配网自动化技术在配电线路故障处理中的应用

曹晓燕

（国网民勤县供电公司，甘肃 武威 733300）

0 引 言

据统计，某省某地区配电线路故障按照发生概率由高到低依次是低压单户故障、低压干线与支线故障、中压设备故障。在所有的配电线路故障中，架空线路及柱上开关为主要故障点，分析其产生故障的原因，可确定设备老化、施工安装不规范、雷击、台风等为主导因素，此类故障处理所花费的时间比较长。在以往的配网运行中，为减少配网故障停电时间，需要加强配电设备的运行与检修管理来降低故障发生率；通过引入故障显示器，提升故障定位的速度；增加继电保护装置，在防止事故扩大、保证电网运行安全的同时，尽量减小故障停电范围。目前，主要通过配电自动化技术，在故障切除后对继电保护的无选择性动作进行纠正性操作，如故障点定位、恢复非故障区域正常供电，将配电线路故障产生的损失降到最小[1]。

1 配网自动化技术的应用意义

现代社会发展视域下，配网自动化技术的应用在电力系统中具有重要意义，既能推动我国配网供电运行的可靠性，又具备见效快和投资低等优势，无论是对电力系统的发展还是我国电力事业的进步都具有一定的重要性，主要表现在以下3 个方面。一是有利于促进电网运行故障的自动化处理与定位。电力系统中，有效利用配网自动化技术，在一定条件下可以自动化识别电力系统运行时存在的故障问题，同时实现定位支持，使得在查找与定位故障时可以节省更多时间，实现故障的精准定位，确保电力系统供电运行的安全性。在此过程中，应用配网自动化技术可以使用遥控操作功能，在缩短故障识别和定位时间的同时，确保故障抢修操作更加标准，供电系统得以正常运行，以加快电力系统故障的修复速度，防止供电过程发生停电事故[2]。二是有利于确保供电运行的稳定性和可靠性。将配网自动化技术有效应用于电力系统运行，不仅可以实现网络运行分析，还能提供相应的转供能力，在此基础上开展对应的带电作业，提高电网停电计划管理的整体水平，规避电网在运行期间面临重复停电的问题，确保电力系统各资源得以充分利用，及时维护和抢修存在的故障，进而提升电网供电运行效率，缩短电网计划停电时间，满足人民群众对电力资源的多样化需求。三是有利于推动分布式电源的接入并不断提高电力系统技术水平。电力系统中，应用配网自动化技术可以促进分布式电源的接入，配网管理和运行过程中，可以提供良好的技术支持，实现配网的多元化发展。同时，能促进电力系统技术水平的提升，在电力系统中实现计算机网络技术的有效应用，提升电力系统整体的管理效率，促进我国电力事业稳定发展[3]。

2 配电线路运维检修技术的分类与特点

配电线路的运维检修技术涵盖了多种不同的技术和方法，根据其特点和应用领域，可以分为电气检修技术、机械检修技术、绝缘检修技术以及光纤检修技术几类，其特点和适用范围如表1 所示。

表1 各种运维检修技术的特点和适用范围

2.1 电气检修技术

电气检修技术是对配电线路中电气设备和元件进行检修与维护的技术，其主要特点是在检修过程中需要对电气设备进行具体的检测和分析，包括电气测量、故障诊断以及设备维修等。电气检修技术的主要目的是保障设备的正常运行和使用寿命，保证电力系统的可靠性与安全性[4]。

2.2 机械检修技术

机械检修技术是对配电线路中机械设备和元件进行检修与维护的技术，其主要特点是在检修过程中需要对机械设备进行具体的检测和维修，包括机械部件的清洗、更换以及校正等。机械检修技术的主要目的是保障机械设备的正常运行和使用寿命，提高设备的可靠性与稳定性[5]。

2.3 绝缘检修技术

绝缘检修技术是对配电线路中绝缘系统进行检修与维护的技术，其主要特点是在检修过程中需要对绝缘材料及设备进行具体的检测和维修，包括绝缘电阻测试、绝缘故障诊断以及绝缘材料更换等。绝缘检修技术的主要目的是保障绝缘系统的可靠性和安全性，减少电气故障的发生和影响。

2.4 光纤检修技术

光纤检修技术是对配电线路中光纤通信设备和元件进行检修与维护的技术，其主要特点是在检修过程中需要对光纤设备进行具体的检测和维修，包括光纤衰减测试、光路追踪以及光纤接头清洁等。光纤检修技术的主要目的是保障光纤通信系统的可靠性和安全性，提高通信设备的工作效率与性能。

不同的运维检修技术具有不同的特点和适用范围，在实际的运维检修工作中需要灵活选择与组合，根据配电线路的实际情况和使用环境，科学合理地进行运维检修工作。同时，随着科技的不断发展，新的运维检修技术和方法也在不断涌现，对于电力行业的从业人员和研究者来说，需要不断学习与更新自己的技术和知识，保持与时俱进的态度。

3 配网自动化技术在配电线路故障处理中的应用

配网发生故障时，网架中构建的自动化系统应能识别故障、定位故障、根据设定的定值执行相应的动作。配网自动化技术主要用于准确定位故障发生区域与应用馈线自动检修线路故障2 个部分。配网发生故障时，最浅显和直观的表现是开关跳闸（线路或负荷失压导致）或发出告警信息，传达端有配网主站、配网子站、自动化装置本体、现场安装的告警指示灯或声响系统等。

3.1 准确定位故障发生区域

通过使用故障显示器，实现对线路运行故障点的快速定位，这是配网自动化技术的一项重要功能。使用故障显示器，能够准确识别单相接地故障及相间短路故障。在实际操作中，为了达到故障监测的效果，在用户进线及分支点等位置均可安装故障显示器。这样一旦线路出现接地故障或者短路故障，所安装的显示器便能够通过检测故障指示电流来显示故障区域。正常情况下，故障显示器可以显示变电站到故障所在点的整个区段，同时伴有翻牌或灯光闪烁的表现，足以引起技术人员重视。另外，故障显示器可收集线路电流信号及故障信号，对其进行数字化处理后，通过无线或者有线传输给通信终端、监控台或者调度中心，最后以码分多址（Code Division Multiple Access，CDMA）或者通用分组无线业务（General Packet Radio Service，GPRS）的方式将故障信息传输给管理人员及急修班组，维修人员可以在最短的时间内准备好一切物资，第一时间排除故障。由此可见，在故障显示器的支持下，能够大幅度缩短故障点查询及定位所花费的时间，为故障处理争取到时机，避免故障影响范围过大。

3.2 配电馈线故障分析与处理

配电馈线早期用的是普通柱上开关断路器，作用对象为负荷开关，可以根据需求进行故障电流与负荷电流的处理，但是不能实现故障的自动切除。早期采用的断路器和负荷开关比较简单，成本较低，基本上可以满足故障隔离的要求，但是随着配电线路变得越发复杂，在实际应用中逐渐暴露了一些不足。例如，无论什么故障类型和发生部位，都会造成变电站出线开关跳闸，发生故障的线路会发生停电，影响用户的正常用电。当配电线路出现运行故障后，要以整条线路为对象进行故障排除，并在此基础上人工逐段排查，确认故障点位置和发生原因，故障处理的效率比较低。因此，馈线自动化开关的配置至关重要。

3.2.1 馈线故障分析

（1）智能柱上断路器。可以分析馈线实际状态，根据结果来配置自动化控制单元与保护单元。同时能够迅速切断短路电流、零序电流及负荷电流，与带时限过流保护动作互相配合，为重合闸提供保护。（2）智能柱上负荷开关。相比以往所应用的普通柱上负荷开关，智能柱上负荷开关中新增设的自动化控制单元能够自主判断是否切断负荷电流和零序电流，与此同时还可以根据需求配置成电流型或电压型开关。通过安装智能柱上负荷开关，在线路发生运行故障后，可以做到有压延时合闸与无压延时合闸，顺利地将故障区域隔离出去。（3）分支用户分界断路器。通过采用整定保护定值的方法，馈线出线断路器和干线上所安装的自动化断路器之间可以配合作业，一旦用户侧配电线路发生故障，系统可以直接将其自动切除，彻底杜绝对上一级设备和线路的影响，降低跳闸故障的发生率，排除大面积停电的可能性。（4）馈线自动化智能控制器。提前完成各项控制参数的设定后，在多种通信方式的支持下，可以可靠通信，同时能够配置带时限的过电流与速断保护、零序保护等。

3.2.2 馈线故障处理

设计人员需要基于线路基本需求，综合比对，确认适应性最强的馈线自动化开关，利用其实时监测馈线状态，并根据需求进行自动化控制。通过应用故障分段隔离技术，实现设备与变电站双方保护动作的配合，避免变电站发生出线开关跳闸故障，花费更少的时间来定位故障点。用户负荷侧永久故障示意如图1、图2 所示，图中方框代表断路器，圆圈代表负荷开关，黑色填充部分代表开关闭合，白色未填充部分代表开关分闸。ZB1（分支线分界断路器）与分支线用户分界负荷开关发生永久性故障时，分界断路器ZB1 同时具备带时限保护和重合闸功能，使跳闸故障为线路第一故障，随后是YSW1、YSW2 作为分支开关进入失压状态，发生跳闸故障。故障发生后，系统内智能断路器ZB1 会发生再次跳闸，并通过闭锁合闸动作，自主隔离故障点，控制影响范围。

4 结 论

配电线路是电力系统中重要的组成部分，对于保障电力系统的正常运行和供电质量有着至关重要的作用。在配电线路的运维检修工作中，运用各种技术和方法对设备进行监测和维护，是保障设备正常运行和延长使用寿命的重要手段。为提高用户供电质量，需要加强对配电线路故障处理的研究，了解常见的各种运行故障，并分析其产生的原因，为后续配网自动化技术的应用提供支持。