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

潘全芳，王正輝

（1.國網(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)計院，青海 西寧 810008）

0 引 言

斷線故障屬于縱向故障，它雖然不會產(chǎn)生大的短路電流，但會對電網(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，零序分量會影響通信，另外這些負(fù)序分量和零序分量可能會使采用反應(yīng)負(fù)序和零序分量的繼電保護(hù)裝置誤動作[2]。因此，及時發(fā)現(xiàn)和處理斷線故障對維護(hù)系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行有著重要的意義。目前地調(diào)采用的調(diào)度自動化系統(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，只能通過用戶對斷線故障的反映，倒過來到遙測數(shù)據(jù)庫中查找對應(yīng)線路的遙測數(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)度自動化系統(tǒng)對斷線故障的判斷依據(jù)，給出告警，提醒調(diào)控人員及時處理。

1 發(fā)生斷線時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，線路兩端電壓在200個周波內(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)時間5個周波（0.1 s），可能會引起電流保護(hù)動作[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，取本端與對端相聯(lián)接的線路停運。

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，線路兩端電壓40個周波內(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個周波的波動后趨于平穩(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個周波的波動后趨于平穩(wěn)，幅值比原來輸送電流有所增加，并且對應(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，三相電壓不平衡，電能無法正常輸送，將影響下一級用戶的正常供電。

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，下一級用戶無法供電。

2 發(fā)生斷線時特征量提取及判據(jù)形成

通過上述分析，對于110 kV輸電線路，可以提取線路斷線時電壓特征量△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滿足，判定為線路斷線。利用這個判據(jù)，能判斷除了空載線路和輕載線路外的斷線故障。

對于35 kV單回線輸電線路，發(fā)生斷線時故障電壓特征明顯，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)合實際運行經(jīng)驗，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)對斷線故障的判斷及缺點分析

3.1 中性點不直接接地系統(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串供線路中的哪一條線路發(fā)生了斷線[7]。缺點是非常依賴于調(diào)控員的技能水平和業(yè)務(wù)素質(zhì)。調(diào)控員對實時上送的電壓越限信號能給與關(guān)注并及時分析處置，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。其中任何一個環(huán)節(jié)未注意到，或者用戶未反饋，都會造成斷線故障無法及時發(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)度自動化系統(tǒng)信息中快速發(fā)現(xiàn)斷線故障。這是因為這些供電線路系統(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)度自動化系統(tǒng)也不能對電流越下限進(jìn)行報警，因為這會使大量的空充、備用線路產(chǎn)生報警，不利于監(jiān)控。故直供線路發(fā)生斷線故障時，調(diào)控員基本不能快速發(fā)現(xiàn)。

3.2 中性點直接接地系統(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，只會在系統(tǒng)中造成不對稱，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)度自動化系統(tǒng)及時發(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直饋變電站的唯一供電電源，則將對下級變電站供電產(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，但這種不對稱將會對系統(tǒng)產(chǎn)生不利影響并長期存在系統(tǒng)中。目前，調(diào)控員不能通過現(xiàn)有調(diào)度自動化系統(tǒng)及時發(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

這個故障發(fā)生時容易引起系統(tǒng)失穩(wěn)，可能會引起繼電保護(hù)動作。

4 調(diào)度自動化解決方案

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)行全面巡視時可發(fā)現(xiàn)異常。此方案的優(yōu)點是易于實現(xiàn)，自動化運維人員就可完成[8]。缺點是一次主接線圖顯示密密麻麻，對于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)行全面巡視時才會發(fā)現(xiàn)，異常發(fā)現(xiàn)周期長，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表中進(jìn)行集中監(jiān)視[10]。調(diào)控員定期對該表進(jìn)行巡視，最長在一個巡視周期內(nèi)可發(fā)現(xiàn)異常。此方案的優(yōu)點是易于實現(xiàn)，自動化運維人員就可完成。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，且沒有改變一次主接線圖展示，一次接線圖展示清晰。缺點是調(diào)控員只有在對該表進(jìn)行專門巡視時才會發(fā)現(xiàn)，異常發(fā)現(xiàn)周期較長，增加調(diào)控員巡視工作量。

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

5 結(jié) 論

比較上述3個方案，方案一實現(xiàn)起來會改變原有一次圖監(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。方案二不改變原有監(jiān)控模式，獨立增加監(jiān)視畫面，但是不能實時告警，且增加調(diào)控員巡視工作量，短期內(nèi)是一個比較理想的方案。方案三可以做為自動化遠(yuǎn)期程序布置的方向，實現(xiàn)線路斷線自動告警。