配网架空线路故障定位及监测系统的应用研究

配网架空线路故障定位及监测系统的应用研究发表时间：2017-10-30T11:53:33.783Z 来源：《电力设备》2017年第18期作者：李茂林马伟伟[导读] 摘要：配网自动化大大提高了供电可靠性和供电质量，缩短事故处理时间，减少停电范围，但目前配电终端（FTU/DTU/TTU）一般部署在开关或变压器位置，对长距离的配电线路得中间段缺少管控，在配电线路传输距离远（国网山东省电力公司济南市历城区供电公司山东济南 250000）摘要：配网自动化大大提高了供电可靠性和供电质量，缩短事故处理时间，减少停电范围，但目前配电终端（FTU/DTU/TTU）一般部署在开关或变压器位置，对长距离的配电线路得中间段缺少管控，在配电线路传输距离远、线路分支多、运行情况复杂，环境和气候条件比较恶劣时，外破、设备故障和雷电等自然灾害导致的线路短路、接地故障时常发生，而且故障时，故障区段（位置）难以确定，给检修工作带来较大的困难，尤其是偏远地区，查找起来更是费时费力。

为解决上述问题，在运行线路上部署故障定位及监测系统就成为一种行之有效方法，通过系统对故障特征信息的监测、采集、计算、分析，实现对短路故障、接地故障、断线故障等故障快速准确检测并定位线路故障位置。

配网架空线路故障停电仍然是影响配网正常运行和居民正常用电的最主要原因。

目前已经有多种办法来预防、减少配网线路故障停电，最先进的就是实现配网自动化。

配网自动化是通过配电终端（FTU/DTU/TTU）在线路上不同位置的部署安装，通过主站系统对配电线路进行管控，但由于配电终端的安装位置造成部分情况复杂的配电线路，故障停电多发，并且故障时，难以确定故障位置，给抢修工作带来极大地困难。

为此，在运行线路上部署故障定位及监测系统就成为一种行之有效方法，通过系统对故障特征信息的监测、采集、计算、分析，实现对短路故障、接地故障、断线故障等故障快速准确检测并定位线路故障位置。

1 现有故障定位及检测方法1.1 短路故障判定故障指示器对短路的检测是通过电磁感应方法实时监测配网线路中的电流，根据线路中的电流突变特征、电流突变持续时间及线路是否停电来判断是否出现了短路故障并做出告警指示，已有方案一般采用以下手段：1.1.1 过流法预设一个远大于线路正常工作的电流的故障电流值，当线路某时刻电流大于该预设值时，即认为线路发生短路故障。

图示如下（IL是负荷电流，Is是门坎电流）：弊端及原因：由于不同线路、同一线路的不同位置、不同时刻的运行方式使得线路的正常工作电流波动较大，如果预设值较小，可能会导致误报警，如果过大，则可能导致检测不到故障。

1.1.2 电流突变法基于电流发生突变持续一段时间后，电流变为零来判定是否发生了短路故障，图示如下：弊端及原因：输配电线路分支非常之多，用户电器各种各样；不同分支线路尤其是在线路末端，故障时电流冲击幅度是比较小的，而在干线上冲击电流幅度却非常大。

这样很容易引起误报警、漏报警。

1.1.3 微分法电流突变量与突变时间的比值大于某固定预设值，大的电流变化率引起线路跳闸，同时线路电流变为零。

弊端及原因：线路的干线、分支线、线路末端电流变化率相差大。

输电线不同地理位置、不同运行方式、气候条件可引起电流变化率相差大。

跳闸断电检测不准确，容易引起误报警、漏报警。

1.2 接地故障判断小电流接地系统主要包括中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点经高阻接地三种接地方式，主要适用于66kV及以下电网，由于不同的接地方式在其发生接地故障时，其表现的故障特征是各不相同的，如果采用已有方案的单一故障判定方式难免会造成误判或漏判情况：1.3 通讯组网已有方案往往不具备安全通讯的特质，一般为非组网方式或通过GPRS公网组网。

非组网方式由于其部署灵活、安装简单，目前使用最为广泛，但由于其无法实现集中管理，需要人工配合及无法实现实时监测目前正逐步退出使用；目前作为非组网方式的替代，通过GPRS公网组网的系统正逐步实施，但鉴于GPRS公网环境比较复杂、安全性较差，使得该种组网方式存在网络层安全隐患及应用层安全隐患。

可以看出现有故障定位及监测系统在故障判定方法、新技术应用、通信技术等方面的局限性往往存在故障检测不准确、装置离散分布集成化程度低、通讯安全差、维护成本高等缺点：（1）机械式架空型线路故障指示器都是单独判断、单独显示报警，无法实现线路的实时监控，线路出现问题后必须配合人工巡线才能确定故障位置，巡线工作量非常大，而且故障排查困难和定位不迅速。

（2）通过公网（gprs）组网系统，不具备通讯安全的功能。

GPRS公网环境比较复杂，安全性较差，存在网络层安全隐患及应用层安全隐患。

（3）简单单一的故障判定计算方法，线路故障通过“电流突变法”，接地故障采用“暂态量法”或“首半波法”，无法避免线路运行相似电气特征及覆盖各类故障特征，造成误报和漏报。

2 新系统解决的问题通过分析可以看到已有方案对线路故障的判定是存在局限性的，接地故障更是由于其接地方式不同造成接地故障发生的机理及故障特征也是各不相同的，如采用已有方案则对架空线路的故障判定必然带来误报和漏报的情况。

2.1 解决故障误判、漏判问题采用检测电流变比率法并结合线路跳闸停电来检测短路故障，变比率突变值按照故障指示器内置的曲线算法并根据负荷电流的大小自动动态整定，克服了“电流突变法”采用的电流突变值静态固定不变的缺陷。

引入七次谐波加首半波法来检测接地故障，因为接地瞬间的突变量，不受线路存在的各高频干扰信号以及线路励磁涌流影响，易于可靠检测，因此采用这个方法克服了目前以暂态量大小为判据的接地故障检测方法的局限性，也克服了单纯使用首半波法的不准确性，抗干扰能力强，故障检测准确可靠。

2.2 解决通讯组网安全问题架空型线路故障指示器本地通讯采用433M短距离微功率无线模块，实现与集中器子站的通信，通信采用ACK机制完善通信链路的可靠性；同时通过“两问一答”机制保证低功耗。

解决了ZIGBEE、蓝牙模块的缺陷，在软硬件设计及结构设计上，整体考虑架空型线路故障指示器通信的特殊性（耗电少，通讯流量少，单机通信维护要求成本低），通过ESAM安全芯片解决了网络层安全隐患及应用层安全隐患。

2.3 解决安装维护困难问题一般架空线路故障指示器通过卡扣安装到线路上，安装较便捷，但拆卸困难，带来系统维护复杂性。

本发明故障指示器设计了可快速安装和拆卸的简单操作机构，采用先挂导线再关比开启式互感器进线口方式，且做到防雨、防潮，确保开启互感器接触面长时间不氧化和生锈。

3 配网架空线路故障定位及检测系统研究3.1 系统组成架空线路故障定位及监测系统利用现代通信技术和计算机技术，以故障指示器为故障触发源，当发生短路、接地、断路等故障时，其首先通过自身翻牌或发光来标识该点出现了故障，同时以蓝牙、ZigBee、小无线等形式将故障信息上报给通信终端（集中器子站），通信终端通过远程GPRS模块将信息转发给主站。

主站通过上报信息中携带的标识信息，在后台GIS系统中标识出故障点位置，同时通过主站的短信猫将故障点位置等详细信息及时通知运维部门工作人员，从而可以减少巡线的工作量。

目前市场上产品种类繁多，但良莠不齐。

部分产品故障判定种类单一，存在误判、误报、定位不准等问题。

本系统通过“变比率突变法”来判断短路故障，判断成功率达100%。

单一通过首半波法或谐波法无法有效解决接地故障的误判，本产品通过将首半波法和谐波法相结合，综合了暂态零序电流和稳态零序电流的各自特性，解决了误判问题。

采用ESAM安全芯片，通过嵌入在故障指示器中的ESAM数据安全芯片,实现安全存储、数据加/解密、双向身份认证、线路加密传输等功能，解决了传输的安全性，有效的克服了GPRS公网环境通信安全性无法保障的难题。

通过主站的接入服务器（GIS、MIS服务器等）、数据服务器等相互协作实现故障的准确定位。

整套系统组成包括：架空故障指示器、架空故障指示器通信终端（以下简称集中器）、主站软硬件系统等。

这是一款安全智能架空线路故障定位及监测系统。

系统包含架空型线路故障指示器、通信终端、主站三部分。

架空线路故障指示器以小无线形式与通信终端进行数据交换，主站接收通信终端转发的报文来实现故障定位，同时还提供线路电流、线路温度采集功能，从“维护”和“预防”两个方面保障了配电网的运行安全。

3.2 研究依据及原理3.2.1 短路故障检测原理检测线路电流的变比率，当电流的变化率突变，即If/I0>R时，依据该突变的电流变比率判断线路短路故障，其中，If、I0分别是突变后和突变前的线路电流，R是预设的电流变比率。

其中，预设的电流变比率R随线路负荷电流的大小自动变化，负荷电流越小，R越大；其中包括检测线路电压降低，当线路电压降低满足V<Vh时判定线路短路故障，其中Vh是电压下降值的预设阈值。

图示如下：本产品的故障检测参数R随线路负荷电流的大小自动变化，负荷电流越小，R越大；非常有效的避免了很多误报的缺陷，保障了短路故障的正确判断。

3.2.2 接地故障检测原理采用了七次谐波加首半波的检测方式进行接地检测。

因为在6-66kV中压供电系统中，单相接地故障发生率较高，且故障点的电流很小，使得接地故障选线很困难。

由于系统故障信号非常微弱，且容易受到各种干扰的影响，使故障选线变得更为复杂。

传统的单相接地故障选线之一是利用五次谐波电流法，当系统中存在谐波污染或高阻接地故障时，此法选线准确性比较差。

而实际上除基波外，五次、七次谐波以基波值为基数所占的百分数分别为I05=2％～8％，I07=1％～5％，五次、七次谐波所占的比例几乎相同，受系统运行方式、负荷、谐波源等影响，七次谐波分量甚至可能大大高于五次谐波分量，同时，在有消弧线圈的系统中，对于五次谐波，感抗较基波时增大5倍，而容抗却减少为原来的1／5，这样电容电流将是消弧线圈电感电流的25倍，而对于七次谐波这一差值就是7×7=49倍，这一差值是五次谐波的两倍，由此说明采用七次谐波较采用五次谐波受消弧线圈的影响更小，选线可靠性也就更高。

因此，在3-66kV中压电网的NUGS(中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点经高阻接地)中，采用暂稳态结合的首半波、七次谐波综合选线方案更为有效。

首半波法故障选线是基于接地故障发生在相电压接近最大值，利用单相接地瞬间，发生故障线路的暂态零序电流第一个周波的首半波与非故障线路相反的特点进行选线。

在谐振接地系统的接地过渡过程中，故障线路暂态零序电压与暂态零序电流首半波方向相反，非故障线路暂态零序电压与暂态零序电流首半波方向相同，而且首半波电容电流幅值比稳态电容电流大几倍到几十倍，并且对总线路长度短的电网，其暂态过程更加突出。