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工作背景
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小电流接地系统发生单相接地故障时，接地电流信号弱，配网结构复杂，导致故障定位困难，给配网安全稳定运行带来较大挑战。配电自动化IV区主站系统具有过流告警与接地告警功能，但接地点故障相电流幅值一般无法达到过流告警阈值，主站无法通过捕捉过流信号进行接地故障定位。同时，虽然智能开关具有接地告警功能，但是由于消弧线圈投入、运行方式改变、告警阈值设定等因素影响，智能开关接地告警准确率有待提升。
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接地故障定位原理
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接地故障发生后，非故障相电流幅值大致不变，接地点故障相电流幅值增大，且三相电流相位失衡，形成零序电流。接地故障相电流突增如图1所示。
图1 接地故障时故障指示器上送电流（红框为接地故障相电流）
变电站母线流向故障馈线接地点的零序电流为同母线下所有馈线的分布电容电流之和，其幅值大于其余馈线零序电流幅值。以下情况零序电流突变量较大：一是中性点不接地系统；二是配网规模扩大和线缆线路增加，电容电流增大，消弧线圈自身容量不足；三是变电站母线并联电容器调压投入。上述情况可通过智能开关和故障指示器零序电流幅值的差异来标记故障监测装置，接地故障点位于距离变电站最远的标记点后段。中性点经消弧线圈接地方式可以补偿接地时的电容电流，但减少了零序电流，故障信号特征量微弱，且目前自动化设备采集精度不够，本方法在经消弧线圈接地系统的实际应用中受到了一定限制。
基于以上单相接地定位机理，2021年吴兴分公司利用接地研判算法开发网页版接地研判程序。接地故障发生时，利用该系统可一键式操作，输出接地异常的故障监测装置。根据标记故障监测装置所属配网线路进行故障选线，根据标记故障监测装置在配网线路拓扑位置进行故障区段定位。研判程序如下：
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1.故障时负荷数据获取
当接地发生后（线路未拉停前）立刻对相应变电站下所有10kV线路的自动化设备（架空、电缆故障指示器，智能开关）进行负荷数据召测。
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2.故障前负荷数据获取
自动查询当接地发生前对相应变电站下所有10kV线路的自动化设备的负荷数据并导出。历史数据系统只记录0分、15分、30分、45分四个时刻的数据，选择历史数据时应选择接地发生时间前一个时刻数据。
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3.零序电流获取
电缆型故障指示器和智能开关可直接获取零序电流。因架空线路的故障指示器无零序电流、电压传感器，故零序电流、电压无法直接获取，需对三相负荷数据进行向量转换，估算零序电流。相角差默认120度，接地后相角差可能变化较大，在经消弧线圈接地系统应用误差较大，较难辨识故障点，但对于零序电流明显的接地故障，零序电流虽有误差，但能清晰辨识。故障前和故障时零序电流进行对比标记零序电流突变大于阈值的故障指示器。
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4.数据清洗
由于故障指示器长期在户外风吹雨淋和自身产品质量原因，部分故障指示器采集负荷数据存在漏采和错传，同时部分线路正常运行方式下负荷电流三相不平衡，数据质量对接地故障研判产生一定影响。故利用故障前零序电流大小、数据有效性等条件作为数据清洗依据，清除干扰数据提高判断准确性。
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5.辅助研判
根据标记的故障指示器和智能开关辅助决策查找接地线路和故障区段，统计已标记的故障监测装置所属的配电线路；判断各故障指示器所属的配电线路是否为同一线路，判断从接地点沿着线路流向母线的各个已标记的故障监测装置的突变零序电流是否具备连通性；保留突变零序电流具备连通性故障指示器的标记，将该配电线路选定为接地故障线路；将与变电站电气距离最远的标记故障指示器在配电线路中的位置设为故障区段的边缘节点，将该配电线路中位于该节点远离变电站的那段配电线路判定为接地故障区段。
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应用案例
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案例一
2021年9月6日9时47分，110kV青山变10kVII、IV段母线发生金属性单相接地。接到供服指挥中心通知后，吴兴供电分公司立刻启动单相接地研判和处置流程。利用单相接地研判程序通过对105台故障指示器和60台智能开关的数据一键处理分析后，10kV下沈Q18线4台故障指示器和2台智能开关负荷数据符合接地特征，故在8条10kV线路中选定接地线路为10kV下沈Q18线。同时10kV下沈Q18线路上总线3#、总线21#、小羊线矿业支线2#、巨松矿业支线2#故障指示器和下沈Q180#开关、小羊线矿业支线B开关的负荷数据零序电流突变明显，故确定接地故障区域为巨松矿业支线2#杆后段。
图2 10kV下沈Q18线接地研判图
表1 下沈Q18线接地故障研判零序异常数据展示
案例二
2021年12月4日11时38分，110kV七里变10kV I段母线发生金属性单相接地。接到供服指挥中心通知后，吴兴供电分公司立刻启动单相接地研判和处置流程。利用单相接地研判程序对110kV七里变下属全量10kV线路故障指示器动态负荷数据进行分析研判，研判程序展示结果。通过对28台故障指示器和12台智能开关数据一键处理分析后，10kV水东043线2台故障指示器和1台智能开关符合接地特征，故在12条10kV线路中选定接地线路为10kV水东043线。同时10kV水东043线路上总线7#、总线20#、水东043110开关的负荷数据零序电流突变明显且总线43#数据正常，故确定接地故障区域为水东043110开关与总线43#之间。
图3 10kV水东043线接地研判图
表2 水东043线接地故障研判零序异常数据展示
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总结
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吴兴供电分公司从2021年4月开始试点应用基于配电自动化数据分析的单相接地故障实时研判方法，在接地故障发生后，吴兴配网运营监测平台手动启动接地故障研判流程，利用研判程序平均6分钟得到研判结果。截止目前累计研判架空线路接地故障27起，研判成功23起，成功率85.18%。非故障区段复电时长由原来的平均90分钟缩短至平均27分钟，累计节省时户数850个左右，同时避免20000多用户因试拉选线和分区段试送导致的瞬时停电，防止用户电气设备受损，大大降低用户频繁停电投诉风险。
对4次未成功研判的接地事件进行分析，主要是因消弧线圈补偿作用导致零序电流变化量非常小，无法辨识。下阶段，吴兴供电分公司将继续深化本方法应用，考虑经消弧线圈接地系统对接地电流影响，进一步挖掘本方法应用深度，提高接地研判准确性。
丨供稿丨
朱霁云 陈亮 湖州供电公司
丨审核丨
吴栋萁 浙江电力科学研究院
丨编辑丨
蔡婉琪 浙江电力培训中心
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