配电网故障处理研究

2024-08-03

配电网故障处理研究（精选10篇）

配电网故障处理研究篇1

摘要：东莞供电局调度分部经长期实践研究, 研发了一套配调集约化辅助支持平台, 通过在跳闸馈线SVG图纸上实现点图操作, 挂牌记录设备状态, 自动生成事故处理记录及图形化展示事故处理进度等, 提高了事故处理过程记录数据的准确性, 避免了人工错漏造成处置失当问题, 同时也提高了调度事故处理效率。

关键词：配电网,事故处理,图形化,SVG图纸,点图操作

目前, 配网调度在10k V馈线跳闸处理过程中, 依靠打印纸质的10k V馈线单线图, 通过调度电话指挥故障抢修、事故处理工作, 再人工记录事故处理过程, 存在诸多不足, 包括: (1) 配电网10k V馈线跳闸失压事件发生频繁, 每次均需打印1至4张A3纸质图纸, 打印耗时和纸张消耗大; (2) 跳闸馈线的纸质单线图越积越多, 难以快速查找和管理; (3) 可能存在记录错漏现象, 导致后续事故处理工作指挥错误。

为此, 东莞供电局根据上述需求研发了一种高效方法:基于配调集约化辅助支持平台图档管理模块和跳闸记录模块, 在跳闸馈线的SVG图纸上实现点图操作、挂牌记录设备状态、自动生成事故处理记录、图形化显示事故处理进度等功能, 实现无纸化办公, 敏捷办公和可视化办公。

1. 配电网现状

据统计, 超过85%的故障停电是由于配电网故障造成的, 因此提高调度员配网事故处理的效率具有重要意义。

配网调度管辖设备数量庞大, 接线复杂, 自动化程度低, 事故处理工作的开展需要大量图纸与客户侧资料等信息的全面完备来支撑。目前, 配电网事故处理大多以图纸为依据, 现场落实为准, 进行调度操控, 最后手工回填记录至事故处理模块。与主网调度不同的地方在于:配电网10k V出线后数量庞大的电气设备 (包括开关站、配电站与杆塔设备等) 无法实时监控, 趋于盲调。这种手工打字记录方式记录速度慢, 容易出错, 漏记或误记处理过程都容易造成很大的人身设备风险。

配电网事故处理全过程图形化展示和自动记录的引入具备以下现实意义:

(1) 合理利用现有平台资源, 基于快速响应的SVG图纸应用实现点图操作和全过程记录。

(2) 结合图形化展示, 为调度员直观的展示事故处理情况。

(3) 节约资源, 实现无纸化办公。

2. 图形化展示和自动记录

2.1 配网故障发生后的开关位置初始化:10k V馈线跳闸发生后, 经过当值调度员确认, 系统将自动在站内出线开关处置位并挂上热备用牌, 实现系统设备状态与实际故障状态自动同步和实现系统SVG图纸的实时更新, 保证在系统各模块和各环节设备状态和SVG图纸的一致性, 为系统提供可靠实时的数据, 如图1所示。

2.2故障处理的点图操作及记录的自动生成:当值调度员进行故障处理时, 可直接在系统中打开对应的馈线SVG图纸, 对故障点需要操作设备进行点图操作, 实现设备的实时置位, 在置位同时实现对应操作步骤的实时记录, 并自动生成操作语句记录到对应的工单操作内容中, 不需在操作后再进行手工录入的工作量, 保证调度员故障处理操作与操作记录的一致性, 为故障抢修工作争取更充裕的时间, 确保调度员故障处理操作与操作记录的准确性, 为故障抢修的安全性做好保驾护航, 如图2所示。

2.3配电网事故处理图形化展示:当值调度员确认处理记录后, 系统通过工单共享处理结果到各权限账号, 同时更新实时图纸, 方便其他调度员、现场检修人员、管理人员等实时了解相关相关故障复电进度, 通过图形化显示与文字查阅方式对比的方式对整个事故处理进度进行展示, 对故障情况了解更直观更易于掌握。调度员可以充分了解电网各线路的故障抢修情况, 做好调度工作的准备, 实现敏捷办公;现场检修人员可以充分清楚本次故障抢修点位置和抢修范围, 实现快速抢修, 保证用户的利益, 提高供电可靠性;管理人员可以充分了解故障处理的合理性, 对相关人员进行考核, 实现客观考核, 保证考核的公平性。

3. 延申应用

在配网自动化程度低的现状下, 配网设备操作图形置位的应用, 对实时了解更新配网电网设备的运行状态具有重要意义。依据同一原理, 根据操作置位结合GIS拓扑关系, 对馈线转供方式、停电影响用户的追溯等业务功能都能实现很好的展示。

结论

配电网事故处理全过程图形化展示和自动记录是一种方便调度员对配电网事故全过程管控的系统功能。本功能合理利用现有的SVG图纸平台资源, 实现事故处理的点图操作、设备状态挂牌、自动生成记录以及事故处理的实时展示功能, 大大减少了调度员事故处理时回填记录的时间, 提高工作效率。

参考文献

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[2]刘健.配电网故障处理研究进展[J].供用电, 2015 (4) :8-15.

[3]赵玺, 肖啸, 康林春, 等.关于配网调度图型化智能防误操作系统的现实意义及运用前景的综合分析[J].中国电业 (技术版) , 2012 (12) :203-206.

配电网故障处理研究篇2

【关键词】配网自动化；故障处理模式；馈线

【中图分類号】F407.67 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0200-02

随着配网自动化的发展，我国应用较为广泛的辐射网供电结构，正逐步向手拉手供电的环网结构改造。这种手拉手供电的配网结构可使接入该网的用户具有两个或两个以上电源供电的可能性。文章主要讨论在该配网结构中的三种故障处理模式：基于主站监控的故障处理模式、基于系统保护的故障处理模式以及基于重合器的故障处理模式。

1、基于主站监控的馈线故障处理模式

基于主站监控的馈线故障处理是指完全由主站实现的馈线故障紧急控制。配电主站是大型配电网自动化建设的核心，作为控制中心，它依赖于通理、资料管理，使配电主站的功能更综合、更紧密、更强大，成为信，实现配电网全局性的数据采集与控制。在这种模式中，需要在各开关上装设馈线终端单元（FTU）。在正常情况下，各FTU分别采集相应柱上开关的运行情况信息，如负荷、电压、功率和开关当前位置、贮能完成情况等，并将上述信息由通信网络发向远方的配电网自动化控制中心。各FTU还可以接受控制中心下达的命令进行相应的远方倒闸操作。在故障发生时，各FTU记录下故障前及故障时的重要信息，如最大故障电流和故障前的负荷电流、最大故障功率等，并将上述信息传至控制中心，经计算机系统分析后确定出故障区段和最佳供电恢复方案，最终以遥控方式隔离故障区段，恢复健全区段供电。同时，以GIS为平台实现了配电网的设备管理、资料管理，使配电主站的功能更综合、更紧密、更强大，成为提供配电网保护与监控、配电网管理与维护的全方位自动化运行管理系统。

主站实现的馈线自动化功能如下：（参见图1所示系统），当Sl与S2之间发生故障F1（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，实现故障识别：再根据装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开Sl和S2实现故障隔离，并遥控合上线路出口的断路器B1，最后合上联络开关S3，完成向非故障区域的恢复供电。

这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸功能，能够快速切除故障，在几秒到几十秒内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。主站监控方案中故障识别、故障网络拓扑分析、故障定位、故障负荷转移都由配电主站集中处理，形成顺序控制策略，再通过远方通信逐项完成。配电网紧急控制功能及逻辑完全设置在主站中，对配电终端仅要求具有RTU功能。该方案是目前馈线故障处理的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化系统中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。但是，采用这种方案的系统，所需要的设备多，必须要建设有效而又可靠的通信网络，还存在电源问题，因此建设费用很高。且对配电网通信的依赖性强，当通信系统发生故障或控制中心故障时，不可避免地会导致整个控制系统瘫痪，失去故障隔离、恢复供电功能。这种完全依赖通信的主站集中式控制模式可靠性较差，应当考虑紧急控制功能的分布实现与下放。

2、基于重合器的馈线故障处理模式

配电系统发生故障后，该模式通过安装在馈线上的重合器与分段器的动作配合实现故障的判断、隔离与恢复非故障线路的供电，整个故障处理过程无需通讯与子站/主站系统的参与。根据故障判断原理的不同，该模式又可分为以下三种。

2.1 重合器+电压检测处理模式

此故障处理模式不需要通信手段。变电站出口开关具有故障跳闸并可进行两次重合。配电线路分段开关为电压一时间型分段器，当开关两侧失压后可自动分闸。当一侧加压后，经过一定的延时t后可自动合闸（常开开关要等判断出故障位最后再合闸，因此对应的t延时要比常闭的时间长，记为t1），进入故障检测阶段，合闸于故障时，在未超过时限t2的时间内再次失压，开关将分闸并闭锁。当L2线段上发生故障时，K1跳闸，S1、S2由于两侧失压自动分闸，K1经一定延时后第一次重合，S1的右侧感受到电压，经t延时后自动合闸，S1进入故障检测延时阶段（经t2延时后复位）。由于发生故障，K1再次跳闸，S1在t1延时内失压，半分闸并闭锁。K1经一定延时后第二次重合，恢复到L1的供电。由于联络开关S5也是电压一时问分段器，因此在上述故障处理过程中，S5的上侧将检测到失压，经t1延时（此时已将故障段的一侧开关Sl闭锁）后闭合，剩下的过程与上述过程同。

2.2 重合器+电流检测处理模式

此故障处理模式不需要通信手段。变电站出口开关具有检测故障电流并按预定的次数进行多次重合功能，重合失败则闭锁。配电线路分段开关为过流脉冲计数型分段器，当流过故障电流次数超过整定次数时，在无电流状态下分闸。K1重合次数整定为3次，Sl计数次数整定为3次，S2计数次数整定为2次。当L2线段上发生故障时，S1、S2过流计数1次，K1跳闸后第一次重合，如为瞬时故障，则恢复供电，S1、S2经过一定时间后自动计数清零。如是永久故障，S1、S2过流计算为2次，K1再次跳闸，由于S2的过流次数达到限值，S2进行分闸。K1经一定延时后第二次重合，S1过流计数为3次，K1跳闸，由于S1的过流次数达到限值，S1进行分闸，将故障段IJ2隔离。K1经过一定延时后第三次重合，实现对线路L1的恢复供电。

以上两种方式都属于重合器和分段器相配合的方式。这种基于重合器和分段器配合的系统具有结构简单、建设费用低廉的优点，而且不需要建设通信网络，所有设备均是自具的，因此不存在电源问题。但是这种方式存在以下不足：

（1）这种方式虽然在发生故障时，能够判断故障区段，并能自动隔离故障区段，恢复健全区域供电，但是在正常情况下，却不能实时监视线路的负荷，因此无法掌握用户用电规律，也难以优化和改变运行方式，在事故后配电网络重构时，也无法确定最优恢复方案。

（2）在发生了单相接地的异常情况下，不能为单相接地的查找提供辅助信息。

（3）这种方法在多于两个电源的开环运行的网络中，当故障发生后，虽然可以自动隔离故障区段，但是在恢复健全区段供电时，无法优化确定最佳恢复方式；在环网闭环运行方式下，自动隔离故障区段的作用难以实现。

（4）在非正常运行方式下，即联络开关处于合闸状态，而将馈线上其他分段开关分断作为临时联络开关使用时，因与分段器的常规整定情况不符，这种系统将会发生紊乱。为此需派人去现场重新设置定值，非常不方便。

（5）这种系统在线路故障时，分段开关不立即分断，而要依靠线路出口的重合器跳闸，这样做是不理想的，主要表现为：切断故障的时间较长，且对设备冲击较大；依靠线路出口的重合器保护整条馈线，降低了系统的可靠性；由于必须分断重合器，因此实际上扩大了事故范围，若重合器拒分，會进一步扩大事故范围。

2.3 重合器+重合器处理模式

用重合器代替图1中的各自动配电开关，当馈线上发生故障时，如果流过重合器的电流超过其定值或重台器失压，则重合器跳闸，并按预先整定的动作顺序和次数进行合一一分的循环操作。若重合成功（瞬时性故障），则终止后续动作，经一定延时后的合闸操作后闭锁在分闸状态，馈线的故障区段被隔离，这时只能通过手动解除闭复归，准备好下一次的动作；若重合不成功（永久l生故障），则完成整定次数锁。显然重合器是通过对重合次数和动作特性（时间一电流特性）的整定实现对故障区段隔离和对非故障区段的恢复供电。由此看出：采用这种方法，故障发生时不会影响线路健康段的供电连续性，停电时间也最短，供电质量得到了很大的提高。然而重合器和重合器配合的方式也存在以下不足：

（1）重合器也要多次重合才能隔离故障，对配电系统和一次设备冲击影响较大。

（2）环路上重合器之间保护的配合靠延时实现，显然分段越多，保护的级差越难配合。

（3）为与重台器保护级差配合，变电站出线断路器是最后一级时限速断保护，分段重合器越多，出线开关限时速断保护延时就越长，对配电系统影响也越大。

（4）由于要求重合器的开关具有切断故障电流的能力，开关容量大，因此投资比较大。

3、基于系统保护的馈线故障处理模式

系统保护模式是利用良好的网络通信和分散安装的配电终端实现的具有特殊原理的全线速动式区域性馈线保护。在馈线网络上发生相问故障或三相故障后，安装在各开关处的FTU立刻起动，并判断自身的功率方向，然后通过快速现场总线与相邻FTU通信，综合比较后确定出发生故障的区段，跳开该区段两端的开关，完成故障隔离。

如图2所示，该系统采用断路器作为分段开关。当F1处发生永久性故障时，URl、UR2、UR3立即起动，并计算自身状态。由图中故障位置可知，URl、UR2过流且功率方向为正，UR3失压且无流。

为了确保通信的可靠性、实时性，由各FTU依次向其相邻的FTU发送自身的故障状态信息。URl本身故障状态为过流且功率方向为正，并收到UR2的过流且功率方向为正的报文，判断出故障不在A、B之间，于是将A闭锁。

UR2本身故障状态为过流且功率方向为正，并收到URl和UR3的状态报文。URl的状态为过流且功率方向为正，UR3的状态为失，NN无流，因此UR2判断出故障发生在B、c之间，于是瞬时跳开B。

UR3本身故障状态为失压且无流，收到的UR2的故障状态信息为过流且功率方向为正，判断出故障发生在B、c之间，但因为UR3自身故障状态为失压且无流，所以它并不立刻跳开c。

UR2跳开B后，经一很短延时使其重合。因为故障仍然存在故UR2加速跳开B并将其闭锁，然后再向c发令，使其跳开，完成故障隔离。

c跳开后，UR3向UR4发合闸报文，这时UR4可根据故障前c、E两处的负荷情况判别是否合上联络开关D，恢复CD段供电。

馈线系统保护在很大程度上延续了高压线路纵联保护的基本原则，在通信方案上借鉴了全分布式母线保护的原理。它利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复供电一次性完成。它具有以下优点：一次性快速处理故障，进一步提高了供电可靠性；快速切除故障，由于故障切除时间很短，对于绝大多数电动机类负荷的电能质量没有影响；直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；保护功能完全下放到FTU，无需配电主站、子站配合，使馈线故障的处理具有更高的可靠性。

然而，这种模式是依靠相邻FTU之间进行可靠快速的通信来完成故障处理的，对配电网通信条件和FTU硬件水平的要求较高。但随着配网自动化技术的发展，很多大中城市的城市配电网都建成了条件很好的通信网络，并采用具有先进硬件平台的FTU，因此完全可以利用此模式来完成故障处理功能。

4、结语

配电网故障处理研究篇3

关键词：智能电网,配电网,配电自动化,故障定位,故障恢复

0 引言

配电网自动化是减少停电时间、缩小停电面积从而提高供电可靠性的重要手段。在配电网发生故障后,根据馈线终端单元(FTU)上报的信息及时准确地判断出故障区域,并采取有效措施隔离故障区域、恢复健全区域供电是配电网自动化的关键技术之一,近年来已经取得了大量的研究成果[1,2,3,4]。

由于配电设备、配电自动化系统和通信网络一般工作在户外的恶劣环境下,容易发生漏报或错报故障信息的现象,因此要实现故障自动处理必须解决非健全信息下容错故障诊断和不确定故障定位条件下的故障恢复步骤2个问题。

在非健全信息下容错故障诊断方面,研究人员分别提出了基于遗传算法[5,6]、粗糙集和神经网络[7]、模糊推理[8]、贝叶斯方法[9,10]的配电网故障不确定定位方法,具有一定的容错能力。

在配电网故障恢复步骤方面也取得了一些研究成果[11,12,13,14],例如:针对开关拒动的情况对恢复策略进行了一些改进[11]、对配电网大面积断电快速恢复过程中的开关操作顺序进行优化[12,13]、基于模糊集技术的配电网供电快速恢复方法[14]等。

上述研究成果具有一定的参考价值,但是还有必要进行更加深入系统的研究,例如:将故障信息与其他相关信息相融合后提高非健全信息下故障诊断的容错能力、故障定位不唯一条件下的故障恢复步骤和闭环配电网故障处理等。

1 非健全故障信息故障诊断

配电网非健全故障信息是指当馈线发生故障后配电自动化主站收到的各个采集装置上报的存在漏报、误报和错报的故障信息。

1.1 开环配电网故障信息

1.1.1 故障信息的漏报和误报

漏报故障信息的原因一般有:通信障碍、采集装置故障、采集装置后备电源故障、电流互感器故障、采集装置的故障电流提取方法缺陷等。误报故障信息的原因一般有:采集装置故障、电流互感器故障、采集装置的故障电流提取方法缺陷等。

设第i台开关流过故障电流但是漏报故障信息的概率为pM,i,则正确上报的概率为。设第i台开关没有流过故障电流但是误报故障信息的概率为pE,i,则不误报的概率为。pM,i一般可以取为0.1～0.2,pE,i一般可以设为0.05～0.10。

设开关i流过故障电流的估计概率为,则没有流过故障电流的估计概率为,且有:

$\hat{p}_{C, i} = {\begin{cases} p_{Μ, i} 未收到故障信息 \\ 1 - p_{E, i} 收到故障信息 \end{cases} (1)$

1.1.2 开关状态估计规则

对于采用了过流脱扣或本地保护措施的情形,配电自动化系统可以根据收到的各个开关的状态及是否在故障时刻(故障时刻以变电站内10 kV出线开关保护动作时刻为准)发生了跳闸,来对故障进行辅助判断,以提高判断准确性。

但是,配电自动化系统主站收到的开关状态信息同样也会由于开关辅助接点抖动、自动化终端的电源失去或通信通道障碍等原因而出现不准确的现象,因此首先需要对开关状态进行估计或确认。

1)开关带电且处于合闸状态的判断条件

若满足下列条件之一,则可取概率(一般为0.85～0.95)估计第i台开关带电且处于带电合闸状态:①流过第i台开关的电流(或功率)显著不为0且采集值存在明显波动;②流过第i台开关的下游开关的电流(或功率)显著不为0且采集值存在明显波动;③流过第i台开关的上游开关的电流(或功率)采集值存在明显波动,并且没有在故障时刻发生明显下跌或发生下跌的跌幅比开关i流过的电流(或功率)幅度小得多。

若上述条件成立h条次,则第i台开关带电且处于合闸状态的估计概率为,有

$\hat{Ρ}_{Η, i} = 1 - (1 - \hat{p}_{Η, i})^{h} (2)$

2)开关因故障而跳闸的判断条件

若满足下列条件之一,则可取概率(一般为0.8～0.9)估计开关i因故障而跳闸:①若第i台开关存在上游开关,且流过该上游开关的电流(或功率)在故障时刻突然下跌,跌幅大约为第i台开关流过的电流(或功率)幅度;②若流过第i台开关的电流(或功率)在故障时刻突然下跌至大约为0;③收到第i台开关在故障时刻的由合变分的信息。

若上述条件成立h条次,则计算开关i因故障而跳闸的估计概率为,有

$\hat{Ρ}_{Τ, i} = 1 - (1 - \hat{p}_{Τ, i})^{h} (3)$

3)综合判断

当根据以上2个判断条件得到的估计结果不矛盾时,第i台开关带电且处于合闸状态的概率为PH,i,第i台开关因故障而跳闸的概率为PT,i,有

$\begin{array}{l} Ρ_{Η, i} = \hat{Ρ}_{Η, i} (4) \\ Ρ_{Τ, i} = \hat{Ρ}_{Τ, i} (5) \end{array}$

当根据以上2个判断条件得到的估计结果存在矛盾时,分别修正PH,i和PT,i,有

$\begin{array}{l} Ρ_{Η, i} = \frac{\hat{Ρ}_{Η, i} (1 - \hat{Ρ}_{Τ, i})}{\hat{Ρ}_{Τ, i} (1 - \hat{Ρ}_{Η, i}) + \hat{Ρ}_{Η, i} (1 - \hat{Ρ}_{Τ, i})} (6) \\ Ρ_{Τ, i} = \frac{\hat{Ρ}_{Τ, i} (1 - \hat{Ρ}_{Η, i})}{\hat{Ρ}_{Τ, i} (1 - \hat{Ρ}_{Η, i}) + \hat{Ρ}_{Η, i} (1 - \hat{Ρ}_{Τ, i})} (7) \end{array}$

1.1.3 故障相关信息融合

1)开关因故障跳闸信息的融合

若第i台开关采用了过流脱扣或本地保护措施(即为“电流型”开关),当某次故障后,在配电自动化主站根据收到的信息判断出该开关因故障而跳闸的概率为PT,i的条件下,该开关流过故障电流的概率pC,i为:

$p_{C, i} = 1 - (1 - \hat{p}_{C, i}) (1 - Ρ_{Τ, i}) (8)$

在配电自动化主站无法判断出该开关因故障而跳闸的概率的条件下,该开关流过故障电流的概率pC,i为:

$p_{C, i} = \hat{p}_{C, i} (9)$

2)通信中断、采集装置或电流互感器故障的处理

若在某次故障时刻前后一段时期内(一般为故障时刻前20个召唤周期和故障时刻后3个召唤周期),配电自动化主站始终未收到第i台开关上报的故障信息,则应在故障诊断过程中将该开关视为不存在(即“忽视”),即原来由该开关划分出的2个区域[1](区域是由一些开关节点围成的其中不再含有开关节点的范围,相应的开关节点称为该区域的端点,在本文中区域用D表示)合并为1个区域,其先验故障概率为参与合并区域先验故障概率之和。

采集装置故障一般在故障发生前就有比较明显的特征,配电网调度人员一旦发现采集装置故障,就应将相应采集装置暂时从配电自动化主站系统中注销,在故障诊断过程中,主站就会将其视为通信中断的情形对待(即“忽视”)。

第i台开关的电流互感器故障一般在故障发生前也有较明显的特征,经配电网调度人员确认后应加以标记。在故障诊断过程中,可取。

3)开关带电合闸状态信息的融合

设第k个区域故障的先验估计概率为,当某次故障排除后,在配电自动化主站根据收到的信息判断出该区域的入点第i台开关带电且处于合闸状态的概率为PH,i的条件下,该区域故障的先验概率P(Dk)为:

$Ρ (D_{k}) = \hat{Ρ} (D_{k}) (1 - Ρ_{Η, i}) (10)$

在配电自动化主站无法判断出该区域的入点第i台开关带电且处于合闸状态的条件下,该区域故障的先验概率P(Dk)为:

$Ρ (D_{k}) = \hat{Ρ} (D_{k}) (11)$

一般情况下,可以认为各个区域故障的先验估计概率都相等。

1.2 开环故障诊断

开环配电网的故障诊断以馈线为单位。对于一条开环运行的馈线,将其上安装有采集装置且未被忽视的开关称为有效开关。若一条馈线被其上的N个有效开关划分出M个区域,其上发生故障后配电自动化主站收到的故障信息为B,有

$B = [b_{1} b_{2} \dots b_{i} \dots b_{Ν}] (12)$

式中:bi=1表示第i台开关上报流过了故障电流;bi=0表示第i台开关没有上报流过故障电流。

设经过信息融合后,得到的各个开关流过故障电流的证据信息矩阵为C=C,1 PC,2 … PC,N。

第j个区域发生故障时符合证据信息矩阵C的概率为P(C|Dj),有

$\begin{array}{l} Ρ (C | D_{j}) = \prod_{m \in α} p_{C, m} \prod_{n \in β} \bar{p}_{C, n} = \\ \prod_{m \in α} p_{C, m} \prod_{n \in β} (1 - p_{C, n}) (13) \end{array}$

式中:α和β分别代表第j个区域的上游电源路径上的有效开关的集合和其余有效开关的集合,分别包括该区域的入点和出点;D0表示没有任何区域故障。

一般情况下,可以认为不会在同一瞬间发生2处故障,这称为单一故障假设。

在证据信息矩阵C下,故障就发生在第i个区域的概率为P(Di|C),有

$Ρ (D_{i} | C) = \frac{δ_{i}}{\sum_{j = 0}^{Μ} δ_{j}} (14)$

式中:δi=P(C|Di)P(Di)。

显然,对于开环配电网,非健全故障信息条件下的故障诊断结果不是唯一的,而是每个区域都有发生故障的可能,只是概率不同而已。因此,需要筛选出概率较大的可能故障区域,具体筛选方法如下:

1)将各个可能故障区域按照其故障概率从大到小的顺序排序。

2)按照故障概率从大到小的顺序提取可能故障区域,每次只提取一个可能故障区域,满足下列情况之一时终止:①已经提取的区域的故障概率之和超过阈值Ω(Ω一般可取90%～98%);②第k+1个提取的区域的故障概率低于第 k个提取的区域的故障概率的1/Ψ(Ψ一般可取10～20)。

尽管筛选出来的区域发生故障的可能性已经很高,但是在现实中,故障发生在其他区域的小概率事件仍然有可能发生。因这些小概率事件被忽视而造成的影响中的绝大部分可以通过2.3节描述的故障恢复过程得以解决,但是仍存在较少的情形会导致停电范围有所扩大,这往往是由于误报和漏报比较严重造成的,也与误报和漏报开关的分布有关。即使如此,除了有可能使个别健全区域的供电得不到恢复外,不会对运行造成任何风险。

1.3 闭环配电网故障信息

在闭环配电网中,相互连接且闭环运行的一组馈线称为一个闭环馈线组。闭环配电网的故障诊断是以闭环馈线组为单位的。

在单一故障假设下,健全故障信息条件下闭环配电网的故障定位判据为:如果流过某个故障区域的各个端点的故障功率的方向都指向该区域内部,则故障就发生在该区域;如果流过某个故障区域的至少一个端点的故障功率的方向指向该区域外部,则故障就未发生在该区域。

但是,故障后配电自动化主站收到的故障信息往往是非健全的,往往存在漏报信息和错报信息的现象。设在收到第i台开关故障功率方向信息的条件下,错报的概率为pH,i,误报的概率为pE,i,则正确上报的概率为pR,i=1-pH,i-pE,i。设在未收到第i台开关故障功率方向信息的条件下,漏报的概率为pM,i,则正确而未漏报的概率为 $\bar{p}_{Μ, i} = 1 - p_{Μ, i}$ 。

开关带电且处于合闸状态的判断条件只有1.1.2节中1)的①成立。开关因故障而跳闸的判断条件只有1.1.2节2)中的②和③成立。综合判断的方法与1.1.2节中的3)相同。通信中断、采集装置或电流互感器故障的处理与1.1.3节中的2)相同。开关带电合闸状态信息的融合与1.1.3节中的3)相同。

1.4 闭环故障诊断

若一个闭环馈线组被其上的N个有效开关划分出M个区域,其上发生故障后配电自动化主站收到的故障信息为:

$A = [a_{1} a_{2} \dots a_{i} \dots a_{Ν}] (15)$

式中:ai=1表示流过第i台开关上报的故障功率方向与参考方向相同;ai=-1表示流过第i台开关上报的故障功率方向与参考方向相反;ai=0表示没有收到故障信息。

在单一故障假设和故障信息A下,故障就发生在第i个区域的概率为P(Di|A),有

$Ρ (D_{i} | A) = \frac{ξ_{i}}{\sum_{j = 0}^{Μ} ξ_{j}} (16)$

式中:ξi=P(A|Di)P(Di); $Ρ (A | D_{j}) = \prod_{i = 1}^{Ν} p_{F, i}$ ;pF,i为第i个开关上报的故障信息与故障发生在第j个区域内的假设相一致的概率。

当j>0时,若收到第i个开关上报的故障信息且故障功率方向与故障发生在第j个区域内的假设相一致,有

$p_{F, i} = p_{R, i} = 1 - p_{Η, i} - p_{E, i} (17)$

若收到第i个开关上报的故障信息且故障功率方向与故障发生在第j个区域内的假设相反,有

$p_{F, i} = p_{Η, i} = 1 - p_{R, i} - p_{E, i} (18)$

若未收到第i个开关上报的故障信息,有

$p_{F, i} = p_{Μ, i} (19)$

当j=0时(表示没有任何区域故障),若收到第i个开关上报的故障信息,有

$p_{F, i} = p_{E, i} = 1 - p_{R, i} - p_{E, i} (20)$

若未收到第i个开关上报的故障信息,有

$p_{F, i} = \bar{p}_{Μ, i} = 1 - p_{Μ, i} (21)$

闭环配电网非健全故障信息条件下的故障诊断结果的筛选方法与开环配电网相同。

2 故障自动处理

2.1 区域的层次

定义沿着由第i个电源点向外的方向,某个开关节点到指定的第i个电源点之间的最短路径上经过的开关节点的个数再加1为该开关节点到电源点的层数。第i个电源点自身的层数为0。到第i个电源点的层数越小,称该开关节点距离第i个电源点越近,反之越远。

定义沿着由第i个电源点向外的方向,某个区域的各个端点中到第i个电源点最近的端点的层数为该区域到第i个电源点的层数,称其到第i个电源点最近的端点为第i个电源点到该区域的入点,称其余端点为该区域对第i个电源点的出点。

若一个可能故障区域被确诊为其中含有永久性故障或无永久性故障,则称该可能故障区域为确诊区域,否则称为非确诊区域。所有可能故障区域之外的区域都是无故障确诊区域。

2.2 故障自动处理原则

对于开环配电网,在正常方式下,一条馈线只有一个供电电源点,称为其主供电源点,其余可能为其供电的电源点都称为备用电源点。

对于闭环配电网,在正常方式下,一个闭环馈线组存在多个供电电源点,其中来自主网的一些电源都称为优先主供电源点,还有一些分布式电源称为候选主供电源点,与其相连但通过联络开关暂时隔离的可能为其供电的电源点都称为备用电源点。

配电网故障自动处理的原则是:

1)尽量采取主供电源点恢复供电,减少备用电源点在参与恢复过程中因合到故障点而导致跳闸扩大故障影响范围的风险。

2)按距电源点层次从小到大的顺序对各个可能故障区域进行试探性恢复,在层次相同时,按照故障可能性从小到大的顺序进行。每次只试探性恢复一个可能故障区域,若恢复成功,则排除该区域故障的可能性;若引起跳闸,则将新收集到的故障信息进行融合后重新进行故障定位并调整故障恢复步骤。

3)若遇到开关操作不成功,则重复对该开关的操作,若连续操作3次后仍然不成功,则视为开关拒动,放弃对该开关的操作。

2.3 故障自动处理过程

故障自动处理过程主要有以下步骤:

1)形成电源点队列S。对于开环配电网,将主供电源点排在最前面,然后按照负载余量从大到小的顺序排放备用电源点。对于闭环配电网,将优先主供电源点排在最前面,然后按照负载余量从大到小的顺序排放候选主供电源点,再按照负载余量从大到小的顺序排放备用电源点。从电源点队列S中取出一个电源点作为s。

2)按距s的层次从小到大的顺序对各个非确诊区域进行排序。在层次相同时,按照故障可能性从小到大的顺序排序,将非确诊区域按顺序放入队列Q。

3)若队列Q不空且元素个数大于1,则取出一个非确诊区域进行恢复,进行步骤5。若队列Q不空且元素个数等于1,则:若需要探测区分永久性故障或暂时性故障,则取出Q中的该区域进行恢复,进行步骤5;若不需要探测区分永久性故障或暂时性故障,则使该非确诊区域成为确诊故障区域,清空队列Q,进行步骤4;若队列Q已空,则进行步骤4。

4)恢复可由s恢复的确诊无故障区域供电,若引起跳闸,则将原确诊故障区域改为确诊无故障区域,并将新收集到的故障信息进行融合后重新进行故障定位,筛选出故障可能区域后作为非确诊区域,返回步骤1;否则执行步骤6。

5)若因某开关拒合或过载的原因而无法恢复该区域,则返回步骤3;若恢复成功,则该区域成为确诊无故障区域,返回步骤3;若引起跳闸,则将新收集到的故障信息进行融合后重新进行故障定位,如果筛选后没有得到新的故障可能区域,则使该区域成为确诊故障区域,使其他非确诊区域成为确诊无故障区域,清空队列Q,返回步骤3;若筛选后得到了新的故障可能区域,则返回步骤2。

6)若除了确诊故障区域之外仍存在未恢复供电区域,则执行步骤7;否则执行步骤8。

7)若S空,则执行步骤8;若S不空,则取出一个电源点作为s,返回步骤2。

8)对于闭环配电网,将可并网的电源投入后结束;对于开环配电网直接结束。

2.4 恢复供电的处理过程

恢复某个非确诊区域供电的主要思想为:

1)若恢复该非确诊区域a后会导致其他非确诊区域b也带电,则应在恢复前先分断非确诊区域b的入点开关。若某开关连续3次拒分,则放弃对该开关的操作,而尝试去分断其父开关节点。若直至某个已经处于分闸状态的开关以前的开关都拒分,则由各个拒分开关为入点的区域与待恢复非确诊区域a合并为一个不可分割的非确诊区域。

2)恢复某个非确诊区域供电的过程是令该待恢复非确诊区域的入点与配电网已带电部分之间处于分闸状态的开关都合闸。若经判断一旦恢复了待恢复非确诊区域供电后将超过s的负载极限能力,则放弃恢复该区域;若某开关连续3次拒合,则放弃对该开关的操作。

3)可由电源点s供电的确诊无故障区域恢复过程为:若确诊故障区域相对于电源点s的入点开关处于合闸状态,则分断该开关;若该开关拒分则放弃对该开关的操作,而去分断其父开关节点;若仍拒分则继续上溯,直至某个开关处于分闸状态或分断操作成功为止。恢复可由电源点s恢复的各个区域供电,若某开关连续3次拒合则放弃对该开关的操作。

3 实例

分别以一个开环配电网和一个闭环配电网为例,详细说明第1节和第2节提出的方法。

1)实例1

图1(a)所示开环配电网中,s1和s2为电源点,A～G为分段开关,H为联络开关,所有开关均为具有过流脱扣功能的断路器,D1～D9为9个区域。

开关E的采集装置的通信已经中断了32 h,因此开关E应被忽视,而将区域D9合并到区域D3,记为D3,9。

一般可以认为: $\hat{Ρ} (D_{0}) = \hat{Ρ} (D_{1}) = \hat{Ρ} (D_{2}) = \hat{Ρ} (D_{4}) = \dots = \hat{Ρ} (D_{8}) = ρ$ 。由于发生了合并,因此还有 $\hat{Ρ} (D_{3, 9}) = 2 ρ$ 。

设各个开关的pM都为0.1,pE都为 $0.05, \hat{p}_{Η, *} = 0.9, \hat{p}_{Τ, *} = 0.85, *$ 表示开关编号。

假设某次故障后,配电自动化主站收到的故障信息为B=,其中开关的序号按照S1,A,B,C,D,E,H,F,G,S2的顺序排列,S1和S2分别为电源点s1和s2对应的开关。可见,故障发生在s1供电的馈线上,但是故障信息相互矛盾。

假设在此次故障信息收集期间,有2次观测到流过S1的电流显著不为0且采集值存在明显波动,则根据1.1.2中1)的条件①可以得出S1合闸且带电的概率 $Ρ_{Η, S_{1}} = 1 - (1 - \hat{p}_{Η, S_{1}})^{2} = 0.99$ 。

假设在此次故障信息收集期间,尽管没有收到开关A跳闸信息,但观测到流过其上游开关S1的电流在故障时刻突然发生跌幅大约为开关A流过的电流值的下跌,则根据1.1.2中2)的条件①可以得出开关A因故障而跳闸的估计概率 $\hat{Ρ}_{Τ, A} = 1 - (1 - \hat{p}_{Τ, A}) = 0.85$ 。

收到开关B,C,D的状态信息为合闸,但是这些开关的电流和电压遥测值都很接近0,因此可以判断出开关B,C,D处于合闸但不带电状态。

按照1.1.3节方法进行信息融合,得到各个开关流过故障电流的概率分别为:pC,S1=1-pE=0.95;pC,A=1-(1-pM)(1-PT,A)=0.865;pC,B=1-pE=0.95;pC,C=pM=0.1;pC,D=1-pE=0.95。得到各个区域故障的先验概率为: $Ρ (D_{1}) = \hat{Ρ} (D_{1}) (1 - Ρ_{Η, S_{1}}) = 0.01 ρ$ ;P(D0)=P(D2)=P(D4)=P(D5)=ρ;P(D3,9)=2ρ。

按照1.2节方法,得出:δ0=1.52×10-5ρ;δ1=2.89×10-6ρ;δ2=1.85×10-3ρ;δ3,9=7.02×10-2ρ;δ4=3.51×10-2ρ;δ5=3.90×10-3ρ。

根据式(16),故障发生在各个区域的概率为:P(D0|C)=0.013 7%;P(D1|C)=0.002 6%;P(D2|C)=1.67%;P(D3,9|C)=63.24%;P(D4|C)=31.62%;P(D5|C)=3.51%。

Ω取93%,按照1.2节的方法筛选出可能的故障区域为D3,9和D4,假设各馈线段都采用电缆,因此没有暂时性故障的可能性。

对于故障馈线,s1是主供电源,s2是备用电源,因此S={s1,s2}。从S中取出s1作为s,则D3,9和D4同处于距离s1的第3层,但D4的故障概率较小应排在D3,9前面,即Q={D4,D3,9}。

从Q中取出D4作为待恢复的非确诊区域。为了恢复D4供电需要合开关A,会使D3,9也带电。因此,根据2.4节中的2),应先遥控分断D3,9的入点开关D。假设开关D被成功分断(如图1(b)所示),则接下来需要遥控使开关A合闸,假设实际操作后又引起开关B和A跳闸(如图1(c)所示),融合接收到的故障信息后仍判断D4故障,则表明D4为确诊永久故障区域,D3,9为确诊无故障区域。

清空队列Q,遥控开关D和A合闸,假设都操作成功,则恢复了D2和 D3,9供电。

从S中取出s2作为s,因确诊故障区域D4相对于s的入点开关C处于合闸状态,因此遥控开关C分闸,假设操作成功,则遥控联络开关H合闸,假设操作成功,则恢复了D5供电。

至此,故障恢复结束。

2)实例2

见附录A。

4 结语

非健全信息下容错故障诊断和不唯一故障定位条件下的故障恢复步骤对于配电网故障自动处理具有重要意义。本文提出的基于故障信息融合的配电网非健全故障信息故障诊断方法以及不唯一故障定位条件下的配电网故障自动恢复步骤是可行的。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

小议配电网运行故障与解决措施篇4

摘要：21世纪，随着当前人们用电需求的不断增加，城配网中的各个故障也在不断的变化与增加之中，如果配电网系统出现了问题和故障，就会给供电企业和居民带来影响，甚至造成一定的经济损失。为了保证配电网的安全运行，必须对故障进行分析，采取科学的措施来排除故障，从而保障供电系统配网的正常运行。

关键词：配网运行；配网线路；配网故障；措施

1、分析配网供电可靠性常见的故障及原因

眾所周知，电力系统中的动脉。便是配电线路当前电力系统中的主要供应者，而配网供电可靠性设备分为线路和变电两种类型，其中线路包括架空线路、电缆线路和柱上开关。变电类型可分为避雷器、互感器、继电保护、隔离开关等设备，另外还包括配电室和开闭所的熔断器、补偿装置等。

故障的主要原因，第一是设备出现外力性损坏、产品质量问题，用电负荷过饱，第二因为在配电网中可能使用了一定量的针式绝缘子，并且因为这些绝缘子本身就存在一定的技术、质量缺陷，那么相应的雷电防护能力就会降低许多，如果相应的运行年限还相对比较长的化，就极有可能导致跳线自燃，从而引发大的线路故障。当接线引发线路出现故障的时候，如果在进行实际施工的过程中，并没有针对这种情况进行相应的严格把关，或者线埋得不够理想，那么将导致其受力不均匀，而从地下被拔起，最终导致严重的线路故障。

2、故障类型

2.l 故障停电

2.1.1 线路故障

线路故障主要有：①在进行线路施工的实际过程中，一般情况下会，由于跌落式熔断器受负荷电流大的冲击或接触出现问题，导致烧毁接触点；由于分合操作不当出现相间弧光短路。虽然这类故障造成的停电问题影响不大，但在停电比例中占大部分，因此，供电部门应引起高度重视，以免造成更多问题出现。②配电线路上的避雷器、保险瓷体、瓷绝缘子因为长期与空气接触，会产生灰尘、污垢；或是因为产品质量不合格，导致瓷体发生裂缝。这些原因都有可能导致产品的绝缘强度降低。因此，在遭遇风雨潮湿时，会产生闪电或放电现象，导致接地故障。③发生倒杆现象，包括暴风雨、洪水带来自然灾害或是配网技术人员平时缺少对杆塔的维护等，导致线路断线或拉线、断线，使杆塔倾斜。④接地可通过绝缘子绝缘击穿接地，还可以通过一相导线断落在大地上，使导线和树木接触，并通过树木来传输接地等方式实现。⑤导线短路的主要原因是外力破坏（树枝横落，铁丝，车撞电杆等因素），造成导线三相或两相间直接碰撞接触而不经负荷。⑥容易产生断线主要是因为外力破坏造成线路长期超过负荷，使接点接触不良；或是由于施工人员施工不当，使导线驰度过紧或拉断导线，当然天气变化也会有影响。

2.1.2 变电故障

变电故障主要有：①配电变压器在实际运行的过程中比较常见故障，主要有铁芯局部短路、绝缘损坏；线圈间短路、断线，对地击穿；分接开关触头灼伤或放电。②开闭所和配电室主要故障则出现在电缆的进线和出线上。这类故障往往是电缆中间的接头出现短路问题或是电缆的端头出现短路问题。③户内10kV少油或真空断路器有不能可靠开断、关合，三相不同期等问题。④电流互感器的故障主要是二次开路引起的故障，例如引线的接头出现松动、端子出现损坏等；由于受潮使绝缘性能出现下降导致其被击穿，出现故障。

2.2 系统和设备的常规性检修

一般而言，对于电力部门来说，关于系统和设备进行常规性检修，这是电力部门每年必不可少的工作。虽然这项工作在一定程度上会对居民供电造成影响，但可以通过科学管理和巧妙规避，尽可能地降低因为常规性检修给居民供电带来的不便。

2.3 临时性检修

总的来说，在电网实际的运行中，务必做好临时性停电检修和临时施工，其主要是处理树线和用户建房带来的故障问题。这些故障问题可通过加强管理、提前纳入计划停电处理和提前消除缺陷来解决。

2.4 限电

基于现状，限电可分为系统电源不足限电和供电网限电。系统电源不足限电需要有关部门根据负荷增长需要、资金等因素统筹考虑和安排处理。供电网限电主要为主变过负荷限电，可通过实施增容改造来解决。

2.5 自然灾害影响供电

当今，在现实生活中，灾害无处不在，由于一些自然灾害往往会对居民的供电造成很大的影响。例如雷电袭击、大风袭击、地震破坏等，这些强力破坏因素会给居民的供电系统造成毁灭性的巨大破坏。尽管我们无法躲避大自然的破坏，但相关供电部门可通过做好对大自然灾害的预测以及做好平时的预防工作，来减轻大自然灾害对居民供电造成的影响。这样一来，就算供电事故发生，相关电力维修部门也能及时地给予维修，减小损失。

3、提高供电可靠性的措施

3.1 组织管理措施

3.1.1 完善供电管理网络，加强制度建设

一般情况下，不仅要建立健全的供电可靠性管理体系，而且还要不断加大可靠性管理力度，把供电可靠性管理工作作为重要管理的对象，成立为居民可靠供电服务的专门领导小组。要加强相关人员可靠供电的意识，树立为民稳定供电的观念，做好相关人员的供电培训工作，使其高度重视供电工作，积极探究提高供电可靠性的行之有效的方法，并在日常管理工作中予以科学的贯彻和实施。每年要定期组织召开关于提高供电稳定可靠办法的相关分析会议，进行组织、指导、总结等，制订供电可靠性管理工作计划，保证做好供电可靠性管理。做好计划、季度分析、应对措施、年终总结等几方面的工作，同时制订《供电可靠性管理规定》，明确各部门在可靠性管理工作中的标准和职责，以更好地调动各部门管理人员的积极性，保证每年供电可靠性目标的实现。

3.1.2 加强可靠性专业的培训

总之，加强培训是不可缺少的，首先做好统计分析和评价指标工作，认真贯彻新规定，是供电单位的重要工作。然后分析报告包括供电可靠性指标、故障停电、重复停电、计划检修、协调停电问题、分析故障原因、故障设备或电网调度、配网运行操作、检修等工作中存在的问题。

3.1.3 加强基础资料的完善和积累

针对目前来讲，为检修计划、编制运行方式和指定相关生产管理提供准确、详细的依据，也为电网可靠性评估计算提供依据。

3.1.4 加强可靠性管理

随着我国经济建设的发展速度飞快发展，由于可靠性管理会涉及配电管理、新增用户送电方案审批、停电计划审核、计划外停电批准等各项工作，所以，各专业部门之间需要加强配合。项目要做到从源头抓起，提前了解项目停电需求，例如基建工程项目从立项抓起，用户工程项目从报装抓起，市政迁改项目从项目讨论抓起。及时审查施工方案，做到科学安排停电。

3.1.5 停电计划的周密性、合理性需加强管理

供电所在安排生产计划停电时，一般都会坚持“先算后停”的原则，各种涉及供电可靠率指标的停电工作，全部由配电运行部门统一申报月停电计划，组织相关部门召开检修计划会，然后进行协调、合作，以“一线停电多处干活，一家申请多家帮助干活”，做到减少重复停电，缩短计划停电的时间，提高供电可靠性。某所每月通过召开的停电协调会这个平台对停电进行统筹协调，先算后停，落实年度停电计划，提高停电计划执行率。用户年平均停电时间由2010年的6.21 h降到2011年的1.68 h，同比下降72.9%，用户年平均停电次数0.319次/户。

3.1.6 电网建设需加强管理

配电网络是电网重要组成部分，在进行运行管理过程中，除了通过电网建设、网架优化等手段可提高配网的可转供率。某所10 kV公用线路共137条，可以转供电线路127条，转功率92.7%.通过线路转供电，可减少停电范围，提高供电可靠性。

3.2 技术措施

配电网故障处理研究篇5

1 实际问题

部分供电企业在馈线开关的选择上采用断路器, 其原理是如果发生故障, 在故障点的前端最近的断路器跳闸断开电流, 从而防止整个线路受到故障的影响。然而, 在实际运用中, 往往由于多级开关保护之间的配合出现问题, 出现多级跳闸或越级跳闸现象, 对于瞬时性故障与永久性故障的判断也比较困难。为了防止出现以上问题, 部分电力企业就采用负荷开关作为馈线开关, 有效的解决了多级跳闸问题, 提高了判断瞬时性故障和永久性故障的能力, 但是不足之处是, 不管是馈线哪个位置发生故障, 都会造成全线断电。随着电缆化与绝缘化的出现, 主干线出现故障的几率大幅降低, 所以故障也主要集中到支线上, 一些电力企业对用户支线入口进行处理, 安装开关, 实现用户端故障的隔离效果, 防止影响整个配电线路, 并对事故的责任有了明确的划分。

2 配电网多级保护配合可行性研究

2.1 基本原理

对于农村配电线路而言, 引起分段数少且供电半径较长, 线路如果出现故障, 故障点以前的各段开关出现短路的现象较为明显, 采用延时级差与电流定值配合结合的方法, 实现多级保护配合, 这样就可以选择性的对故障进行处理。而对于城市配电线路而言, 分段数相对较多, 且供电半径较短, 故障出现时, 前段开关出现短路的现象相对较小, 这样也就对不同的开关设置不同电流定值难以实现, 因此主要采取保护动作延时时间级差配合的方法, 有选择性的对故障进行切除。

2.2 可行性研究

通过对变电站10k V出线开关与馈线开关不同保护动作延时时间的设置, 实现保护配合的方式就是多级级差保护配合。为了防止短路电流冲击系统, 变电站变压器在低压侧设置过流保护动作的时间最小为0.5s, 在这0.5s内, 要安排多级级差保护的延时配合, 才能不影响上级保护的整定。目前, 馈线断路器开关动作一般是30-40ms, 因此其保护动作延时可以设置为0s。如果馈线用户开关或分支开关配置有熔断器或断路器, 其励磁涌流较小, 可以通过加大脱口动作电流阀值的方法而不需要采用延时措施。

2.3 三级级差保护配合研究

随着科技的发展, 开关技术也在不断的进步。最大的特点是保护动作时间大大的缩短, 其中主要采用的是无触点驱动技术及永磁操动机构, 通过对永磁操动机构工作参数的设置, 分闸时间达到10ms上下, 而无触点电子分闸驱动分闸的时间可以达到1ms以内, 对故障的判断可以在10ms内完成。以上技术基本可以在30ms内对故障电流进行切除。即上文中所提到的馈线开关设置0s保护动作时, 故障电流可以快速的在30ms内切断。考虑到一定的时间问题, 在上级馈线开关设置时, 可以设置为100-150ms的延时时间, 变电站出线开关延时时间可以设置为250-300ms, 预留200-250ms的级差在变压器低压侧, 保证选择性, 这样就实现了三级级差保护配合的目的。综上所述, 采用无触点驱动技术及永磁操动机构可以实现三级级差保护配合, 也不会对上级保护配合产生影响。

3 多级级差保护及集中故障处理配合

3.1 两级级差保护配置

应该对线路上开关的选取有一定的选取原则:变电站出线开关、分支开关或用户开关采用断路器;主干线开关采用负荷开关;变电站出线断路器保护动作延时时间设置为200-250ms, 分支断路器开关或用户断路器开关保护动作延时时间设置为0s。采用两级级差保护配置主要有以下几方面的优势:

第一, 用户或分支发生故障后, 断路器首先跳闸, 其他地方不受影响, 不会造成全线停电, 解决了全负荷开关的弊端。

第二, 开关越级跳闸或多级跳闸的现象不会发生, 故障判断准确, 处理过程变得简单, 故障修复时间缩短, 解决了全断路器开关的弊端。

第三, 造价方面, 主干线全负荷开关的造价相比全断路器的方式而言, 造价降低了很多。

3.2 集中式故障处理策略

(1) 主干线故障。如果故障出现在主干线上, 那么就要根据线路的类型来选择处理故障的策略, 选择策略的主要依据如下:

第一, 主干线全架空馈线。这种故障处理的方式主要依据以下步骤:首先, 故障一旦发生, 变电站出线断路器就会跳闸, 故障电流被切断;其次, 经过延时后, 断路器重新重合, 如果重合有效, 那么即可断定为瞬时性故障, 如果重合失败, 断定为永久性故障;再次, 根据线路各个开关上报故障信息, 对故障区域进行判断;最后, 根据判断所得到的故障区域采用相关的措施进行故障解决, 瞬时性故障一般存入故障处理记录, 永久性故障可以根据遥控技术对故障区域周边的开关进行控制, 将故障区域隔离处理, 其他区域恢复供电, 故障信息存入永久性故障处理记录中。

第二, 主干线全电缆馈线。这种故障主要处理的方式遵循以下步骤:首先, 一旦出现故障, 立刻判定为永久性故障, 断路器跳闸切断故障电流;其次, 根据区域开关上报信息确定故障区域;最后, 根据遥控技术对故障区域周边开关进行控制, 将故障区域隔离, 恢复其他区域供电, 存入故障记录。

第三, 用户或分支线路故障。这种故障方式处理主要根据以下步骤:首先, 故障区域的用户断路器或分支断路器跳闸, 将故障电流切断;其次, 如果跳闸区域的用户断路器或分支断路器属于架空线路, 则经过延时后重新重合, 成功则断定为瞬时性故障, 失败则断定为永久性故障。如果跳闸区域的用户断路器或分支断路器为电缆线路, 直接断定为永久性故障, 断路器不再重合。

4 多级级差保护与电压时间型馈线自动化配合

该技术是重合器与电压时间型分段器二者之间配合将故障区域隔离, 并恢复区域供电的技术。单纯电压时间型馈线自动化技术存在缺陷, 即分支线路故障会导致全线短暂停电或全线断路器跳闸。为了解决这一问题, 采用两级级差保护与电压时间型馈线自动化技术相配合的方法进行解决。该技术的应用主要是在变电站出线开关处采用重合器, 设置200-250ms的延时时间, 采用电压时间型分段器作为主干馈线开关, 分支或用户开关采用断路器。该配置在主干线出现故障之后, 处理故障的步骤与常规电压时间型馈线技术所处理的方法是相同的, 不同的是在故障出现后, 对整个线路造成的影响不同, 因此可以看出在配合的方式下, 不会出现全线断路器跳闸导致的全线停电现象。

结语

本文主要针对继电保护与配电自动化配合下的配电网故障进行了分析, 并对故障的类型及所采取的措施进行简要的介绍, 在智能电网应用的今天, 配电网智能化配合技术的应用大大提高了配电网的安全性及可靠性, 对电力事业的发展起到良好的促进作用, 使得实力企业的功能得到了大幅度的提高。

参考文献

[1]李国武, 张浩, 武宇平.配电自动化技术分析与应用[J].华北电力技术, 2011 (8) .

[2]秦臻, 余文波.简析继电保护与配电自动化配合的配电网故障及其解决方法探究[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2012 (14) .

配电网故障处理研究篇6

配电网相比输电网情况复杂,更容易发生故障,配电网一旦发生故障就要求线路运行人员在最短的时间内找到故障发生的具体位置,并对故障进行隔离,恢复未发生故障区域的正常供电。而故障定位系统就是为了能在最短的时间内实现以上目标而设计的,通过地理信息系统与控制中心的结合,系统能给出故障的位置和时间,并将其发送给检修工作人员,从而在最短的时间内进行处理。系统在一定程度上提高了配电网运行的可靠性,本文就其实际应用进行相关说明。

1故障定位系统概述

故障定位系统是为能快速准确查找到配电网中故障的具体位置和发生故障的具体时间并将以上信息传送给运行检修人员而设计的。系统融合了地理信息系统技术、传统故障显示技术以及GSM通信技术,主要包括以下几个部分:中心站、带通讯功能的故障指示器、通信终端、通讯系统以及监控主站。其中,中心站有通信装置,可以直接接入公共移动网络,能对通信终端发送的信息进行解码,最后发送给主站;带通讯功能的故障指示器在线路发生故障时被触发,并将数字编码信号发送出来,一般安装在架空线路和电缆线路上;通信终端一般安装在线路分支点处,能接收多个线路故障指示器的编码信息,能将收到的动作信息发送给中心站;通讯系统主要借助于公共网络实现短信息和网络数据的通信,能接收各种信息;监控主站安装有基于地理信息系统平台的专业故障定位系统软件,能接收中心站转发的信息,并对各种信息进行分析,最终完成故障定位。

2检测原理

在配电网中发生的故障可以分为单相接地故障和相间短路故障两种,这两种故障的检测方法是不同的,下面就对它们的检测原理进行说明。

2.1单相接地故障的检测原理

故障定位系统中通常使用动态阻性负载投入法进行检测。单相接地故障较为复杂且故障电流较小,故障定位系统正是根据单相接地的这个特点,通过检测注入信号的特征来实现故障选线和故障点定位的。故障定位系统中安装有自动可控阻性负载,该装置可以在发生单相接地故障时在变电站中性点自动短时投入,此时就会在现场接地点和变电站之间产生特殊的信号电流,一般来说该电流最大不超过40A,之后该电流会调制到故障相的负载电流上,此时接地故障指示器就会检测到该电流信号,最终将故障发生的具体位置指示出来。这种方法安全可靠,不会对系统的安全运行造成影响,且使用方便、经济适用,社会效益和经济效益较高。

2.2相间短路故障的检测原理

相间短路主要通过直接安装在配电线路上的短路故障指示器进行检测,通过电流和电压变化对故障特征进行识别。若线路电流发生正突变,且变化量大于预先设定的定值,而后在极短的时间内电流与电压又下降至0,此时系统就会判定电路出现故障。显而易见,它只与发生故障时的短路电流分量有关,而与正常工作时线路电流的大小没有关系,所以,这种故障检测方法适用于负荷电流变化的故障检测,判据较为全面,误动作发生的可能性较小。该检测方法属于智能判断,不需设定动作值,因此应用过程中便捷性大大提高,而且在同一个应用场合只需安装一类故障指示器。

3故障定位系统的应用

由于配电网网架的不同,可以将故障定位系统分为电缆系统和架空系统两种不同的种类,现分别加以说明。

3.1电缆线路故障自动定位系统的应用

该故障定位系统如图1所示,线路一旦发生故障,故障分支上的故障指示器会被触发,并给出红色指示。与此同时,由于电缆故障指示器及零序CT通过塑料光纤与面板型故障指示器相连,面板显示器通过I/O信号与电缆通信终端连接,最终就能将故障信号传送至通信终端。一般来说,通信终端会安装在电缆系统的开闭所、分支箱、环网柜中,提供13路遥信输入,1路遥信对应3只短路故障检测指示器或1只接地故障检测零序CT,最多可接收6条电缆线路的故障编码信息。故障指示器或零序CT会将动作信号发送给面板显示器或光电转换器,然后再通过转换作为I/O信号输出。

某市配电网安装了该系统,投运一年后情况良好,多次帮助维修人员快速准确地找到了故障点,并及时对故障进行了隔离,最终快速恢复供电,提高了供电可靠性,取得了良好的社会效益。

3.2架空线路故障自动定位系统的应用

该故障定位系统如图2所示,线路分支上的定位系统会在线路发生故障时触发,并显示红色信号。架空线路的通信终端安装在线路分支点处,能接收2个分支共计6个指示器的编码信息,1台通信终端对应6只指示器,通信终端在接收到动作信息后会进行处理,并通过通信装置将处理过的信息发送给中心站。该设备主要由太阳能进行供电,同时太阳能还能为蓄电池充电,从而保证设备在夜间及阴雨天气能正常运行。一般来说,蓄电池储存的电能可以维持通信终端连续工作20天。

某市在配电网中采用了架空线路故障定位系统,该系统投入使用并持续运行的2年多来,该市配电网的运行可靠性得到了很大提升,该系统在发生故障后能迅速定位故障点并及时加以隔离,还能将故障的相关信息传送给主站和维修人员。维修人员在接收到信息后能立即赶赴故障现场进行排查和维修,在最短的时间内恢复正常供电。与传统的沿线查找故障相比,应用架空线路故障定位系统节省了50%以上的时间,同时也减少了故障巡线人员的投入,节约了成本,对提高工作效率有着明显的促进作用。

4结语

总而言之,在经济高速发展的今天,社会对电力系统提出了更高的要求,所以应该尽量缩短故障排查时间,使得用户供电不受影响。本文结合实际工作,对配电网中的故障定位系统进行了说明,通过使用故障定位系统,实现了在最短的时间内发现故障及隔离故障点,缩短了故障排查时间,提高了工作效率,达到了安全稳定供电的目标。

摘要：从故障定位系统概述入手,介绍了检测原理,并对其在配电网故障处理中的应用进行了分析,旨在提高配电网运行水平,满足社会用电需求。

浅谈配电网模式化故障处理方法篇7

1 配电网模式化接线和模式化故障处理的重要性

由于城市发展的定位和发电厂本身的性质, 一般来说发电厂都是远离城市中心或者是人员密集区的。但是城市中, 人员密集区恰恰是对于电力需要最为密集的地区, 也就是电力的负荷中心是在这个区域的, 这就出现了发电厂和负荷中心不在一处甚至相隔甚远的局面出现。这时, 发电厂发出的电能需要通过各种输电网络输送到负荷中心, 再由负荷中心通过输电网络分配到各具体的电力使用者那里。这两个阶段的输电网络虽然电压不同, 但是性质和作用具有相似的地方, 我们将其统称为配电网络。随着经济的发展和科学技术的发展, 人们无论是生产还是生活对于电力的需求都越来越大, 为了确保人们不断增长的电力需求, 在供电量越来越大的情况下保障配电网络的稳定性, 配电网自动化技术应运而生, 并且已经成为配电网络发展的一大趋势。

对于配电网络自动化来说, 进行模式化的接线有利于配电网络的安全稳定运行, 在出现故障时, 也能够及时有效地使用针对性的模式化故障隔离恢复和排除, 从而最大程度地减少因为故障而对人们生产和生活造成的不利影响。但是当前由于技术水平和管理水平的不足, 当前往往还是依靠相关专家的经验进行规划和管理, 不能从而影响整个配电自动化的稳定运行。

2 配电网模式化故障处理方法

无数学者的研究和实践活动证明了配电网模式化接线是有利于提升配电效率和稳定性的, 特别是在多分段多联络配电网、多供一备配电网、互为备用配电网和4×6配电网这四种情形下, 模式化的接线能够起到十分重要的作用。当然其他的情形中也需要进行模式化的接线和故障处理, 本文拘于篇幅和深度问题仅讨论这四种较为常见的配电网接线模式的模式化故障处理。

2.1 多分段多联络配电网和互为备用配电网模式化故障处理

这种配电网的接线是为了弥补手拉手接线模式的利用率太低的缺陷, 其特点为将馈线分为数段, 并且设置不同的联络开关与备用电源。在这种接线方式下, 出现故障以后能够由自动化设备及时查找出故障的位置, 将故障两侧最近的开关跳开隔离, 再运用备用电源恢复分段供电即可。如果某一个电源点出现了故障, 则只需直接跳开该电源点所在线路的出现开关进行隔离, 进而各个馈线段的开关和备用电源进行分别的处理即可达到恢复供电的作用。

互为备用配电网的特点为总共设置3条馈线, 这3条馈线的中间和末端均装有联络开关, 严格意义上来说, 其实这种接线方法是2分段2联络的接线。基本上无论是主干线还是电源点出现故障, 只需按照上述原则进行处理即可。

2.2 多供一备配电网模式化故障处理

多供一备配电网则是这样一种配电网络模式:有多条供电线路正常运行, 设置单独的一条线路与这些供电线路都相连, 但是这条线路在一般情况下是停运状态, 仅将其作为备用线路使用。这种模式与多分段多联络配电网的模式类似, 也是在出现故障时及时切断故障区域电流, 确定故障区域, 跳开两侧开关进行隔离, 不同的是前者是运用联络开关和备用电源进行恢复, 而这种情形是利用专用的备用线缆来进行恢复。

2.3 4×6配电网模式化故障处理

何为4×6配电网?顾名思义, 就是该配电网络设置4个电源点和6条手拉手线路, 任意的2个电源点都存在这联络, 换句话来说, 任何3个电源点都是除此之外的1个电源点的备用。这种模式的特点就是即便是某一个电源点出现了故障, 另外的3个电源点分别承担其1/3的负荷即可, 不必再专门设置一个备用电源来承担, 这样的话能够大大提升电源点的负载率。具体来说, 如果主干线出现了问题, 仍然是先切断故障电流, 查找故障区域, 跳开故障区域最近的两侧开关, 再根据情况将出线开关或者联络开关合上即可。若某一个电源点出现了故障, 则需要跳开3条线路的出现开关, 然后合上对应联络开关, 由其余的3个电源发挥备用电源作用, 承担其供电负荷即可。

结语

在当前我国经济飞速发展的背景下, 供电稳定和安全性已经成为保障我国经济能够持续稳定发展的重要前提。随着时代的发展, 电力在经济发展中起到的作用也会越来越大, 这也给供电企业带来了新的难题。配电自动化即是在这种形势下确保供电的稳定性, 充分发挥供电优势的重要举措, 虽然当前供电企业非常重视, 但是由于发展较晚, 技术还没有达到成熟的程度, 再加上管理方面的问题, 当前配电网故障发现和恢复还不能说十分完美。针对当前配电网中因为网架结构复杂性造成的问题, 我们用模式化的接线和故障处理是很好的方法, 在未来, 模式化的接线和故障恢复还将在配电自动化中发挥着更为重要的作用。

摘要：配电自动化是当前智能电网的重要组成部分, 它以其方便快捷、安全可靠的特点, 为保障供电的稳定性和可靠性提供强有力的保证。那么配电网的故障也将直接影响供电的连续性和稳定性, 严重影响人民群众的生产生活要求。对于架空手拉手接线配电网和电缆单环网来说, 其接线方式较为简单, 出现故障时进行修复的方案也是单一的, 仅需要隔离故障区域, 再利用开关恢复故障区域上下游的区域供电即可, 但是如果配电网存在着多条转供路径, 因其复杂性, 不能用这种单一的方式解决, 就需要用到模式化的接线和故障解决方案。

关键词：配电网,模式化故障,处理方案

参考文献

[1]房俊龙.电力系统分析[M].北京:中国水利水电出版社, 2007.

[2]陈庭记, 程浩忠, 何明, 等.城市中压配电网接线模式研究[J].电网技术, 2000 (24) .

配电网故障处理研究篇8

配电自动化是构成智能电网的重要环节,配电网的可靠性是提高配电网运行效率的重要保证,有效处理配电网运行中的故障有利于充分发挥配电网自动化的作用。因此,新时期,要把处理配电网故障放在电力系统工作的重要位置,只有这样才能实现配电网运行效率的提升,各部门工作的顺利展开以及电网的安全、有序、高效运行。

1 配电网故障分析

在整个电力系统中,配电网出现的问题最多,故障发生得最频繁,这给供电企业的正常运行带来了很大的烦恼。为防止配电网故障影响整个电力系统,部分供电企业选择使用断路器,故障发生时,距离故障最近的断路器会发生跳闸,从而起到保护电路的作用。然而在实际使用中,存在断路器越级跳闸或者多级跳闸的现象,增加了故障判定的难度。一些供电企业为有效应对跳闸问题,使用负荷开关作为馈线开关,这使越级跳闸现象得到了限制,有利于故障的排除,但是容易引发停电问题,给用户用电带来了更多的困扰。由于电网主线的绝缘化和电缆化水平不断提升,故而故障多发区域在用户支路而非主干线上,因此,一些供电企业利用在支路入口处设置跳闸开关来进行故障隔离,防止事态进一步扩大。

2 配电网多级保护配合可行性研究

农村配电线路具有供电半径长、分段数少的特点,故障发生时,一般都是前端开关出现短路。为灵活、有选择性地处理故障,可以采取电流整定与延时级差结合的方法进行处理。相比之下,城市配电线路具有供电半径短、分段数多的特点,故障发生时,前端开关出现短路的可能性较小,由于无法根据开关的不同设置相应的电流定值,所以只能使用保护动作延时级差配合的方式来有选择性地切除故障。

通过对变电站10 kV出线开关和馈线开关设置不同的延时时间,可以促进配电网各部分运行的有机配合。一般情况下,使用低压侧开关,在一定程度上可以减少电流短路造成的破坏。目前,馈线断路器开关动作时间一般在30～40 ms,因此其保护动作延时可以设置为0s。如果馈线用户开关或分支开关配置有熔断器或者断路器,其励磁涌流较小,可采用加大脱扣动作电流值的方法而无需设置延时措施。

随着科学技术的发展,开关技术也在不断更新和进步,具体表现在通过使用永磁操作机构以及无触点驱动技术,大大缩短了保护动作所消耗的时间。有效设置永磁操作机构的工作参数,可使分闸时间达到10 ms左右,无触点电子分闸驱动分闸的时间可以控制在1 ms以内,因此,故障发生地点及类型的分析和判断可以在10 ms内完成,故障处理的时间可以控制在30 ms之内。同时,上级馈线开关以及变压器出线开关的延时时间设置是有一定规律的,要严格遵守后备保护规则,只有这样才能确保三级保护之间相互不受干扰。

3 两级级差保护配置与集中式故障处理

3.1 两级级差保护配置

选择线路开关时要坚持以下原则:(1)分支开关、变电站出线开关以及用户开关应使用断路器。(2)主干线应使用负荷开关。(3)变电站出线断路器保护动作延时时间的设置应控制在200～250 ms之间,除此之外用户断路器以及分支断路器的保护动作延时时间应设置为0 s。

采用上述两级级差保护配置主要有以下优点:(1)可以有效避免开关多级跳闸和越级跳闸事件的发生,有效缩短故障判断和处理的时间,提高线路故障处理效率;(2)分支线路或者个别用户发生故障时,断路器会在检测到故障后第一时间跳闸,其他区域则不受影响,不会造成全线停电;(3)主干线全部使用负荷开关相比全部使用断路器更加节约资金。

3.2 集中式故障的处理策略

3.2.1 主干线故障

主干线故障的处理要根据线路的具体类型具体分析,主要有以下几种处理方案:

3.2.1. 1 主干线为全架空馈线时

(1)故障发生时,首先变电站的断路器会跳闸,切断故障电流。延时处理后,断路器会重新自动重合,如果重合后线路恢复正常,就说明故障是瞬时性的;如果重合没有成功,就说明故障是永久性的。

(2)依据线路各区域开关的情况,准确、详细地记录信息,并分析、上报。

(3)在对区域故障进行分析的基础上制定故障处理的基本方案,瞬时性故障一般存入故障处理记录即可,永久性故障可以使用相关技术有效控制故障区域周边的开关,并隔离事故发生区域,及时恢复其他区域的供电,最后将故障处理过程记录在永久性故障处理档案中。

3.2.1. 2 主干线为全电缆馈线时

此种故障一旦发生,立刻判定为永久性故障,断路器跳闸切断故障电流;依据区域开关上报信息确定故障区域;运用遥控技术有效控制故障区域周边的开关,及时隔离故障发生区域,恢复其他区域的供电,存入故障记录。

3.2.2 用户、分支线路故障

用户、分支线路出现故障一般通过以下步骤处理:(1)故障区域的用户断路器或分支断路器跳闸,将故障电流切断;(2)如果跳闸区域的用户断路器或分支断路器属于架空线路,则经过延时后重新重合,成功即可判定为瞬时性故障,(下转第31页)失败则说明是永久性故障。如果跳闸区域的用户断路器或分支断路器属于电缆线路,那么可以直接判定为永久性故障。

4 多级级差保护与电压时间型馈线自动化配合

这是一项利用电压时间型分段器和重合器的有效合作实现故障区域隔离并及时恢复区域供电的技术。单纯使用电压时间型馈线自动化技术,分支线路的故障会引发全线暂时性断电或者全线断路器跳闸,而将电压时间型馈线自动化技术与多级级差保护有机配合,可以有效解决这一问题。该技术的应用主要是在变电站出线开关处应用重合器,并设置200～250 ms的延时时间,采用电压时间型分段器作为主干馈线开关,分支或用户开关采用断路器。当故障发生后,处理方法与应用常规电压时间型馈线技术所进行的处理无异,区别在于可以有效避免全线停电现象的发生。

5 结语

随着科学技术的发展和进步,电网的智能化水平越来越高,配电网智能化水平的提高在很大程度上提高了配电网的安全性、稳定性以及可靠性,极大地促进了供电企业的发展,也为我国经济发展提供了稳定的供电保障。

参考文献

[1]龚利娟,张乃军.浅析电力系统运行中的继电保护故障处理[J].华东科技,2013(1)

[2]彭录海.继电保护及安全自动装置在状态检修模式下的思考[J].黑龙江水利科技,2012(12)

[3]张淑华.试论继电保护是电网安全运行的重要保障[J].黑龙江科技信息,2012(36)

[4]侯连柱,张久录.探讨电力系统配电自动化面临的问题[J].华东科技,2012(12)

配电网运行中的故障和解决措施篇9

关键词：配电网运行；故障；解决措施

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）20-0093-02

当前，在配电网在运行过程中，存在着各种的问题，例如：在运行期间发生高峰电压过低问题，造成电网运行发生故障，严重的甚至造成大面积停电。这些问题都对人们的正常生活及工作造成严重影响，所以，相关工作人员应对其予以重视并处理。文章简要针对其相关内容进行分析，仅供参考。

1 现今配电网运行期间存在的不足

1.1 配电网结构较不合理

随着经济的不断增长，人们生活质量的同步提高，用电量也迅猛增加。以往的电网结构已经无法满足人们生活及生产的需求，经常发生各种问题，主要包含以下几方面：其一，配电变压设备相对较少，分布较不合理。因为低压供电线路涉及的范围相对较广，并且线损问题严重，所以，很容易使电压发生降低问题。当在用电高峰阶段，供给的电压无法满足人们的正常需求，进而对人们的用电稳定造成影响。其二，开关传动设备较不合理。例如：传动设备的质量不达标、线路的开启及关闭共同应用相同的方法，进而很容易因为操作失误造成事故。其三，分段断路器的继电保护设备较不合理。在电网系统中，因为断路设备相对较少，再加之操作技术较为陈旧，所以无法开展远距离操作。如果线路发生问题，经常导致大区域断电，严重的甚至对整体线路用电造成影响。另外，还有部分主干线路及分支线路缺少断路设备，利用高压熔断设备进行替代。伴随着用电人员的增长，线路分支的符合加大，变电设备也相应增加，造成支路荷载过高，造成停电问题。其四，变电站的分布较不合理。进而造成一些线路距离过场，并且没有相应的线路分支，使线路损耗增加，末端线路电压下降，对供电质量造成影响。如果线路某一点发生问题，就会引发大范围断电。

1.2 配电运行环境相对较差

对于配电网的运行工作来讲，环境对其有着重要的作用。对配电网工作造成影响的环境条件主要包含以下几方面内容：其一，外力损坏。经济的不断发展使的很多房地产的开发进程加快，道路修建、房屋拆迁等行为越来越频繁，进而极容易使某段线路处在危险环境。例如：由于车辆撞到电网路线探杆，造成断电。其二，部分电线杆存在高压线与低压线同杆的问题。并且将电话线、闭路线、网线等都共同架在配电线杆上，进而为日常的线路维护造成麻烦，极容易造成安全事故。其三，配电网的污闪问题。一般来讲，配电网的污闪经常会造成线路单向接地或者烧伤问题。由于在配电网上的绝缘子绝大多数都不具备防污性能，所以，其下部的沟槽很容易累积灰尘。特别是如果配电网处于城市的边缘，累积的灰尘更多。

1.3 配电网本身损耗较多

对于供电企业来讲，节约耗损是其生产运行期间的终极目标。然而，在现实生活中，依旧存在较大的耗损问题。主要表现为：其一，在部分电网运行期间，依旧存在高能耗的电压设备，进而增大的电网损耗。其二，一些变压设备并没有加装调节电压的装置，在用电的高峰阶段无法调整电压，在用电量较低阶段，线路的损耗增加。其三，没有就地补偿设备。在部分电网线路中，有很多无功的电流，进而加大了线路的耗能。

2 解决配电网运行期间问题的方法

2.1 对配电网的结构进行改进

想要对配电网的结构进行改进，可以从以下几方面内容入手：其一，增强环网效率。当线路整改过程中需要停电操作或者线路出现问题时，可以通过环网线路实行供电，进而不仅防止了断电对人们生活的影响，同时还能够保证供电的质量及安全，满足人们的需求。其二，加大对荷载进行检查的力度。相关工作人员应对荷载进行检查，做好应急预案，对线路荷载较高的区域，长时间进行检测，尤其是在供电高峰时期，如冬季或者夏季，都需要进行重点监管。如果有条件，可以加装多功能电子设备及荷载检测设备进行工作。其三，及时更换老旧的设备。相关工作人员应定期对供电设备进行检查，及时更换老旧设备，对技术进行研究与创新，进而提高电能使用效率，降低资金投入，从而不仅确保配网运行的稳定与安全，同时提高配网的标准化，为日常的维修与检测提供方便。

2.2 增强配网在环境中的工作质量

如果电网处于环境较差的区域进行工作，需要加装相应的防护措施，可以从以下几方面入手：其一，在线路中加装防雷设备。在安放防雷设备期间，应同气象部门进行合作，明确了解雷区的面积，并且利用数据分析及整理，核实配网线路容易遭遇雷击的区域。应在较为开阔、周边缺少高层房屋建筑的区域加装防雷设备。其二，增强绝缘子的避雷功能，将以往陈旧的针式绝缘子淘汰。在现实生活中，悬式避雷子出现雷击问题的情况相对较少，形成闪路故障的几率较低，但是在针式的绝缘子上概率较高。所以，相关工作人员应及时更换并淘汰针式的绝缘子，增强绝缘子的防雷性能。其三，每隔一段时间对接地网进行检查，进而保证接地网的相关数值符合标准。应保证泄雷通道具有较强的安全性，每间隔一年，对接地网的阻值进行检查，如果发现不符合要求的进行重新架设；其四，提高配电网的风险抵抗性能。及时对路边的杆塔加设警示措施。如果碰撞次数相对较多，需要加设混凝土防撞土墩，亦或是将杆塔迁移到发生意外较少的区域。如果是出于风口位置的线路，应尽可能通过人字拉线、四方拉线等方法保证配网安全。基于安全距离的层面上，应尽可能应用长度较短的电线杆塔。另外，应对线距予以重视。

2.3 对配电网的结构进行优化

在进行配电网的结构规划期间，应保证其结构出于稳定状态，进而确保供电的稳定性与安全性。通常来讲，可以采用拉手形式的环网结构进行工作，其不仅同N-1标准中的相关内容相吻合，同时具有良好的安全性及稳定性。如果是稳定性较强的电网，应采用双向回线的结构，进而增强配电网的稳定，但是，相对成本投入较环网略高。另外，应增强配电网网点规划力度，做好施工前期的准备工作，进行调查与分析，选取良好的导线截面，进而为人们的供电稳定及安全提供保障。

3 结语

总而言之，对于供电企业来讲，配电网的运行质量同其本身发展存在密切的关联，同时也对社会秩序产生影响。所以，相关工作人员应不断转变思路，积极找寻配电网运行过程中存在的不足，并对配电施工技术进行改进，进而保证供电质量，满足广大用电客户的需求，不断推动社会发展进步。

参考文献：

[1] 叶剑.基于最大供电能力的智能配电网规划与运行新思路探究[J].广东科技，2012，（23）.

[2] 李裕强，李贤毅.论配电网运行安全防护问题的探讨[J].科技与企业，2012，（24）.

配电网故障处理研究篇10

关键词：10k V,配电网,单项接地,故障处理

10k V配电网的运营环境比较复杂, 大多处于室外环境, 经常受到雨、雪等天气因素的干扰, 增加了单项接地的故障发生率。如果10k V配电网发生故障, 即会对整个电网造成影响, 降低配电网的运行性能, 电力企业必须快速定位单项接地的故障, 做好故障排除的工作, 由此才能减小单项接地故障的影响范围, 保护10k V配电网的安全运行。

1 10k V配电网单项接地故障分析

分析10k V配电网单项接地故障的几点原因, 为单项接地的故障处理, 提供相关的参考。例举故障原因, 如: (1) 自然灾害, 包括冰雪、泥石流、大风等, 对暴露在室外的10k V线路造成干扰, 无法确保线路处于安全的状态; (2) 设备原因, 老化、故障等, 都可以造成单项接地故障; (3) 外力因素, 城市与农村建设中, 机械设备牵拉配电线路, 致使线路接地; (4) 树障, 主要是由树木生长引起的障碍; (5) 用户原因, 用户使用不当、维护不到位等因素, 不利于10k V配电网的运行, 进而造成单项接地故障。

2 10k V配电网单项接地故障的影响

10k V配电网单项接地故障的影响可以分为三类, 分别是对线路、设备及电力企业的影响, 对其做如下分析:

2.1 线路影响

10k V配电网发生单项接地故障时, 故障点的位置会出现孤光接地, 在附近的线路中形成谐振过电压, 与正常配电网运行时相比, 过电压要高出几倍, 超出线路的承载范围, 直接烧毁线路, 或者是击穿绝缘子引起短路[1]。单项接地故障对10k V配电网线路的影响是直接性的, 线路多次处于电压升高的状态, 就会加速绝缘老化, 10k V配电网线路运行期间, 有可能发生短路、断电的情况。

2.2 设备影响

单项接地故障产生零序电流, 容易在变电设备周围形成零序电压, 不仅增加设备内的励磁电流, 也会引起过电压的现象, 导致设备面临着被烧毁的危害。例如:某室外10k V配电网发生单项接地故障后, 击穿变电设备的绝缘子, 此时单项接地故障对变电设备的影响较大, 导致该地区停电一天, 引起了较大的经济损失, 更是增加了设备维护的压力。

2.3 电力企业影响

10k V配电网单项接地故障的出现, 影响了电力企业的运营, 在经济上、效益上均造成影响[2]。单项接地故障后, 引起的停电问题, 需要耗费大量的时间、物资, 投入人力去解决, 制约了电力企业的发展, 增加了10k V配电网的运行负担, 更是为社会用电及生活用电造成不便, 所以电力企业应该提高对单项接地故障的重视度, 维护10k V配电网的安全运行。

3 10k V配电网单项接地故障处理措施

根据10k V配电网单项接地故障的分析及影响, 提出故障处理的方法, 用于控制10k V配电网的运行, 排除单项接地故障的干扰, 维护10k V配电网的根本性。

3.1 故障预防

10k V配电线路的故障预防措施, 是降低单项接地故障的前提, 电力企业深入研究预防措施, 应用到接地故障中。结合电力企业在10k V配电网中落实的措施, 例举比较常见的预防措施: (1) 制定配电网的检修计划, 针对容易引起单项接地故障的元件, 如绝缘子、熔断器等, 实行绝缘测试, 发现有问题的元件, 立即提出有效的检修措施, 维护配电网的整体安全; (2) 检查10k V配电网的线路是否出现牵拉、低垂的情况, 确保线路与周围树木、建筑物的安全距离, 同时检查固定线路的螺栓、连接导线, 防止出现不良的情况; (3) 更换绝缘子, 选择绝缘性能比较强的高等级绝缘子, 用于维护10k V配网线路的绝缘特性。

3.2 线路巡视

线路巡视是常用的故障处理方法, 其在10k V配电网中, 既可以起到预防的作用, 又可以及时排除单项接地故障。以某变电站为例, 分析线路巡视在故障处理中的应用。该变电站在2013 年1 月23 日21 时34 分时, 由集控站传回信息, 10k V配电网II段发生单项接地故障, 电压A相为2.2k V, 该变电站迅速安排人员抢修, 于22 时54分检修完毕, 恢复正常供电, 该变电站并没有立即撤回检修人员, 而是重新安排了线路巡视工作, 因为此次故障是由大风引起的, 可能潜在线路拉扯的情况, 所以需要安排线路巡视, 提前清除异常, 经过线路巡视后, 检修人员发现两处电杆松动、一处漏电, 清除故障后, 即可排除单项接地故障。

3.3 运行维护

运行维护在10k V配电网的单项接地故障处理中发挥重要的作用, 其可在发生单项接地故障的同时, 启动应急预案, 以免引发更大的故障问题[3]。当10k V配电网发生单项接地故障时, 电力企业可以采取红外测温、局放试验等方式, 掌握配电网线路的运行状态, 合理的安排故障检修工作。例如:某电力企业中的10k V配电网发生单项接地故障后, 检修人员选择状态检修的方式, 找准发生故障问题的线路后, 实行局部抢修, 既不影响周围的线路运行, 也能在最短的时间内恢复供电。除此以外, 运行维护中的应急预案, 也是常用的故障处理措施, 由于单项接地故障具有突发性、牵连性的特征, 而应急预案可以动态的提供管理方式, 避免加重故障的程度, 电力企业将每次单项接地的故障处理方式存档, 为下次应急预案的使用提供依据。

3.4 新技术应用

新技术的应用, 促进了10k V配电网的发展, 更是为单项接地故障的处理提供了技术性的依据[4]。我国电力企业改革的过程中, 非常重视新技术的引进和应用, 保障10k V配电网的可靠性。针对新技术在单项接地故障处理措施中的应用, 提出几点要求: (1) 注重新技术与新装置的配套性, 我国部分市区城网改造时, 按照10k V配电网的实际情况, 引进了大负荷线路专用的绝缘线路, 同时配备了耐张线夹, 用于强调线路与原件的匹配度, 提高故障预防的能力; (2) 优先选择高效率的运行装置, 如自动选线装置, 其在10k V配电网中, 能够主动的确定发生单项接地故障的线路, 减少了故障选线的时间, 为单项接地故障的抢修, 提供了足够的时间, 最主要的是避免发生选线错误; (3) 新技术的协同性要求, 10k V配电网在引进新技术的时候, 还要注重协同性, 禁止新技术在配电网中出现矛盾或偏差, 以免扩大单项接地的事故范围。由此可见:10k V配电网单项接地故障处理中的新技术, 在电网运行中起到重要的作用, 不仅提高了线路的可靠性, 更是优化了10k V配电环境, 消除潜在的故障隐患。

4 结束语

10kV配电网是电网系统的重要组成部分, 承担着多项供电任务, 为了提高10k V配电网的运行效率, 需要重点研究单项接地, 明确单项接地故障的基本影响后, 制定故障处理计划, 积极控制单项接地故障, 防止其对配电网造成破坏, 进而提高电网系统的效益和效率, 保障电网供电的稳定性, 体现故障处理的优势。

参考文献

[1]张勇.10k V配电网单相接地故障处理策略[J].中国科技信息, 2014, 5:189-190.

[2]谭俊源.浅析10k V配电网单相接地故障原因及预防措施[J].科技风, 2014, 1:31-32.

[3]梁伟聪.10k V配网单相接地故障分析及处理措施[J].中国高新技术企业, 2013, 35:125-126.

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