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配电网故障自动处理技术

日期:2020-12-28    来源:《输配电观察》杂志  作者:刘健

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2020
12/28
13:08
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关键词: 配电网 故障自动处理 继电保护

超过85%的故障停电是由于配电网故障造成的。因此,配电网故障自动处理对于提高供电可靠性具有重要意义。配电网的故障类型包括相间短路故障、单相接地故障和断线故障。配电网故障自动处理的手段可以分为就地智能、分布智能和集中智能。各种故障自动处理技术各有特点,在实际应用中需根据需要科学选用和综合运用。

各种故障的处理过程

相间故障的处理过程包括:故障切除、故障性质判别(永久性故障/瞬时性故障)、故障定位、故障隔离、健全区域恢复供电、故障修复和返回正常运行方式7个环节。

单相接地故障的处理过程包括:熄灭电弧、故障性质判别(永久性故障/瞬时性故障)、故障定位、故障隔离、健全区域恢复供电、故障修复和返回正常运行方式7个环节。

断线故障的处理过程包括:故障性质判别(是否伴随接地)、熄灭电弧(如果伴随接地的话)、断线定位、故障修复和返回正常运行方式5个环节。

在上述故障处理环节中,除了故障修复环节必须人工进行外,其余各个环节均可通过各种自动化手段提高效率。

故障自动处理技术

常用的配电网故障自动处理技术可以分为就地智能、分布智能和集中智能三类。

就地智能故障自动处理技术不需要借助通信也不需要配电自动化主站参与,只需采集本地信息并控制本地执行机构即可完成故障处理,常用技术包括:继电保护、自动重合闸和备自投。

分布智能故障自动处理技术不需要配电自动化主站参与即可完成故障处理,又可以分为无通道分布智能故障自动处理技术和有通道分布智能故障自动处理技术两类,前者不需要借助通信手段就可以完成故障处理,常用技术包括:电压时间型馈线自动化技术和合闸速断型馈线自动化技术;后者需要借助通信手段才能完成故障处理,典型技术是邻域交互快速保护技术。

集中智能故障自动处理技术需要借助通信手段将各个配电终端采集的故障信息传送到配电自动化主站,基于这些信息采用集中智能进行故障处理。按照所采用配电终端是“三遥”型(具备遥控、遥测、遥信功能)、“两遥”型(只具备遥测、遥信功能)还是故障指示器(只具备故障信息上报功能)的差异,又可以分为全“三遥”型(全部采用三遥终端)、“三遥”与“两遥”混合型(混合采用“三遥”型终端、“两遥”终端和故障指示器)和“两遥”型(只采用“两遥”终端和故障指示器)三种。

若采用 “两遥”配电终端或可上传故障信息的故障指示器,一般不需要改造开关,通信通道可采用无线公网,建设费用低,虽然只能定位故障区域而不能自动隔离故障和恢复健全区域供电,需要人工到现场进行操作,但是它大大缩短了人工查找故障位置所需要的时间,而在一些情况下,故障查找时间的缩短已经能够非常有效地提高供电可靠性。

相间短路故障自动处理

故障切除环节一般由继电保护动作驱动某个断路器跳闸实现,保护动作跳闸也被用作集中智能故障自动处理的启动条件。但是,由于继电保护可配合的级数有限,仅可以粗略隔离和定位故障区域(对于许多应用场景而言,这已经足以显著减少停电户时数和提高供电可用率了)。继电保护可以使故障上游区域继续供电,但无法恢复故障下游健全区域供电。

自动重合闸虽然不具备故障定位与隔离功能,但是它可以在瞬时故障情况下迅速恢复全部或部分馈线段供电。

备自投不具备故障定位与隔离功能,但是在主供电源因故障而失去供电能力时,它可以快速切换从而迅速恢复双电源用户供电。

分布智能故障自动处理技术具有故障性质判别(永久性故障/瞬时性故障)、故障定位、故障隔离、健全区域恢复供电功能,但是供电恢复方案一般只能按照事先预制的方案进行。

集中智能故障自动处理技术可以实现故障性质判别、故障更精细的定位、故障隔离、健全区域优化恢复供电、返回正常运行方式功能,供电恢复方案可以根据故障时的负荷分布形成优化的方案进行,并且返回正常运行方式功能只有借助集中智能故障自动处理技术才可以实现。

各种故障自动处理技术对于相间短路故障处理的贡献如表1所示。

▲表1 各种故障自动处理技术对于相间短路故障处理的贡献

单相接地故障自动处理

对于中性点经小电阻接地的配电系统,故障自动处理技术与相间短路时的故障自动处理类似。比如:小电阻接地的变电站一般配置零序电流保护,单相接地时跳闸切除故障,也实现熄弧和单相接地选线。故障性质判别(永久性故障/瞬时性故障)需配置自动重合闸控制实现。若沿线零序电流保护的延时时间采用阶梯配置方式,则可以实现单相接地定位和选段跳闸功能,但是也只能恢复单相接地位置上游供电,而不能恢复下游健全区域供电。分布智能和集中智能故障处理技术所发挥的作用也与相间短路时类似。

对于中性点非有效接地的情形(中性点经消弧线圈接地或不接地),单相接地时流过接地点的电流小,电弧破坏力也小,如果能及时可靠地熄灭电弧,则可仅仅呈现瞬时性故障而不会发展成永久性故障。因此,及时可靠地熄灭电弧至关重要。

消弧线圈是一种重要的熄弧装置,大多数情况下,它能有效熄弧,但是随着含逆变器分布式电源和用电设备的电力电子化,一些电弧难于靠消弧线圈熄灭,因为接地电流中包含了高频电流和阻性电流,而消弧线圈的补偿容量是根据工频电容电流设置的。尽管如此,由于对零序电流中的工频电容电流进行了有效补偿,消弧线圈仍能有效降低电容电流水平从而大幅度减轻其破坏力。

若消弧线圈未能将电弧熄灭,则需要采取其他熄弧措施。零序电流保护和选线装置动作跳闸可以熄灭电弧,但是以造成用户停电为代价的。故障相接地型主动干预消弧装置和接地电流全补偿装置也能有效熄弧,且不需要跳闸,从而不影响用户正常用电。

安装于变电站的单相接地选线装置,具有单相接地选线功能。原本为解决相间短路故障自动处理问题开发的就地智能馈线自动化技术,稍加扩展就能实现单相接地故障定位、故障隔离、健全区域恢复供电功能。集中智能故障自动处理技术也可以实现单相接地故障定位、故障隔离、健全区域恢复供电功能,此外,还可实现返回正常运行方式功能。

断线故障自动处理

貌似简单的断线故障其实并不容易处理,因为配电网中的断线故障有单相断线不接地、单相断线下游(负荷侧)接地、单相断线上游(电源侧)接地、单相断线两侧都接地等多种形态。

断线后电流和电压都会表现出一些特征。但是依据电流特征的原理会遇到更多的困难,比如对于基于负序电流的方法,负序电流的大小受故障前系统负荷电流的影响,在线路轻载时灵敏度较差,并且负序电流也并非只存在于断线情形;比如对于基于相电流的方法,不仅在线路轻载时灵敏度较差,而且在存在两侧接地的断线故障中,断线相下游的电流未必会很小。

依据电压特征的原理更加具有可操作性,但是在应用中也存在下列问题需要加以把握:

(1)对于两侧均不接地或均高阻接地的情形,利用中压侧线电压和配电变压器低压侧电压的特征都能准确地定位断线区域。利用中压侧线电压特征可以将断线位置确定在相邻两台配置了配电终端单元(FTU或DTU)的开关之间,利用配电变压器低压侧电压特征可以将断线位置确定在相邻两台配置了配变监测单元(TTU)的配电变压器之间,而且所依赖的电压监测信息都是稳态量,并且特征非常明显,很容易实现。

(2)对于两侧存在接地的情形,断线位置上游的中压侧线电压特征和配电变压器低压侧电压特征与断线不接地的情形相同,但是断线点下游的中压侧线电压特征和配电变压器低压侧电压特征可能会有所削弱,削弱的程度与断线下游接地电阻相对负荷等效阻抗的大小、以电源侧中性点电压偏移有关,在两侧接地电阻都很小的极端情况下,可能会造成难以判断。

所幸当接地电阻较小时,在消弧线圈补偿到位的情况下,大多数单相接地故障地定位技术都能可靠启动并得出满意的结果,对基于电压特征的断线故障处理起到了非常重要的补充;另一方面看,断线高阻接地又是单相接地故障处理技术面临的严峻挑战,一味追求单相接地故障处理技术的抗过渡电阻能力会遇到极大的困难,而对于基于电压特征的断线故障处理技术,高接地过渡电阻却更加有利,因此,基于电压特征的断线故障处理技术也是对单相接地故障处理技术的重要补充。

各种故障自动处理技术的综合应用

由于包括继电保护、自动重合闸和备自投在内的就地智能故障处理技术最简单、最迅速、最便宜且不依赖通信,因此在解决配电网故障自动处理问题时,应当作为首选。

对于一些规模较小的电力公司,或对于一些对供电可靠性要求不高的区域,全面采用就地智能故障处理技术可能已经能解决绝大部分甚至全部与故障处理相关的问题了。

即使对于规模较大的电力公司,或对于一些对供电可靠性要求较高的区域,故障自动处理技术的应用也宜分阶段逐步开展,全面采用就地智能故障处理技术也适合于作为第一阶段的建设内容。

笔者反复用到了“全面”两个字,是想强调一项基本技术的全覆盖远比一项先进技术仅在小范围内示范应用的作用更加重大。提倡每当采用一项技术时,就基于可组织到的费用尽量将其覆盖到全网,但是费用不够时可以分阶段实施,第一阶段不必追求完美(至少每条馈线具有一个自动化终端即可),然后边应用边补充配置,逐步完善。

在仅仅采用就地智能故障处理技术不能满足预定的目标要求的情况下,需要综合运用包括就地智能、分布智能以及集中智能在内的各种故障自动处理技术解决问题,但是应本着简单、可靠、实用的原则,建设规模够用即可,注意避免维护工作量过大的问题,不可过度建设,更不可为了自动化而自动化,坚决要克服好大喜功的浮躁思想。

无论就地智能、分布智能还是集中智能故障自动处理技术,自动化装置都可以配置通信模块成为配电自动化终端,与配电自动化主站进行数据交互。

在实际应用中,断线故障自动处理与单相接地故障自动处理应相互取长补短和联合应用。(作者刘健为陕西电力科学研究院副院长)

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