基于配电物联网的单相接地故障抢修精准指挥

陈志华，张 波

(国网金华供电公司，浙江 金华 321000)

国网公司提出“1135”新时代配网发展理念，将用户供电可靠性提到了前所未有的高度；同时国网公司加快建设泛在电力物联网的战略决策，为供电企业革新故障抢修指挥模式，降低故障停电时户数、优化供电服务质量、提升用户用电体验提供了新的实现路径[1-4]。

在传统的配网故障抢修模式下，散乱的故障信息、陈旧的工作流程、滞后的指挥模式等，都直接影响着配电网的故障抢修指挥水平。以某市数据为例， 2018年某供电公司故障停电时户数占总停电时户数超过三分之二，全年一类故障121起，其中单相接地67起，占一类故障的55.37%。由此可以看出，提升配电网单相接地故障抢修指挥水平，降低故障停电时户数已是迫在眉睫。

1 配网单相接地故障分析

1.1 配网单相接地故障简介

单相接地故障是10 kV 电力系统出现概率最大的一种故障。对于架空线路，发生单相接地故障的具体原因主要有：雷击线路断线、设备绝缘不良，发生绝缘击穿接地；小动物、漂浮物及吊车等外力破坏等；而对于纯电缆线路，发生单相接地故障的原因多为由道路施工的外力破坏引起。

为保证人身安全，我国10 kV配电系统多采用小电流接地系统，其特点是中性点不直接接地。发生单相接地故障时，故障相电压大幅降低或为0，其他两相电压明显高于额定相电压或等于额定线电压，3U0超过动作整定值，变电站内发出接地告警信息。由于三相线电压依然保持对称，对供电影响小，依据调规程规定当小电流接地系统发生单相接地故障时，系统可继续运行不超过2 h。

配网单相接地故障，容易对正常运行设备的绝缘造成破坏，同时对人身安全及配网设备稳定运行产生威胁。因此，在10 kV配电线路发生接地故障时，必须在规程规定的时间内消除接地故障，才能保证配电网安全稳定运行。

然而，目前对单相接地线路的识别和接地故障点的定位始终是配网单相接地故障处置中的痛点和难点。只有实现单相接地线路的快速定位和故障隔离，才能减少不必要的用户停电，缩短故障停电时间。

1.2 现有的接地故障选线定位装置分析

目前配网中应用较广泛的接地选线定位装置主要可以分为两大类，一类是安装在变电所侧的选线装置，分别是：保护装置投入零序电流告警辅助选线功能、专用小电流接地选线装置(如南瑞PCS-9657D)；另一类是安装在线路设备上的接地定位装置，分别是：智能柱上开关(FTU)接地告警、架空线路(电缆线路)故障指示器、DTU等配电自动化装置。

保护装置投入零序电流告警辅助选线功能：该方法利用变电所侧出线间隔的零序电流互感器电流为依据，其原理为零序电流比幅法。该选线方法应用广泛，但选线原理单一，经消弧线圈补偿后稳态零序电流过小，容易造成没有选线结果或选线错误，在实际应用中选线准确率基本只能达到50%左右。

专用小电流接地选线装置(如南瑞PCS-9657D)：该方法利用变电所侧出线间隔的暂态零序电流互感器电流为依据，通过三种方法(暂态比相法、暂态功率方向法、暂态比幅法)做判断。该装置因有多种判断方法，准确率较高。

智能柱上开关接地告警：该方法利用分支线路智能开关的零序电流互感器电流为依据，通过零序电流比幅法选线做判断。优点是能具体到某线支线，故障查找速度快，停电范围小。智能柱上开关如图1所示。

图1 智能柱上开关

故障指示器：根据实现的功能可分为短路电流故障指示器、单相接地故障指示器和综合故障指示器。现广泛使用的指示器大部都是短路电流故障指示器，不具有单相接地告警功能。

1.3 配网单相接地故障传统处置方法

在传统的故障处理模式下，当变电所母线电压出现接地信号时，调度员一般按照调度规程规定，根据线路状况，并结合供电所反馈情况及工单情况依次对同一变电所母线上各出线开关进行试拉，直至找出发生接地故障的线路。虽然试拉准确性较以往有一定程度提升，但是还是造成了大量非故障线路和用户的短时停电，这不仅直接影响到客户的用电体验，也对高要求的供电可靠性提出严峻挑战。

某供电公司2018年10 kV线路单相接地试拉情况：单相接地故障次数67次；每条线路试拉平均时长为5 min；每次单相接地试拉2.58次；第一次试拉成功占单相接地故障比例为56.7%；从发生单相接地至拉出故障平均时间为22.78 min。

2 单相接地故障的精准隔离

2.1 配电物联网

配电物联网是以电网运行状态感知、设备健康状态感知和环境条件变化感知为基础，通过配电网自动化、信息化、互动化的高度集成，实现配电网的全面感知、数据融合和智能应用，满足配电网精益化管理需求，支撑能源互联网快速发展，是新一代电力系统中的配电网。

目前投运不久的供电服务指挥平台以PMS2.0系统、智能公变监测、配网线路在线监测、配电自动化、调度自动化、用电信息采集系统等为基础，依托各平台数据的全面融合，构建基于大数据的配电网各类数据分析及应用服务，并运用大数据平台的数据挖掘和分析方法，全面提升配电网状态的感知范围和感知能力，实现全景、直观、可视的配电网运行态势和电网状态分析，大幅提升了配电运维管控的智能化水平。供电服务指挥平台如图2所示。

图2 供电服务指挥平台

2.2 单相接地故障精准指挥流程

为实现配网单相接地故障的精准指挥，在现有的OPEN3000系统基础上，依靠配电自动化系统，集成配电线路在线监测系统、集中监控智能分析及辅助决策系统、配变智能终端系统、营销系统等多个数据平台；同时接入故障指示器、智能开关、配变终端数据等多维数据源，使原本分散的各类故障信息得以集中化处理，并通过配电自动化系统智能研判遴选相关故障信息，做短信实时推送，从而全面提升调控员对于故障信息的感知力。

当发生单相接地故障时，调控员将应用配电自动化系统对相关故障信息进行比对分析，如发现相同时间有两个及以上非同源的信号指向同一故障源时，则立即指挥线路运维班组在规定的时间内到达疑似故障点并对其进行精准隔离。既避免了错误的试拉非故障线路，又最大限度地避免故障线路的全线停电，保障非故障用户的可靠供电，同时大大降低故障停电时户数。具体处置流程如图3所示。

图3 单相接地故障抢修指挥流程

3 实际应用案例

2019年3月2日12:49监控汇报：多湖变电站10 kVI段母线接地，UA：10.27，UB：0.20，UC：10.2，3UO：58.53。多湖变电站内接地选线装置显示接地线路为蔚蓝AK1B线。多湖变10 kVI段母线接地案例如图4所示。

图4 多湖变10 kVI段母线接地案例

同时配电自动化系统内出现故障信息：多湖变电站蔚蓝AK1B线施村盾构支线65号杆断路器后段于(2019-03-02 12:48:27)发生智能开关接地告警事件。

调控员根据精准指挥流程，指挥运维班组在规定时间内到达蔚蓝AK1B线施村盾构支线65号杆处对疑似故障区间隔离。在现场班组拉开蔚蓝AK1B线施村盾构支线65号杆开关后，变电所内接地信号消失，电压恢复正常。在之后的巡线中发现故障点由施村盾构支线94号杆分支用户电缆故障引起。在此单相接地故障处置案例中，即没有试拉变电站出线开关，也没有拉停故障线路全线，而是直接指挥运维班组到现场精准隔离故障源，避免了全线20多个用户停电，仅产生了极少的故障停电时户数。

4 结语

该成果不仅有效避免了非故障用户的停电，大幅减少了故障停电时户数，更减轻了现场班组的故障巡查难度，为基层减负增效，节约了大量人力物力，产生了可观的经济效益和社会效益。从全面开展配网故障抢修精准指挥以来，该供电公司故障平均隔离时长与去年同期比较下降了约48.9%，有效减少故障停电时户数2 100个，如表1所示。由表1可知，仅市本级层面开展配网故障精准指挥4个月以来，就避免减少供电量约63万kWh，产生的直接经济效益超32万元。

表1 自全面开展配网故障精准指挥以来市本级配网故障情况

随着 “三型两网”的加速建设，配电自动化程度的进一步提高，各类智能设备投入使用。该供电公司正在探索试行配网单相接地故障自动快速选段跳闸，以期实现在配网发生单相接地故障时，线路上的智能开关能自动将故障点隔离出主线路，避免全线停电，进一步提升故障处置效率。