基于DMS配网拓扑及故障指示器的故障智能诊断研究

陈哲颖

（福建省罗源县供电有限公司，福建 罗源 350600）

1 项目实施背景

在电网系统中，负荷密度很高的城市配网系统因为靠近用户端，分支线多、情况复杂、设备老化等原因，发生短路故障的概率极高。一般仅出口断路器跳闸，即使在主干线上用开关分段，也只能隔离有限的几段，要找出具体故障位置往往需耗费大量人力、物力和时间。不仅给供电部门带来较大的直接经济损失，也给社会经济效益带来严重的负面影响。

我国的配电系统（6—35kV系统）是中性点非直接接地系统，除个别系统是小电阻接地系统外，大多数系统是经消弧线圈接地或不接地系统，称为非有效接地系统，非有效接地系统的单相接地故障的准确定位是一个世界难题。单相接地故障检测，过去一般只能在变电站做接地选线，无法在线路上定位故障区段和故障分支。

故障查找在中国虽研究较多，也有各种成型产品提供，但基本上都需人工现场查找，自动化水平不高。随着电网建设量的不断增加和技术不断提升，旧的靠人员徒步开展故障巡视的模式不再适合电力发展的情况。

我公司管辖范围内的配电线路长度较长，且情况复杂，多为架空、电缆混合线路，单相接地和短路故障的发生几率较高。只有变电站出口开关配有保护，线路上任何一点发生故障均会导致整条线路停电，严重扩大停电范围，而且由于线路长度较长、分叉多等因素影响，排查故障困难，处理故障时间较长。

这样的运行现状严重的影响了供电可靠性，也对经济社会效益产生了较大的影响。因此，在配电线路运行管理上，应利用先进的科技手段帮助运行、检修人员迅速赶赴现场并排除故障。

综上所述，通过一套完善的、准确可靠的配网故障自动定位系统来实现所有线路的故障点快速查找已成为当务之急。

2 项目开发内容

开发基于 DMS配网拓扑及数字化故障指示器的配网在线监测及故障定位系统：

2.1 探讨远方故障监测终端通过TDCDMA/GPRS等公用网接入DMS的安全接入方案。

2.2 在DMS上实现配网线路负荷/温度等监测及故障报警定位信息接入，并且实现基于DMS的一体化的建模及展示。

2.3 探讨配电网拓扑自动生成有向图描述，并且基于有向图的故障区域判断方法的研究。

2.4 研究基于配网络拓扑及辨识算法和DMS相关联的实测数据冗余，对上传的线路故障动作信号进行纠错、补漏、确定的方法。

2.5 重点研究基于配电网络拓扑的故障智能诊断算法：包括确定信息下故障区域判断、不确定信息下故障区域判断。

2.6 研究应用DMS前置系统对故障指示器远方调控功能（测量精度调较，遥控翻牌复归等），提高故障判断及定位的准确率。

3 项目预期目标

基于DMS配网拓扑及故障指示器的故障智能诊断研究，融合故障指示器的智能监测及故障定位和 DMS配电网络拓扑及故障智能诊断算法，进行故障信息实时分析和故障诊断定位，提高故障判断及定位的准确率，缩短故障处理时间。

4 本项目建设过程

该系统目前己在福建省罗源县供电有限公司建成并投入试运行，项目建设过程如下：

2012年1月 对相关公司进行技术考察，商讨相关合作事宜，出台技术方案与合作方案。2012年2月－3月 准备相关技术要求及各项前期工作，出台详细的项目设计报告和实施细则。2012年3月－8月基于对公用网接入 DMS的安全接入方案、DMS一体化的建模及展示、配电网络拓扑的故障智能诊断算法、应用DMS前置系统对故障指示器远方调控功能等的研究，完成基于 DMS配网拓扑及故障指示器的故障智能诊断系统软件开发，安装相关硬件设备，系统试运行。2012年8月－10月完成故障指示器的现场安装、调试，并与主站系统进行联调，出台系统进行集成、综合测试及稳定性测评报告。2012年10月－11月在我公司投入正式试运行应用，检测系统运用稳定性，并培训相关操作人员。出台试用报告，用户报告。2012年11月 项目总结、评审。

5 系统技术关键及创新点

5.1 技术关键

5.1.1 线路故障时单点电气特征不明显及配电运行的复杂性，造成故障指示器时有拒动、误动，准确率不高；采取基于配网络拓扑及辨识算法和DMS相关联的实测数据冗余，对上传的线路故障动作信号进行纠错、补漏、确定的方法。

5.1.2 农网线路一般要通过山区森林，部分区域存在移动通信盲区，结合国内通讯技术的发展，探索测试采集器与主站间的多种通讯方式：无线转发，TD-CDMA/GPRS等，解决上述问题、节约通讯费用。

5.1.3 因配电线路环境复杂，干扰因素很多，且常规故障指示器以电池供电，造成采集器与故障指示器的无线通讯实现困难，探索采用线路感应取电技术，双向通讯/64信道自动跳频通信技术，消除无线频段碰撞及干扰问题，实现高可靠性的数据通讯及长寿命。

5.1.4 常规的DMS一般只适用到开关节点监控，故障指示器一般应用于杆塔线路，故障检测定位与DMS融合，需重新设计相关架构、算法、及控制模型。

5.1.5 研究配电网拓扑自动生成有向图描述的方法，并且基于有向图的开展故障区域判断方法的研究。

5.1.6 突破了以往局部的故障检测方式，本项目将研究基于系统角度，采取系统整合、多角度、多判据、多元法的故障检测定位技术，并结合 DMS的实时拓扑、实时数据和故障指示器的在线监测数据、故障检测信号。

5.1.7 研究确定信息下故障区域判断算法和不确定信息下故障区域判断算法。

5.2 系统创新点：

5.2.1 由于配电故障复杂性、数字化故障指示器技术局限性和现场恶劣的自然及电磁环境，造成本项目采用的布点数字化故障指示器上传的故障信号存在误报和漏报现象，传统算法无法处理不确定点故障信息而实现配网故障诊断及定位。本项目研究采用贝叶斯方法，结合配电网络拓扑分析，输入采集到的故障信号集合，计算各个分段的故障概率，按故障概率排序获得相对准确的配网故障诊断及定位。

5.2.2 传统的配电终端太阳能供电技术采用太阳能电池板+铅酸电池模拟，由于太阳能电池板会对铅酸电池频繁充放电，会造成铅酸电池活性快速下降，另外，太阳能电池板除10点—15点时间段以外，外界光热量不强，电压比较低，按目前供电系统设计是无法获取这部分能量。本项目融合超级电容的功率型充放特性、结合宽幅电压稳压转换模块来克服前述两个难点，并且研究开发了智能电源管理控制技术而实现了高效能、长寿命的太阳能供电电源系统。

5.2.3 本项目以GPRS无线通信方式为基础，构建配网自动化通讯系统，在主站端配置固定 IP，各个配电终端通过GPRS无线通信方式，经Internet网络与主站固定IP建立TCP链路，主站固定IP部署于一台网关装置（自主开发），网关装置实现配电终端信息汇聚和链路控制，网关通过多口终端服务器的串行通道+隔离通讯软件实现外网信息隔离转接，从而低成本、大覆盖、安全可靠的配网自动化广域信息传输系统。

6 综合效益分析

6.1 实现配电线路故障的准确判断、定位及报警，故障判断的准确率达95%以上。

6.2 实现配电线路负荷电流等参数的遥测，遥测精度不大于1%。

6.3 事故变位报警响应时间 ≤10秒（包括等待故障信号上送的时间）；

6.4 彻底改变过去依靠人工查找故障点的的传统做法，提高现场抢修工作效率，减少人工巡线/查找故障工作量可达70%；

6.5 实现基于DMS的一体化的建模及展示，实现资源共享，减少系统维护工作量，增强易用性，降低整体项目投资。

7 项目经验总结

基于 DMS配网拓扑及故障指示器的故障智能诊断研究过程，得到省公司和我局各级领导的大力支持，通过我公司配电运行部与项目合作方的积极合作，使得该项目需求详细透彻，数据准确一致，积极探索前沿新生技术，使该系统提供具有智能、准确诊断、定位故障的先进服务，这些都是配电自动化后续项目开发值得借鉴的经验。

8 结论

基于DMS配网拓扑及故障指示器的故障智能诊断研究，实现了配电线路故障的准确判断、定位及报警，实现了对线路负荷电流、暂态接地电流、线路对地电场和电池电压的在线监测，实现了配网线路负荷/温度等监测及故障报警定位信息接入，基于DMS的一体化的建模及展示，实现了主站系统对故障指示器的相关参数进行远方遥调，提高短路/接地故障点判断指示的准确性，使工作人员可以直观、实时了解线路运行状态，当发生故障时，系统可以迅速诊断、定位故障并通知工作人员，可让检修人员迅速赶赴现场，缩短故障发生的处置时间，提高供电可靠性，为企业带来巨大的经济效益。