配电网故障监测系统研究及应用

段花利（大庆油田电力运维分公司）

油田电网线路的计划检修、故障抢修、拉合开关的倒闸操作及其他维护性工作均以现场人工作业为主，而影响原油产量的主要是计划检修和故障抢修这两类作业活动。计划检修造成的原油生产影响是不可避免的；故障抢修是耗时最长也是最有可能缩短停电时间的环节[1-2]。

1 故障分析

某单位供配电系统已建35/6 kV 变电所40 座，6 kV 配 电 所1 座，主 变 压 器76 台，总 容 量71.34×104kVA，最大负荷31.4×104kW，主变负载率42.9%，6 kV 配电线路394条，总长度2 385 km，配电线路主要为架空线路，配电网主要采用闭环设计、开环运行，其结构呈辐射状。线路真空开关共计907 组，线路隔离开关共计9 219 组，线路避雷器共计10 580 组。

随着油田开发的深入，井网密度不断增大，配电网规模随之扩大，用电负荷点多、面广，造成6 kV 电力线路越来越密集，交叉跨越处增多。跟踪了2015—2017 年度配电网故障情况，通过对3 a 内故障情况进行归纳，某单位2015—2017 年配电网故障总体呈上升趋势，且主要故障为相间短路故障和单担接地故障。配电网故障统计见表1，故障分类情况见表2。

表1 2015—2017 年某配电网故障统计Tab.1 Faults statistics of distribution network from 2015 to 2017

表2 2015—2017 某配电网故障分类情况Tab.2 Fault classification situation from 2015 to 2017

配电网故障在冬季（12—2 月）发生较少，总占比14.2%，春季（3—5 月）与秋季（9—11 月）分别占比26.1%、24.3%，夏季（6—8 月）为故障高发期，占比35.4%。春季和春季气候有多风、多雾、雨加雪等特点，多风容易引起金具磨损、杆塔连接螺栓松动，发生金具断裂造成掉线事故或构件一端脱落造成接地故障，如风速过大容易造成风偏故障。对于重污区线路，经过一冬天的积污，盐密增大，在持续大雾或雨加雪等湿度大的天气条件下，容易引发污闪，在温度适宜的气象条件下（-5～0 ℃），部分地段的线路绝缘子会形成短接冰桥，引发冰闪故障。春季气候干燥，容易出现山火并引发相间短路；施工建筑和放风筝现象增多易造成外力故障；天气开始变暖时，地表土壤开始解冻，采空区杆塔基础产生不均匀沉降有可能加重、加速。夏季气候有雷雨多、短时大风频繁、温度高、树木生长快、施工建筑频繁等特点。雷雨多容易造成雷击故障；短时大风易造成风偏故障；温度高使导线弧垂增大，容易造成交叉跨越距离不足对其他线路放电；树木生长快，如巡视不到位或不及时，容易造成树害故障；现代化施工多使用高大的机械，施工建筑频繁容易引发外力故障。秋季气候有雨水长、雨量大的特点，雷电继续存在，易发生雷击故障，基础长时间受水浸泡或冲刷，有时会形成严重隐患。大型候鸟也多在深秋迁徙，鸟害也是秋季的一类主要故障隐患。另外采空区裂缝、塌陷，被水冲刷、浸泡引起的杆塔倾斜，会导致倒塔断线事故。秋末，农民在收割完庄稼后焚烧秸秆，易引发相间短路。

2 配电网故障监测系统

2.1 配电网故障检测系统检测原理

为积极探索配网自动化建设[3]，提高配电线路供电可靠性，降低工人劳动强度，配电网故障自动监测系统提供了一种解决方案。配电网故障检测系统是通过电磁感应原理对配电线路实时电流及电压数据进行采集，通过特定判据对配电网运行情况进行分析。故障指示器结构框架见图1。

图1 故障指示器结构框架Fig.1 Structure frame of fault indicator

故障判别功能主要是通过检测电流和电压的变化来识别故障特征，从而判断是否给出故障指示[4]。故障检测设计有两种判据，可在线切换。一种是“速断、过流判据”，即继电保护原理；另一种是“自适应负荷电流的过流突变判据”。两种判据都带线路“充电”和“停电”判据，以防重合闸和合闸涌流误动。系统默认是速断过流判据，其可靠性、准确性远远大于过流突变判据。

当系统发生短路故障时，流过故障指示器的电流线路上的故障指示器检测到该信号后自动动作(如自动红色翻牌指示，发出红光指示)，这样运行人员由变电站出线开始，沿着动作的故障指示器动作线路方向前行至下一个分支处，再沿着故障指示器动作的分支线路前行，直到该线路上最后一个翻牌的故障指示器止，即可确认故障点所在的区段。因此利用故障指示器，减小了巡线人员的工作强度，提高了故障排查效率和供电可靠性。

故障指示器指示故障系统原理见图2。故障发生在F点，从变电站出口到故障点F之间，出现过大的电流IF。故障指示器1，2，3，4，5 检测到故障电流特征，自动翻牌（如图2 所示，翻牌为红色），而6 号灯其故障指示器没有翻牌，说明故障发生在5 号和6 号故障指示器之间，即可确认故障段。

图2 故障指示器指示故障系统原理Fig.2 Fault system principle of fault indicator

2.2 配电网故障自动监测系统的组成

配电网故障自动检测系统主要由配电网故障自动监测系统、配电网故障检测远控单元、配电网故障监测调参单元组成，系统配置见表3。

表3 配电网故障自动监测系统配置Tab.3 Configuration of automatic monitoring system for distribution network fault

2.2.1 配电网故障自动监测系统

该系统主要实现数据采集与控制SCADA、馈线自动化FA、故障定位FLS、远程浏览WEB 与其他系统（GIS 等）接口功能[5]。配电网故障自动监测系统具体功能如下：

1）遥信。短路、接地故障动作信号主动上报和远传，并可被实时召唤和读取。

2）遥测。线路负荷电流、短路动作电流、接地尖峰电流、接地动作电流、线路对地电压、电池和取电电压等主动上报和远传，并可被实时召唤和读取。

3）遥控。遥控在线监测单元翻牌、复归等动作。

4）遥调。在线读、写短路和接地故障检测参数，自动复归时间，无线通讯等参数。

2.2.2 配电网故障检测远控单元

该单元主要由远程通讯终端（1 个）、在线监测单元（3 个）、通讯SIM 卡组成。配电网故障检测远控单元具体功能如下：

1）远程通讯终端。通过短距离无线跳频通讯方式，实时采集附近在线监测单元的运行数据和故障信息以及远程通讯终端本身的运行状态，将数据通过GPRS 发送至主站。

2）在线监测单元。可准确检测线路短路、接地故障并给出翻牌和闪灯指示，具备故障定位及在线检测系统无线调频通信接口。

3）通讯SIM 卡。用于传输现场检测数据，接收主站系统发来的数据。

2.2.3 配电网故障监测调参单元

该单元主要由调试仪（1 台）、调试通讯机（1 台），高压电流测量仪（1 台）、安装专用工具（3 套）、车载供电电源（1 台）、望远镜（1 具）组成。其主要功能是现场调试配电网故障检测远控单元参数、数值校准以及现场维修维护。

2.3 配电网故障监测系统应用情况

2.3.1 配电网故障检测系统的运行效果

在某单位6 kV 配电网中加装配电网故障检测装置，2018 年加装完毕，该系统通过在变电所出线及线路分支处加装故障检测模块，对配电线路运行数据进行采集。故障指示器用于检测和指示相间短路及单相接地故障，并将故障信息通过通信终端、中心站，汇报给配电控制中心[6-7]。

配电控制中心安装有基于GIS 的故障定位软件系统，主要作用是搜集通讯中心站传送的地址信息，对其进行纠错、校正后，通过拓扑分析和计算找出故障位置及故障通路，最终显示在GIS 的地理背景上。

基于GIS 的故障定位软件系统与大量现场的故障检测和指示装置相配合，在故障发生后的几分钟内，即可在地理信息系统上给出故障位置和故障时间的指示信息，帮助维修人员迅速赶赴现场，排除故障，恢复正常供电，提高供电可靠性；同时减少故障巡线人员，节省巡线时间，提高工作效率。

2018—2020 年某单位配电网年度故障统计见表4，故障分类情况见表5。3 a 内某单位共发生配电网故障3 102 次，故障检测装置报警2 285 次，其中误动作78 次，平均成功率为71.1%。

表4 2018—2020 年某单位配电网年度故障统计Tab.4 Annual fault statistics of a unit's distribution network from 2018 to 2020

表5 2018—2020 年某单位配电网故障分类情况Tab.5 Fault classification situation of a unit's distribution network from 2018 to 2020

2.3.2 相间短路故障检测情况

对6 kV 配电网加装故障监控装置后，在现场试验过程中，2018—2020 年共发生相间短路故障290次，检测装置报警290 次，检测成功率达100%。

2.3.3 单相接地故障检测情况

2018—2020 年，某单位6 kV 配电网共发生接地故障2 348 次，共接收故障报警信息1 617 次，其中78 次为误动作，总报警准确率为68.9%。

2.3.4 误动作情况

2019 年，为提升故障报警装置对接地故障的检测准确率，将故障报警参数中电流改变量由小于或等于60%调至小于或等于40%，参数下调后报警准确率得到提升但误动作次数显著增多，主要原因为将线路中电流改变量参数下调后，故障指示器灵敏度提升[8]，对线路运行过程中出现雷雨、启停机等情况误判断为故障电流，从而报警，目前已将参数下调至小于或等于50%。

2.3.5 其他故障情况

2018—2020 年度共发生其他类停电故障425次，故障报警器报警425 次，成功率100%。经对故障情况进行现场分析总结，此类故障主要由于线路附近存在林带导致出现瞬时接地情况，其他原因可能为启停机导致瞬时电流过大，从而引起线路开关跳闸停电。

2.3.6 故障检修时长情况

通过现场应用发现，故障发生后故障报警器可在1～3 min 内将线路故障情况上报至主站及检修人员手机，巡线人员约在20～30 min 赶到故障地，通过故障报警器指示灯寻找故障点。2018 年加装故障报警装置后，故障检修时间及故障排查时间均大幅度下降[9-10]。2015—2020 年某单位配电网单故障检修情况见表6。

表6 2015—2020 年某单位配电网单故障检修情况Tab.6 Single fault maintenance of distribution network of a unit from 2015 to 2020

3 结论

1）配电网故障检测系统能够满足生产要求。油田配电网规模大，用电负荷点多、面广，电力线路密集，交叉跨越处多，故障类型多、故障频次高，人工检测效率低，不能满足生产要求。配电网故障检测系统由配电网故障自动监测系统、配电网故障检测远控单元设备组成，通过电磁感应原理对配电线路电流及电压数据进行实时采集，实现现场调试配电网故障检测远控单元参数、数值校准以及现场维修维护，能够满足生产要求。

2）配电网故障检测系统能应用效果好。油田某单位6 kV 配电网加装故障监测系统后，能够较准确判断并切除故障，有效提高了电网运行可靠性，减小工作人员劳动强度，减少因停电造成的产量损失。对比未安装年份，配电线路非计划停电时间明显缩短，增加原油产量约1×104t，减少人工故障巡视线路长度约4 000 km，减少倒闸操作5 000 余次，减少行车里程2×104km。