基于相電流離散度分析的配電網(wǎng)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(wǎng)安徽省電力有限公司淮南供電公司，淮南 232000；2.國網(wǎng)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(qū)，配電網(wǎng)已基本實現(xiàn)了“手拉手”環(huán)網(wǎng)運行，運行方式更加靈活。但受到自身結(jié)構(gòu)因素的制約，單相接地故障仍是配電網(wǎng)故障中的主要類型[1]。在經(jīng)濟欠發(fā)達地區(qū)，由于在電網(wǎng)投資建設(shè)上存在歷史欠賬，配電線路出線僅裝設(shè)了兩相電流互感器、無線路零序電流互感器，這樣配置的優(yōu)點是可以節(jié)省投資，不會對過流保護[2]的計算整定和動作產(chǎn)生影響，但在發(fā)生單相接地故障時，電力調(diào)度員無法獲取有效的參考數(shù)據(jù)，只能通過“盲調(diào)”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(tǒng)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(tǒng)選線問題，提出了基于零序電流系數(shù)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(gòu)建一套用于選線的比值體系；文獻[12-14]采用BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)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(fā)，設(shè)計開發(fā)出了智能電阻選線裝置；文獻[16-17]根據(jù)實際故障的全數(shù)據(jù)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(wǎng)運行工況和故障處理方式的不足，在分析發(fā)生單相接地故障前后相電流有效值特征的基礎(chǔ)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(xiàn)場測量設(shè)備，不需要改變現(xiàn)有繼電保護整定方式，可以模板化、程序化應(yīng)用，操作流程簡潔高效。通過選取本地區(qū)電網(wǎng)近兩年發(fā)生的100次單相接地故障樣本數(shù)據(jù)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(jié)果表明：本文研究方法能夠有效提高電力調(diào)度員對單相接地故障的處理效率，提升供電企業(yè)配電網(wǎng)供電可靠性指標，具有經(jīng)濟效益和工程推廣價值。

1 線路相電流特征

1.1 配電網(wǎng)單相接地故障分析模型

配電網(wǎng)單相接地故障分析模型如圖1所示，依據(jù)淮南地區(qū)電網(wǎng)10 kV系統(tǒng)中性點的實際運行工況，建立一個配電網(wǎng)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(diào)電感，K為接地故障點，Rd為接地點的過渡電阻。開關(guān)S1表示變壓器繞組中性點在不接地與經(jīng)消弧線圈接地兩種運行方式下切換，開關(guān)S2閉合表示線路Ln發(fā)生C相單相接地故障。

圖1 配電網(wǎng)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(tǒng)母線三相電壓與中性點電壓關(guān)系表示為

1.2 正常運行時線路相電流特征

系統(tǒng)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?！杜潆娋W(wǎng)技術(shù)導則》[18]中規(guī)定負荷功率因數(shù)不低于0.9，結(jié)合實際電網(wǎng)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(shù)，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(jù)式（3）推廣分析可得，對稱系統(tǒng)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(nèi)數(shù)據(jù)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(shù)據(jù)；xˉ為n個樣本數(shù)據(jù)的平均值。在配電網(wǎng)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(jié)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(wǎng)的正常運行工況中，母線三相電壓、負荷、對地電容等參數(shù)并非完全對稱，不對稱參數(shù)將在線路中產(chǎn)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(chǎn)生的影響。在中性點不接地系統(tǒng)中，故障發(fā)生后，故障線路中的Ifau>Inor始終成立，因此引入的偏離系數(shù)ξ同樣適用于中性點不接地系統(tǒng)。

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(diào)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(tǒng)報出變電站母線接地告警信號后，調(diào)度員查看該變電站母線三相電壓遙測數(shù)據(jù)，確認接地現(xiàn)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(shù)據(jù)，選擇故障時刻前后兩個采樣點的數(shù)據(jù)為離散度分析的有效值，制作Δσ數(shù)據(jù)表，并將數(shù)據(jù)結(jié)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(guān)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(yīng)用分析

3.1 中性點不接地系統(tǒng)實例

實例1：2020年8月19日13：07，SCADA系統(tǒng)報110 kV FT變10 kV I段母線接地告警異常信號，調(diào)度員查看母線遙測數(shù)據(jù)，確認該母線發(fā)生A相接地故障。在13：17—13：33之間，調(diào)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(tǒng)隔離后，母線三相電壓恢復正常，系統(tǒng)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(tǒng)。13：05和13：10時刻，采樣點下各條線路的相電流數(shù)據(jù)以及對應(yīng)的離散度分析數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 FT變10 kV I母線路電流數(shù)據(jù)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(shù)量級，是線路06的3.6倍，在整個線路群體中區(qū)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(fā)生后3 min，即可將用于計算的采樣點數(shù)據(jù)導出，模板化數(shù)據(jù)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(nèi)完成，5 min即可將故障線路從系統(tǒng)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(shù)減少4次，無計劃停電減少2條線路。

3.2 中性點經(jīng)消弧線圈接地系統(tǒng)實例

實例2：2020年5月8日07：37，SCADA系統(tǒng)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(diào)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(jīng)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(fā)生接地故障前后兩個遙測數(shù)據(jù)采樣點的線路電流及離散度分析結(jié)果如表2所示。根據(jù)表中數(shù)據(jù)，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(shù)值與正常線路相比并無差異。引入離散度偏離系數(shù)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(tǒng)仍能實現(xiàn)可靠選線。

表2 JL變10 kVⅡ母線路的電流數(shù)據(jù)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(zhì)被擊穿，導致故障性質(zhì)由單相接地擴大成相間故障。依據(jù)表2數(shù)據(jù)的分析結(jié)果，可以直接得出離散度差值最大的線路為線路13，方便調(diào)度員及時將故障線路從系統(tǒng)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(wǎng)線路供電考核指標。

3.3 案例總結(jié)及推廣

選取本地區(qū)配電網(wǎng)中近兩年發(fā)生的100次單相接地故障案例作為樣本數(shù)據(jù)，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(tǒng)計結(jié)果表明：調(diào)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(nèi)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(fā)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(jù)圖1，使用ATP-EMTP搭建配電網(wǎng)單相接地故障仿真模型。設(shè)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(shù)設(shè)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(shù)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(diào)諧式消弧線圈技術(shù)參數(shù)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(yīng)時間80 ms。單相接地故障點過渡電阻設(shè)置為10 Ω。根據(jù)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(shè)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(tǒng)仿真分析

仿真模型設(shè)置中性點不接地系統(tǒng)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(fā)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(shù)據(jù)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(jié)合表3及圖8分析可知，在中性點不接地系統(tǒng)中，線路L1的A和C相電流在故障前/后的數(shù)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(wěn)定狀態(tài)。從相電流離散度數(shù)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(tǒng)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(tǒng)仿真分析

在消弧線圈接地系統(tǒng)仿真模型中，設(shè)置系統(tǒng)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(yīng)時間由實際的80 ms縮短至20 ms，設(shè)置故障為線路L2A相在30 ms時發(fā)生單相接地故障。容錯性模擬選線過程數(shù)據(jù)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(shù)據(jù)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(jié)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(shù)值最大的線路L4，系統(tǒng)參數(shù)發(fā)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(tǒng)故障仿真模型中，通過主動改變系統(tǒng)的對地電容電流參數(shù)，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(fā)生突變。通過仿真數(shù)據(jù)表明，在消弧線圈接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時，相電流離散度分析數(shù)據(jù)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(jié)論

本文基于對線路發(fā)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(jié)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(tǒng)中故障線路的離散度差值最大；在消弧線圈接地系統(tǒng)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(tǒng)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(shè)備，無需對現(xiàn)有保護定值作特殊調(diào)整。

（3）采用SCADA對系統(tǒng)中實際故障數(shù)據(jù)及搭建的故障仿真模型數(shù)據(jù)進行了驗證性分析，分析結(jié)果表明：本文方法選線可靠性高，且可以有效提高調(diào)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。