摘要：首先介绍了配电线路故障定位装置的应用现状,分析了定位装置实际使用中存在的问题;接着阐述了基于零序电流合成的接地故障判断优化方法,并对三相同步关键技术进行了可行性认证,研究结果表明该方法对接地故障判定准确率有大幅提升;针对于低负荷取电无法满足装置正常工作的问题,详细论证了提高取电效率和降低平均功耗相结合的能量管理策略,装置可以适应较大范围线路负荷下的供电能力;最后针对于电力监控系统安全防护的要求,提出了基于国密算法的数据安全加密方法,设计了安全加密业务流程和安全防护机制。通过对定位装置关键技术的研究,提升了装置的性能,更能满足实际应用需求。
关键词：配电线路；零序电流；故障；选线
在配电网系统中,线路分支多、运行情况复杂,发生短路、接地故障时,故障区段(位置)难以确定,给检修工作带来不小的困难,尤其是偏远地区,查找起来更是费时费力。智能型故障指示器在普通型就地显示的基础上,增加了数据远传功能。当线路发生故障时,装置可以及时确定故障区段、发出故障报警指示并上报主站,大大缩短了故障区段查找时间,为快速排除故障、恢复正常供电,提供了有力保障。目前市场上产品种类繁多,但良莠不齐,实际使用存在故障误报漏报、取电难及安全性差等问题。本文针对配电线路故障定位装置存在的问题,给出详细的解决方案。
一、配电线路在线故障介绍
（一）故障介绍
由于配网线路情况复杂,一旦出现线路故障不仅浪费了大量的人力、物力,还会影响学校等的生产、生活用电,这些影响都在无形中给社会造成了巨大损失。面对这些故障,相关工作人员在认真查找和排除故障中要经过许多过程,这些过程中会花费较多时间,主要是因为在发生停电故障后,人工查找故障点的时间远远大于故障处理时间。因此,从实际情况出发,如果工作人员能够减少查找故障地点所耗费的时间,利用这些节省的时间在最短时间内赶到故障位置,排除故障恢复供电,那么就可以在最短时间内为企业挽回大量的经济损失。
短路和单相接地故障是目前配电网络中的两大故障,由于短路故障发生时有明显的电流变化,因此短路故障检测相对容易,而单相接地故障检测就相对要难的多,尤其是小电流接地系统的单相接地故障检测更是困扰电力系统多年的世界性难题。近年来很多单相接地是由硅橡胶绝缘的氧化锌避雷器击穿导致的,这种避雷器击穿后从外表很难观察出来(无破裂、无火花、无声响),短路和接地是配网线路中常见的事故类型,也是一直以来困扰事故处理人员的一大问题。究其原因,事故点不明显。发生故障后,工作人员盲目巡线或是利用分段合闸等落后方法查找故障区,因此对于较长的线路有些故障查找往往需要1~2d的时间,无形中延长了停电时间,造成了直接的经济损失,极大的影响了供电可靠性,社会影响也较大。
（二）电缆线路型终端装置
终端装置可安装于环网柜、电缆分支箱中,每个监测点的终端装置由多组故障检测终端(每组3只短路和1只接地故障检测终端)、多台面板指示器和1台数据集中器组成。电缆线路型故障检测终端可实时监测线路的短路故障、路接地故障,并提供光纤通信,可将故障信息通过面板指示器。
面板指示器可就地显示故障类型和故障位置,并将故障信号通过总线方式汇集至数据集中器。数据集中器可接收并处理多组故障检测终端的上行故障信号,并具有GSM/GPRS/RS232/RS485/Ethernet通信功能,可通实现数据远传。
二、定位装置当前存在的问题
（一）接地故障判断准确率低
目前定位装置接地故障判断主要有无源方式和有源方式。无源方式的代表为首半波法和谐波法。首半波法原理基于接地故障发生在电压峰值这一假设,不能反映相电压较低时的接地故障;相对于基波信号,电网谐波信号要小很多,谐波法测量误差也非常高。有源方式通过增加信号源来放大接地的暂态过程信号,对于金属接地永久性接地故障的判断准确率有所提高,但对其他类型接地故障的判断作用并不大,同时有源方式带来停电施工、消弧安全和工程费用等问题。由于目前接地故障判断方法的局限性,故障定位存在很多误报、漏报情况,有的厂家故障判断准确率甚至低于50%,给运行维护带来了很大困扰,也降低了系统的工作效率,接地故障判断准确率亟待提高。
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（二）取电功率无法维持全功能工作要求
采集单元安装在架空线路上,通过太阳能或TA磁感应取电,同时配置超级电容和锂电池作为后备电源。由于太阳能取电受天气影响较大,TA磁感应取电方式更加可靠。目前传统厂家磁感应取电效率不高,厂家通常标称当线路负荷达到15A开始取电,达到30A可以满足全功能工作要求。但在10kV配电线路末梢或夜晚时段,线路负荷较小,经常低至15A以下,取电效率低导致电池使用频繁,严重降低了装置的使用寿命。提高TA磁感应取电效率和降低设备的平均功耗对装置性能的提升意义重大。
（三）数据传输的安全性无法保证
根据国家发展和改革委员会发布的《电力监控系统安全防护规定》(2014年第14号令)要求:生产控制大区的业务系统在与其终端的纵向联接中使用无线通信网、电力企业其他数据网(非电力调度数据网)或者外部公用数据网的虚拟专用网络方式(VPN)等进行通信的,应当设立安全接入区。本系统远程信道租用运营商公网GPRS,网络安全性差,需要加密传输;本地信道采用的微功率无线通信方式,存在被侦听、欺骗攻击等安全隐患,也有必要对其通信数据进行加密传输。目前配电自动化和用电信息采集系统已实现数据安全加密传输,但隶属于生产控制大区的配电线路故障定位系统,很少有厂家实现数据安全加密传输,实现通信系统的数据安全加密不容忽视。
三、数字化变电站自动化系统发展中的常见问题
数字化变电站自动化技术虽然已经有了很大的提高,但在实际运作的过程中还是会存在一些问题,常见问题如下:
1、过程层数字化产生的问题。过程层的数字化使设备出现增多现象,此外,增添合并单元后,数据的交换就显得比较频繁,从而在一定程度上降低了整个系统的精确度及可靠性。
2、系统设备的保护问题。产品的限制作用使一次设备与二次设备之间的通信及某些数字化接口出现保护方面的问题,另一方面,整个变电站的数据信息都使用数字化进行输送及接受,有可能会出现保护动作延时及误码等问题。
3、信息数据的采集速度问题。如监控系统数据采集速率为1点/s,而保护系统的数据采集速率则为600~1000点/s,二者差距太大。倘若专门设定一个数据采集系统对不同速率的信息数据进行加工,存在一定难度的且不够经济。
4、开发过程中材料器件的缺陷及改进、电磁干扰与兼容控制、电力系统的整体协调操作、专业相互协作、试验等方面都还处在比较薄弱的环节,都需要作进一步改进及完善。
总之,数字化变电站自动化作为一个系统工程,其在发展中存在的问题比较多,如果想使数字化变电站自动化的功能得到有效实现,还需不断深入研究。
四、结语
数字化变电站自动化系统的实现,对电网自动化技术的发展及推广应用都有一定的促进作用,此外,它还使变电站设备的安全性、可靠性得到有效提高。本文主要从数字化变电站自动化系统的构成、特点、优点、存在的问题等方面作了简要论述,如果要使数字化变电站自动化的功能进一步优化,还需对其作深入的研究。
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论文作者:朱贺忠
论文发表刊物:《电力设备》2017年第30期
论文发表时间:2018/3/9
标签：故障论文; 线路论文; 数据论文; 装置论文; 变电站论文; 终端论文; 方式论文; 《电力设备》2017年第30期论文;