当前调度监控系统下对断线故障的快速发现方法研究

2021-05-25潘全芳王正辉

通信电源技术 2021年23期

潘全芳，王正辉

（1.国网青海省电力公司海东供电公司，青海海东 810600；2.青海省电力设计院，青海西宁 810008）

0 引言

断线故障属于纵向故障，它虽然不会产生大的短路电流，但会对电网产生许多不利的影响[1]。其产生的负序分量会危及发电机转子，造成发电机转子过热和绝缘损坏，影响输出功率，零序分量会影响通信，另外这些负序分量和零序分量可能会使采用反应负序和零序分量的继电保护装置误动作[2]。因此，及时发现和处理断线故障对维护系统安全稳定运行有着重要的意义。目前地调采用的调度自动化系统不具备线路断线告警功能，而且为了使一次图展示清晰明了，一般只展示A相单相电流，调控员不能从一次接线图和告警信息中发现断线故障，只能通过用户对断线故障的反映，倒过来到遥测数据库中查找对应线路的遥测数据，从而发现故障。若刚好赶上用户不生产，或用户不反馈，那么断线故障可能长期存在系统中而得不到处理。

鉴于以上情况，本文分析断线故障在各种方式下的特征，分析其对电力系统产生的影响，利用仿真系统模拟断线故障，根据断线时的电气量特征提取特征量做成判据，做为当前调度自动化系统对断线故障的判断依据，给出告警，提醒调控人员及时处理。

1 发生断线时各电气量的特征及仿真

1.1 直接接地系统110 kV单回线输电线路发生一相断线

通过分析及仿真验证，当直接接地系统110 kV单回线输电线路发生一相断线时，线路两端电压在200个周波内趋于稳定，但各相电压有一定的不平衡，负序电压在0.02～0.08 pu，零序电压在0.03～0.06 pu，断线相电流变为0，非故障相电流在经过200个周波的后趋于平稳，幅值比原来输送电流增加[3,4]。直接接地系统110 kV单回线输电线路发生一相断线的仿真结果如图1—4所示。图中青彩隆11、青金圆水分别代表发生断线线路的两端，以下所有图示中含义相同。

图1 线路两端电压

图2 断线线路三相电流（A相断线）

图3 两端零序电压（A相断线）

图4 两端负序电压（A相断线）

1.2 直接接地系统110 kV单回线输电线路发生两相断线

可以看到，这种情况下电网失稳（输送容量48 MW），最大电流1 600 A，电压高值1 000 A以上持续时间5个周波（0.1 s），可能会引起电流保护动作[5]。最大电压为1.18 pu，最小电压为0.7 pu。仿真结果如图5和图6所示，其中图6中青互助为双回线供电线路的另一端，在单回线供电分析中，取本端与对端相联接的线路停运。

图5 断线线路三相电流（B、C相断线）

图6 两端电压（B、C相断线）

1.3 直接接地系统110 kV双回线供电中的单回线发生一相断线

通过分析及仿真验证，当直接接地系统110 kV双回线供电中的单回线发生一相断线时，线路两端电压40个周波内趋于稳定，但各相电压有一定的不平衡，负序电压为0.005～0.010 pu，零序电压为0.006～0.01 pu，断线相电流变为0，非故障相电流在经过140个周波的波动后趋于平稳，幅值比原来输送电流有所减小。而另一回输电线路的电流在经过140个周波的波动后趋于平稳，幅值比原来输送电流有所增加，并且对应断线相的幅值更高。仿真结果如图7—11所示。

图8 零序电压（A相断线）

图9 负序电压（A相断线）

图10 线路三相电流（A相断线）

图11 另一回线路三相电流（A相断线）

1.4 直接接地系统110 kV双回线供电中的单回线发生两相断线

电压在40个周波后趋于平稳，负序电压为0.006 pu，零序电压为0.02 pu，故障相电流为0，非故障相电流降低，另一回非故障线路电流升高明显，但存在在较大的不平衡电流。仿真结果如图12—图15所示。

图12 线路两端电压（B、C相断线）

图13 各序电压（B、C相断线）

图14 断线线路三相电流（B、C相断线）

图15 另一回非故障线路三相电流（B、C相断线）

1.5 不接地系统35 kV输电线路发生一相断线

由于35 kV输电线路大多数为单回线辐射状线路，因此这里仅考虑不接地系统35 kV单回线供电的输电线路发生一相断线的情况。发生一相断线时，三相电压不平衡，电能无法正常输送，将影响下一级用户的正常供电。

1.6 不接地系统35 kV输电线路发生两相断线

与一相断线情况类似，三相电压严重不平衡，电能无法正常输送，下一级用户无法供电。

2 发生断线时特征量提取及判据形成

通过上述分析，对于110 kV输电线路，可以提取线路断线时电压特征量△Umax＞0.04 pu，电流特征量△Imax＞20 A。其中，△Umax为各相电压幅值差值的最大值，△Imax为各相电流幅值差值的最大值，两个算式结果取与的关系，即上述电压特征量和电流特征量同时满足，判定为线路断线。利用这个判据，能判断除了空载线路和轻载线路外的断线故障。

对于35 kV单回线输电线路，发生断线时故障电压特征明显，调控员能快速根据电压、电流量及负荷的变化分析判断线路断线故障。结合实际运行经验，排除不平衡电压干扰，可以设判据△Umax＞0.06 pu，电流特征量△Imax＞20 A，用于判断一般输送容量的断线故障[6]。

3 当前调度系统对断线故障的判断及缺点分析

3.1 中性点不直接接地系统

3.1.1 输电线路

当前调度系统能观察到的，最直观中性点不直接接地系统输电线路断线故障的特征为三相电压不平衡以及电能无法正常输送，影响下一级用户的正常供电。调控员可以根据电压电流量的判断，结合供电负荷的变化，判断线路发生了断线故障，且可以根据用户无法正常供电的范围判断具体是多级串供线路中的哪一条线路发生了断线[7]。缺点是非常依赖于调控员的技能水平和业务素质。调控员对实时上送的电压越限信号能给与关注并及时分析处置，能够根据电压电流量的特征判断线路发生了故障，此外可以根据用户反馈判断具体断线位置。其中任何一个环节未注意到，或者用户未反馈，都会造成断线故障无法及时发现和处理。

3.1.2 直供线路

如果是直供线路发生了断线，调控员基本不能从当前的调度自动化系统信息中快速发现断线故障。这是因为这些供电线路系统一般只采集了A、C两相电流，B相电流未采集，如果是B相断线则无法通过电流来判断。为了使一次主接线图清晰简明，一般在一次主接线图上只展示设备的A相电流，故C相断线也无法从一次画面上发现。调度自动化系统也不能对电流越下限进行报警，因为这会使大量的空充、备用线路产生报警，不利于监控。故直供线路发生断线故障时，调控员基本不能快速发现。

3.2 中性点直接接地系统

3.2.1 110 kV双回线供电中的单回线发生断线

由于电能输送还可以通过另一回线路传输，因此电力送出基本不受影响，只会在系统中造成不对称，断线线路断线相的电流变为零，其他相电流不变或降低，没有发生断线的另一回输电线路电流升高，系统中产生负序和零序分量。调控员不能通过现有调度自动化系统及时发现断线故障。

3.2.2 110 kV单回线输电线路发生一相断线

各相电压不平衡，断线相电流变为0，非故障相电流幅值比原来输送电流增加。若这条输电线路为110 kV直馈变电站的唯一供电电源，则将对下级变电站供电产生影响。所带变电站110 kV、35 kV以及10 kV母线电压均受到影响，调控员能比较快速地发现异常并处理。但若这条线路供电的变电站还有其他的供电电源，那么其他的供电电源将对该变电站提供电压支撑和电能支撑，电能可以送出，用户可以供电，但这种不对称将会对系统产生不利影响并长期存在系统中。目前，调控员不能通过现有调度自动化系统及时发现这种断线故障。

3.2.3 110 kV单回线输电线路发生两相断线

这个故障发生时容易引起系统失稳，可能会引起继电保护动作。

4 调度自动化解决方案

方案一是将线路采集的各相电流均展示在一次主接线图中，使得调控员在进行全面巡视时可发现异常。此方案的优点是易于实现，自动化运维人员就可完成[8]。缺点是一次主接线图显示密密麻麻，对于10 kV、35 kV等间隔较多的难以全部展示，调控员只有在进行全面巡视时才会发现，异常发现周期长，调控员巡视压力大[9]。

方案二是将所有线路的各相电流集中在一个表中进行集中监视[10]。调控员定期对该表进行巡视，最长在一个巡视周期内可发现异常。此方案的优点是易于实现，自动化运维人员就可完成。相较于方案一，它的巡视周期可以更短一些，发现更及时，且没有改变一次主接线图展示，一次接线图展示清晰。缺点是调控员只有在对该表进行专门巡视时才会发现，异常发现周期较长，增加调控员巡视工作量。

方案三是根据本文发生断线时特征量提取及判据形成所述，提取断线时电压、电流特征量做为判据，满足条件时给出实时告警，调控员可根据告警信息及时发现故障。优点是能够实时快速发现断线故障，使断线故障得到及时处理，利于电网的安全运行。而且实现系统自动判断故障和推送相关信息，不会增加调控员的监视工作量。缺点是实现起来比较困难，需要资金投入立项目才可完成，完成时间较长。