浅析粤北山区10kV 配电网故障自愈技术的应用

2020-12-29冯俊杰

机电信息 2020年36期

冯俊杰

（广东电网有限责任公司韶关供电局，广东韶关512026）

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随着智能化建设的不断深入，人们对配电网运行提出了新的要求，即从多方面降低故障停电时间、停电次数，实现故障自愈控制。粤北山区10 kV配电网线路运行环境较为恶劣，雷击断线、用户故障出门等故障频发，严重影响了当地居民生产、生活用电。为此，必须从故障自愈控制技术出发，做好山区10 kV配电网智能化建设，使其供电可靠性得到大幅提升。

1 配电网故障自愈技术路线分析

1.1 自愈对自动化配置的要求

配网线路馈线自动化应以自愈为目标，即在故障发生时能快速隔离故障、非故障段自我恢复、不影响用户正常供电或将影响降至最小。故障快速隔离可通过电压电流型、智能分布式就地馈线自动化就地实现，自愈可通过电压电流型就地自动转供主站辅助、智能分布式就地馈线自动化自愈实现。配网线路馈线自动化技术路线如表1所示。

表1 各供电区域配网线路馈线自动化技术路线

1.2 粤北山区自愈技术路线分析

粤北山区的配电网自愈处于刚起步阶段，受限于主站功能的不完善以及配网通信方式的制约（山区无线公网信号丢失或时延较高），目前较为适合开展电压电流型就地自愈功能的应用。粤北山区普遍存在小水电混供线路以及小电流接地系统单相接地故障隔离准确性不高的问题。小水电混供线路故障馈线开关跳闸短时间内线路不失压导致重合闸不成功引起电压时间型、电压电流型技术路线故障隔离失败，小电流接地系统单相接地故障选线不正确或重合闸后选线跳闸间隔时间不确定性引起电压时间型技术路线闭锁准确率降低等问题都制约着配网就地自愈成效的发挥，甚至增加了对侧线路因自愈失败带来的跳闸风险。

2 粤北山区10 kV配电网故障自愈技术应用

2.1 自愈应用基本情况

粤北山区某电网企业共投入6个就地自愈馈线组，2019年1月—8月就地自愈动作6次，其中3次成功、3次失败。自愈成功率仅为50%。引起就地自愈失败的原因均为反向闭锁失败（未能准确进行残压闭锁）。2019年9月，在采取相关反向闭锁优化措施后共动作3次，3次均成功自愈。粤北山区某供电局2019年配网自愈动作情况如表2所示。

2.2 引起就地自愈失败的主要原因分析

（1）小电流接地系统单相接地故障，选线时间超过残压脉宽上限。小电流接地系统切除单相接地故障完全依赖选线装置，选线装置的灵敏度很大程度上决定了残压闭锁的准确性。一来接地故障初期的不稳定可能造成选线装置未达到持续接地时间而复归；二来选线装置实际出口时间与定值有较大误差，导致选线时间进一步增加；三来残压脉宽时间是从达到残压上限开始计时，低于残压下限结束计时，时间比得电合到失压分时间稍长。主要受这三方面因素影响，小电流接地系统单相接地故障残压闭锁容易失败。

（2）断线故障导致残压无法被检测。雷击断线在粤北山区是较为常见的故障之一，主要出现在绝缘导线与裸导线的驳接处或电缆与架空线的连接部位。架空线路PT配置通常为电源侧三相PT、负荷侧单相PT。在三相PT的条件下，任意两相或三相均断线，变电站重合时的残压脉宽就无法传递至下一级配网自动化开关PT处，从而导致残压闭锁失败。在单相PT的条件下只能采集Uab，只要A相或B相任意一相出线断线，均会造成残压闭锁失效。

（3）相间短路导致残压值低于定值。相间短路主要因树木压线、外力破坏及单相接地故障发展而形成，相间短路也是粤北山区较为常见的故障之一。相间短路或三相短路会造成较大的短路电流，并使故障点及后段线路的电压大幅降低，尤其是长线末端短路故障，甚至可以降低至额定电压的20%以下，将导致残压值无法达到残压定值而造成残压闭锁失败。

表2 自愈动作统计表

2.3 提升就地自愈（残压闭锁）成功率的主要措施

2.3.1 针对选线超时的措施

由于选线装置从开始接地到变电站开关跳闸的时间存在一定的不确定性，根据大量数据分析，通常情况下从选线装置检测到不稳定的接地开始计算，到实际变电站分闸一般为选线装置定值的1.5～2倍。因此可以适当延长残压脉宽上限、故障检测时间以及得电合闸时间，增加选线装置动作残压闭锁的成功率。一般情况下，可将残压脉宽与故障检测时间同步放大至选线装置定值的3～4倍。

2.3.2 针对残压值低于定值的措施

针对相间短路及三相短路的情况，一是可采用适当降低残压定值的方式，通常可将残压定值整定为25%Un，略高于失压定值（失压定值通常整定为20%Un）；二是可在三相短路高发的线路上，在电源侧及负荷侧均采用三相PT的形式，提升相间及三相短路故障残压闭锁成功率。