（电气工程专业论文）油田配电网故障诊断及gis应用.pdf

油田配电阿敌障诊断及g i s 应用 摘要 潼8 7 6 3 7 2 胜利油田6 k v 配电网以辐射形线路为主，少部分为具备双电源的线路，且具有线路分支 多、负荷基本上是油并电动机的特点。以胜利采油厂配电网为例，提出了采用配电网自动化 主站+ f t u 终端的两层结构的配电自动化系统方案；利用地理位置的平原优势，主站与终端 之间采用中国移动的g p r s 或中国联通的c d i a 通讯系统；主站系统采用基于a r c i n f o 的g i s 系统与s c a d a 系统的一体化设计。f t u 终端实现交流采样、遥信、遥控、故障检测和故障隔 离功能；主站根据f t u 提供的故障信息，完成故障定位、类型识别和恢复( 非故障区域) 供 电决策等功能并通过f t u 实现。在油田配电网结构和管理模式基础上，提出了利用f t u 与 f t u 、f t u 与变电站线路保护的相互配合实现线路故障快速切除、隔离的方法，从而将线路 故障隔离在最小停电范围内。 针对油田电网为小电流接地系统和变电站6 k v 出线多的特点，提出了适合于胜利采油厂 电网的小电流接地系统单相接地故障选线判别方法。 在实际应用中，胜采电网配电自动化系统试点工程运行稳定，功能齐全，较好的解决了 电网原先运行效率低、管理落后和自动化水平不高的问题。 关键词：配电自动化、g i s 地理信息、馈线故障、故障隔离、故障判别 油田配电网故障诊断及g i s 应用 第一章、绪论 1 1 本课题提出及研究意义 胜利油田是全国第二大油田，现已建成发电厂二座、2 2 0 k v 变电所四座、l t o k v 变电所 3 5 座，形成了一个由发电、输电、变电和配电组成的一个区域电网构架，是目前全国最大 的企业供电网之一。9 0 年代电网自动化的发展迸一步促进了油田电网自动化水平的不断提 高，先后完成并实现了电网调度自动化、输电网故障测距、无人值守变电所等电网自动化的 建设，使油田电网输、变电的发展建设进入了一个新阶段。但是，作为将电能直接输送至原 油生产一线的油田6 k v 配电自动化的建设却没有得到发展，配电网建设和自动化水平不高， 造成了电网事故频发、停电时间较长，严重制约了油田的正常生产和重上3 0 0 0 万吨油气当 量任务的完成。以胜利采油厂电网停电为例，据统计2 0 0 3 年全年电网停电共计2 3 0 次，影 响原油产量3 2 0 8 吨，2 0 0 4 年全年电网停电共计1 9 9 次，影响原油产量3 6 8 0 吨。为此，提 高配电网供电可靠性，实现快速隔离配电网故障和故障诊断、缩小故障影响范围和缩短非故 障区域恢复供电时间是配电网自动化当务之急需要解决的问题。 根据油田配电网用电负荷分散、分布不均匀、变化快的特点，作为油田电网的重要组成 部分，我们结合胜利采油厂电网的实际情况，针对油田配电网的主要任务是为原油生产提供 高质量的电能，保证供电的可靠性及故障区域的迅速识别、隔离，并且实现电能量的采集和 远程抄表的特点积极对配网自动化进行研究和开发，提出并组织实施了一个针对油田6 k v 电 网特点的配电自动化试点方案，实现了电网的遥控、遥测和遥信，达到了提升了电网自动化 水平、减少电网事故率保障油田正常生产之目的。在配电网自动化系统的设计原则为“”： 1 开放性。系统的设计应符合目前通用的计算机系统、工业自动化控制系统的标准、 规范，具有向其他系统和用户开发的通用标准接口，并能支持不同厂家的其它应用 软件。 2 可靠性。服务器、工作站和网络设备应采取冗余的技术手段，即系统中任意设备故 油田配电网故障诊断及g i s 应用 障都不应引起系统功能的丧失。主要文件和数据库都应有“镜像”备份，并具有热 启动功能。 3 可维护性。硬件、软件和数据信息应便于维护，各部件都应具有自检和联机诊断校 验的能力，应提供完善的检测维护手段及仿真软件，包括在线和离线的方法，便于 准确、快速地进行故障检测和维护。 4 可扩展性。主站系统的规模、容量、处理速度、c p u 负荷在考虑到油田配电网现状 和远景规划上，应有充足的冗余，配电线路数目增加时，不会使系统的性能有明显 的下降，即系统随着功能和规模的扩展可以进行线性无缝扩充。 5 标准性。作为一套安装在各区域电网的配电综合自动化系统，系统将由包括数据采 集和监视控制、配电信息管理系统等多个子系统集成完成。而且随着计算机技术的 不断发展，系统的设备和软件系统将不断得到升级更新，考虑各区域电网目前的建 设需要和长远发展，系统应遵循以下各项开放式国际标准，包括硬件平台标准，软件 平台标准，通信协议标准，数据库标准以及应用程序接口标准等。 6 先进性。既要满足目前和今后一段时间的实际需要，又要保证在一定时间内不落后。 ( 1 ) 硬件平台的先进性。选用计算机方面考虑应用广泛、技术成熟、可靠的6 4 位r i s c 服务器和品牌微机作为服务器工作站。网络设备采用当前最负盛名的网络公司 产品。 ( 2 ) 软件平台的先进性。主站操作系统优先选用u n i x 和w i n d o w sn t 2 0 0 0 混合系统 平台，数据主服务器和各实时应用工作站采用u n i x ，单纯的管理应用采用w i n n t 2 0 0 0 操作系统。数据库采用o r a c l e 等商用软件。 ( 3 ) 网络系统的先进性。采用分流冗余的双网机制，采用t c p i p 网络通讯协议，确 保网络的安全和可靠。 ( 4 ) s c a d a d a 与g i s 的统一建模和图形共享的先进性。地理信息系统( g e o g r a p h i c i n f o r m a t i o ns y s t e m - - g i s ) 按照国际标准的公用信息模型构造与s c a d a d a 相统一 的数据模型，实现s c a d a d a 和g i s 的公用图形模式，充分支持a m f m g i s 功能 2 油田配电同故障诊断及g i s 应用 和各种配电网的分析和管理软件。 ( 5 ) 通讯系统的先进性。全面支持光纤通信和无线移动通信，确保系统的安全、快 捷和数据的采集、传输。 ( 6 ) 安全性。在任何情况下，系统操作和失败不会威胁到配电网的安全性，也不会对 工作人员安全产生威胁。一般在线维护包括图形编辑、应用数据库建立、对实时 数据库记录的增加、删除和修改等，都不会系统的正常操作产生任何影响。只有 系统管理员有权进入系统，操作必须授权密码。 ( 7 ) 系统的互连性。通过交换机等方式跟其它计算机系统进行连接，实现数据共享。 利用w e b 跟其它计算机系统进行信息共享。 在配电网自动化技术中，当线路发生故障时，利用其故障诊断、隔离及恢复非故障区 ( f d i r ) 功能，缩小故障停电范围，故障消除后迅速自动恢复供电，可以缩短故障区的停 电时间，从而提高供电可靠性。当前f d i r 功能通过分布式就地控制和远方集中控制两种模 式实现。分布式就地控制模式主要依赖于装配在配电网中的分段器、断路器等具有一定智能 功能的硬件设备，通过开关的分、合闸动作协调配合实现故障诊断，自动确定故障部分，恢 复对非故障部分的供电。在配电线路故障逐个自动重合开关，若再次重合到永久故障，则自 动闭锁、隔离故障点。远方集中控制模式依靠通信支持，进行全局控制，将开关设备、f t u 集成为具有数据采集、传输和控制功能的智能化设备，并通过通信与计算机控制中心结合， 构成一个完整的馈线自动化系统。当配电网中发生故障时，配电管理系统( d i s t r i b u t i o n m a n a g e m e n ts y s t e m - - d m s ) 中的配电网故障检测、隔离与恢复程序根据通信系统反映在 s c a d a 数据库中的故障信息，进行逻辑推理，判断出故障所在的位置，然后隔离故障点， 最后启动恢复模块，得出可行的或者是优选的恢复步骤，以命令操作票的形式提交予s c a d a 系统，手动或者自动地发出遥控命令，恢复对停电区域的供电。 分布式就地控制和远方集中控制两种模式针对油田6 k v 配电网都存在着切除故障时间 过长，电 x 油田配电网故障诊断及g i s 应用 造成很大的经济损失。要解决这一问题，关键在于发生故障后，如何利用配电网自动化技术 的故障诊断、隔离及恢复非故障区( f d i r ) 功能，快速判别小电流接地系统中故障类型并 切除故障点，同时为配电网运行人员提供监控电网运行状态的手段。采用g i s 使电网运行人 员在地图背景上，查看各条电力馈线的实时状态，监控电力馈线的负荷，定位线路的故障点。 控制馈线的拓扑结构等，这是我们本课题需要研究的内容。 1 2国内外研究现状 8 0 年代以来，我国电力工业得到了快速发展，9 0 年代中后期，重点突出加强电网 建设，进行了大规模的城乡电网改造建设。现在2 2 0 k v 及以上系统中运行的微机保护超 过一万台，有1 0 0 0 多个基于分布式网络的综合自动化的变电站投人运行。绝大多数省、 地、县调度所装备了s c a d a 系统。这些信息技术以其良好的可靠性、灵活性和可扩展性 为电力系统广大用户所接受，为采用更先进技术、从高起点提高自动化水平带来了契机。 配电网自动化是实现配电运行、管理自动化以及信息集成、综合应用、用户服务自 动化的基础。我国配电网自9 0 年代开始逐步实现了一批功能独立的孤岛自动化，今后的 发展趋势必然走向基于先进通信技术的网络自动化。配电网自动化主要包括馈线自动化、 自动制图设备管理地理信息系统及配电网分析软件等。与传统的孤岛自动化相比， 基于信息技术的配电网自动化的关键在于大量的智能终端、通信技术和丰富的后台软件。 典型的配电网手拉手的环网结构如图1 1 所示，这是实施馈线自动化的基础结构。 联络开关s 3 处于常开状态，负荷由变电站a 和变电站b 分别供电。当在开关s 1 和开关 s 2 之间发生故障( 非单相接地) ，线路出口保护使断路器b l 动作，将故障线路切除，传 统的故障隔离和恢复供电的方法是通过重合器和分段器的配合，经重合器多次重合实现 的，该方法不依赖于通信。但是，由于重合器的多次重合对配电系统造成的扰动在某些 情况下是不能接受的，为了实现具有更好性能的馈线自动化，在开关上装设了智能终端， 即配电终端单元( f t u ) ，并通过通信系统实现集中式馈线自动化。 油田配电阿故障诊断及g i s 应用 用c i s 和s c a d a 功能，迅速查明故障地点和影响范围，选择合理的操作顺序和路径，随时 显示处理过程中的进展，并自动将有关信息转给用户投诉电话应答系统。 配电自动化中的g i s 还可具有配电网发展辅助规划设计功能。 2 2配电自动化系统效益分析 夺最大限度地减少停电对原油生产的影响 配电网自动化系统能自动隔离故障，并对非故障线路恢复供电，缩短停电时间，缩小停 电区域。假设停电范围局限在分支( 缩小5 0 9 6 ) 而不影响非工作区域的原油生产，以2 0 0 4 年胜利采油厂电网全年停电影响的原油产量来算，每年可挽回直接经济损失6 1 7 0 3 万元。 夺提高电网参数录取的准确性和时效性 电网参数录取的准确性和时效性为电量配置和用电管理提供可靠依据，使用电管理水平 不断得到提升。 夺可强化对电网设备的动态管理 通过电网上运行设备的动态管理，实现电网的状态检修，降低了运行维护成本。 夺有效降低工人劳动强度 目前处理电网事故费时费力，配电网自动化的故障识别功能可自动找出故障点范围并快 速进行隔离，只需工作人员根据故障识别系统提供的方位，直接到故障点进行处理即可。 夺提高运行效果与增强可靠性 评估以往的事故处理方法，确定正确方案，可以在将来发生类似事故时进一步减少损失， 降低运行维护费用。 令推迟新建线路的投资时间和规模 通过实施配电网自动化，在保障供电可靠性的前提下最大限度地发挥系统供、配电能 力，从而推迟新的一次设备投资。 夺优化运行 通过配电主站的建设可进行全网的潮流计算，实现电网的最优化运行。 q 油田配电网故障诊断及g i s 应用 水平。总体上讲，配电自动化对通信系统的要求体现在以下几个方面： 通信可靠性 馈线自动化系统f a 的通信系统是在户外安装的，这意味着通信系统要长期经受不利的 气候条件的考验。此外，长时问暴露在强烈的阳光下会导致一些材料的老化。因此，f a 的 通信系统必须设计成为仅通过常规维护就可以在上述恶劣情况下工作的系统。另外，f a 的 通信系统将在较强的电磁干扰( e l e c t r o m a g n e t i ci n t e r f e r e n c e e m i ) 下工作，抗电磁干扰能 力是保证通信系统可靠性必须考虑的因素。 夺通信系统的成本费用 由于馈线自动化通信系统的造价很可观，由此通过恰当选择合适的通信方式，可节省大 笔的建设费用。如果通信方式设计的不合适，有可能会造成过高的建设投资，使锝所建成的 馈线自动化系统的效益难以发挥出来。 夺对通信速率的要求 任何通信系统的带宽都是有限的，带宽越窄通信速率越低。在建设通信系统时，不仅要 满足眼前的通信速率要求，还要考虑到今后发展的需要。对通信速率的要求是在考虑最坏情 形下馈线自动化所需要的通信速率。【9 】 夺双向通信能力 要完成馈线自动化系统中数据的上传和命令的下递，要求通信网络具有双向通信能力。 夺通信不受停电的影响 为满足馈线自动化系统中故障区段隔离以及恢复非故障停电区域供电的功能需求，要求 通信网络即使在停电的地区仍能正常工作。 夺通信系统的使用与维护方便性 馈线自动化的通信系统构成规模往往较大，而且通常采用多种通信方式相结合，因此在 设计上，应考虑尽可能地简化这一复杂系统的使用与维护。光纤效果好，投资巨大，难以承 受；专线通讯又受通讯距离局限，采用通讯距离达3 0 公里以上，并有一定的绕射能力，通 讯速率较高的数传电台，组成了点对点及一点对多点的系统，试点证明运行维护工作量大且 1 1 油田配电网故障诊断及g i s 应用 图2 2 主站配置圈 夺主站软件系统组成 分层开放的软件平台其结构如图2 - - 3 所示，是全开放、跨平台的集成方案。本工程操作 系统采用u n i x 和n t w i n d o 榉s 2 0 0 0 操作系统，历史数据库采用商用o r a c l e 数据库。实肘数 据库常驻内存，支持数据的快速访问和处理。应用软件支撑平台是实时应用的新一代系统， 具有分布式运行管理环境、广义软总线机制、严密的数据一致性、0 p e n g l 图形风格。系统 1 3 油田配电网故障诊断及g i s 应用 提供了强大的网络管理和分布式运行环境，可以很方便的进行网络节点的配置以及运行监视 控制工具。 系统s c a d a d m s 和a m f m g i s 一体化设计使配电网中心主站系统采用基于a r c i n f o 的 g i s 系统，与s c a d a 系统采用体化设计。可充分发挥s c a d a 与g i s 两者的性能，充分满足 配电自动化系统的功能需求，极大的提高了整个系统的性能价格比。 全网图形文件的统一维护和用户计算控制语言可实现高实时性的分布式网络共享 s c a d a d a s 图形文件，在满足画面调用的高实时性指标的同时，使图形文件库在网络上透明 共享，同时为了保证图形文件的一致性，本系统把s c a o a d a s 图形文件集中保存到数据库中。 充分考虑到功能的扩展性，提供了方便掌握并可在线编译加载的计算控制语言。支持用户化 的各类计算及控制。计算语言和控制语言程序启动方式包括定时启动、周期启动和事件触发 等。 夺配电s c a d a 功能 图2 3 主站系统结构 油田配电网故障诊断及g l s 应用 3 2 2 重合器解决方案 重合器具有切断故障电流的能力，利用重合器自身的保护和自动化能实现馈线故障就地 隔离和网络重构的功能。”。 a 重合器方案，就地隔离，避免馈线全线停电和出线开关频繁动作。 b 环路上重合器之间的配合靠重合次数来实现，分段越多，相互配合越困难，尤其是出 线开关速断保护延时的时限越长，对系统影响越大， c 重合器的投资比较大。 重合器d a 解决方案一般用于市郊或农电长馈线，负荷分散、传输容量不大的线路，以 减少重合器多次重合对系统的冲击。 3 2 3 分层处理策略集中控制与分散分布处理相结合 d a 故障自动处理采用分层分布处理，与配电网自动化系统分层结构相关联。一般分为3 个层次：以f t u 为基础，主要完成故障检测与识别；以配电子站为辐射中心，完成在其 辖区内f a 处理和控制；以主站为配调中心层高层次全局管理和网络优化。这3 个层次的 分布处理相互关联，能在底层处理的尽量在底层处理，底层处理不了的，将信息转送上 层处理，以保证d a 处理的快速性、准确性。采用这种分层处理方式，一般故障自动隔离时 间小于3 0 s ，故障后网络重构恢复供电时间小于6 0 s 。 ( 1 ) 、f t u 层故障检测与识别 f t u 主要完成故障检测和故障自动识别。把检测到的故障信号上报配电子站或配电主站， 同时接收来自配电主站或子站的控制命令，执行对开关的操作。配电主站或子站故障自动定 位和隔离的主要判据是f t u 的故障信号。f t u 故障信号的生成，惟一依据是三相故障电流的 大小和所持续的时间，如果要判断故障电流方向，f t u 还必须采集三相电压。f t u 故障类型 识别，主要是区分是单相故障信号还是相间故障信号。f t u 故障检测和故障判断是整个f a 处理过程中一个重要环节。 油田配电网故障诊断及g i s 应用 ( 2 ) 、配电子站层辖区内( 区域性) d a 功能 配电子站是配电网自动化系统的中间层，一般设置在变电站或大型开闭所。配电子站除 完成联上接下、信息传递功能外，同时实现变电站供电范围内的f a 处理功能。配电子站可 以脱离主站独立工作，如图3 1 所示由变电站6 k v 两段母线的出线开关经环网柜组成电力 环路。配电子站系统从环路上f t u 传送来的信息完全可以满足d a 故障处理的要求，实现环 路的故障定位、故障自动隔离和网络重构的功能。最后将d a 处理过程及d a 处理结果及时上 报配电主站系统。 图3 一l6 k v 配电环路 如果电力环路一次结线涉及多个变电站，配电网络重构超出了一个变电站的辖区范围，这种 情况下配电子站只能做到故障定位、故障自动隔离。而网络重构功能上报主站，由主站从全 局出发，按网络优化的原则进行网络重构。 ( 3 ) 、配电主站层全局性d a 解决方案 配电主站是整个配电网自动化的信息中心，信息资源丰富。而配电子站只有辖区内的配 电信息，由于配电子站信息不全，超出了变电站辖区范围，无法完成的f a 功能只能由配电 主站完成。 配电主站系统d a 故障处理软件的特点是： a 主站系统d a 故障处理功能可以作为予站系统d a 处理的备用。根据子站传送上来的d a 处理过程的信息，主站系统一方面可以监视子站f a 处理过程，另一方面当子站f a 处理不成 功时，主站系统通过子站传送来的故障信息，启动主站d a 故障处理软件，完成故障隔离和 自恢复供电功能。 b 主站系统d a 处理软件是全局性的，从网络优化角度出发，完成高层次d a 处理功能。 2 n 油田配电网敖璋诊断及g l s 应用 对于如图3 2 所示两个备用电源以上的比较复杂的电力环路，在子站系统完成故障自动定 位、故障自动隔离之后，网络重构、自动恢复供电方案由主站d a 软件系统实现。主站系统 根据配电网络拓扑关系，计算配电潮流，以网络线损最小为原则，提出1 个或多个系统自恢 复供电方案。 壹电舶i 爱电站2 受毫站3 3 2 4f t u 就地解决方案 图3 26 k v 多电源配电环路 配电网自动化系统要实现d a 功能，必须建立一种可靠、赢效、合理、易于扩展、易于 维护的d a 通信网。随着计算机技术、网络通信技术的快速发展，以光纤为通信介质的光纤 以太网网络通信，在配电系统d a 通信网络中得到应用、与之相匹配的具有网络功能的f t u 相继推出，这是f t u 就地完成f a 功能的基本前提。 光纤以太网网络通信技术为实现f t u 之间相互通信，或监听相邻f t u 与配电子站的通信 信息提供了必要的条件。f t u 就地实现d a 功能，其d a 故障处理的基本原则与分布式d a 处 理相同。f t u 通过网络通信接收相邻f t u 故障电流信息，f t u 就地判断相邻f t u 是否都有或 都没有故障电流信号。若是，则故障不在本线段，若不是，则相邻f t u 一侧有故障电流信号 而另一侧没有，故障就定位在本线段区间内。f t u 就地发操作命令，将各自开关跳开，完成 故障自动隔离。 网络重构自恢复供电，根据环路一次结线情况有两种不同处理方式“”： a 电力环路一次接线是双电源情况，开环点联络开关的f t u 就地控制，自动恢复供电。 b 电力环路一次接线两个电源以上，且馈线上f t u 不在个光纤以太网网段内。这种情 况下开环点f t u 就地控制的判据不全，因此网络重构和自恢复供电由配电子站或主站完成。 2 1 油田配电网故障诊断及g i s 应用 综上所述，f t u 就地实现d a 功能基本条件为： a 配电系统采用网络通信，如光纤以太网，l o n w o r k s 网，c a n 网等。 bf t u 具有相应网络接口。 cf t u 驻留有d a 故障处理软件。 3 2 5 几种故障处理解决方案的比较 几种故障处理解决方案的比较如表3 1 所示。 表3 一ld a 解决方案的比较 序号f a 方案故障隔离时间恢复供电时间应用条件 1 电压+ 时限自动分段数十秒 6 0 s 农电配电网 2 重合器方案 s 级数十秒市郊、农电配电网 3 分层处理 3 0 s 6 0 s通用型 4刑就地处理s 级几十秒只用于网络通信方式 s 级 一次设备采用断路器，站闻 5 保护方式 2 0 0 m s 3 0 0 m s 有信道 由于油田6 k v 配电网大部分是有分支的辐射型接线，以及6 k v 线路管理和6 k v 出线变 电站管理分属两个不同部门的实际情况，结合胜利采油厂配电网的现状，我们在实际应用中 采取分层处理策略一集中控制与分散分布处理相结合的方案。采用主站层和分站层的两层结 构，两层间通过g p r s 和c d m a 构成的通讯网进行信息传递和交换。主站安装在线路管理部门 调度处。分站安装在6 k v 线路主干线始端处和线路较长分支的始端处，利用其故障识别、隔 离及恢复非故障区供电( f d i r ) 功能，实现线路故障区的自动判定、隔离和非故障区的自动 恢复，缩小故障停电范围，故障消除后迅速恢复供电，缩短故障区的停电时间，从而提高供 电的可靠性，减少因停电造成的原油产量损失。 3 3 油田配电自动化中馈线故障诊断和定位 油田电力线路发生的故障绝大多数为短路故障。当发生短路故障时，从电源点到故障点 会流过比正常运行时的电流大很多的故障电流，因此根据馈线各开关是否流过故障电流就可 以判断故障区段。若馈线上出现单一的故障，则故障区段应当位于从电源侧到线路末方向最 油田配电网故障诊断及g i s 应用 后一个经历了故障电流的开关和第一个未经历故障电流的开关之间的区段。 3 3 1 馈线故障区间检测 故障发生后，f t u 检测到故障，f t u 直接上传给主站，主站收齐故障信息后，利用安装 在户外各开关处的柱上f t u 提供的故障过电流信息，完成所有的故障的定位、隔离和恢复。 在主站首先生成描述配电网拓扑结构的网络描述矩阵d ，再根据故障情况下f t u 检测到 的各断路器、开关的故障电流的有无及方向，设置矩阵d 中对角元素的值；修正后含故障信 息的矩阵设为d p ，最后依据矩阵d p 来判断故障区间。判定条件是故障判定的充分必要条件。 ( 1 ) 网络描述矩阵d 以常开型联络开关为分界点对配电网进行分区，仅选择含有故障信息的区间进行运算。 将该区间馈线上的断路器、分段开关和常闭型联络开关当作节点进行编号。然后需要给各馈 线确定一个正方向，并依据这个方向确定各节点的有向连接关系，最后根据各节点的有向连 接关系构造网络描述矩阵d 。 这样来确定馈线的正方向：对于单电源网络，馈线的正方向就是线路功率的流出方向； 对于多电源网络，假定该网络只由其中某一个电源供电( 该电源可以任意选取) 馈线的正 方向就是由该假定电源向全网供电的功率流出方向。若节点i 和节点j 之间存在一条馈线且 该馈线的正方向是由节点i 指向节点j ，则对应的网络描述矩阵d 中的元素d ，j - l ，而d j 。= o 。 由此可见该网络描述矩阵d 是不对称的。 如图3 3 所示，假定供电电源为a ( 也可假定为b 或c ) 。节点编号顺序有意打乱。 a b a b ，c 电源点：_ 箦控点，联络开关i 一假定正方向 图3 3 电源供电模式 油田配电网故障诊断及g i s 应用 根据图3 3 网络描述矩阵d 为： 0 010 0 0 0 0 0 0 0 0 000 0110 0 0 00 0010 0 0o o oo0 0 ooo1o o 0 o o oo0 0 o 0 010 0 000 000 00 0 010 0 000 0 0 0 000 0 0 01 0 o o o o o o o 0 o o o o 0 0 o o 0 0 0 0 00l 00 0 0 00 ( 2 ) 故障判定矩阵d 。 发生单一故障后，若节点i 存在故障过电流且故障过流方向和网络正方向相同，则f t u 向控制中心发送信号1 ，控制中心接收到节点i 发来的1 信号后置d 矩阵中的元素d 。为l ； 若节点i 存在故障过电流且故障过流方向和网络正方向相反，则f t u 不向控制中心发信号 若节点i 不存在故障过电流，则f t u 也不向控制中心发信号。控制中心对没有发送信号的节 点置d 中对应的元素d 。为0 。 若图3 3 中节点3 和节点6 之间发生故障，则修正矩阵d 后的矩阵玑为 ( 3 ) 判断原理 d p 即为故障判定矩阵。判定故障区间的原则是若d 。中有元素能同时满足下面2 个判定条 件，则故障发生在由节点i 和节点j 确定的区段上：d 。i _ l ；对所有d 1 j _ 1 的j ( j i ) ， 都有d j j - o 。这是故障判定的充要条件，不满足该条件的区间一定不是故障区间。如现中d 。= 1 ， d r 3 = 1 ，d 3 a = l ，所以节点1 和节点3 之间无故障。d 。3 = 1 ，d ，5 _ 1 ，d 。= 0 ，节点3 和节点6 满足2 2 4 _ o 0 0 o o 0 0 1 0 0 0 一 o 0 0 0 o 0 0 1 0 o o 0 0 0 1 o o 0 0 0 0 0 o l o o 0 0 0 0 0 0 o 0 1 o o o o 0 0 0 o o 0 0 1 0 o 0 0 o o 0 0 0 0 0 0 0 0 1 o o o o 0 o 0 0 o 0 0 0 o o l 1 0 1 0 0 0 0 0 o 0 0 0 o 0 0 o 0 0 0 0 0 一一 | i 油田配电网故障诊断及g i s 应用 图3 4 配电馈线故障识别过程 5 可进入到以下两种状态： 激发条件：检测到电流小于过流限值并且电压大于得失电压限值并且持续 确认从过流态恢复时限所确定的时间 2 7 油田配电丽故障诊断及g i s 应用 激发条件；检测到电流大于过流限值 6 可进入到以下两种状态： 激发条件：检测电流大于得失电流限值，或电压大于得失电压限值 激发条件：持续处于 在确认断路器动作时限所确定的时间之后 7 可进入到以下两种状态： 激发条件：检测电流大于得失电流限值，或电压大于得失电压限值 激发条件：持续处于 在重合时限所确定的时间之后，条件满足后立即 报l 级警报，为永久性故障。其中，在此之前如发过3 级过流报警则为永久性过流故障， 如发过3 级短路报警则为永久性短路故障 8 可进入到以下两种状态； 激发条件：持续处于 在确认断路器恢复时限所确定的时问 之后，条件满足后立即报2 级警报，为瞬时性故障。其中，在此之前如发过3 级过流报警 则为瞬时性过流故障，如发过3 级短路报警则为瞬时性短路故障 激发条件：检测到电流小于得失电流限值并且电压小于得失电压限值 g 可进入到良下一种状态： 激发条件：报永久性故障，作记录后 1 0 可进入到以下两种状态： 2 8 油田配电网故障诊断及g i s 应用 激发条件：检测电压大于得失电压限值同时电流小于过流限值并且持续处 于确认系统正常时限所确定的时间之后 激发条件：检测电压大于得失电压限值并且电流大于过流限值 1 1 可进入到以下三种状态： 激发条件：检测到电流小于得失电流限值并且电压小于得失电压限值 激发条件：持续处于 在励磁涌流屏蔽时限所确定的时间之后，若 检测电流大于过流限值进入本状态，并且报3 级过流报警；若检测到电流大于短 路限值进入本状态，并且报3 级短路报警 激发条件：持续处于 在励磁涌流屏蔽时限所确定的时间之后，电 流小于过流限值并且电压大于得失电压限值 1 2 可进入到以下两种状态： 激发条件：检测电压大于得失电压限值或电流大于得失电流限值 激发条件：检测到电压小于得失电压限值并且电流小于得失电流限值而且持续 确认无压无流时限所确定的时间之后 3 3 3 运行状态和动作方式 通过设置不同的参数，可使f t u 呈现出两类不同的运行状态： f t u 同变电站保护配合，共同完成故障检测的识别、处理。 f t u 同出口断路器配合实现变电站6 k v 出口线路的保护功能，即取代变电站出口线路的 2 9 油田配电网故障诊断及g i s 应用 保护或该保护仅作为后备保护，在f t u 控制的保护功能失效后才动作，根据各项功能使能标 志，f t u 呈现出以下几种动作方式： 检测故障但不自动跳闸。此情况多用于架空线路的干线上。 确认出口断路器重合闸失败后认为是永久性故障，确认出口断路器重合成功后认为是瞬 时故障。 上。 表3 2f t u 动作方式i l 是否具有开关保护过流( 短路)过流( 短路) 短路过流 i重合闸是否有效跳闸失压保护检测检测 i无( o )无( o ) 无( 0 ) 有( 1 ) 有( 1 ) 过流失压后自动跳闸，不重合。此情况多用于架空线路、开闭所和环网柜的分支线路 当盯u 确认出1 2 ：1 断路器跳开后，f t l i 跳开相应线路的开关，这样可保证变电站出口断路 器一次重合闸成功，同时认为是永久性故障。 表3 3刖动作方式2 l 是否具有开关保护过流( 短路)过流( 短路)短路过流 重合闸 是否有投跳阃 失压保护检测检测 无( 0 )无( o )有( 1 )有( 1 )有( 1 ) 失压跳闸，重合。此情况多用于重合器方式及变电站外第一个出线开关。 f t u 确认出口断路器跳开后，f t u 跳开相应线路的开关，当f t u 确认出口断路器重合成功， 重合相应线路开关( 若f t u 此前曾经重合一次，则闭锁不重合) ：若再次确认出口断路器跳开 后，报永久性故障：若重合成功，报瞬时故障。 表3 4f t u 动作方式3 l 是否具有开关保护过流( 短路)过流( 短路) 短路过流 j重合闸是否有效跳闸失压保护检测检测 i 有( 1 )无( 0 )有( 1 )有( 1 )有( 1 ) 变电站保护不动作，超限值跳闸，不重合。 f t u 确认线路超过“过流限值”或“短路限值”后，f t u 跳开相应线路的开关。报永久 性故障。 3 0 油田配电网故障诊断及g i $ 应用 表3 5f t u 动作方式4 l 是否具有开关保护 过流( 短路)过流( 短路)短路过流 重合闸是否有效跳闸失压保护检测检测 无( 0 )有( i )无( 0 )有( 1 )有( 1 ) 变电站保护不动作，超限值跳闸，重合。 f t u 确认线路超过“过流限值”或“短路限值”后，f t u 跳开相应线路的开关。确认开 关跳开后在指定的重合时问到达后重合。如再次检测到电流超限值，则跳开关，报永久性故 障；若重合成功，报瞬时故障。 表3 6f 1 u 动作方式5 l 是否具有开关保护过流( 短路)过流( 短路)短路过流 重合闸是否有效 跳闸 失压保护检测检测 有( 1 )有( 1 )无( 0 )有( 1 )有( i ) 变电站保护不动作，超限值开关自身保护跳闸，不重合。 这种方式与方式四的区别在于开关是其自身的保护来跳开，f t u 重合闸闭锁后报永久性 故障。 表3 - 1 兀u 动作方式6 l 是否具有 开关保护过流( 短路)过流( 短路)短路过流 重合闸是否有效跳闸失压保护检测检测 无( o )是( 1 )无( o )无( o )有( i )有( 1 ) 变电站保护不动作，超限值开关自身保护跳闸，f t u 完成重合。 开关跳开后在指定的重合时间到达后重合。如再次检测到电流超限值，则重合闸闭锁， 报永久性故障；确认重合成功后，报瞬时故障。 表3 8f t u 动作方式7 【是否具有开关保护过流( 短路)过流( 短路)短路过流 重合闸是否有效 跳闸失压保护检测检测 有( 1 )是( 1 ) 无( o ) 无( 0 ) 有( i )有( 1 ) 变电站出口断路器重合闸闭锁后跳开关，报永久性故障。 表3 - 9f r u 动作方式8 i 变电站一次 开关保护过流( 短路)过流( 短路)短路过流 l 重合闸失败是否有效 跳闸 失压保护检测检测 后跳闸 有( 1 )无( o )无( o )无( o )有( 1 )有( 1 ) 注：表格中的( o ) 表示使失效，( 1 ) 表示使能，表示不选择。 油田配电网故障诊断及g i s 应用 3 4 油田配电网自动化中线路故障的隔离方法 根据油田6 k v 配电网大部分是具有分支的辐射型接线，以及6 k v 线路管理和6 k v 出线变 电站管理分属两个不同部门的实际情况，在配电网自动化技术中，采用主站层和分站层的两 层结构，两层间通过g p r s 和c d m a 构成的通讯网进行信息传递和交换。主站安装在线路管理 部门调度处。分站安装在6 k v 线路主干线始端处和线路较长分支的始端处，利用其故障识别、 隔离及恢复非故障区供电( f d i r ) 功能，实现线路故障区的自动判定、隔离和非故障区的自 动恢复，缩小故障停电范围，故障消除后迅速恢复供电，缩短故障区的停电时间，从而提高 供电的可靠性。但由于6 k v 配电自动化系统与变电站6 k v 出线控制系统没有接口，因此，当 线路发生故障时，就存在着两个系统如何配合来使故障被隔离。 3 4 1 变电站6 k v 出线控制系统 6 k v 线路如图3 5 所示，变电站6 k v 出线控制系统采用电流速断、定限时过流二段式 电流保护和后加速自动一次重合闸。 电流速断定值按最大运行方式下在点发生三相短路的短路电流值整定。为了保证电 流速断保护动作的选择性，速断电流对被保护线路发生短路故障的灵敏性，用保护范围的大 小来衡量。当系统为最大运行方式时，电流速断的保护范围为最大，当出现其它运行方式或 两相短路时，速断的保护范围都要减小，而当出现系统最小运行方式下的两相短路时，电流 速断的保护范围为最小。因此，当系统运行方式变化很大，或者被保护线路的长度很短时， 速断保护就可能没有保护范围，所以，采用定限时过流保护作为线路的主保护来使保护范围 到f l 点，过流保护定值按线路最大负荷电流的1 3 倍整定。其动作时限为0 5 秒。 由于6 k v 线路运行环境差，架空线路故障大都是瞬时性的，在线路被二段式电流保护动 作迅速断开后，故障处电弧即行熄灭，故障点的绝缘强度重新恢复。采用自动重合闸在线路 断开1 秒以后再一次进行合闸，使线路恢复正常运行，大大提高了供电的可靠性。自动重合 油田配电网故障诊断及g i s 应用 限时过流二段式电流保护、一次自动重合闸及后加速保护，电流速断按躲过在最大运行方式 下分站所在分支上阻抗最小变压器低压侧发生三相短路电流整定，过流定值按分站所在分支 最大负荷电流1 ，3 倍整定，其起动时间定为o 5 秒。同时各分站将计算出的电流、电压有效 值、有功功率、无功功率、功率因数、开关量和开关动作事件顺序等上传给主站，并执行主 站的遥控命令。 3 4 3 变电站6 k v 出线控制系统与配电网自动化系统分站的配合 线路上发生故障时，根据上述确定的变电站6 k v 出线控制系统与配电网自动化系统分站 各自动作特性，分析两系统间切除、隔离故障和恢复供电的配合方式。 如图3 5 所示当在线路主干f 2 点发生永久性故障时，有二种动作事件顺序。一是故障 发生在变电站电流速断范围内，则变电站电流速断保护跳闸，同时f d l 过流跳闸，接下来变 电站在1 秒后重合闸成功，f d l 在2 5 秒后重合于故障，而变电站电流速断保护再次跳闸， 同时f d l 后加速跳闸，接下来变电站在1 秒后重合闸成功。二是故障发生在变电站电流速断 范围外，则变电站电流速断保护不动作，而是过流保护动作，由于变电站过流保护存在0 5 秒的起动时限，因此，f d l 过流先跳闸，变电站过流保护未能起动而复归，接下来f d l 在2 5 秒后重合于故障后加速跳闸。这样就把线路主干线厶处的故障隔离在f d l 外。 当在线路分支点发生永久性故障时，有三种动作事件顺序。一是故障发生在变电站电 流速断范围内，则变电站电流速断保护跳闸，同时f d l 过流保护跳闸，f d 3 速断保护跳闸， 接下来变电站在1 秒后重合闸成功，f d l 在2 5 秒后重合成功，f d 3 重合于故障，则变电站电 流速断保护再次跳闸，同时f d l 过流跳闸，f d 3 后加速跳闸，接下来变电站在1 秒后重合闸 成功，f d l 在2 5 秒后重合酉吕幢涞缯驹秒后重合闸成功，f d l 在2 5 秒后重合成功。二是故障发生在变电站电流速断范围外，变电站电流速断保护不动作 ，而是过流保护动作，由于变电站过流保护存在o 5 秒的起动时限，因此，f d l过流先跳闸 。f d 3 速断跳闸，变电站过流保护未能起动而复归，接下来f d l 在2 5 秒后重合成功，f d 3重合于故障，fdl过流保护再次跳闸，fd3后加速跳闸，fdl在25秒后重合成功。 油田配电网故障诊断及o i s 应用 不起动，f d 3 二段式电流保护动作跳闸，接下来f d 3 重合于故障后加速跳闸。这样就把线路 分支f 。处的故障隔离在f d 3 外。 采用上述两系统配合方式，根据线路故障发生的形式、类型和地点，通过变电站6 k v 出 线控制系统与6 k v 配电自动化系统分站产生的动作事件顺序，可将线路故障隔离在最小停电 范围内。 ( 1 ) 如果故障点处于变电站电流速断保护范围，变电站内断路器最多分、合闸4 次， 并大大提高了重合闸成功率，同时把故障隔离在f d l 之外，有利于线路管理部门对故障点的 搜查、定位和排除。 ( 2 ) 分站f d 采用重合闸，有利于消除线路瞬时性故障，大大提高了供电的可靠性。 ( 3 ) 线路分支上分站与主干线分站的配合，将分支故障隔离在分支范围内，大大缩小 故障停电范围。 ( 4 ) 线路管理部门根据上传的各分站动作事件顺序和最终开关状态，可迅速锁定故障 点位置，大大缩短了故障区的停电时问。 3 。5 胜利采油厂典型线路故障处理过程案例分析 甲变电站 d 1d 2 圈3 6 胜利采油r 典型6 k v 线路结构圈 图3 6 胜利采油厂典型6 k v 线路结构圈 油田配电网故障诊断及g i s 应用 图3 6 是胜利采油厂典型6 k v 线路结构图，分别举例说明在d 1 点和d 2 点发生故障时 的处理过程，d 1 点d 2 点分别模拟了主干线故障和支线故障。 当故障点d 2 在分支线上时，故障直接由7 # 开关的保护装置直接切除故障，同时f t u 将故障的相关信息发到主站系统，主站系统在界面上以告警和动态着色的方式显示出来。 当故障点d 1 在主干线上时，保护正确动作的情况下。应该由变电站断路器c b l 切除 故障，1 、2 开关均不动作，1 、2 开关的f t u 将收集到的故障信息发送到主站系统，主站系 统用收到的1 、2 开关的f t u 故障信息和调度转发的变电站出口开关c b i 的故障信息根据 网络拓扑信息计算给出故障点和故障隔离的方案，即：分开关2 、3 、7 ，然后等确认2 、3 、 7 开关正确动作后。在发送变电站开关合的请求给调度系统。这样就完成了故障的隔离功能。 在完成故障的隔离功能后，主站系统给出合开关4 的非故障区段恢复供电方案。在d 1 点发 生故障的情况下，如果出现变电站开关没有跳闸，而出现线路开关l 或2 跳闸的情况，主站 可以根据收集到的1 、2 开关和变电站开关故障信息，定位出故障点d 1 后，根据网络现有状 态和故障的正确隔离方案，给出将网络状态调整到故障正确隔离的状态的开关动作命令( 即： 合开关1 ，分开关2 、3 、7 ) ，然后给出网络的非故障区段恢复供电方案，即：合开关4 。 3 6 关于油田配电网中单相接地故障诊断方法的探讨 3 6 1 中性点接地方式 在我国电力系统中单相接地短路约占各种短路的7 0 8 0 。因此，单相接地故障的识别、 定位等对电力系统的安全具有重要意义。 电力系统中采用的中性点接地方式，通常有中性点直接接地、中性点经消弧线圈接地 和中性点不接地三种。中性点直接接地方式的电网又称为大接地电流系统，中性点不按地或 经消弧线圈接地方式的电网又称为小电流接地系统。 大接地电流系统中发生单相接地短路时，故障相流过的短路电流较大，对设备造成的 危害较大，继电保护必须通过断路器切除故障。 3 6 油田配电网故障诊断及g i s 应用 小电流接地系统中发生单相接地时，因不能形成短路电流的通路，不会产生大的电流， 设备允许继续运行。因此不要求继电保护快速动作切除故障。但是，由于单相接地后，完好 相对地电压要升高。往往造成设备绝缘击穿故障扩大。因此，必须及时发现单相接地故障