提高母线电压异常处理及时率

任蒙蒙

摘要：通过对母线电压异常现象进行分类，对各种故障原因进行统计分析，总结了影响母线电压异常处理及时率的因素，提出了提高母线电压异常处理及时率的策略。通过实际应用验证了所提策略的可行性及有效性。

关键词：母线电压异常;及时率

中图分类号：TM732 文献标志码：A

0引言

随着经济的飞速发展和人民生活水平不断提高，人们对供电可靠性的要求越来越高。在满足电力需求的同时，进一步提高城市供电可靠性既是电力用户的需要，也是供电企业自身发展的目标。统计表明，用户停电故障中80%以上由配网系统的故障引起，对用户的供电可靠性有很大影响。配网中三相电压不平衡现象是电网异常和故障的主要反映。

平凉电网设备多，线路长，网内时常发生各种母线电压异常情况，按照调度运行专业规定，网内线路接地时间不得超过2 h，因此，在规定时间内判断故障类型及查找隔离故障非常重要。调度员若能够根据三相电压不平衡现象准确判断故障，迅速发布调度指令，隔离故障，恢复运行方式，可以大大提高用户的供电可靠性。反之，则可能导致配变烧毁、避雷器爆炸、线路短路，甚至大面积停电。

1母线电压异常分类

电网线路故障中，主要有线路单相接地、两条或两条以上线路接地、线路断线、电压互感器（PotentialTransformer，PT）自身故障、系统谐振等。

在电网运行中，电压异常出现的频率高，出现的情况也各不相同。电压异常类型主要有：一相升高两相降低，一相降低两相升高，一相降低两相不变以及三相全部升高。

2母线电压异常原因

为进一步分析母线电压异常情况，对2017年4月至2018年3月期间平凉网内变电站母线电压异常进行分类统计调查，见表1所列。

由表1可以看出，12个月中母线电压异常情况共出现了302次，其中线路接地168次，占比55.63%;线路断线90次，占比29.8%;PT故障40次，13.25%;系统谐振4次，占比1.32%。线路接地和线路断线次数占比最大，累积达到85.43%，是造成母线电压异常的主要原因。

通过对302次电压异常故障的处理时间进行统计，发现系统谐振及PT故障引起电压异常处理时间均在30min之内，而线路接地和线路断线异常缺陷中，从发现异常信息到找到线路故障点，耗时2h之内的次数只有225次，占总数258次的87.2%。

对接地运行超过2 h的33次故障的各分项的平均时间进行统计，见表2所列。经计算：只要能解决该问题的80%，就能将及时率调高6.61%。

3影响母线电压异常处理及时率的因素

影响母线电压异常处理及时率的因素主要有7个：自动化系统采集不准确，电压异常信号上传时间长，查找接地线路方式单一，异常电压类型多，输配电线路多、线路长，值班人员经验不足，联系相关人员耗时长。通过对各个因素的分析，总结出3项要因。

3.1异常电压类型多

在电网运行中，电压异常出现的频率高，其主要原因有线路断线、线路接地、PT故障、系统谐振4类。接地现象有可能是线路搭接异常、避雷器击穿、支持瓷瓶击穿等因素。PT故障类型有保险熔断、底座锈蚀、螺丝松动等。系统谐振分为基频谐振、分频谐振、高频谐振等。每种故障呈现出来的电压各有特点，调度员需要根据近期设备运行情况、电压变动情况来判断，平均用时10min。

3.2查找故障方式单一

以往查找接地线路的方法，均为拉路选线。目前平凉供电公司运维线路中，35 kV线路有77条，6—10kV线路有248条，线路多，分布广。在运行变电站中，110kV平凉变10kv出线有17条之多。

在母线分段的变电站中，先断开母联开关确认接地母线段，然后对该段母线上的线路按照先空载，后农网，再城网，最后专线的顺序进行拉路选线。对于带负荷的线路还要经配调、县调、用户进行逐级通知，效率低，且耗时长。经统计，选线过程平均耗时15 min，占总处理时间的23.5%。

3.3输配电线路多、线路长

目前平凉供电公司运维线路中，35 kv线路长度均在30km以下，最长为3512东泾线，29.3 km。在6—10kV配网线路中，长度30km以上的线路共108条，占比43.5%，6—10kV配网线路长度统计见表3所列。

确定故障线路并通知查线人员后，传统方式下，查线人员只能顺着线路逐杆、逐段检查。大风、雷雨等恶劣天气，为线路故障高发天气，几十公里的线路，若遇上山坡、洼地等恶略地形，查线将更加困难。

4提高母线电压异常处理及时率的策略

4.1整理总结相应故障电压特点

通过对母线电压异常进行统计，整理每次异常电压情况，统计具体故障问题及处理过程，针对线路接地、线路断线、PT故障、系统谐振归纳出相应的电压变化，对工作中遇到的电压异常情况起到切实的参考作用。异常电压典型数值见表4所列。然后，在此基础上编制了方便记忆的口诀：一低两不变，保险熔丝断;一低两高现，接地来判断;一高两低现，线路有断线;三相电压升为线，系统谐振开关断。

4.2加强各级调度业务沟通、扩宽故障发现渠道

目前，网内所有变电站均实现无人值守，无法第一时间进行故障检查，但是，80%营销系统供电所就分布在变电站附近，距离输变电设备相对距离近。

在发现母线接地信号后，要进行拉路选线，但是，由于部分线路所带负荷为城网或重要用户，前期通知用户等准备工作耗时较长。但是，在線路断线或接地故障中，用户是第一时间发现异常的，在故障点附近的工作人员或者用户甚至可以先于调度人员发现故障。调控中心地调、配调与各县调加强业务沟通联系，开展联动机制，在用户或工作人员向分公司县调反映线路故障后，县调第一时间上报配调或地调，立即通知查线人员赶往故障点，缩短故障判断及查线时间，严重情况可直接进行拉路断电，避免发生安全事故。

4.3利用open3000系统遥测信息来判断故障线路

35 kV电网中，若线路发生断线故障，上级电源35 kV母线电压变化不明显，但是，下级负荷侧变电站会发生缺相现象。利用open3000系统检查数据，可以快速确认线路断线相别。在配网线路发生故障中，调度进行选线时，对于带负荷的线路，要首先通知用户，在确认可以停电后，才能进行拉路选线。

线路接地或断线时，故障相的负荷电流会发生突变，利用这个特点，我们可以查询异常母线上各出线的负荷电流，检查是否有突变情况，有针对性的进行选线，大大缩短选线时间。

4.4利用线路故障指示器判断故障点

目前平凉网内6—10kV线路均装有线路故障指示器，覆盖率100%，该指示器在线路发生故障时可以直接发出报警信号至县调人员，县调人员可以直接确定故障线路及故障范围。

故障指示器监测到异常电流后，通过信号发射器输送到县调，且可以通过两侧的指示器判断故障范围，将故障范围缩小至3 km以内。该装置目前可以监测线路短路故障，上报率100%。此外，还有线路接地监测上报功能，该功能目前正在完善，已覆盖网内配网线路9条。配调人员可以避免传统的拉路选线方式，首先询问县调人员是否确认故障线路，即使无法确认，也可以缩小范围，而对于已确认的故障线路，可以直接通知查线人员，极大地处理时间。

5应用验证

2018年8月27日，35 kv玉都变10千伏母线电压异常，三相电压分别为9.8 kV、10.1 kv、2.3 kV，调度员立即判断为10kV线路接地，配调人员询问泾川县调人员后，快速确认接地线路为111玉丰线，故障范围在31—35号杆之间，迅速安排人员查线。由于玉都变10kv负荷较大，尤其111玉丰线负荷最大，高峰期能达到2 MW，如果按照传统的拉路选线方式，11 1玉丰线应为最后一轮，由于负荷大，通知用户时间长，故障处理时间将很长。而在故障指示器的协助下，故障线路级故障范围确定时间仅为5 min，后经查线发现枣卜湾支线32号杆B相瓷瓶击穿，停电处理后，迅速恢复了用户供电。