基于配電物聯網的單相接地故障搶修精準指揮

陳志華，張 波

(國網金華供電公司，浙江 金華 321000)

國網公司提出“1135”新時代配網發展理念，將用戶供電可靠性提到了前所未有的高度；同時國網公司加快建設泛在電力物聯網的戰略決策，為供電企業革新故障搶修指揮模式，降低故障停電時戶數、優化供電服務質量、提升用戶用電體驗提供了新的實現路徑[1-4]。

在傳統的配網故障搶修模式下，散亂的故障信息、陳舊的工作流程、滯后的指揮模式等，都直接影響著配電網的故障搶修指揮水平。以某市數據為例， 2018年某供電公司故障停電時戶數占總停電時戶數超過三分之二，全年一類故障121起，其中單相接地67起，占一類故障的55.37%。由此可以看出，提升配電網單相接地故障搶修指揮水平，降低故障停電時戶數已是迫在眉睫。

1 配網單相接地故障分析

1.1 配網單相接地故障簡介

單相接地故障是10 kV 電力系統出現概率最大的一種故障。對于架空線路，發生單相接地故障的具體原因主要有：雷擊線路斷線、設備絕緣不良，發生絕緣擊穿接地；小動物、漂浮物及吊車等外力破壞等；而對于純電纜線路，發生單相接地故障的原因多為由道路施工的外力破壞引起。

為保證人身安全，我國10 kV配電系統多采用小電流接地系統，其特點是中性點不直接接地。發生單相接地故障時，故障相電壓大幅降低或為0，其他兩相電壓明顯高于額定相電壓或等于額定線電壓，3U0超過動作整定值，變電站內發出接地告警信息。由于三相線電壓依然保持對稱，對供電影響小，依據調規程規定當小電流接地系統發生單相接地故障時，系統可繼續運行不超過2 h。

配網單相接地故障，容易對正常運行設備的絕緣造成破壞，同時對人身安全及配網設備穩定運行產生威脅。因此，在10 kV配電線路發生接地故障時，必須在規程規定的時間內消除接地故障，才能保證配電網安全穩定運行。

然而，目前對單相接地線路的識別和接地故障點的定位始終是配網單相接地故障處置中的痛點和難點。只有實現單相接地線路的快速定位和故障隔離，才能減少不必要的用戶停電，縮短故障停電時間。

1.2 現有的接地故障選線定位裝置分析

目前配網中應用較廣泛的接地選線定位裝置主要可以分為兩大類，一類是安裝在變電所側的選線裝置，分別是：保護裝置投入零序電流告警輔助選線功能、專用小電流接地選線裝置(如南瑞PCS-9657D)；另一類是安裝在線路設備上的接地定位裝置，分別是：智能柱上開關(FTU)接地告警、架空線路(電纜線路)故障指示器、DTU等配電自動化裝置。

保護裝置投入零序電流告警輔助選線功能：該方法利用變電所側出線間隔的零序電流互感器電流為依據，其原理為零序電流比幅法。該選線方法應用廣泛，但選線原理單一，經消弧線圈補償后穩態零序電流過小，容易造成沒有選線結果或選線錯誤，在實際應用中選線準確率基本只能達到50%左右。

專用小電流接地選線裝置(如南瑞PCS-9657D)：該方法利用變電所側出線間隔的暫態零序電流互感器電流為依據，通過三種方法(暫態比相法、暫態功率方向法、暫態比幅法)做判斷。該裝置因有多種判斷方法，準確率較高。

智能柱上開關接地告警：該方法利用分支線路智能開關的零序電流互感器電流為依據，通過零序電流比幅法選線做判斷。優點是能具體到某線支線，故障查找速度快，停電范圍小。智能柱上開關如圖1所示。

圖1 智能柱上開關

故障指示器：根據實現的功能可分為短路電流故障指示器、單相接地故障指示器和綜合故障指示器?，F廣泛使用的指示器大部都是短路電流故障指示器，不具有單相接地告警功能。

1.3 配網單相接地故障傳統處置方法

在傳統的故障處理模式下，當變電所母線電壓出現接地信號時，調度員一般按照調度規程規定，根據線路狀況，并結合供電所反饋情況及工單情況依次對同一變電所母線上各出線開關進行試拉，直至找出發生接地故障的線路。雖然試拉準確性較以往有一定程度提升，但是還是造成了大量非故障線路和用戶的短時停電，這不僅直接影響到客戶的用電體驗，也對高要求的供電可靠性提出嚴峻挑戰。

某供電公司2018年10 kV線路單相接地試拉情況：單相接地故障次數67次；每條線路試拉平均時長為5 min；每次單相接地試拉2.58次；第一次試拉成功占單相接地故障比例為56.7%；從發生單相接地至拉出故障平均時間為22.78 min。

2 單相接地故障的精準隔離

2.1 配電物聯網

配電物聯網是以電網運行狀態感知、設備健康狀態感知和環境條件變化感知為基礎，通過配電網自動化、信息化、互動化的高度集成，實現配電網的全面感知、數據融合和智能應用，滿足配電網精益化管理需求，支撐能源互聯網快速發展，是新一代電力系統中的配電網。

目前投運不久的供電服務指揮平臺以PMS2.0系統、智能公變監測、配網線路在線監測、配電自動化、調度自動化、用電信息采集系統等為基礎，依托各平臺數據的全面融合，構建基于大數據的配電網各類數據分析及應用服務，并運用大數據平臺的數據挖掘和分析方法，全面提升配電網狀態的感知范圍和感知能力，實現全景、直觀、可視的配電網運行態勢和電網狀態分析，大幅提升了配電運維管控的智能化水平。供電服務指揮平臺如圖2所示。

圖2 供電服務指揮平臺

2.2 單相接地故障精準指揮流程

為實現配網單相接地故障的精準指揮，在現有的OPEN3000系統基礎上，依靠配電自動化系統，集成配電線路在線監測系統、集中監控智能分析及輔助決策系統、配變智能終端系統、營銷系統等多個數據平臺；同時接入故障指示器、智能開關、配變終端數據等多維數據源，使原本分散的各類故障信息得以集中化處理，并通過配電自動化系統智能研判遴選相關故障信息，做短信實時推送，從而全面提升調控員對于故障信息的感知力。

當發生單相接地故障時，調控員將應用配電自動化系統對相關故障信息進行比對分析，如發現相同時間有兩個及以上非同源的信號指向同一故障源時，則立即指揮線路運維班組在規定的時間內到達疑似故障點并對其進行精準隔離。既避免了錯誤的試拉非故障線路，又最大限度地避免故障線路的全線停電，保障非故障用戶的可靠供電，同時大大降低故障停電時戶數。具體處置流程如圖3所示。

圖3 單相接地故障搶修指揮流程

3 實際應用案例

2019年3月2日12:49監控匯報：多湖變電站10 kVI段母線接地，UA：10.27，UB：0.20，UC：10.2，3UO：58.53。多湖變電站內接地選線裝置顯示接地線路為蔚藍AK1B線。多湖變10 kVI段母線接地案例如圖4所示。

圖4 多湖變10 kVI段母線接地案例

同時配電自動化系統內出現故障信息：多湖變電站蔚藍AK1B線施村盾構支線65號桿斷路器后段于(2019-03-02 12:48:27)發生智能開關接地告警事件。

調控員根據精準指揮流程，指揮運維班組在規定時間內到達蔚藍AK1B線施村盾構支線65號桿處對疑似故障區間隔離。在現場班組拉開蔚藍AK1B線施村盾構支線65號桿開關后，變電所內接地信號消失，電壓恢復正常。在之后的巡線中發現故障點由施村盾構支線94號桿分支用戶電纜故障引起。在此單相接地故障處置案例中，即沒有試拉變電站出線開關，也沒有拉停故障線路全線，而是直接指揮運維班組到現場精準隔離故障源，避免了全線20多個用戶停電，僅產生了極少的故障停電時戶數。

4 結語

該成果不僅有效避免了非故障用戶的停電，大幅減少了故障停電時戶數，更減輕了現場班組的故障巡查難度，為基層減負增效，節約了大量人力物力，產生了可觀的經濟效益和社會效益。從全面開展配網故障搶修精準指揮以來，該供電公司故障平均隔離時長與去年同期比較下降了約48.9%，有效減少故障停電時戶數2 100個，如表1所示。由表1可知，僅市本級層面開展配網故障精準指揮4個月以來，就避免減少供電量約63萬kWh，產生的直接經濟效益超32萬元。

表1 自全面開展配網故障精準指揮以來市本級配網故障情況

隨著 “三型兩網”的加速建設，配電自動化程度的進一步提高，各類智能設備投入使用。該供電公司正在探索試行配網單相接地故障自動快速選段跳閘，以期實現在配網發生單相接地故障時，線路上的智能開關能自動將故障點隔離出主線路，避免全線停電，進一步提升故障處置效率。