提高馈线自动化故障处理速度的方法探讨

2017-06-05唐宏丹潘鹏飞黄佳伟

电气技术与经济 2017年2期

关键词：开关站馈线配电

唐宏丹潘鹏飞黄佳伟

（国网大连供电公司调控中心）

提高馈线自动化故障处理速度的方法探讨

唐宏丹潘鹏飞黄佳伟

（国网大连供电公司调控中心）

为了提高配电网的供电可靠性与电能质量，减少负荷损失时间，降低工作人员的劳动强度，本文探讨了在大连电网配电自动化系统的基础上，进一步实践馈线自动化功能的一些方法。针对配电主站侧信息芜杂，真伪难辨,影响故障处理的问题，在配电主站侧尝试了应用多种数据进行故障快速处理，针对馈线自动化集中式控制故障处理速度慢的问题，尝试了在变电站增加小电阻接地保护功能，在开关站增加备自投保护功能。通过上述改进，实现了故障的快速处理。

馈线自动化；故障处理；多种数据

0 引言

国家电网公司提出了建设智能电网的发展目标，针对不同电压等级的电网，从网络架构、控制手段、通信方式等各个方面提出了要求。配电自动化是智能配电网的一个重要环节，能够提高配电网的供电可靠性与电能质量，减少负荷损失时间，降低工作人员的劳动强度，是城区配电网建设与改造的重点。馈线自动化系统是其中一个重要的高级应用，是一项利用自动化装置（系统）监视配电线路（馈线）的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区间并将故障区间隔离，快速恢复对非故障区间的供电的功能。

1 馈线自动化

1.1 常用的馈线自动化实现方式

馈线自动化可以采用下列两种方式来实现：

1）分布式馈线自动化：监测开关设备的电压、电流及温度数值是否越限，记录开关的动作及闭锁情况，依靠开关设备的相互协调构成的就地控制系统。馈线发生故障时，分段器与重合器配合，可以将故障隔离，恢复非故障区域的供电。

2）集中式馈线自动化：在馈线柱上开关处布置馈线终端单元FTU，在开关站及环网箱处布置配电终端单元DTU，在配电变压器处布置配电变压器单元TTU，采集配电设备的实时运行工况，通过光纤或无线通道将信息上传至主站[1]，主站启动故障处理程序快速识别故障，进行故障定位，提供故障处理策略给调度员，人工或自动方式操作完成故障的隔离与非故障区域的恢复供电。

1.2 大连馈线自动化现状

大连地区的配电网根据电压划分可以归类为中低压配电网，根据国网公司对中低压配电网的技术要求，供电可靠性应≥99.96，户均停电时间≤3.5h，大连老城区电网结构不合理，设备老化，发生故障时，需要配电检修人员沿线巡查，仅依靠人工操作与简单设备无法满足配电技术要求。

大连开发区作为大连的工业聚集区，对供电可靠性的要求更高。截止到2011年底，运行的开关站88座，环网箱405座，辖区内架空线路21条，电缆线路154条，电缆占比88%。迫切需要建立馈线自动化系统来提高供电可靠性与电能质量。

大连作为国网公司第二批配电自动化试点城市，从2011年初开始建设配电自动化项目，即南瑞OPEN3200系统。历经一年的建设时间，基本实现该地区配电自动化的工况监视功能，但由于试点期间接入监控系统的开关站及设备数量不足，当时的一次设备保护功能不完善，在馈线自动化方面还有很大的提升空间[2]。本文从主站侧和变电站/开关站侧分别探讨了提高故障处理速度的方法。

2 主站侧提高故障处理速度的方法

当发生故障时，大量的报警信息在短时间内涌入控制中心，且保护或断路器误动、拒动以及电网信息受干扰、畸变或丢失等因素，导致了信息的不确定性与不完备性，给配电网故障分析带来了较大困难。传统的仅仅依据电流信号和单一判据进行故障分析，不能确保故障诊断的可靠性和充分性。

大连配电网自动化系统OPEN3200的可扩展性体现在其信息交互总线的设计，即相关系统可以通过此接口实现信息共享。大连配电网陆续接入了变电站SCADA的信息（OPEN3000）、地理信息系统（GIS）的信息，因此，尝试融合多种信息源的信息进行配电网故障处理。

2.1 多源信息的来源

大连地区配电网的信息源主要包括变电站自动化系统、站端监测终端、配电设备管理系统、95598配电抢修系统，未来还可以接入设备使用情况信息及天气信息系统等。

（1）变电站自动化系统

变电站自动化系统采集的信息包括状态量、模拟量及事件记录三类。大连集控中心是2008年底运行的OPEN3000系统，进行大连地区电网的运行监视和控制，接受大连地调操作指令。该系统硬件配置较高，且预留多个接口，可以与新建的配电主站联结，完成配电主站对集控中心10kV线路开关的操作请求。

（2）站端监测终端

采集到的信息包括：遥测信息量，故障信息量，遥控和遥调信息量。遥测信息以采集电流信息和电压信息为主，故障信息有过流故障检测、零序电流录波、故障持续时间、接地故障检测、传输通道故障检测等。遥控和遥调信息主要是指设备控制操作信号，如断路器的跳闸、合闸操作的控制信号等。

（3）配电设备管理系统

配电设备管理系统通常基于地理信息系统（GIS）来实现，其以矢量化地图背景为基础建立配电网设备连接拓扑图， GIS系统的数据可以作为配电自动化主站的馈线图模数据源。

（4）95598配电抢修系统

当电力用户发现其环境范围内出现用电异常状况时，可通过95598系统进行投诉，告知电网运营商，95598配电抢修人员接到投诉后，把异常情况输入95598系统，与配电自动化系统有数据共享的接口，从而启动处理程序实现故障处理。

2.2 多源信息的融合

将故障信息分为三类：基本故障信息、其他可决策故障信息、辅助支持故障信息。其中，基本故障信息，为进行故障分析所基于的最原始信息，也是进行故障诊断的主要信息，包括配电网遥测信息、保护信息、配电网遥信信息和顺序时间记录信息等；其他可决策故障信息，既可仅基于该类信息进行故障分析，也可与基本故障信息互相补充，得到更精确、更完备的故障分析结论，包括用户投诉信息、营销系统信息、变电站自动化系统信息等；辅助支持故障信息，其不可独立用于故障分析，需要与基本故障信息或其他可决策故障信息一起使用，通常有助于得到故障原因、故障影响范围及故障严重程度等结论，包括天气信息、设备使用情况信息、施工建设信息等。

所谓多源数据融合处理故障就是配电主站依据从不同系统收集来的信息，经过数据筛选融合后判断出故障情况，再依据数据融合后形成的专家系统对故障进行隔离，给出最佳的恢复供电方案实施网络重构，或提供几种恢复供电的方案供调度员参考，完成对非故障区域的供电。

2.3 多源信息的融合实例

举例说明信息融合故障处理的具体流程，如图1所示，95598生成一条工单报某10kV馈线跳闸失电，影响到相关配电箱供电，馈线自动化系统从配电网SCADA系统读取站端终端设备上传的该馈线信息，发现开关站处进线开关合位，但遥测数据为0。该进线所在母线的馈出线遥测数据为0，开关都在合位，由此判断故障应在上一级馈线。这些都是基本故障信息的融合，采集尽可能多的相关信息用于判断故障。馈线自动化系统又从变电站SCADA系统读取上级66kV变电站的10kV出线开关信息、发现开关是合位，遥测数据为0，没有相关保护动作信息，结合这些信息可以判断10kV馈线开关偷跳，同时开关遥信信息没能正确上传，此为其他可决策的故障信息的融合。在进行故障恢复的过程中就用到了辅助支持故障信息，馈线自动化系统综合该开关在GIS系统中的位置，网络的拓扑关系的信息，分析出该开关跳闸对系统负载的影响范围与严重程度，再结合设备使用系统信息发现该开关工况老旧，维修频繁，不宜在网运行，最终，馈线自动化系统不会遥控该开关合闸，会采取其他线路代送的方式转移负荷。

图1 信息融合故障处理流程

3 变电站/开关站侧提高故障处理速度的方法

3.1 开关站备自投功能加快故障恢复

当变电站的10kV馈线的开关偷跳时，或者该段线路故障跳闸时，会造成相连的开关站、环网箱大面积停电，所以应该尽快处理这类故障，如果靠配电主站系统启动故障处理程序用时会超过1min，而此时开关站备自投启动，可以在4～5s内恢复供电。所以大连开发区配电网进行了开关站增加备自投保护功能的尝试。

3.1.1 开关站保护配置

10kV开关站一般采用单母线分段的接线方式，2段母线的电源分别来自不同的上级变电站，通过联络线与其他开关站互相代送，开关站的出线一般至环网箱，由环网箱再经配电箱变压后给用户供电。简化后的连接关系如图2所示。

图2 开关站联系示意图

正常运行时，由于受保护配合级数的限制，开关站的进线及联络线不配置保护功能[3]，即1～6是负荷开关，不具备保护功能，但是开关站的出线均配置电流速断保护，当与下级熔断器配合时，采用限时电流保护方式。

3.1.2 备自投保护原理及实现方法

10kV开关站一般为单母线分段接线，两段母线间装设分段开关，正常运行时红梅站及庆港站的分段开关在分位，分段开关配置基于电压鉴定的备用电源自动投入装置，当一段母线一相或三相失压时，另一段母线三相有压，且分段开关在分位时，备自投保护动作，经一定时延后跳进线开关，再经一定时延后合分段开关，使失压母线重新带电，保证出线功率输出。

当金马站的109线发生故障时，109开关跳闸，庆港站#1段母线失压，启动分段备自投动作，经过一个时延跳开负荷开关1，再经过一个时延合上庆港站的分段开关。

开关站内保护设备自动处理馈线自动化故障，可以快速自动隔离和恢复备用线供电，最大限度地恢复供电区域，不依赖外部通信方式，处理速度快，安全可靠。

3.2 小电阻接地保护方式实现单相接地故障快速动作

电网按照中性点接地方式的不同可划分为两大类：大电流接地方式和小电流接地方式。大连10kV配电网的常规接线方式是小电流方式，消弧线圈连接在接地变的中性点上。但随着电缆出线越来越多，系统单相接地电容电流很大，消弧线圈补偿困难，如果不能快速切除此类故障，会导致非故障相对地电压升高幅度较大，长期运行易造成电缆及相关设备的绝缘老化，也容易使单相接地故障升级为相间故障，扩大了故障范围[4]，另外，电缆单相接地故障多为永久性故障，在单相接地的情况下继续运行，在城市人流密集区也容易造成人员触电，不宜再带电运行2h，大连地区有中低压系统的中性点接地的试点情况[5]。所以，大连配电自动化系统试行了10kV系统经小电阻接地的运行方式，通过零序电流保护完成故障的快速切除。小电阻接地接线如图3所示。

图3 小电阻接线示意图

3.2.1 小电阻接地保护方式的原理

我国电气设备设计规范中规定35kV电网如果单相接地电容电流大于10A，3～10kV电网如果接地电容电流大于30A，都需要采用中性点经消弧线圈接地方式，而《城市电网规划设计导则》（试行）第59条中规定“35kV、10kV城网，当电缆线路较长、系统电容电流较大时，也可以采用电阻方式”。经小电阻接地系统的接地故障电流一般为 100～1000A，故障定位容易，可以正确迅速切除故障。接地系统的设备长期运行在相电压状态，所以设备制造时的绝缘性能可以适当降低。10kV系统低电阻接地方式接地电阻不同地区选择为10Ω或16Ω。

3.2.2 大连地区配电网小电阻接地保护方式的实现

开发区在几个66kV变电站尝试了改造成小电阻接线方式，以66kV长春路变电站为例，其变压器低压侧是三角形接线，所以在10kV母线上经断路器接入接地变压器人为造出中性点，小电阻接在该中性点上面。中性点经小电阻接地后，保护的配置可以通过时间进行配合，使故障停电范围缩到最小。对单相故障而言，故障电流增大，并有零序电流产生，因而保护配置应增加零序保护。具体保护配合如下表所示。