，消弧线圈的补偿电流对故障线路相电流离散度有显著影响，使得线路13的Δσ数值与正常线路相比并无差异。引入离散度偏离系数ξ后，使Δσ具有了正负性，线路13的离散度差值为1.53，正常线路的离散度差值均为负值，则maxΔσ所在的线路即为故障线路，说明相电流离散度分析法对消弧线圈接地系统仍能实现可靠选线。

表2 JL变10 kVⅡ母线路的电流数据分析Tab.2 Current data analysis of 10 kV bus Ⅱ at substation JL

实例2中因人工拉路查找法用时较长，故障点附近绝缘介质被击穿，导致故障性质由单相接地扩大成相间故障。依据表2数据的分析结果，可以直接得出离散度差值最大的线路为线路13，方便调度员及时将故障线路从系统中切除，有效缩短故障处理时间17 min，避免了1次线路事故跳闸，提升配网线路供电考核指标。

3.3 案例总结及推广

选取本地区配电网中近两年发生的100次单相接地故障案例作为样本数据，对本文研究方法进行验证性分析。2种方法的时间-准确率对比如图7所示，统计结果表明：调度员采用拉路查找方式处理单相接地故障的平均时间为21.2 min，2次以内的拉路准确率为40%；采用相电流离散度分析法的平均时间为6 min，综合选线准确率可达到87%。

图7 2种方法的时间-准确率对比Fig.7 Comparison of time-accuracy between two methods

本文采用A、C相发生单相接地故障案例对研究方法做了验证性分析。对于具备线路三相电流采集条件的变电站，可以综合使用健全相电流作2次离散度分析，以提高单相接地故障选线的准确率。

4 仿真分析验证

根据图1，使用ATP-EMTP搭建配电网单相接地故障仿真模型。设置4条10 kV线路出线，其中L1、L2为电缆线路，L3、L4为架空线路，电缆线路参数设置为：零序电阻R012=0.24 Ω/km，零序电感L012=0.852 mH/km，对地零序电容C012=0.237 μF/km；架空线路参数为：零序电阻R034=0.16 Ω/km，零序电感L034=3.53 mH/km,对地零序电容C034=0.008 μF/km 。某型号自动调谐式消弧线圈技术参数为：额定容量630 kV·A，额定输出电流10～105 A，档位16档，补偿响应时间80 ms。单相接地故障点过渡电阻设置为10 Ω。根据文献[22-24]，将4条线路的平均负荷电流及其不对称度分别设置为：103.6 A/0.92%、173.2 A/1.28%、230.1 A/1.57%，272.2 A/1.82%。

4.1 中性点不接地系统仿真分析

仿真模型设置中性点不接地系统的电容电流为25 A，线路L1～L4的对地电容电流分别为8.9 A、7.2 A、5.3 A、3.6 A，故障发生在30 ms时刻。分别对线路L1～L4模拟A相单相接地故障，分析线路负荷电流及不对称度对选线可靠性的影响。故障前后4条线路A、C相电流的离散度分析数据如表3所示，线路L1故障时各条线路的A、C相电流波形如图8所示。

表3 不同故障线路下的相电流离散度分析Tab.3 Analysis of phase-current dispersion for different fault lines

图8 L1～L4线路A、C相电流波形Fig.8 Phase A and phase C current waveforms of lines L1～L4

结合表3及图8分析可知，在中性点不接地系统中，线路L1的A和C相电流在故障前/后的数值分别为105.1/111.8 A和106.4/107.2 A。图8（a）中，仅故障线路L1的A相电流在波形峰值参考线下有小额增量，其余线路A相电流波形以及图8（b）中的C相电流波形均处于稳定状态。从相电流离散度数值差异的角度分析，在线路不同负荷电流及不对称度条件下，故障线路的相电流离散度差值在4条线路中始终为最大值，具有较高的辨识度，表明在中性点不接地系统中，相电流离散度分析选线法能够可靠选线。

4.2 消弧线圈接地系统仿真分析

在消弧线圈接地系统仿真模型中，设置系统对地电容电流为73 A，线路L1～L4的对地电容电流分别为26.4 A、20.9 A、15.2 A、10.5 A，将消弧线圈的补偿响应时间由实际的80 ms缩短至20 ms，设置故障为线路L2A相在30 ms时发生单相接地故障。容错性模拟选线过程数据分析如表4所示，其A相电流如图9所示。

表4 模拟选线过程数据分析Tab.4 Data analysis of simulated line selection process

图9 L1～L4线路A相电流波形Fig.9 Phase A current waveforms of lines L1～L4

表4中过程Ⅰ、Ⅱ代表消弧线圈的第Ⅰ、Ⅱ次补偿过程，结合图9，在0.05 s第Ⅰ次补偿过后，线路L4的相电流离散度差值最大为-3.11 A，故障线路L2的相电流离散度差值为-4.23 A，处于中间位置。在0.08 s时选择试拉开离散度差值数值最大的线路L4，系统参数发生改变后，消弧线圈在0.1 s处进行第Ⅱ次补偿，线路L1～L3A相电流的突变量依次为0.3 A、-1.9 A、0.5 A；其中L2线路第Ⅰ、Ⅱ次补偿后的A相电流为177.2、175.3 A，变化量在其他3条线路中最大。

在消弧线圈接地系统故障仿真模型中，通过主动改变系统的对地电容电流参数，进一步改变消弧线圈的补偿电流，最后使得故障线路的A相电流发生突变。通过仿真数据表明，在消弧线圈接地系统发生单相接地故障时，相电流离散度分析数据能够起到辅助选线的作用，在具有容错性的条件下，提高人工二次选线的准确率。

5 结论

本文基于对线路发生单相接地故障前后相电流的变化特征，提出了相电流离散度差值分析法进行故障选线研究。主要结论如下。

（1）故障线路的相电流离散度存在差异化特点，不接地系统中故障线路的离散度差值最大；在消弧线圈接地系统中，需要对故障线路离散度差值进行有条件地分别研究。

（2）考虑实际人工操作过程中的容错性和统一性，对不同中性点接地方式的选线流程进行了融合，使得选线方法进一步简洁高效，无需额外增加一、二次设备，无需对现有保护定值作特殊调整。

（3）采用SCADA对系统中实际故障数据及搭建的故障仿真模型数据进行了验证性分析，分析结果表明：本文方法选线可靠性高，且可以有效提高调度员对单相接地故障的处理效率，提升电力公司供电可靠性考核指标，具有工程推广意义。