一種外施信號源型故障指示器及故障定位系統的工程應用

杜嚴行，景濤，韓博區

(國網寧夏電力有限公司寧東供電公司,寧夏 銀川 750411)

配電網空間分布呈點多面廣，網架結構錯綜復雜，運行環境惡劣的特點。小電流接地方式的配電網常常由于惡劣天氣、鳥類筑巢、設備老化絕緣降低、外物干擾、外力破壞等諸多因素導致接地故障頻發。單相接地故障輕則影響用戶供電質量，重則引發配網大面積停電及人身傷害[1]。當配電線路發生接地故障時，如何快速進行故障定位并進行及時查找排除，是配電搶修人員及配電網調控運行人員共同面臨的課題。本文論述了一種外施信號源型故障指示器的故障定位系統，重點探討了其故障定位技術，提出了一種工程應用評價指標，并對實際工程應用情況進行了評價。

1 系統組成及基本原理

外施信號源型故障指示器故障定位系統由外施信號源裝置、故障指示器(采集單元)、匯集單元(集中器)及配電自動化系統主站組成。如圖1所示。

圖1 外施信號型故障指示器故障定位系統組成

外施信號源裝置用來檢測單相接地故障，產生疊加在負載電流上的信號電流，若滿足故障特征則故障檢測裝置給出報警，從而指示出故障位置。

故障指示器安裝在配電線路上，監測配電線路三相負荷電流，準確識別線路負荷側短路故障和接地故障，具有遙信、遙測“二遙”功能。故障指示器配置射頻無線通信功能，與匯集單元通過短距離無線射頻雙向通信，可以將多個故障指示器的信息發到一個集中器上。

匯集單元(集中器)用來接收、處理采集單元上傳的配電線路故障、電流等信息，同時與配電自動化系統主站進行通信。通過GPRS或者光纖將信息發送到遠方主站，這樣故障指示器就具備了“二遙”通信功能，可以將“二遙”信息數據上傳至主站。

配電自動化系統主站是故障定位系統的核心控制平臺，與配網調度員之間建立可靠的人機界面，主站提供的“二遙”信息及數據處理結果是配網調度員進行判斷的基礎。

2 故障指示器的故障檢測判據

2.1 短路故障檢測

該型故障定位系統的主要設備是故障指示器單元，其故障檢測分為短路和接地檢測。當配電線路發生相間短路時，變電站和故障點之間的回路上會流過大電流，繼電保護裝置啟動保護，線路跳閘。短路故障判據如下：

(1) 動作值條件。由于故障原因，配電線路中出現大突變電流ΔI≥It，其中It為突變電流啟動設定值，自適應；ΔI為故障引起的突變電流值。

(2)持續時間條件。大電流持續時間0.02 s≤Δt≤3 s后，線路停電Δt為電流突變持續時間，反時限。

兩個條件為邏輯與的關系，圖2給出了突變電流值與持續時間滿足條件的動作區域圖像。

2.2 接地故障檢測

接地故障檢測主要配合信號源，檢測信號序列，使用信號源檢測接地故障為有源法，外施信號源安裝在變電站的接地變中性點(無中性點時則接在母線/出線上)。當線路上任何一點發生單相接地故障時，信號源檢測到故障信息后，自動短時投入動態阻性負載, 在變電站和現場接地點之間產生特殊的電流信號(小于50 A)，通過對電阻的編碼控制，產生疊加在負載電流上的編碼信號電流。變電站出線和線路分支點處安裝的架空線路采集單元檢測這個電流信號，若滿足以上故障特征就會產生動作。圖3給出了外施信號源裝置檢測單相接地原理。

圖2 短路故障檢測動作區域

圖3 外施信號裝置檢測單相接地原理

以C相接地故障為例：(1)先投入A相開關，故障相并入接地電阻，分流容性電流，消除非穩定接地故障，若熄弧成功，則不再產生特征信號。(2)先投入電流超前相開關，按照特征信號波形產生4組特征信號，波形值大于某一值時，動作結束。(3)若接地故障未消失，再投入另一正常相開關，重新產生4組特征信號。外施特征信號應符合文獻[2]中要求的規定。圖4給出了單相接地檢測推薦外施特征序列信號，推薦參數要求如下：ΔT1，120 ms(±30 ms)；ΔT2，800 ms(±30 ms)；ΔT3，1 000 ms(±30 ms)；ΔI=I2-I1，最小識別電流不大于10 A，每次單相接地故障產生的特征序列不少于4個。

3 外施信號裝置組成及其原理

外施信號源由高壓真空開關和高壓電阻組成，內部結構及其組成如圖5所示。當系統發生單相接地故障時(如C相)，信號源檢測到零序電壓超過定值，并持續5 s后，控制內部的高壓開關閉合，這樣使高壓二極管和電阻通過大地接在故障相與其它健全相，從而使故障線路上的負荷電流又疊加一個有特殊規律的直流脈動電流信號，該電流流經故障線路、接地故障點和大地返回信號源。掛在線路上的故障指示器檢測到該電流信號后自動翻牌，從而指示出接地故障點所在的出線、分支和區段。

當線路發生單相接地故障時，信號源內的零序PT檢測到故障信號，隔離開關進行盲投，投至非故障相時，接地點、大地、電流源、線路、變電站形成回路，電流源產生故障電流附加脈動信號。系統通過檢測附加信號，確定接地故障相，指示器檢測到脈動電流信號后，做出指示動作。

圖4 推薦外施特征序列信號

4 故障指示器應用中存在的問題

4.1 故障指示器動作可靠性有待進一步提高

當前實際工程應用的配電故障指示器大多采用簡易TA或羅氏線圈來獲取故障時線路電流的突變[3]，但是配電故障指示器運行環境惡劣，常常要面對比較復雜的電磁環境，譬如空間中存在著鄰相干擾或鄰線干擾，特別是在結構緊湊的開關站或環網柜內干擾更為明顯，因此有必要從裝置硬件結構以及故障檢測算法方面改進故障指示器的抗干擾性能，進一步提高故障指示器的動作可靠性。

4.2 故障指示器單相接地故障檢測準確性不高

本工程應用的故障指示器使用信號源檢測接地故障，信號源安裝在變電站的接地變壓器中性點(無中性點時則接在母線/出線上)。接地時常發生信號源裝置開關頻繁動作，由于機構機械磨損及故障電弧等問題，若長期運行，在發生接地故障條件下，整個裝置增加了運行的安全風險。從目前運行來看，故障指示器單相接地故障檢測存在準確性不高的現狀。

(1)現場發生單相接地故障。由于通信故障、故障指示器不在線、測量精度制約等問題，配電自動化系統并未報出信號，而實際接地。

(2)主站系統報故障指示器動作信號，通知運維人員巡線后現場并未發生接地，存在誤報現象。

由于單相接地電流遠比負荷電流小，受采集暫態零序電流時間同步、感知測量精度問題等因素影響，故障指示器單相接地故障檢測準確性不高。

4.3 故障指示器供電不穩定

一直以來，故障指示器的取電問題是制約其性能發展的瓶頸[4]。本工程應用的故障指示器取電主電源為CT線路取電 ，后備電源為超級電容、電池。此種供電模式，對于架空型故障指示器，若安裝位置處于負荷電流較小的線路末端或夜間負荷較輕時，采用電流互感器取電方式難以維持裝置正常工作所需功率；若采用太陽能取能方式，在夜間或遇到陰雨天時，也難以維持裝置正常工作所需功率。因此，故障指示器一般都內置有鋰電池，在正常取能不能維持裝置正常工作時提供能量，而鋰電池壽命有限，實際使用中電池一般只能維持工作3～5年，即使采用超級電容，也會存在充放電可靠性問題，這也是故障指示器受限的原因所在。

5 故障指示器工程應用效果評價

5.1 評價指標

為了更好地評價故障指示器的應用效果，結合工程實際應用，本文提出故障指示器工程應用評價指標，由于線路短路故障配置跳閘繼電保護，故評價指標只針對單相接地故障。

5.1.1 接地正確識別率

定義接地正確識別率α為接地正確識別次數與實際發生接地總次數之比。計算公式為

(1)

式中：A1—接地正確識別次數；

A—實際發生接地總次數。

5.1.2 故障指示器在線率

定義故障指示器在線率β為在線故障指示器總數與實際安裝故障指示器總數之比。計算公式為

(2)

式中:Z1—在線故障指示器總數;

Z—實際安裝故障指示器總數。

5.1.3 節約的巡線人工工時

假設在運配電網平均每年發生單相接地次數為N次，每次派出2人進行人工排除故障巡線，則安裝故障指示器節約的巡線工時數為

ΔT=2×N×λ×γ×Tb

(3)

式中:λ—發生單相接地巡線時間減少比例數;

γ—配電網安裝故障指示器覆蓋率;

Tb—不借助故障指示器情況下平均查找接地巡線時間。

5.1.4 節約的短時停電費用

假設在運配電網平均每年發生單相接地次數為N次，每次選出接地線路歷時為m，單位為min，每分鐘平均損失電量為ΔE(kWh)，k為每千瓦時電量的售價(元/kWh)，則安裝故障指示器節約短時停電費用為

F=k×N×m×ΔE

(4)

5.2 工程應用評價

目前本公司所轄配電網已經有14條配網線路安裝了共計217套故障指示器，均已接入配電自動化主系統主站，每套故障指示器分為三相，配置單相接地與永久短路故障檢測功能。基于5.1中所提評價指標對這217套故障指示器進行工程應用效果評價，評價周期選取1年，以2018—2019年為統計周期，評價結果如表1所示。相比配電自動化的應用效果[7]，故障指示器在節約的短時停電費用方面比較少。

6 結 論

(1)當前故障指示器工程應用與實際理想效果還有一些差距，在故障指示器動作可靠性、檢測故障準確性、故障指示器取電技術等方面還存在一些需要解決的問題。

(2)提出的故障指示器工程應用效果評價方法可以作為今后故障定位系統故障指示器工程應用效果的評價依據，可以較好地指導工程實踐應用。

(3)隨著先進通信技術，控制技術、檢測與傳感技術、電力物聯網技術的快速發展，制約故障指示器技術瓶頸問題將會得到進一步解決，故障指示器技術在配電網單相接地故障處理方面將會具有很好的應用前景，應用效果也將顯著改善。