故障处置

为缩小配网线路停电影响范围，大幅缩短停电时户数，提升配网自动化水平，宏力达研发了一二次融合12kv支柱式智能真空断路器。在2019年中国电力企业联合会组织召开的“一二次融合12kv支柱式智能真空断路器HLD-ZW3212JG/630-20”产品鉴定会上，鉴定委员会一致认为，该产品综合性能达到国际先进水平，其中超低功耗控制终端、集交流传感器/电容取电/真空灭弧室一体化固封极柱达到国际领先水平。 该产品将交流传感器及取电模块与一次本体深度融合，支持电量采集、就地型馈线自动化、单相接地故障就地检测和隔离等功能。其产品特点有：具有远方/就地工作方式的自动切换；集高精度交流采样、短路/接地故障处置、线损测量、无线通信等于一体的超低功耗控制终端；集交流传感器、电容取电、真空灭弧室 于一体的固封极柱；基于接地电流基准突变暂态判据，结合三相电压电流、故障电流方向、零序电流和零序电压的稳态判据，进行小电流单相接地故障区域研判及其就地隔离。该类型智能开关具有自适应综合型就地馈线自动化功能，不依赖主站和通信通过短路/接地故障检测和级差保护等技术，自适应多分支、多联络配电网架，实现线路故障选择性保护，短路和单相接地故障就地隔离，不影响非故障区域供电，可以大幅提升供电可靠性。自2017年起在浙江省、福建省、陕西省等地区挂网运行，设备运行状况良好。

报告重点介绍到，目前国网辽宁电科院具备国内领先的系统级大容量真型试验基地，可以在故障处置技术、带电作业技术研发和66千伏及以下真型与仿真联合实证等领域，进行配电网可靠性提升技术的综合实践。在220千伏变电站所带的66千伏系统中，国内首次开展66千伏及以下系统的单相接地故障试验；与此同时，在配电线路多级差保护技术、基于物联网的线路故障预警与自愈技术等方面也提出了创新方案，其成果获得广泛认可，并在实际工程中取得良好的应用效果。

介绍河南公司接地故障全流程处置方案，覆盖故障消弧、站内选线、区段隔离及离线定位等全环节。通过开展消弧线圈及电容电流在线监测、推进站内选线与站外配电自动化选段隔离相结合、编制主流厂家接地保护定值整定原则、推广离线高效定位技术以及制定各环节配套管理机制等措施，全面提升河南配电网接地故障处置能力。

10kV配电网处于电力系统末梢，结构和运行环境复杂，易发生各类故障，其中单相接地故障占比约80%，如处置不及时易造成人身安全、设备安全和供电服务等问题。近几年在单相接地故障处置方面涌现出较多的新技术和新设备，但现场应用依旧不理想。

本文件规定了高压直流系统的调度操作、功率调整及电压调整、故障处置等。 本文件适用于±120kV及以上电压等级的直流背靠背系统、±400kV及以上电压等级的直流输电系统。 除本文件规定的内容外，高压直流系统的功率、电压调整以及换流站内属于调度管辖范围内设备的操作均应根据调度机构的规定执行。

基于一二次融合断路器，开展配电网故障处置提升，介绍山东公司应用一二次融合断路器的总体效果，目前存在的主要问题，研究提出的全新就地型馈线自动化逻辑与提升方向。

为了提升电网故障处置响应能力，提出一种故障处置信息自适应理解框架，该框架基于所构建的多任务协同理解模型和故障处置知识图谱识别电网故障告警、运行状态、操作指令等信息，自适应推理生成故障处置操作策略。通过建立故障处置信息理解模型评价指标和试验数据集，验证了故障处置信息理解框架和多任务协同理解模型的有效性。

网络化下令系统的开发，吉林供电公司编制完成涵盖功能、安全、界面等验收内容的《吉林配网调度网络交互指挥系统验收细则》，为系统的推广提供了可行的验收办法。同时，《国网吉林供电公司配网调度倒闸操作网络化下令管理办法》的编制，确保了检修操作的安全性。网络化下令系统的建设，将周计划管理、定值核对、异动管理等分散的业务进行了流程重建和规范，使之更适合配网运行管理的需要。特别是线上周计划管理，提高了周计划平衡的效率，线上校核提高了计划可执行率，避免了重复停电现象的发生。网络化下令系统的开发应与应用，从根本上改变了传统电话调度模式与现有配网发展需求不匹配的问题，使得配网调度向人工智能迈出了坚实的一步。并且通过配网主动抢修技术支撑体系建设，吉林公司将原有的“客户报修—坐席派单—现场巡线—调度开票—缺陷处理”的配网故障处理流程优化为“故障研判—自动派单—智能开票—缺陷处理”，其中原有的 5 个人工环节精简为 2 个自动环节、1 个辅助决策环节和 1 个人工环节，大幅压缩了故障处理时间，将人员从具体事务中解放，使他们有更多时间关注管理及安全，有更多时间进行自身业务能力提升，形成了人员能力提升、配网整体管理水平提高的良性循环。在原有多源数据分析平台以“线—变”关系实现主动工单的基础上，以网络拓扑形式进行故障研判，预期将使故障研判准确率提升 35%以上。网络化下令系统单、双轨试运行期间，共处理停电检修 141 项，完成网络下令 1489 次，成票及操作执行正确率达 100%，操作票编制时间由 10 分钟缩短至秒级，平均操作时间由 27分钟缩短至 19 分钟，同时多操作并行执行模式解决了多操作排队等待问题。配网检修全链条管理方面，实现了业务管控的在线化、可视化，设备异动、定值流转同步率提升至 100%。故障网络可视化指挥方面，实现了故障信息多方即时共享、图像实时可观，信息传递与指挥时间缩短至秒级，现场故障处置效率大大提升。

　　一、技术（产品）总体描述； 　　输电线路分布式故障诊断装置应用于35kV-1000 kV 交、直流输电线路，可靠解决线路故障精确定位和故障原因辨识难题。装置在线路发生故障后精确定位故障点，减少工作人员巡线时间，减少故障停电时间，快速恢复供电。同时，提前辨识故障发生原因，使线路故障处置及巡线更有目的性，整体提升输电线路运行管理维护水平。 　　二、主要功能及优势分析； 　　（1）输电线路故障区间（属地化）定位； 　　（2）输电线路故障点位置精确定位； 　　（3）输电线路故障原因智能辨识； 　　（4）输电线路雷击大数据分析； 　　三、技术性能指标； 　　1）故障区间定位可靠性 > 99%； 　　2）故障点定位精度 ±300米； 　　3）雷击与非雷击故障辨识准确率 ＞95%； 　　4）雷击故障性质识别准确率 ＞90%； 　　5）雷击输电线路次数遗漏率 ＜10%； 　　6）故障告警时间 ＜60s； 　　四、应用领域 　　35kV-1000 kV 交、直流输电线路，实时在线监测线路运行状态，及时诊断线路故障信息。

从目前配电网中面临难题——单相接地故障出发，介绍目前常见的故障处置方法、技术以及故障处置不理想的原因，真型实证技术在此背景下应运而生。本次演讲主要讲解真型实证技术在配电网的技术路线验证、先进装备的引进、入网专业检测中的优势，以及10kV真型配电网试验场开展的相关检测工作和研究工作所发现的问题，为推进配电网单相故障处置技术进步提供有效的共享试验平台。最后对新型电力系统的背景下真型实证技术发展展开思考。