配电系统故障处理自动化技术综述_袁钦成

信号电流（ ， 变电站出线和线路分支点处安装 !%& ’） 的故障指示器检测这个电流信号， 可自动动作指示， 达到指示故障的目的。 在变电站安装一个动态阻性负荷信号源装置， 当 出现一单相接地故障时， 中性点会出现偏移电压， 其 控制器检测到偏移电压大于一设定值（ 比如 !&( 相电 压） ， 并保持了一定的时间（ 比如 ) * +& , ） 时， 信号源 装置会自动短时投入几秒钟后退出。延时投入信号 源的目的是可以让有消弧线圈的系统在消弧线圈的 作用下， 接地故障点能自动熄弧， 从而消除瞬时性故 障。由于中性点在无接地故障时没有电压， 故信号源 不承受高压。由于只有故障线路有接地点， 它可以与 信号源构成接地回路， 因此信号电流主要在故障线路 的故障相上流动。信号源在投入期间其接地电阻在 控制器控制下会按照一特殊的规律变化， 从而使得叠 加在故障线路故障相上的电流也按照一特殊的编码 规律变化， 该电流与故障相的负荷电流叠加在一起， 从而调制了线路电流的幅值。 在变电站出线或配电线路分支上的每一相线路 上悬挂可以检测信号电流的指示器。该指示器检测 每相线路电流， 如果某相线路上的指示器能够解调出 信号电流， 就说明该线路是故障线路， 可以给出指示 （ 如翻牌、 通过光纤或无线电遥信指示） 。 基于上述方案的检测装置和系统已经实施， 并将 短路故障检测和单相接地故障检测的功能综合在一 个指示器中， 成为二合一故障指示器。其故障检测系 统原理如图 + 所示。
"!
电" 力" 设" 备
第 # 卷 第 $! 期
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 线路上则将造成配电保护的复杂性和成本高昂而失 去实用意义。随着现代计算机技术和网络技术的发 展， 使得借助 网 络 通 信 实 现 保 护 之 间 的 协 调 成 为 可 能。此时不同地点的模拟量在当地检测完成后， 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供不同保护共享， 使不同地 点的保护之间可以协调和配合， 从而实现保护的快速 性和选择性的统一。这就是网络式保护技术的核心 原理。根据选择的通信网络不同， 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。其原理 是： 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信的目的。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， 其余开关则转为后备。仲裁是基 于各保护的“ 启动状态” 作出的， 因此只需要简单的数 字通信， 对纵向级联的各保护的“ 启动状态” 进行逻辑 比较。为了保护的快速性， 可以在每个环网中设置一 个仲裁单元（ 也可以称为保护子站） ， 负责本环网中各 开关保护的保护状态信息的收集和仲裁。因仲裁是 基于本网络拓扑结构的， 因此保护仲裁单元将保留有 各开关的连接关系及当前合分闸状态， 以确定实际的 供电树 结 构， 保证离故障点最近的上级开关速断 动作。 （ ! ）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保护电流） 时， 则说明故障发生 在本开关保护区内， 启动本地保护速断跳闸即可， 否 则自己只作为后备保护。这种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 高， 一般容易在变电站内实现， 因为变电站内的通信 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， 通常是主从式的 通信网， 因此 更 适 合 使 用 基 于 主 从 式 通电系统在电力系统中处于系统末端， 是电能输 送的最后一个环节， 它直接承担着对用户的供电。因 此配电系统的运行水平直接影响对用户的供电质量。 网络结构复杂， 一般配电系统电压等级在 ) * (+ ,-， 线路分支多， 使用的配电设备种类多、 型号不统一， 设 备质量参差不齐， 再加上我国的配电系统采用中性点 不直接接地方式， 因此， 故障处理复杂。长期以来， 配电 系统运行维护水平不高、 故障处理技术有待提高， 因此 大多数供电部门供电质量、 供电可靠性指标不很理想， 离有关部门提出的 ..’ ../ 可靠性指标还有差距。 近年来， 电力系统采用配电自动化等新技术来提 高配电系统的运行管理水平， 不少供电部门进行了局 部试点。但由于配电自动化技术还在不断发展， 且配 电自动化技术涉及的技术领域比较多， 运行部门掌握 的难度也较高， 因而目前已经实施的配电自动化工程 项目实际运行效果尚不够理想。这与一些配电自动 化的工程方案有关。配电自动化技术应以实用为主， 不宜将系统设计得特别庞大而复杂， 应尽量简化， 以 保证可靠性和实用性。 本文将重点介绍配电系统的故障处理自动化技 术。为了对配电系统的故障处理过程有一个系统的、 清晰 的 思 路， 可 以 把 故 障 处 理 过 程 分 为 ( 个 阶 段： 故障的开断和清除阶段。通常由高 !故障发生瞬间， 压断路器配合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， 整个故障持续时间一般在 %00 12 左右。" 故障区段的隔离和非故障区域的恢 复供电阶段。持续时间一般是秒级至分钟。 # 故障 点的定位和排除故障阶段。通常需要数十分钟至若 干小时。 每个阶段要重点解决的问题不一 在这 ( 个阶段中， 样， 文中分别提出了网络式保护概念、 分布式智能概念
常依靠工作人员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 %&’ 负责检测故障电流， 控制中心的主站收集 %&’ 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、 网络拓扑结构的正确性等依赖性很强， 任何一个环节 出现不正常， 都会导致控制失败。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， 主站计算机系统中使用的配电网络结 构数据一般不能及时与现场同步（ 有些系统投运后用 户没有能力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。但上述就地控制方案不需要依赖通信 和主站系统， 可以独立工作， 这是其优点。 （ ( ）分布式智能方案。文献［ $］ 介绍的分布式智 能方案， 吸取了分断器和重合器的优点， 尽可能克服 它们的缺点。传统的重合器和分段器， 大多是只根据 线路电压或电流状态之一作为故障判断的判据， 而新 型的分布式 智 能 网 络 重 构 方 案， 则利用电压和电流 ! 个信号作为故障段的判据， 故又称为 ) * &（ 电压 电流 时间） 型网络重构方案。该方案的先进之处在 于： !利用了 电 压 和 电 流 ! 个 信 号 作 为 故 障 段 的 判 据， 充分考虑了故障后线路失压和过流次序及其规律 后才制定出全面的网络重构方案。该方案的参数配 置不受线路分段数目和联络开关位置的影响。 " 当 利用智能负荷开关组网时， 线路上各个开关按预先整 定的功能相互配合自动隔离故障、 自动进行故障后网 络重构； 当利用重合器或断路器组网时， 能够发挥重 合器或断路器的开断和重合能力， 迅速就地切除并隔 残压检测” 功 离故障， 恢复非故障线路供电。#采用“ 能使故障点负荷侧的开关提前分闸闭锁， 避免另一侧 电源向故障线路转移供电时受到短路冲击和不必要 的停电。$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。 % 当建立主 站和通信系统后， 它自动升级为完备的 %&’， 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， 且故障处理功能仍然可以独立完成， 因此它
!""# 年 $! 月 第 % 卷 第 $! 期
电& 力& 设& 备 !
’()*+,-*.( ’/0-12)3+
4)*5 !""# 67(8 % 978 $!
配电系统故障处理自动化技术综述
袁钦成
（ 北京科锐配电自动化股份有限公司， 北京市 !"""#$ ） 摘& 要：配电系统故障处理是一个系统过程。文中介绍了一些新的方案和方法， 如网络式保护技术、 分布式智能技术、 故障点自动定位技术， 给配电系统故障处理自动化提出了新的思路。重点介绍了基于故障指示器技术的单相接地故障 的检测和定位方法。 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； 配电系统 中图分类号： "#$%% ；"#$&$’ & ；"#$(&
和基于故障指示器技术构建的故障点自动定位系统。
!& 网络式保护技术
配电系统经过近几年的电网改造， 一般已将辐射 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平时处于开断状态的 联络开关， 其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。当线路末端发生故障时， 也会造成对线路前段和 中段负荷的不必要的影响。即使使用断路器或重合 器， 如果不能解决保护的配合问题， 那么也只能当做 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。在这种情 况下， 保护的 快 速 性 和 选 择 性 是 一 对 不 可 调 和 的 矛 %］ 提出了网络式保护的概念。 盾。文献［ 传统的配电系统电流保护的实质是一个独立的 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