3 应用分析
    3.1短路故障报警分析
    某年，安装有源型故障定位系统的油田电网共发生短路故障209次（含瞬时性故障），其中205次报警正确，2次报警错误，2次未报警。报警准确率为98. 1%。
    （1）短路故障杆段报错2次。其中1次因通信终端丢失无法通信；1次因线路改线后台系统图未及时更新。
    （2）短路故障未报警2次。变电站出线开关保护动作跳闸重合成功，但故障定位系统未报警，线路巡视未见异常。架空线路故障指示器从第一级杆塔开始安装，变电站出线开关至线路第一个指示器间发生短路故障时，指示器均检测不到短路电流，系统不报警。
    3.2接地故障报警分析
    某年，安装有源型故障定位系统的油田电网共发生接地故障44次，其中35次报警正确，3次杆段报错，5次报接地未报故障杆段，1次未报警。报警准确率为79. 5％。
    （1）接地故障杆段报错3次。其中1次为线路通信终端通信卡欠费停机导致；2次为个别通信终端通信延时导致，后台系统在规定时间内未收到故障检测终端发送的故障信息，从而影响故障杆段的准确判断。
    （2）信号源报接地但未报故障杆段5次。其中2次为高阻接地系统无法准确判断导致，即当系统发生高阻接地时，接地点故障电流很小，一般小于10A以下，指示器将无法识别；3次为间隙性接地系统无法准确判断导致，即线路引线或导线断线后发生弹跳，系统发生间隙性接地，指示器无法连续检测特征脉冲波。
    （3）接地故障未报警1次，其原因为变电站信号源柜内电路板损坏，信号源无法正常投入。
    3.3故障分析方法
    （1）转换性故障判断。系统短时间内由接地故障转换为短路故障时，若接地故障持续时间小于信号源投入时间，则故障定位系统只报“信号源动作”及后续的短路故障杆段，不报接地故障杆段。系统发生短路故障，保护动作重合成功后出现系统接地时，故障指示器因短路故障动作翻牌后而短时闭锁（现场设置为5min），由于闭锁时间大于信号源投入时间，无法判断后续的接地故障杆段，因此故障定位系统只报短路故障。为此，系统发生转换性故障时，需对短路故障报警杆段进行故障排查，尤其是较易忽视的不同线路两点接地短路故障。
    （2）隐性故障排查。即便故障定位系统报出故障杆段，但隐性故障依然查找困难，当线路故障点未巡查出时，通常会认为系统误报警。在排查隐性故障时，应将故障定位系统实时告警信息与历史告警信息、同一站所其它线路报警信息、变电所保护动作信息、小电流接地选线告警信息等综合考虑。尤其是雨雪大风等特殊天气，故障定位系统对同一杆段故障频繁报警时，需重点巡视该故障杆段线路交叉跨越、导线相间距离、与周边安全距离等。
（3）杆段报错或误报分析。经综合分析及现场巡视，确认故障定位系统未正确报警后，应检查是否存在线路设备丢失或损坏、终端通信故障、信号源故障等，并及时排查；线路改造后，应及时更新后台系统图。

    4 结束语
    由于分布式电源在配电网中的比重越来越大，且运行方式灵活多变，使传统配电网的运行和管理更加复杂，因此故障在线监测系统需建立相应的判据及定位策略，以便自动识别线路潮流变化，并在后台系统进行准确的逻辑判断。有源型故障定位系统在油田电网中应用取得了初步成效，但其接地故障检测方式存在一些缺点，如需要外加信号源增加投资，间隙性弧光接地时注入信号在线路中不连续，高阻接地时故障检测终端的灵敏度达不到检测要求等。无源型故障定位系统接地故障检测技术虽然在故障信号微弱难以采集、抗干扰能力低等方面有待突破，但是因其无需信号源，实施简单便利，故障指示器检测技术也在不断提升，而是今后故障定位的发展方向。
 

上一页  [1] [2] [3]