摘要:经过多年的电网建设,现阶段主网架已经非常坚强。但配电网故障相对较低多,其中10kV接地故障在其中又占比超过一半。线路接地故障处理方式的优劣直接影响用户的用电感受。目前配网接地选线装置选线准确性相对还不够高,误选线路的情况时有发生。因此,处理好配网接地故障对整个电网和对用户都尤为重要。本文结合实际工作经验,针对配电网现行接地故障处理方式,提出几点改进建议。旨在减少接地故障对人身和电网设备的损伤,提高供电可靠性,改善用户的用电感受。
现阶段配电网在变电所10kV母线接地后,如D5000系统有选线则首先试拉该线路,判断接地是否在该线。如果是在该线接地,则通过该线路的联络开关并环,再进行分段隔离来判断接地故障的位置。如果接地不在该线则需待变电所运行人员到达现场查看消弧线圈的接地选线装置后再定处理方案。如现场有不同选线则再按现场的选线试拉线路。这种接地故障处理方法效率较低,并且频繁操作会缩短设备的机械寿命,降低线路的绝缘水平。更重要的是重复停电会严重影响用户的用电体验。
1、问题分析
1.1接地选线准确率低
选线问题主要分为变电所接地选线和10kV开关站内的线路选线。变得所内的10kV线路接地选线装置经过多次选线系统改进,目前的接地选线装置已有很大进步,但仍不够完美。配网接地选线问题在国际上都属于一个难题,根据不同选线原理有很多种选线方法。每种选线方法都有各自的特点和不足。但不管是哪种选线方法都离不开大量实际案例分析数据的支持,以配合研发部门对选线方法作出改进。而10kV开关站内的接地选线目前仍在使用老式故障指示器,该类指示器在发生短路故障时指示作用非常有效,但在接地故障中准确性是非常低的,这个方面需要改进的问题还很多。
1.2试拉线路问题
现阶段电网中的重要用户多,保供电用户也有不少。试拉线路会造成很多无故障用户的停电,降低供电可靠性。很多重要用户对供电可靠性要求高,原则上是不允许试拉的。还有一种情况时同一变电所内有2条甚至3条母线并列运行,这种情况下如果每条线路都试拉一次影响范围就更大了。特别是在发生同一变电所同一段母线或并列运行的不同母线上,在同一时间段内发生同相接地故障时,试拉线路更是无益于故障处理。
1.3对人身安全防护的问题
据统计,配网近年的接地故障主要分为以下几类:外力破坏引起的电缆故障,树线矛盾引起的架空导线故障,还有是用户内部设备故障引起的接地。城市建设加速进行中,难免会有施工中误伤电缆的情况。夏季极端对流天气的频繁出现也常会导致架空导线摩擦树枝,引起绝缘皮破损而放电。这些都是10kV配网常见的单相接地故障,配网线路接地时会剧烈放电。由于单相接地开关不能跳闸,此时若有人员在接地故障点附近是非常危险的事情。
2、改进措施
2.1优化选线的措施:
要提高接地选线的准确性,必须尽可能多地收集接地故障发生时的现象、原因等材料。这就要求调度员在每次发生接地故障时,及时做好准确的记录。管理部门定期做好统计,并将统计结果交给研发单位和选线产品厂商进行进行深入分析。现在很多研发部门不缺高级人才,但他们缺少基础数据的支持是很难做出改进的。没有真实情况的数据材料,仅凭实验室中得出的数据和结论是不够的,实验室中的数据毕竟总会与实际有所差距。另外,管理部门在招标设备时,要选择产品质量优良,信誉可靠并且勇于不断提升产品性能的公司。
至于开关站内故障指示器的接地选线功能是需要加大改进力度的。究其原因为设备维护不到位,设备本身的技术陈旧。其实近些年故障指示器的研发成果还是不小的,据调查,国网某省电力公司在54种模拟实验中,准确定位到故障区段的有37种,成功率达68.52%。在2018年前5个月中,共接收到接地故障信号5151条,准确信号有2723条,准确率为52.86%。这样的数据虽然还不够理想,但与我们目前故障指示器在接地故障中几乎失效的情况相比已有很大进步。之前只有开关站内才能安装,现在架空线上也可以有故障指示器,并且新型故障指示器可以远程传输信号,这对调度员的故障判断是非常有利的。
架空线路杆上开关目前都是要现场人工操作的,碰到复杂的接地故障查找时,常会超过2小时的允许带接地运行时间。架空线上如带有远传型接地故障指示器,故障目标比较明确,会对让抢修人员少跑很多路,故障处理效率必会大幅提高。
一般在监控系统发出接地信号后,我们往往只关心系统电压的变化。其实偶尔也会有电流变化信息值得参考。实际工作中遇到过架空线路断线引起接地故障,后段负荷大幅下降甚至降至“0”。如在接地故障点查找过程中发现此类异常需特别关注。
2.2试拉线路的改进措施:
现阶段在选线技术不够完美的情况下,应尽量利用现有条件形成相对更好的处理方式。配电网目前自动化程度已经比较高,配合D5000系统的选线信息,常常可以不用试拉线路。可以考虑将接地所选线路的开环点开关合上,将该条线路全倒至对侧变电所送电。通过查看系统接地是否转移来判断接地选线是否正确,从而减少用户的停电时间,而且可以快速将接地故障范围缩小,抢修人员可以更有针对性地查找及处理故障。该方法的问题在于少部分线路在并环时,由于两侧线路存在相角差、电压差等原因变电所开关存在跳闸的风险。经数年统计,并环跳闸的占比在5%以下,并且集中在特定的几个变电所之间。因此,可以考虑统计出现并环跳闸的线路,并查看其所属变电所。将两个变电所之间线路并环普遍存在跳闸情况的变电所进行标记。除这部分并环易跳闸的线路外,其余线路在接地时只要开环点自动化开关可控,均可考虑用配电自动化系统将负荷倒至对侧变电所。此法不仅可以判断接地选线是否准确,更可以保证用户的正常用电。
此外,在出现同一变电所同一段母线或并列运行的不同母线上,在同一时间段内发生同相接地故障时,采用负荷转供的方法是可以在转供的同时发现接地区段的。而当存在两个同相接地点在同母线不同线路时试拉接地线路,在这种情况下是无法判断出故障线路的。因此利用自动化开关转供接地选线线路,在接地故障处理中大有益处。
当同一变电所有2段或3段母线并列运行时,借助上级调度的开关将母线分列运行可以缩小故障范围。如确需试拉确定接地线路时,接地线路自动轮切相比人工操作可以减少停电时间。此法需在故障前编制有轮切方案,对重要用户所在线路安排在轮切序位的末端。
对于并环容易跳闸的线路,如已经试拉出接地故障线路,常常可以结合配网自动化遥控系统,在重新送电之前将故障故障线路分断拉开,逐段送电,可以在较短时间内确定故障区段,并且可以避免并环跳闸和用户的重复停电。
2.3对人身安全防护问题的措施:
所有工作的前提是安全,接地故障中线路对地放电是个严重的安全隐患。在变电所10kV母线上安装主动干预保安消弧装置,当线路发生单相接地故障时,通过母线分相断路器将故障相接地,由此故障点对地电压降为“0”,故障点电弧自然就会熄灭,减少对人身的伤害。此项技术比较成熟,具备很强的可行性。此法对故障点的查找会带来一些不便,但在人员密集的重点区域采用此法可以降低人身安全的风险。
3结束语
接地故障处理的技术提升任重道远,每一个改进方案的积累都是一种进步。只要心系用户,以安全可靠供电为第一要务,配网接地故障处理技术必将更加成熟。
参考文献:
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