智能配电网的故障处理自动化技术

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

2、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

3、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

4、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

5、测距、定位方法一般在配电系统不适用。而配电系 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，

6、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

7、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

8、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

9、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

10、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 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

11、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

12、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

13、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

14、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

15、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。 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

16、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

17、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：基于稳态零序电流和零序电压的基波 或高次谐波的计算和分析的方法；基于暂态的电压电流采集和计算分析的方法；通过改变网络

18、结构 （投切电阻、调节消弧线圈参数等）检测系统电量变化的方法；向系统注入特殊型号的方法等。 上述方法中，有的是只适合在变电站使用，有的是在线路上使用时，准确度较差，或费用太高， 不适合在配电系统中推广，有的只适合在特殊系统中使用。 下面介绍一种智能中阻接地方法： 主要原理：在发生单相接地故障时，在变电站中性点（或接地变的中性点，无中性点时可接在 某条出线上）的动态阻性负载装置自动短时投入，在变电站和现场接地点之间产生特殊的小的信号 电流（最大不大于 40A ），变电站故障出线和线路故障分支点处安装的故障指示器，检测到这个电流 信号，可自动动作指示，达到指示故障的目的。 见图一。在变电站安装一个

19、动态阻性负载信号源装置，当出现一个单相接地故障时，中性点会 出现偏移电压， 其控制器检测到偏移电压大于一个设定值时（比如 30% 相电压），并保持了一定的时 间（比如 5-10 秒），则信号源装置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内部接地电阻 在控制器控制下会按照一个特殊的编码规律变化，从而使得叠加在故障线路故障相上的电流也

20、按照 一个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。 动态阻性负载装置 图1变电站内接线示意图 在变电站出线或配电线路的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，能够解调出信号电流的指示器，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。介绍如下： 图2故障检测系统原理说明 接线和安装如上图所示 （1） 发生单相接地故障后，变电站的信号源延时几秒后自动投入工作10秒后

21、退出； （2） 安装在变电站出线的故障指示器指示出故障出线（k号指示器动作）； （3） 选线装置自动显示和记录故障出线，并可通过适当通信方式上报变电站自动化系统和远程 调度自动化系统； （ 4）安装在线路上处于故障通路上的的故障指示器自动翻牌，给出红色指示。 如上图所示， k1-k3 号指示器动作，其它不动。说明故障在 k3 和 k7 之间。如果发生相间短路故障，信号源不动作，其 它同步骤 3 5。 该方法有如下一些特点： （ 1）动态阻性负载信号源在故障后短时投入，产生特殊的接地信号电流，对它的检测和识别不 受系统运行的影响，与线路分布电容、线路长短、有无消弧线圈等因素无关，不仅可以在变电站

22、准 确选出故障出线，而且可以在线路上准确定位故障区段和故障分支。 （ 2）动态阻性负载信号装置在故障后延时投入，保证了消弧线圈可以发挥消弧作用，保证从而 瞬时性故障可以自动消除。 （ 3）不影响系统安全运行，在发生接地时，短时（几秒钟）通过专用设备接入被动阻性负载， 电力系统本身只是感觉线路电流有一点变化，不会对运行设备产生任何不良影响，平时装置不承受 高压，安全可靠。 （ 4）利用短路故障指示器原有的成果，将二者结合起来，形成的二合一指示器具有经济实用、 使用方便、全户外免维护等优点。故障指示器可批量安装，产生较好的经济效益和社会效益。 （一）基于故障指示器技术的故障自动定位系统 利用故障指

23、示器的状态指示可以帮助巡线人员从变电站沿着故障电流通路方向或故障信号电流 方向找到故障点。在城市电网、交通便利地区一般沿着故障电流通路方向巡线比较容易，但在郊区、 农村、山区有时就比较困难一些，因此定位故障区段、故障点需要的时间就会长一些。如果我们不 到现场巡线就能知道故障区段和故障位置，在很多情况下会大大提高故障的处理速度和效率，从而 能减少停电时间和更快的恢复故障区域的供电，提高供电可靠性。一种基于故障指示器技术的故障 自动定位系统较好的解决了该问题。给现场安装的故障指示器分别进行地址编码，故障后这些动作 了的故障指示器借助于适当的通讯通道，将地址信息发送到监控中心，监控中心装有一套基于地

24、理 信息系统（GIS）的故障定位软件。在具有地理背景的配电网络接线图（地理延布图）上，都标出了 与现场实际安装的指示器地址码一致的故障指示器。故障后，在收到现场发回来的动作了的故障指 示器的地址码后，计算机系统自动进行网络拓扑分析、故障定位分析，自动给出故障位置信息。 故障定位系统还可以分为“一遥”和“二遥”的系统： “一遥”配网故障自动定位系统包括：故障检测探头FI、子站、中心站、主站和通信系统。通 讯系统分为：探头到子站之间的短距离传输系统、子站到中心站的GSM手机短消息、或GPRS通信 系统和中心站到主站之间的网络通信。 系统出现短路或接地故障时， FI 检测到短路故障电流或特定信号电流

25、流过，指示器动作，通过 短距离通信系统，将动作信号传送给相隔 210m的子站。当线路上任何一点发生单相接地故障时， FI 检测流过本线路的特定序列信号或者接地零序电流信号。 对于架空系统，通过无线系统将检测结果发送给子站。子站安装在线路的分支处，可以接收多 只FI （分别在两个分支的 6相线路上）发送过来的动作信息。 对于电缆系统，指示短路和接地故障的指示器通过塑料光纤与面板型指示器相连，面板型指示 器可以给出就地的 LED 发光指示，还可以通过电子开关触点输出与子站连接。 子站在收到动作信息后， 将动作分支的FI地址信息通过 GSM（或GPRS）通讯系统发给主站（后 台）系统，主站（后台）系

26、统进行网络拓扑计算分析，将故障信息以短信方式通知有关人员，并与 地理信息系统相结合，可以直接显示出故障点地理位置信息，并在地理背景上显示出来，还可以打 印出地理位置信息。运行维修人员可以直接到故障点排除故障。 “二遥”故障自动定位及负荷监控系统 该系统以带电流测量功能的二遥故障指示器为基础。带电流测量功能的电缆型短路故障指示器 主要用于电缆线路的短路故障检测及线路负荷电流的测量。指示器正常情况下监测电缆线路的负荷 电流，并定时上传负荷电流数据。当线路出现短路故障或接地故障时，指示器自动识别短路故障电 流特征（或接地信号电流特征） ，并给出短路（或接地）故障指示信号，同时通过塑料光纤将故障信 号

27、以及电流信息上传给光纤数据采集器及面板型指示器。 二遥通信终端作为实用的配电自动化系统中的两遥（遥测、遥信）功能的配电终端装置，安装 于环网柜、开闭所内。该终端将安装在线路上的故障指示器发送过来的线路负荷电流、故障动作信 息和线路上的开关状态信息接收后进行分析、编译，通过 GPRS 通信方式将信息发送给配网主站， 实现配电网的负荷监测、故障检测和定位功能。 通过实施实用的“二遥”故障自动定位及负荷监控系统，可以在不改造一次设备的情况下，通 过有限的资金投入，实现基本的二遥功能，实现故障的快速定位，减少故障巡查和故障处理时间； 实时监测电流和开关状态，实现对配电网的基本监测，符合配电自动化系统的实用化发展方向 6 结束语 本文概述了故障处理自动化的一些新技术，利用网络式保护技术，可解决传统电流保护原理用 在短距离、多级开关串联的线路上保护的选择性和快速性矛盾，做到线路任何一点故障都可以由距 离最近的开关速断跳闸，保证停电面积最小；利用分布式智能技术可以在不依赖通信和主站系统的 情况下，就地快速隔离故障区段，恢复