當(dāng)前調(diào)度監(jiān)控系統(tǒng)下對(duì)斷線故障的快速發(fā)現(xiàn)方法研究

潘全芳，王正輝

（1.國(guó)網(wǎng)青海省電力公司 海東供電公司，青海 海東 810600；2.青海省電力設(shè)計(jì)院，青海 西寧 810008）

0 引 言

斷線故障屬于縱向故障，它雖然不會(huì)產(chǎn)生大的短路電流，但會(huì)對(duì)電網(wǎng)產(chǎn)生許多不利的影響[1]。其產(chǎn)生的負(fù)序分量會(huì)危及發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子，造成發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子過熱和絕緣損壞，影響輸出功率，零序分量會(huì)影響通信，另外這些負(fù)序分量和零序分量可能會(huì)使采用反應(yīng)負(fù)序和零序分量的繼電保護(hù)裝置誤動(dòng)作[2]。因此，及時(shí)發(fā)現(xiàn)和處理斷線故障對(duì)維護(hù)系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行有著重要的意義。目前地調(diào)采用的調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)不具備線路斷線告警功能，而且為了使一次圖展示清晰明了，一般只展示A相單相電流，調(diào)控員不能從一次接線圖和告警信息中發(fā)現(xiàn)斷線故障，只能通過用戶對(duì)斷線故障的反映，倒過來到遙測(cè)數(shù)據(jù)庫(kù)中查找對(duì)應(yīng)線路的遙測(cè)數(shù)據(jù)，從而發(fā)現(xiàn)故障。若剛好趕上用戶不生產(chǎn)，或用戶不反饋，那么斷線故障可能長(zhǎng)期存在系統(tǒng)中而得不到處理。

鑒于以上情況，本文分析斷線故障在各種方式下的特征，分析其對(duì)電力系統(tǒng)產(chǎn)生的影響，利用仿真系統(tǒng)模擬斷線故障，根據(jù)斷線時(shí)的電氣量特征提取特征量做成判據(jù)，做為當(dāng)前調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)對(duì)斷線故障的判斷依據(jù)，給出告警，提醒調(diào)控人員及時(shí)處理。

1 發(fā)生斷線時(shí)各電氣量的特征及仿真

1.1 直接接地系統(tǒng)110 kV單回線輸電線路發(fā)生一相斷線

通過分析及仿真驗(yàn)證，當(dāng)直接接地系統(tǒng)110 kV單回線輸電線路發(fā)生一相斷線時(shí)，線路兩端電壓在200個(gè)周波內(nèi)趨于穩(wěn)定，但各相電壓有一定的不平衡，負(fù)序電壓在0.02～0.08 pu，零序電壓在0.03～0.06 pu，斷線相電流變?yōu)?，非故障相電流在經(jīng)過200個(gè)周波的后趨于平穩(wěn)，幅值比原來輸送電流增加[3,4]。直接接地系統(tǒng)110 kV單回線輸電線路發(fā)生一相斷線的仿真結(jié)果如圖1—4所示。圖中青彩隆11、青金圓水分別代表發(fā)生斷線線路的兩端，以下所有圖示中含義相同。

圖1 線路兩端電壓

圖2 斷線線路三相電流（A相斷線）

圖3 兩端零序電壓（A相斷線）

圖4 兩端負(fù)序電壓（A相斷線）

1.2 直接接地系統(tǒng)110 kV單回線輸電線路發(fā)生兩相斷線

可以看到，這種情況下電網(wǎng)失穩(wěn)（輸送容量48 MW），最大電流1 600 A，電壓高值1 000 A以上持續(xù)時(shí)間5個(gè)周波（0.1 s），可能會(huì)引起電流保護(hù)動(dòng)作[5]。最大電壓為1.18 pu，最小電壓為0.7 pu。仿真結(jié)果如圖5和圖6所示，其中圖6中青互助為雙回線供電線路的另一端，在單回線供電分析中，取本端與對(duì)端相聯(lián)接的線路停運(yùn)。

圖5 斷線線路三相電流（B、C相斷線）

圖6 兩端電壓（B、C相斷線）

1.3 直接接地系統(tǒng)110 kV雙回線供電中的單回線發(fā)生一相斷線

通過分析及仿真驗(yàn)證，當(dāng)直接接地系統(tǒng)110 kV雙回線供電中的單回線發(fā)生一相斷線時(shí)，線路兩端電壓40個(gè)周波內(nèi)趨于穩(wěn)定，但各相電壓有一定的不平衡，負(fù)序電壓為0.005～0.010 pu，零序電壓為0.006～0.01 pu，斷線相電流變?yōu)?，非故障相電流在經(jīng)過140個(gè)周波的波動(dòng)后趨于平穩(wěn)，幅值比原來輸送電流有所減小。而另一回輸電線路的電流在經(jīng)過140個(gè)周波的波動(dòng)后趨于平穩(wěn)，幅值比原來輸送電流有所增加，并且對(duì)應(yīng)斷線相的幅值更高。仿真結(jié)果如圖7—11所示。

圖8 零序電壓（A相斷線）

圖9 負(fù)序電壓（A相斷線）

圖10 線路三相電流（A相斷線）

圖11 另一回線路三相電流（A相斷線）

1.4 直接接地系統(tǒng)110 kV雙回線供電中的單回線發(fā)生兩相斷線

電壓在40個(gè)周波后趨于平穩(wěn)，負(fù)序電壓為0.006 pu，零序電壓為0.02 pu，故障相電流為0，非故障相電流降低，另一回非故障線路電流升高明顯，但存在在較大的不平衡電流。仿真結(jié)果如圖12—圖15所示。

圖12 線路兩端電壓（B、C相斷線）

圖13 各序電壓（B、C相斷線）

圖14 斷線線路三相電流（B、C相斷線）

圖15 另一回非故障線路三相電流（B、C相斷線）

1.5 不接地系統(tǒng)35 kV輸電線路發(fā)生一相斷線

由于35 kV輸電線路大多數(shù)為單回線輻射狀線路，因此這里僅考慮不接地系統(tǒng)35 kV單回線供電的輸電線路發(fā)生一相斷線的情況。發(fā)生一相斷線時(shí)，三相電壓不平衡，電能無法正常輸送，將影響下一級(jí)用戶的正常供電。

1.6 不接地系統(tǒng)35 kV輸電線路發(fā)生兩相斷線

與一相斷線情況類似，三相電壓嚴(yán)重不平衡，電能無法正常輸送，下一級(jí)用戶無法供電。

2 發(fā)生斷線時(shí)特征量提取及判據(jù)形成

通過上述分析，對(duì)于110 kV輸電線路，可以提取線路斷線時(shí)電壓特征量△Umax＞0.04 pu，電流特征量△Imax＞20 A。其中，△Umax為各相電壓幅值差值的最大值，△Imax為各相電流幅值差值的最大值，兩個(gè)算式結(jié)果取與的關(guān)系，即上述電壓特征量和電流特征量同時(shí)滿足，判定為線路斷線。利用這個(gè)判據(jù)，能判斷除了空載線路和輕載線路外的斷線故障。

對(duì)于35 kV單回線輸電線路，發(fā)生斷線時(shí)故障電壓特征明顯，調(diào)控員能快速根據(jù)電壓、電流量及負(fù)荷的變化分析判斷線路斷線故障。結(jié)合實(shí)際運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，排除不平衡電壓干擾，可以設(shè)判據(jù)△Umax＞0.06 pu，電流特征量△Imax＞20 A，用于判斷一般輸送容量的斷線故障[6]。

3 當(dāng)前調(diào)度系統(tǒng)對(duì)斷線故障的判斷及缺點(diǎn)分析

3.1 中性點(diǎn)不直接接地系統(tǒng)

3.1.1 輸電線路

當(dāng)前調(diào)度系統(tǒng)能觀察到的，最直觀中性點(diǎn)不直接接地系統(tǒng)輸電線路斷線故障的特征為三相電壓不平衡以及電能無法正常輸送，影響下一級(jí)用戶的正常供電。調(diào)控員可以根據(jù)電壓電流量的判斷，結(jié)合供電負(fù)荷的變化，判斷線路發(fā)生了斷線故障，且可以根據(jù)用戶無法正常供電的范圍判斷具體是多級(jí)串供線路中的哪一條線路發(fā)生了斷線[7]。缺點(diǎn)是非常依賴于調(diào)控員的技能水平和業(yè)務(wù)素質(zhì)。調(diào)控員對(duì)實(shí)時(shí)上送的電壓越限信號(hào)能給與關(guān)注并及時(shí)分析處置，能夠根據(jù)電壓電流量的特征判斷線路發(fā)生了故障，此外可以根據(jù)用戶反饋判斷具體斷線位置。其中任何一個(gè)環(huán)節(jié)未注意到，或者用戶未反饋，都會(huì)造成斷線故障無法及時(shí)發(fā)現(xiàn)和處理。

3.1.2 直供線路

如果是直供線路發(fā)生了斷線，調(diào)控員基本不能從當(dāng)前的調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)信息中快速發(fā)現(xiàn)斷線故障。這是因?yàn)檫@些供電線路系統(tǒng)一般只采集了A、C兩相電流，B相電流未采集，如果是B相斷線則無法通過電流來判斷。為了使一次主接線圖清晰簡(jiǎn)明，一般在一次主接線圖上只展示設(shè)備的A相電流，故C相斷線也無法從一次畫面上發(fā)現(xiàn)。調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)也不能對(duì)電流越下限進(jìn)行報(bào)警，因?yàn)檫@會(huì)使大量的空充、備用線路產(chǎn)生報(bào)警，不利于監(jiān)控。故直供線路發(fā)生斷線故障時(shí)，調(diào)控員基本不能快速發(fā)現(xiàn)。

3.2 中性點(diǎn)直接接地系統(tǒng)

3.2.1 110 kV雙回線供電中的單回線發(fā)生斷線

由于電能輸送還可以通過另一回線路傳輸，因此電力送出基本不受影響，只會(huì)在系統(tǒng)中造成不對(duì)稱，斷線線路斷線相的電流變?yōu)榱悖渌嚯娏鞑蛔兓蚪档停瑳]有發(fā)生斷線的另一回輸電線路電流升高，系統(tǒng)中產(chǎn)生負(fù)序和零序分量。調(diào)控員不能通過現(xiàn)有調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)及時(shí)發(fā)現(xiàn)斷線故障。

3.2.2 110 kV單回線輸電線路發(fā)生一相斷線

各相電壓不平衡，斷線相電流變?yōu)?，非故障相電流幅值比原來輸送電流增加。若這條輸電線路為110 kV直饋?zhàn)冸娬镜奈ㄒ还╇婋娫矗瑒t將對(duì)下級(jí)變電站供電產(chǎn)生影響。所帶變電站110 kV、35 kV以及10 kV母線電壓均受到影響，調(diào)控員能比較快速地發(fā)現(xiàn)異常并處理。但若這條線路供電的變電站還有其他的供電電源，那么其他的供電電源將對(duì)該變電站提供電壓支撐和電能支撐，電能可以送出，用戶可以供電，但這種不對(duì)稱將會(huì)對(duì)系統(tǒng)產(chǎn)生不利影響并長(zhǎng)期存在系統(tǒng)中。目前，調(diào)控員不能通過現(xiàn)有調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)及時(shí)發(fā)現(xiàn)這種斷線故障。

3.2.3 110 kV單回線輸電線路發(fā)生兩相斷線

這個(gè)故障發(fā)生時(shí)容易引起系統(tǒng)失穩(wěn)，可能會(huì)引起繼電保護(hù)動(dòng)作。

4 調(diào)度自動(dòng)化解決方案

方案一是將線路采集的各相電流均展示在一次主接線圖中，使得調(diào)控員在進(jìn)行全面巡視時(shí)可發(fā)現(xiàn)異常。此方案的優(yōu)點(diǎn)是易于實(shí)現(xiàn)，自動(dòng)化運(yùn)維人員就可完成[8]。缺點(diǎn)是一次主接線圖顯示密密麻麻，對(duì)于10 kV、35 kV等間隔較多的難以全部展示，調(diào)控員只有在進(jìn)行全面巡視時(shí)才會(huì)發(fā)現(xiàn)，異常發(fā)現(xiàn)周期長(zhǎng)，調(diào)控員巡視壓力大[9]。

方案二是將所有線路的各相電流集中在一個(gè)表中進(jìn)行集中監(jiān)視[10]。調(diào)控員定期對(duì)該表進(jìn)行巡視，最長(zhǎng)在一個(gè)巡視周期內(nèi)可發(fā)現(xiàn)異常。此方案的優(yōu)點(diǎn)是易于實(shí)現(xiàn)，自動(dòng)化運(yùn)維人員就可完成。相較于方案一，它的巡視周期可以更短一些，發(fā)現(xiàn)更及時(shí)，且沒有改變一次主接線圖展示，一次接線圖展示清晰。缺點(diǎn)是調(diào)控員只有在對(duì)該表進(jìn)行專門巡視時(shí)才會(huì)發(fā)現(xiàn)，異常發(fā)現(xiàn)周期較長(zhǎng)，增加調(diào)控員巡視工作量。

方案三是根據(jù)本文發(fā)生斷線時(shí)特征量提取及判據(jù)形成所述，提取斷線時(shí)電壓、電流特征量做為判據(jù)，滿足條件時(shí)給出實(shí)時(shí)告警，調(diào)控員可根據(jù)告警信息及時(shí)發(fā)現(xiàn)故障。優(yōu)點(diǎn)是能夠?qū)崟r(shí)快速發(fā)現(xiàn)斷線故障，使斷線故障得到及時(shí)處理，利于電網(wǎng)的安全運(yùn)行。而且實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)自動(dòng)判斷故障和推送相關(guān)信息，不會(huì)增加調(diào)控員的監(jiān)視工作量。缺點(diǎn)是實(shí)現(xiàn)起來比較困難，需要資金投入立項(xiàng)目才可完成，完成時(shí)間較長(zhǎng)。

5 結(jié) 論

比較上述3個(gè)方案，方案一實(shí)現(xiàn)起來會(huì)改變?cè)幸淮螆D監(jiān)視畫面，使一次接線圖不清晰，并且巡視起來并不方便，不建議采用。方案二不改變?cè)斜O(jiān)控模式，獨(dú)立增加監(jiān)視畫面，但是不能實(shí)時(shí)告警，且增加調(diào)控員巡視工作量，短期內(nèi)是一個(gè)比較理想的方案。方案三可以做為自動(dòng)化遠(yuǎn)期程序布置的方向，實(shí)現(xiàn)線路斷線自動(dòng)告警。