电力系统配电自动化及其故障处理

黄金福

(深圳供电局有限公司，广东 深圳 518000)

0 引言

我国经济正处于快速发展中，传统供电难以满足生产生活需求，导致电力系统配电自动化成为电力行业发展重要趋势。尤其我国电力需求较大，一旦电力系统设备出现不良运行，极容易影响正常工作。所以，对于电力系统配电自动化及对其故障的处理研究具有重要意义。

1 电力系统配电自动化构成

1.1 信息采集

配电主站层从下属子站获取电力系统相关数据信息，并对配电网运行状态进行监控，恢复故障区正常供电。而配电子站层则是对配电区域数据信息进行收集，转发给主站层，并根据主站层相关指令，落实配电网管理与调度工作[1]。作为配电系统主要采集数据环节，终端设备层提供子站层运行相关数据，由FTU、DTU、FTU构成终端层，直接影响配电自动化运行状态。

1.2 馈电自动化

馈电自动化作为监控、采集数据重要环节，利用线路出现故障区域反馈信息调动配电电压、开关状态，对线路开关进行自动开合闸控制。在系统负荷出现不均匀分布时，对负荷及时平衡，保障配电系统运行质量。而且馈电自动化还可以对线路出现故障区域进行隔离，限制故障范围，提高恢复供电速度。

2 电力系统配电自动化技术

2.1 路载波通信技术

光纤通信，拥有可以传输大规模数据信息的通信能力，而且传输速率较高，不会被其他因素干扰。但是当前终端设备数量逐渐上升，通信系统复杂性大幅度提高，需要对配电线路的载波通信应用技术深度研究，对光纤通信进行取代，也可以通过配电自动化，为用户提供实时电价，实现远程读表。

2.2 高度集成化

配网自动化系统将信息高度集成，并实现综合处理功能，可以有效降低运营成本，降低功能重叠影响，提高业务经济效益。例如将SCADA与GIS两种系统相互整合，实现数据统一管理，功能高效应用，以及优化界面等能力，推动作业一体化。同时，从GIS提取SCADA有关网络结构，而GIS也可以做到从SCADA提取配电实时数据，实现配电自动化技术进一步优化。

3 电力系统配电自动化常见故障

3.1 主变压及110 kV进线失压

在供电系统中，主变压故障主要在瓦斯保护动作、主变差动跳闸两个方面体现。一旦出现进线试压，极容易发生110kV进线出现瓦斯保护动作。如果没有及时采用合适方式进行处理，则会让主变压35 kV母联310开关发生自投现象，导致配电自动化引发故障[2]。如果主变压两路110 kV进点电压为0，则会影响35 kV母联电压数值也会为零。

3.2 框架保护动作

作为配电自动化故障主要原因，框架保护动作多在电流型框架保护中出现。如果框架泄漏，设备保护动作将让直流、交流进线开关发生跳闸。但是直流馈线开关并不受影响，可以利用直流母线，为接触网提供跨区供电渠道。这会影响配电网络另外一个框架泄漏出现保护动作，直流、交流进线开关，以及整流变交流开关都会同时产生跳闸，不仅对配电自动化产生影响，对于系统供电也同样产生负面影响。可以理解为使用负极拒电压的电压型框架，当整流电流变为电流，将会影响直流进线、馈线的开关出现跳闸情况，供电系统从双边变为单边。而电流型框架的EP-1与EP-2同时泄漏保护动作，导致接触网块在不同区域都出现失电现象。

3.3 环网电缆故障

环网电缆故障是配电自动化最常见故障，环网电缆将会引起线路差动产生保护动作，产生跳闸现象。如果电缆进线发生故障，将会引起变电所35 kV母线开关发生自投现象，将会影响配电系统正常工作。

3.4 配电终端通信中断

如果主站系统终端出现“否”，则为紧急缺陷，应该安排技术人员及时解决。通常会因为通信光缆、ONU、OLT发生故障，产生通信中断，也有可能是DTU本体发生故障。

4 电力系统配电自动化故障处理

4.1 主变压及110 kV进线失压

虽然在主变压器中安装保护装置，可以有效解决故障，但是却会让变压器工作负荷增加，提升变压器内部温度。一旦超过变压器可承受高温，就会出现配电自动化故障。安装瓦斯保护只能避免引起重大故障，仍然会被高温影响，产生油气分离情况。所以，需要在安装瓦斯保护时，也一并将保护参数进行设置。如果出现变压器运行问题，瓦斯保护会发出报警，提示技术人员及时维修。而且在电力系统中，任何一台变压器发生故障，都对电力系统平稳运行带来负面影响，严重可能会出现部分区域断电。所以，当电力调控中心接受故障信息，应当首先对开关动作、跳闸报警具体情况确定，及时检查主变压器，并对当前故障问题给出有效解决措施。例如由一路110 kV进线失压导致配电自动化发生故障，开关跳闸会出现在主变压器低压侧位置。所以，技术人员应该检查35 kV母联开关是否发生自投。如果没有出现自投现象，则立即将母联开关闭合，保证配电自动化平稳运行。

4.2 框架保护动作

在一些公共设施，例如地铁线路中，变电所都会设置2个或2个以上电流保护装置。一旦出现整流器故障，系统自动启动保护装置，直交流进线开关发生跳闸也会起到保护线路效果。但是因为直流馈线开关不跳闸，所以会产生跨区变电所供电现象，触网继续维持正常电力供应[3]。但是主流开关柜一旦出现故障，直流馈线，直流、交流进线，以及相邻变电所直流馈线，将会全部出现开关跳闸现象，直接影响电力系统配电自动化正常运行。利用跨区供电开关提供短暂电力供应，并立即组织技术人员团队，对线路故障进行处理，可以保证本地区电力供应稳定。如果电位限制装置出现问题，电压元件会随系统警报而发生跳闸，但是触网可以使用单边供电，继续为配电网提供稳定电压，保障供电系统稳定运行。通常情况下会以电流型框架作为主要处理对象，一旦框架整流器出现故障，EP-1保护装置立刻启动，交流、直流在跳闸时，馈线不会产生影响，还可以继续由其他区域维持正常供电。如果EP-2电流元件泄漏，则会导致线路交流、直流开关都出现闭合现象，通常使用跨区开关消除故障。

4.3 环网电缆故障

因为环网电缆极易发生故障，而且原因复杂，所以需要针对故障类型进行分析。一旦出现环网电缆故障，电缆两侧开关发生自动跳闸现象，自行对电缆故障进行切除，等待技术人员恢复正常电力供应。而且35 kV母联开关会在自投现象发生时，由一路进线为供电网提供电力。所以，技术人员如果在检查母联开关时未发生自投现象，则需要及时合闸。如果电缆头部可以用肉眼看到电晕，或者出现机械损伤，则需要对该段电缆进行跳闸，并对故障电缆进行切除，并将问题电缆作为进线使用，让变电所开关发生自投，保障管线范围正常供电。

4.4 配电终端通信中断

如果出现配电终端通信中断，则需要对通信故障进行核实，尽快安排技术人员对DTU进行故障排除。如果DTU失电，则需要依次排查其空气断路器、配电房电压互感空气断路器是否闭合。如果均在正常位置，则需要检查互感器柜熔丝是否熔断，并对DTU供电端子进行检查。如果使用万用表检查端子正负极电压为48V，则为正常，如果电压不正常，则需要对端子进行紧固。如果仍然无法恢复正常供电，极可能是DTU电压转换装置出现问题，应当将问题及时上报。如果配电终端电源板发生故障，也可以使用如上方法进行检查。如果DTU电源指示灯正常，应当对通信网线检查是否完好，是否正常插入，并对DTU死机、ONU过热等情况进行检查，通常重启后即可恢复正常通信。如果刚投入运营的DTU出现掉线情况，则需要对主站配置波特率、IP地址进行重新配置。变电站正常运行的部分工作也有可能对OLT服务产生中断影响，进而影响配电中断产生掉线。如果配电网断路器遥控失败，则需要对故障DTU挂牌，对其遥控压板、电源断路器是否正常进行检查，并检查端子接线是否松动。如果回路接线正常，有可能是断路器自身出现故障，需要将断路器操作到开路位置，申请部分地区停电，并对断路器进行检修，检修完毕后恢复正常供电。

5 强化电力系统配电自动化措施

5.1 重点强化信息管理

信息管理体系可以提高电力系统运行问题解决效率。配电自动化模式存在各种功能，可以看作另一种模式的动态数据库，并且实时进行信息读写与查找工作。强化利用信息系统处理信息的实时性，可以及时找到问题根源，并按照规范操作对目标进行处理。需要注意，信息管理过程中，需要从远至近完成数据收集，减少因数据变化造成分析产生失误。而且作为电力系统配电自动化基础内容，信息管理需要落实信息收集，提高信息管理工作效率与质量。

5.2 落实安全管理

强化安全管理对于电力系统运行具有重要意义，需要及时检测系统运行情况，一旦出现安全问题，就应当将危险控制在合理范围内，避免对供电网络造成恶性影响。而且配电自动化如果出现永久性问题，则需要组织技术人员对问题进行分析，从而及时解决，并重新构建配电系统，避免对正常生产生活造成影响。如果在单一线路发生问题，则需要在处理问题后对反馈线路断路装置进行闭合，成功闭合则表示问题彻底解决。电源如果被断开，电力系统可以跳转到新系统，从而保证供电网络稳定运行。

5.3 提高电网改造力度

我国相较于欧美等发达国家，电网架设工作起步相对较晚，还有很大的进步空间。所以，在进行电网改造时，要根据城市发展情况提升电网输送容量，并且保证电网安全与供电质量，从而对电网整体结构进行合理优化，使其符合我国经济发展基本标准。在电网改造工作中，城市因为生产、生活对于电量要求较大，一般电网改造规模无法满足城市需求，所以要结合配电自动化模式，将电网转化为环网模式。配电系统出现故障、问题时，应立即找到问题发生位置，并采取合适方法及时处理，规避产生更大风险。在紧急情况下，可以由专业人员在配电网带电时进行紧急抢修。

6 结语

电力系统配电自动化提高了我国电力传输质量，但是也带来各种原因，影响人们在生产、生活中的供电需求。只有针对电力系统故障产生具体原因，及时做到隔离，并高效处理，才能真正提高配电网自动化工作效率，帮助我国工业发展进入全新阶段。