一种外施信号源型故障指示器及故障定位系统的工程应用

杜严行，景涛，韩博区

(国网宁夏电力有限公司宁东供电公司,宁夏 银川 750411)

配电网空间分布呈点多面广，网架结构错综复杂，运行环境恶劣的特点。小电流接地方式的配电网常常由于恶劣天气、鸟类筑巢、设备老化绝缘降低、外物干扰、外力破坏等诸多因素导致接地故障频发。单相接地故障轻则影响用户供电质量，重则引发配网大面积停电及人身伤害[1]。当配电线路发生接地故障时，如何快速进行故障定位并进行及时查找排除，是配电抢修人员及配电网调控运行人员共同面临的课题。本文论述了一种外施信号源型故障指示器的故障定位系统，重点探讨了其故障定位技术，提出了一种工程应用评价指标，并对实际工程应用情况进行了评价。

1 系统组成及基本原理

外施信号源型故障指示器故障定位系统由外施信号源装置、故障指示器(采集单元)、汇集单元(集中器)及配电自动化系统主站组成。如图1所示。

图1 外施信号型故障指示器故障定位系统组成

外施信号源装置用来检测单相接地故障，产生叠加在负载电流上的信号电流，若满足故障特征则故障检测装置给出报警，从而指示出故障位置。

故障指示器安装在配电线路上，监测配电线路三相负荷电流，准确识别线路负荷侧短路故障和接地故障，具有遥信、遥测“二遥”功能。故障指示器配置射频无线通信功能，与汇集单元通过短距离无线射频双向通信，可以将多个故障指示器的信息发到一个集中器上。

汇集单元(集中器)用来接收、处理采集单元上传的配电线路故障、电流等信息，同时与配电自动化系统主站进行通信。通过GPRS或者光纤将信息发送到远方主站，这样故障指示器就具备了“二遥”通信功能，可以将“二遥”信息数据上传至主站。

配电自动化系统主站是故障定位系统的核心控制平台，与配网调度员之间建立可靠的人机界面，主站提供的“二遥”信息及数据处理结果是配网调度员进行判断的基础。

2 故障指示器的故障检测判据

2.1 短路故障检测

该型故障定位系统的主要设备是故障指示器单元，其故障检测分为短路和接地检测。当配电线路发生相间短路时，变电站和故障点之间的回路上会流过大电流，继电保护装置启动保护，线路跳闸。短路故障判据如下：

(1) 动作值条件。由于故障原因，配电线路中出现大突变电流ΔI≥It，其中It为突变电流启动设定值，自适应；ΔI为故障引起的突变电流值。

(2)持续时间条件。大电流持续时间0.02 s≤Δt≤3 s后，线路停电Δt为电流突变持续时间，反时限。

两个条件为逻辑与的关系，图2给出了突变电流值与持续时间满足条件的动作区域图像。

2.2 接地故障检测

接地故障检测主要配合信号源，检测信号序列，使用信号源检测接地故障为有源法，外施信号源安装在变电站的接地变中性点(无中性点时则接在母线/出线上)。当线路上任何一点发生单相接地故障时，信号源检测到故障信息后，自动短时投入动态阻性负载, 在变电站和现场接地点之间产生特殊的电流信号(小于50 A)，通过对电阻的编码控制，产生叠加在负载电流上的编码信号电流。变电站出线和线路分支点处安装的架空线路采集单元检测这个电流信号，若满足以上故障特征就会产生动作。图3给出了外施信号源装置检测单相接地原理。

图2 短路故障检测动作区域

图3 外施信号装置检测单相接地原理

以C相接地故障为例：(1)先投入A相开关，故障相并入接地电阻，分流容性电流，消除非稳定接地故障，若熄弧成功，则不再产生特征信号。(2)先投入电流超前相开关，按照特征信号波形产生4组特征信号，波形值大于某一值时，动作结束。(3)若接地故障未消失，再投入另一正常相开关，重新产生4组特征信号。外施特征信号应符合文献[2]中要求的规定。图4给出了单相接地检测推荐外施特征序列信号，推荐参数要求如下：ΔT1，120 ms(±30 ms)；ΔT2，800 ms(±30 ms)；ΔT3，1 000 ms(±30 ms)；ΔI=I2-I1，最小识别电流不大于10 A，每次单相接地故障产生的特征序列不少于4个。

3 外施信号装置组成及其原理

外施信号源由高压真空开关和高压电阻组成，内部结构及其组成如图5所示。当系统发生单相接地故障时(如C相)，信号源检测到零序电压超过定值，并持续5 s后，控制内部的高压开关闭合，这样使高压二极管和电阻通过大地接在故障相与其它健全相，从而使故障线路上的负荷电流又叠加一个有特殊规律的直流脉动电流信号，该电流流经故障线路、接地故障点和大地返回信号源。挂在线路上的故障指示器检测到该电流信号后自动翻牌，从而指示出接地故障点所在的出线、分支和区段。

当线路发生单相接地故障时，信号源内的零序PT检测到故障信号，隔离开关进行盲投，投至非故障相时，接地点、大地、电流源、线路、变电站形成回路，电流源产生故障电流附加脉动信号。系统通过检测附加信号，确定接地故障相，指示器检测到脉动电流信号后，做出指示动作。

图4 推荐外施特征序列信号

4 故障指示器应用中存在的问题

4.1 故障指示器动作可靠性有待进一步提高

当前实际工程应用的配电故障指示器大多采用简易TA或罗氏线圈来获取故障时线路电流的突变[3]，但是配电故障指示器运行环境恶劣，常常要面对比较复杂的电磁环境，譬如空间中存在着邻相干扰或邻线干扰，特别是在结构紧凑的开关站或环网柜内干扰更为明显，因此有必要从装置硬件结构以及故障检测算法方面改进故障指示器的抗干扰性能，进一步提高故障指示器的动作可靠性。

4.2 故障指示器单相接地故障检测准确性不高

本工程应用的故障指示器使用信号源检测接地故障，信号源安装在变电站的接地变压器中性点(无中性点时则接在母线/出线上)。接地时常发生信号源装置开关频繁动作，由于机构机械磨损及故障电弧等问题，若长期运行，在发生接地故障条件下，整个装置增加了运行的安全风险。从目前运行来看，故障指示器单相接地故障检测存在准确性不高的现状。

(1)现场发生单相接地故障。由于通信故障、故障指示器不在线、测量精度制约等问题，配电自动化系统并未报出信号，而实际接地。

(2)主站系统报故障指示器动作信号，通知运维人员巡线后现场并未发生接地，存在误报现象。

由于单相接地电流远比负荷电流小，受采集暂态零序电流时间同步、感知测量精度问题等因素影响，故障指示器单相接地故障检测准确性不高。

4.3 故障指示器供电不稳定

一直以来，故障指示器的取电问题是制约其性能发展的瓶颈[4]。本工程应用的故障指示器取电主电源为CT线路取电 ，后备电源为超级电容、电池。此种供电模式，对于架空型故障指示器，若安装位置处于负荷电流较小的线路末端或夜间负荷较轻时，采用电流互感器取电方式难以维持装置正常工作所需功率；若采用太阳能取能方式，在夜间或遇到阴雨天时，也难以维持装置正常工作所需功率。因此，故障指示器一般都内置有锂电池，在正常取能不能维持装置正常工作时提供能量，而锂电池寿命有限，实际使用中电池一般只能维持工作3～5年，即使采用超级电容，也会存在充放电可靠性问题，这也是故障指示器受限的原因所在。

5 故障指示器工程应用效果评价

5.1 评价指标

为了更好地评价故障指示器的应用效果，结合工程实际应用，本文提出故障指示器工程应用评价指标，由于线路短路故障配置跳闸继电保护，故评价指标只针对单相接地故障。

5.1.1 接地正确识别率

定义接地正确识别率α为接地正确识别次数与实际发生接地总次数之比。计算公式为

(1)

式中：A1—接地正确识别次数；

A—实际发生接地总次数。

5.1.2 故障指示器在线率

定义故障指示器在线率β为在线故障指示器总数与实际安装故障指示器总数之比。计算公式为

(2)

式中:Z1—在线故障指示器总数;

Z—实际安装故障指示器总数。

5.1.3 节约的巡线人工工时

假设在运配电网平均每年发生单相接地次数为N次，每次派出2人进行人工排除故障巡线，则安装故障指示器节约的巡线工时数为

ΔT=2×N×λ×γ×Tb

(3)

式中:λ—发生单相接地巡线时间减少比例数;

γ—配电网安装故障指示器覆盖率;

Tb—不借助故障指示器情况下平均查找接地巡线时间。

5.1.4 节约的短时停电费用

假设在运配电网平均每年发生单相接地次数为N次，每次选出接地线路历时为m，单位为min，每分钟平均损失电量为ΔE(kWh)，k为每千瓦时电量的售价(元/kWh)，则安装故障指示器节约短时停电费用为

F=k×N×m×ΔE

(4)

5.2 工程应用评价

目前本公司所辖配电网已经有14条配网线路安装了共计217套故障指示器，均已接入配电自动化主系统主站，每套故障指示器分为三相，配置单相接地与永久短路故障检测功能。基于5.1中所提评价指标对这217套故障指示器进行工程应用效果评价，评价周期选取1年，以2018—2019年为统计周期，评价结果如表1所示。相比配电自动化的应用效果[7]，故障指示器在节约的短时停电费用方面比较少。

6 结 论

(1)当前故障指示器工程应用与实际理想效果还有一些差距，在故障指示器动作可靠性、检测故障准确性、故障指示器取电技术等方面还存在一些需要解决的问题。

(2)提出的故障指示器工程应用效果评价方法可以作为今后故障定位系统故障指示器工程应用效果的评价依据，可以较好地指导工程实践应用。

(3)随着先进通信技术，控制技术、检测与传感技术、电力物联网技术的快速发展，制约故障指示器技术瓶颈问题将会得到进一步解决，故障指示器技术在配电网单相接地故障处理方面将会具有很好的应用前景，应用效果也将显著改善。