配電網故障監測系統研究及應用

段花利（大慶油田電力運維分公司）

油田電網線路的計劃檢修、故障搶修、拉合開關的倒閘操作及其他維護性工作均以現場人工作業為主，而影響原油產量的主要是計劃檢修和故障搶修這兩類作業活動。計劃檢修造成的原油生產影響是不可避免的；故障搶修是耗時最長也是最有可能縮短停電時間的環節[1-2]。

1 故障分析

某單位供配電系統已建35/6 kV 變電所40 座，6 kV 配 電 所1 座，主 變 壓 器76 臺，總 容 量71.34×104kVA，最大負荷31.4×104kW，主變負載率42.9%，6 kV 配電線路394條，總長度2 385 km，配電線路主要為架空線路，配電網主要采用閉環設計、開環運行，其結構呈輻射狀。線路真空開關共計907 組，線路隔離開關共計9 219 組，線路避雷器共計10 580 組。

隨著油田開發的深入，井網密度不斷增大，配電網規模隨之擴大，用電負荷點多、面廣，造成6 kV 電力線路越來越密集，交叉跨越處增多。跟蹤了2015—2017 年度配電網故障情況，通過對3 a 內故障情況進行歸納，某單位2015—2017 年配電網故障總體呈上升趨勢，且主要故障為相間短路故障和單擔接地故障。配電網故障統計見表1，故障分類情況見表2。

表1 2015—2017 年某配電網故障統計Tab.1 Faults statistics of distribution network from 2015 to 2017

表2 2015—2017 某配電網故障分類情況Tab.2 Fault classification situation from 2015 to 2017

配電網故障在冬季（12—2 月）發生較少，總占比14.2%，春季（3—5 月）與秋季（9—11 月）分別占比26.1%、24.3%，夏季（6—8 月）為故障高發期，占比35.4%。春季和春季氣候有多風、多霧、雨加雪等特點，多風容易引起金具磨損、桿塔連接螺栓松動，發生金具斷裂造成掉線事故或構件一端脫落造成接地故障，如風速過大容易造成風偏故障。對于重污區線路，經過一冬天的積污，鹽密增大，在持續大霧或雨加雪等濕度大的天氣條件下，容易引發污閃，在溫度適宜的氣象條件下（-5～0 ℃），部分地段的線路絕緣子會形成短接冰橋，引發冰閃故障。春季氣候干燥，容易出現山火并引發相間短路；施工建筑和放風箏現象增多易造成外力故障；天氣開始變暖時，地表土壤開始解凍，采空區桿塔基礎產生不均勻沉降有可能加重、加速。夏季氣候有雷雨多、短時大風頻繁、溫度高、樹木生長快、施工建筑頻繁等特點。雷雨多容易造成雷擊故障；短時大風易造成風偏故障；溫度高使導線弧垂增大，容易造成交叉跨越距離不足對其他線路放電；樹木生長快，如巡視不到位或不及時，容易造成樹害故障；現代化施工多使用高大的機械，施工建筑頻繁容易引發外力故障。秋季氣候有雨水長、雨量大的特點，雷電繼續存在，易發生雷擊故障，基礎長時間受水浸泡或沖刷，有時會形成嚴重隱患。大型候鳥也多在深秋遷徙，鳥害也是秋季的一類主要故障隱患。另外采空區裂縫、塌陷，被水沖刷、浸泡引起的桿塔傾斜，會導致倒塔斷線事故。秋末，農民在收割完莊稼后焚燒秸稈，易引發相間短路。

2 配電網故障監測系統

2.1 配電網故障檢測系統檢測原理

為積極探索配網自動化建設[3]，提高配電線路供電可靠性，降低工人勞動強度，配電網故障自動監測系統提供了一種解決方案。配電網故障檢測系統是通過電磁感應原理對配電線路實時電流及電壓數據進行采集，通過特定判據對配電網運行情況進行分析。故障指示器結構框架見圖1。

圖1 故障指示器結構框架Fig.1 Structure frame of fault indicator

故障判別功能主要是通過檢測電流和電壓的變化來識別故障特征，從而判斷是否給出故障指示[4]。故障檢測設計有兩種判據，可在線切換。一種是“速斷、過流判據”，即繼電保護原理；另一種是“自適應負荷電流的過流突變判據”。兩種判據都帶線路“充電”和“停電”判據，以防重合閘和合閘涌流誤動。系統默認是速斷過流判據，其可靠性、準確性遠遠大于過流突變判據。

當系統發生短路故障時，流過故障指示器的電流線路上的故障指示器檢測到該信號后自動動作(如自動紅色翻牌指示，發出紅光指示)，這樣運行人員由變電站出線開始，沿著動作的故障指示器動作線路方向前行至下一個分支處，再沿著故障指示器動作的分支線路前行，直到該線路上最后一個翻牌的故障指示器止，即可確認故障點所在的區段。因此利用故障指示器，減小了巡線人員的工作強度，提高了故障排查效率和供電可靠性。

故障指示器指示故障系統原理見圖2。故障發生在F點，從變電站出口到故障點F之間，出現過大的電流IF。故障指示器1，2，3，4，5 檢測到故障電流特征，自動翻牌（如圖2 所示，翻牌為紅色），而6 號燈其故障指示器沒有翻牌，說明故障發生在5 號和6 號故障指示器之間，即可確認故障段。

圖2 故障指示器指示故障系統原理Fig.2 Fault system principle of fault indicator

2.2 配電網故障自動監測系統的組成

配電網故障自動檢測系統主要由配電網故障自動監測系統、配電網故障檢測遠控單元、配電網故障監測調參單元組成，系統配置見表3。

表3 配電網故障自動監測系統配置Tab.3 Configuration of automatic monitoring system for distribution network fault

2.2.1 配電網故障自動監測系統

該系統主要實現數據采集與控制SCADA、饋線自動化FA、故障定位FLS、遠程瀏覽WEB 與其他系統（GIS 等）接口功能[5]。配電網故障自動監測系統具體功能如下：

1）遙信。短路、接地故障動作信號主動上報和遠傳，并可被實時召喚和讀取。

2）遙測。線路負荷電流、短路動作電流、接地尖峰電流、接地動作電流、線路對地電壓、電池和取電電壓等主動上報和遠傳，并可被實時召喚和讀取。

3）遙控。遙控在線監測單元翻牌、復歸等動作。

4）遙調。在線讀、寫短路和接地故障檢測參數，自動復歸時間，無線通訊等參數。

2.2.2 配電網故障檢測遠控單元

該單元主要由遠程通訊終端（1 個）、在線監測單元（3 個）、通訊SIM 卡組成。配電網故障檢測遠控單元具體功能如下：

1）遠程通訊終端。通過短距離無線跳頻通訊方式，實時采集附近在線監測單元的運行數據和故障信息以及遠程通訊終端本身的運行狀態，將數據通過GPRS 發送至主站。

2）在線監測單元。可準確檢測線路短路、接地故障并給出翻牌和閃燈指示，具備故障定位及在線檢測系統無線調頻通信接口。

3）通訊SIM 卡。用于傳輸現場檢測數據，接收主站系統發來的數據。

2.2.3 配電網故障監測調參單元

該單元主要由調試儀（1 臺）、調試通訊機（1 臺），高壓電流測量儀（1 臺）、安裝專用工具（3 套）、車載供電電源（1 臺）、望遠鏡（1 具）組成。其主要功能是現場調試配電網故障檢測遠控單元參數、數值校準以及現場維修維護。

2.3 配電網故障監測系統應用情況

2.3.1 配電網故障檢測系統的運行效果

在某單位6 kV 配電網中加裝配電網故障檢測裝置，2018 年加裝完畢，該系統通過在變電所出線及線路分支處加裝故障檢測模塊，對配電線路運行數據進行采集。故障指示器用于檢測和指示相間短路及單相接地故障，并將故障信息通過通信終端、中心站，匯報給配電控制中心[6-7]。

配電控制中心安裝有基于GIS 的故障定位軟件系統，主要作用是搜集通訊中心站傳送的地址信息，對其進行糾錯、校正后，通過拓撲分析和計算找出故障位置及故障通路，最終顯示在GIS 的地理背景上。

基于GIS 的故障定位軟件系統與大量現場的故障檢測和指示裝置相配合，在故障發生后的幾分鐘內，即可在地理信息系統上給出故障位置和故障時間的指示信息，幫助維修人員迅速趕赴現場，排除故障，恢復正常供電，提高供電可靠性；同時減少故障巡線人員，節省巡線時間，提高工作效率。

2018—2020 年某單位配電網年度故障統計見表4，故障分類情況見表5。3 a 內某單位共發生配電網故障3 102 次，故障檢測裝置報警2 285 次，其中誤動作78 次，平均成功率為71.1%。

表4 2018—2020 年某單位配電網年度故障統計Tab.4 Annual fault statistics of a unit's distribution network from 2018 to 2020

表5 2018—2020 年某單位配電網故障分類情況Tab.5 Fault classification situation of a unit's distribution network from 2018 to 2020

2.3.2 相間短路故障檢測情況

對6 kV 配電網加裝故障監控裝置后，在現場試驗過程中，2018—2020 年共發生相間短路故障290次，檢測裝置報警290 次，檢測成功率達100%。

2.3.3 單相接地故障檢測情況

2018—2020 年，某單位6 kV 配電網共發生接地故障2 348 次，共接收故障報警信息1 617 次，其中78 次為誤動作，總報警準確率為68.9%。

2.3.4 誤動作情況

2019 年，為提升故障報警裝置對接地故障的檢測準確率，將故障報警參數中電流改變量由小于或等于60%調至小于或等于40%，參數下調后報警準確率得到提升但誤動作次數顯著增多，主要原因為將線路中電流改變量參數下調后，故障指示器靈敏度提升[8]，對線路運行過程中出現雷雨、啟停機等情況誤判斷為故障電流，從而報警，目前已將參數下調至小于或等于50%。

2.3.5 其他故障情況

2018—2020 年度共發生其他類停電故障425次，故障報警器報警425 次，成功率100%。經對故障情況進行現場分析總結，此類故障主要由于線路附近存在林帶導致出現瞬時接地情況，其他原因可能為啟停機導致瞬時電流過大，從而引起線路開關跳閘停電。

2.3.6 故障檢修時長情況

通過現場應用發現，故障發生后故障報警器可在1～3 min 內將線路故障情況上報至主站及檢修人員手機，巡線人員約在20～30 min 趕到故障地，通過故障報警器指示燈尋找故障點。2018 年加裝故障報警裝置后，故障檢修時間及故障排查時間均大幅度下降[9-10]。2015—2020 年某單位配電網單故障檢修情況見表6。

表6 2015—2020 年某單位配電網單故障檢修情況Tab.6 Single fault maintenance of distribution network of a unit from 2015 to 2020

3 結論

1）配電網故障檢測系統能夠滿足生產要求。油田配電網規模大，用電負荷點多、面廣，電力線路密集，交叉跨越處多，故障類型多、故障頻次高，人工檢測效率低，不能滿足生產要求。配電網故障檢測系統由配電網故障自動監測系統、配電網故障檢測遠控單元設備組成，通過電磁感應原理對配電線路電流及電壓數據進行實時采集，實現現場調試配電網故障檢測遠控單元參數、數值校準以及現場維修維護，能夠滿足生產要求。

2）配電網故障檢測系統能應用效果好。油田某單位6 kV 配電網加裝故障監測系統后，能夠較準確判斷并切除故障，有效提高了電網運行可靠性，減小工作人員勞動強度，減少因停電造成的產量損失。對比未安裝年份，配電線路非計劃停電時間明顯縮短，增加原油產量約1×104t，減少人工故障巡視線路長度約4 000 km，減少倒閘操作5 000 余次，減少行車里程2×104km。