智能配电网的故障处理自动化技术

全国电力系统配电技术协作网第二届年会论文集配电网自动化技术1智能配电网的故障处理自动化技术袁钦成（中国电力科学研究院北京科锐配电自动化股份有限公司）摘要：配电系统故障处理是一个系统过程。本文介绍了一些新的方案和方法，提出了网络式保护、分布式智能、故障点自动定位新方法，给配电系统故障处理自动化提出了新的思路。同时介绍了基于新型故障指示器技术的实用化的两遥配电自动化系统技术。关键词：故障处理；网络式保护；分布式智能；故障指示器；接地故障检测；故障自动定位1概述智能电网是当今世界电力系统发展变革的最新动向，并被认为是21世纪电力系统的重大科技创新和发展趋势。智能电网的特点是“自愈、安全、经济、清洁，能够提供适应未来社会经济发展需要的优质电力与服务”。自愈——实时掌控电网运行状态，及时发现、快速诊断和消除故障隐患；在尽量少的人工干预下，快速隔离故障、自我恢复，避免大面积停电的发生，提升电网运行的可靠性。因此快速故障定位、快速隔离故障，恢复非故障区域的供电，最大可能的减少停电时间和停电面积，显著提高供电可靠性和电能质量是智能配网的基本要求。我们可将其称为配电系统故障处理的自动化技术。为了对配电系统的故障处理的过程有一个系统的、清晰的思路，可以把故障处理过程分为三个阶段：1、故障发生瞬间，故障的开断和清除。通常由高压断路器配合以继电保护自动化装置在毫秒级内完成，如果继电保护速断动作，整个故障持续时间在100毫秒左右。但现在配电系统内特别是线路上，有多级开关串联安装运行，采用传统的电流保护原理的继电保护装置难以实现多个开关的互相有效配合，出现了保护的快速性与选择性的矛盾，一般出现故障后为保证故障的快速切除，都是让变电站出口保护先动作，扩大了停电范围，也没有充分利用多开关级联的优点。本文介绍了网络式保护的概念，它将有效地解决保护的快速性和选择性的矛盾问题。2、故障处理的第二阶段：故障区段的隔离和非故障区域的恢复供电。持续时间一般是秒级至分钟。过去配电线路大都是辐射性结构，且线路上没有其它开关，因此故障被开断的同时整个线路作为故障区段也全被隔离了。但现在配电线路往往采用环网供电或具有多电源供电结构的网络模式，因此故障后仅需要隔离故障区段，故障点前的非故障区段部分可以维持正常供电，故障点后的非故障区段可以通过转移供电方式由其它电源供电。这也是配电自动化技术中重点关注的问题。本文介绍了分布式智能的概念，与大多数技术文章关注的重点不同，故障转供的优化问题不作为重点。故障隔离和转供阶段关注的重点应该是：停电时间最短、停电范围最小、可维持正常供电的区段最大，在这期间，不需要重点考虑网络优化，而是只要考虑电压越限、功率越限的不等约束条件即可。3、故障处理的第三个阶段是故障点的定位和排除故障。通常需要数十分钟至若干小时。配电系统线路结构复杂、分支多，输电系统采用的故障测距、定位方法一般在配电系统不适用。而配电系全国电力系统配电技术协作网第二届年会论文集配电网自动化技术2统的单相接地故障的检测和定位就更复杂了。本文介绍了基于故障指示器技术的配电系统故障检测和定位方案，故障指示器在线安装，自动检测故障电流特征和接地信号电流，自动指示、自动复位，免维护、适用于在配电线路上大批量安装使用。与适当的通信方式相结合，可以在控制中心的地理信息系统平台上直接定位故障点，使得故障定位水平上升到更高阶段。2网络式保护技术－解决配网保护快速性和选择性的矛盾配点系统经过近几年的电网改造，一般将辐射型结构的线路，改造成手拉手的双电源环网或多电源环网结构。但这些配电网络一般还是采用开环运行的方式，网络中设置一台或几台联络开关，平时处于开断状态，联络开关两侧线路用一台或几台开关分段。分段开关和联络开关可以是负荷开关也可能是断路器。当采用负荷开关（或分断器）时，线路上的任何一点故障，都需要变电站出口断路器跳闸，以清除故障。当线路末端故障时，也会造成对线路前段和中段的负荷的不必要的影响。如果要使用断路器或重合器如不能解决保护配合问题，也只能当负荷开关使用。这是因为配电线路一般采用三段式电流保护，或反时限电流保护。其基本原理是根据短路电流的的大小设置不同的保护动作延时，故障电流越大则延时越短。当上下两级开关处于串联关系时，对于同一短路电流，上级开关保护动作延时要长于下级开关，才能保证保护的选择性。但是，城市配电网中，由于线路距离较短，短路电流都特别大，级联开关比较多，为了实现选择性，出口保护可能需要设定很长的延时，这在实际运行中绝对是不允许的，这种情况下，保护的快速性和选择性是一对不可调和的矛盾。因此提出了网络式保护的概念［1］。传统的配电系统电流保护其实质是一个独立的单元保护，它只检测流过所监测开关的电流而决定保护的动作与否及动作延时，而不关心相邻开关的保护动作情况，这是造成相邻保护相互配合困难的主要原因。如果我们把保护监测的范围由一个点扩大到相联开关甚至串联的一组开关，则上下级保护的配合可以理解为保护的内部协调。变电站内部的母线差动保护、变压器差动保护、高压系统的导引线保护、高频保护等为了实现保护的协调，就是将不同地点（线路两侧、变压器高低压两侧或三侧、母线的进出线等）处的电流送到一个检测中心进行比较和判别，从而实现区内或区外故障的判别。但如果将其原理应用到配电线路上将造成配电保护的复杂和成本高昂而失去实用意义。随着现代计算机技术和网络技术的发展，使得我们可以借助于网络通信实现保护之间的协调而成为可能。此时不同地点的模拟量在当地检测完成，只是将检测结果的数据信息、保护判别结果的状态信息、开关状态信息等通过网络由不同保护进行共享，以达到不同地点保护之间协调和配合，可以真正实现保护的快速性和选择性的统一，这就是网络式保护技术的核心原理。根据可以选择的通信网络的不同，还可以分为基于主从式通信网络的网络式保护和基于对等式通信网络的网络式保护。基于主从式通信网络的网络式保护技术原理如下：上下级联的多级开关的保护装置在故障时借助于一个主控单元，达到互相通讯的目的，根据级联关系，在感受到故障电流的开关中进行仲裁，让离故障点最近的开关速断跳闸，其余开关转为后备。仲裁是基于各保护的“启动状态”，因此只需要简单的数字通讯，对纵向级联的各保护的“启动状态”进行逻辑比较。而基于对等式通信网络的网络式保护，由于网络中的各个保护单元可以自己互相通信，因此不需要主控单元。其基本原理是：当本开关保护检测到短路电流时，与相邻的开关保护通信，当有大电流流入（如上级保护检测到短路电流），而没有大电流流出（如下级开关保护没有检测到短路电流），则说明故障就在本开关保护区内，启动本地保护速断跳闸，否则自己只作为后备保护。基于对等式通信网络的网络式保护要求通信网络中的每个单元自己都能发起通信，对通道要求全国电力系统配电技术协作网第二届年会论文集配电网自动化技术3高，一般容易在变电站内实现，由于变电站内的通信网络一般都是对等式通信网络。而配电线路上的通信通道现在常使用自愈式光纤环网，它通常是主从式的通信网，因此更适合使用基于主从式通信的网络式保护。将来在智能配电网的通信基础建设更加完善时，基于对等式通信网络的网络式保护也将容易地在配电线路上实施。值得说明的是具有网络式保护功能的控制装置将时刻监视网络通信通道的好坏，一旦发现通道异常将自动转为下一节介绍的分布式智能控制模式，以保证故障区段仍然可以被有效隔离。3分布式智能控制技术－故障自动隔离、负荷自动转供的可靠性更高故障电流被开断后，故障处理的另一项重要任务是隔离故障区域，恢复非故障区域的供电（或通过联络开关转移供电）。在没有实施配电自动化的线路上，通常依靠人工到现场手动操作完成。集中式控制：在一些已经实施了配电自动化的线路上，往往采取主站集中控制的方式，即FTU负责检测故障电流，控制中心的主站收集FTU的信息，并进行网络拓扑分析确定故障区域，下发控制命令让相应的开关跳闸以隔离故障，让联络开关合闸以实现转供。但由于这种方式对通信通道、主站计算系统、网络拓扑结构的证确性等依赖性很强，任何一个环节不正常，将导致控制失败，事实上，现有的已实施的自动化工程，大多数故障处理的功能在投运一段时间后都已经不能正常工作了。这是因为配电线路上的通信通道缺少专人维护，故障率高；配网的网络结构变化快，主站计算机系统中的使用的配电网络结构数据一般不能及时与现场同步（有的系统投运后用户没有能力自己去维护网络结构数据）。就地控制功能：有些配电线路采用电流分断器、电压分断器或重合器进行故障处理。电流计数型的分段器要求出口多次重合闸，电压—时间延时型的分段器开关动作次数多，时间长，转供时会对相邻线路有短路冲击，因此使用效果受到了限制。简单的重合器方案，保护配合困难，转供时有时也会对相邻线路有冲击。但上述这些就地控制方案中，不需要依赖通讯和主站系统，而可以独立工作，这是他们的优点。分布式智能方案［1］：它吸取了分断器和重合器的优点，尽可能屏蔽了它们的缺点。传统的重合器和分段器大多是只根据线路电压或电流状态之一作为故障判断的判据，而新型的分布式智能网络重构方案利用了电压和电流两个信号作为故障段的判据，故又称为V-I-T（电压-电流-时间）型网络重构方案。该方案具有以下先进之处：1、利用了电压和电流两个信号作为故障段的判据，充分考虑了故障后线路失压和过流次序和规律，制定出全面的网络重构方案。该方案的参数配置不受线路分段数目和联络开关位置的影响。2、当利用智能负荷开关组网时，线路上各个开关按预先整定的功能相互配合自动隔离故障、自动进行故障后网络重构；当利用重合器或断路器组网时，能够发挥重合器或断路器的开断和重合能力，迅速就地切除并隔离故障，恢复非故障线路供电。3、采用“残压检测”功能使故障点负荷侧的开关提前分闸闭锁，避免另一侧电源向故障线路转移供电时受到短路冲击和不必要的停电。4、他们仍然可以不依赖通信和主站，自己独立工作；但在有通信的条件下，可以自动升级为“协作模式”，互相通信，获取相邻开关的信息，从而进一步加快网络重构速度，减少线路受到的短路冲击。5、当建立主站和通信系统后，它自动升级为完备的FTU，既可以向主站汇报所有遥测遥信数据。也可以接收主站的遥控命令；但故障处理功能仍然可以独立完成，因此它实现故障隔离和负荷转供的可靠性大大提高。全国电力系统配电技术协作网第二届年会论文集配电网自动化技术4以分布式智能技术为基础的故障隔离和转供方案，由于不依赖通信道和主站会使得控制方案更可靠；由于可以逐步升级，因此适合分步实施。该技术应该是馈线自动化技术的一个发展方向。4故障点自动定位技术－解决查找故障点的效率问题目前，配电系统大多还不能对配电线路进行全部监测和控制，即使在主干线上用开关分段，也只能隔离有限的几段，故障后寻找故障点往往要耗费大量物力和人力。由于配电网密布城乡及山区，终年处于户外，经受风雨冰霜、雷电及日益严酷的环境污染等恶劣条件影响，加上不可预测的人为因素，造成配电网短路停电的事故时有发生，一旦发生故障，如果没有技术手段，就不能迅速地确定故障所在的位置，只能靠人海战术，派大量寻线人员四处查找，效率很低。在中性点不直接接地的配网系统中对于单相接地故障，尽管没有大的短路电流，但由于故障后，非故障相的电压升高1.73倍，如果不能及时排除，会引起新的短路故障，而且故障点还存在安全隐患，因此也需要快速隔离故障区段，但在配电线路上定位单相接地故障点就更加困难。（1）相间短路故障检测和指示故障指示器技术是近年来发展的一种有效地指示故障位置的手段。故障指示器是一种安装在电力线（架空线，电缆及母排）上，指示故障电流通路的装置。大多数故障指示器可以通过检测短路电流的特征来判别短路故障，通过在分支点和用户进线等处安装短路故障指示器，可以在故障后借助于指示器的指示，迅速确定故障分支和区段，大幅度减少了寻找故障点的时间，有利于快速排除故障，恢复正常供电，提高了供电可靠性。（2）单相接地故障检测和指示在中性点不直接接地的配网系统中，对于单相接地故障，多年来已经研究了很多方法并有相应的装置用于变电站检测和查找故障出线。常用的方法有几类