10kV配网线路故障自动报警系统研发与应用

云南电网公司红河供电局 何 滨 郭建斌 陈亮亮 闵 琼

北京一同宇科技发展有限公司 马赵云

1.引言

随着我国经济发展和人民生活水平的提高，人们对供电可靠性提出了更高要求。配电系统分支线多、线路结构复杂，在发生故障时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。实际电网运行环境尤其复杂，在发生设备故障后给线路巡视工作带来了诸多难题。目前多数采用人工巡线的方法查找故障，每次查找和排除故障至少需要几个小时，然而10kV线路运行人员严重不足，一线人员人数呈负增长，设备管理无法满足日益增长的10kV线路运行需要。因此在10kV线路运行管理上需要利用新技术来切实解决以上矛盾，帮助运行、检修人员迅速赶赴现场，排除故障，恢复正常供电，提升供电可靠性，提高工作效率。

10kV配网线路故障处理包括故障定位、故障区段隔离和非故障区段转供电等内容，其中故障自动隔离和自动转供电一般需要有一次开关设备和智能控制器等来实现，投资相对较高，而故障指示器是最容易实施、性价比最高的线路故障远程定位工具，因此基于故障指示器技术的故障远程定位系统就成为了10kV线路故障处理最基本、最实用的解决方案。本文基于故障指示器技术、GSM通信技术和GIS（地理信息系统）技术，研发了一套应用于10kV配网线路故障自动报警及定位系统，将直接应用于配网线路的故障自动报警和定位检测，能够切实解决配网线路自动化管理程度不高等问题。

2.配网线路故障检测与定位技术

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，非有效接地系统单相接地故障的准确定位是一个世界难题。多年来，各国专家学者在接地故障选线和定位方面取得了较好的成果，并有相应的装置投入运行，取得了一定的成效。欧洲一些国家也在故障测距方面做了一些探索研究，并投入使用。但上述技术、装置均难于用在线路上定位故障点。在线路上也有一些离线检测装置，用于检测故障点，但受空间电磁场影响，适用性和准确度都不理想。目前国内有多家公司研制和生产接地短路故障二合一的故障指示器，指示单相接地和短路故障，通过观察故障指示器状态的变化来查找故障区段。这些故障指示器检测单相接地的原理基本还是沿用小电流接地系统单相接地选线的原理，其检测单相接地故障的原理主要有下面几种。一是：5次谐波法。对线路电流的5次谐波采样，当5次谐波突变增大，同时系统电压突变下降，则判断为发生接地。二是：电容电流法。对线路的上电容电流进行采样，如果电容电流突变值超过设定的动作电流值则判断为接地。三是：首半波法。采样接地瞬间的电容电流首半波与接地瞬间的电压首半波，比较其相位。当采样接地瞬间的电容电流突变且大于一定数值，并且与接地瞬间的电压首半波同相，同时导线对地电压降低，则判断线路发生接地。四是：零序电流法。检测零序电流值，当超过设定值时判断为接地故障。五是：信号注入法。在发生单相接地故障后安装在变电站的信号源主动向母线注入一个特殊的信号，这个特殊的信号在接地点和信号源的构成回路上流过，故障指示器检测到这个特殊信号后翻转指示接地故障。上述的短路故障二合一的故障指示器除信号注入外，其检测原理都是被动检测，依赖于发生单相接地故障前后配电网参数的变化。鉴于小电流接地系统的自身特点，发生单相接地故障时，所产生的故障信号本身较弱，并且受到电磁干扰和谐波污染，导致获得的信号失真，这些都直接影响了故障指示器的选择性和准确性。另外为判断单相接地故障，一般都需要在故障指示器设定动作定值，大于定值则认为是有单相接地，小于定值则认为不是接地。由于配电网拓扑结构的复杂性，运行方式变化的多变性，具体设置定值作为单相接地的门槛值在实际工程中是很难实现。目前，电力系统配网线路故障定位的发展趋势是采用自动适应配电网参数变化的故障检测技术和具有通信功能的配网故障指示终端，结合现代的通信技术、计算机技术和配网GIS系统，将现场的故障指示器的信息送给监控中心（如配电管理系统），实时监测线路的各种运行状态，经计算机处理后，以声光报警、屏幕显示等方式告知值班人员，指示所监测线路的运行状态发生的变化并确认变化地点，缩短故障处理时间。

表1 架空型故障指示器项目测试记录

图1 基于架空线路的故障定位系统示意图

3.系统设计与研发

3.1 工作原理

本文设计的系统用于相间短路和单相接地故障时，仅故障检测原理部分不同，通讯系统、故障处理及显示部分均相同。故障指示器安装在配电线路适当位置，系统出现短路或接地故障时，指示器检测到短路故障电流或特定信号电流流过，指示器动作，通过短距离通信系统，将动作信号传送给相隔0～20m的通信终端。通信终端在收到动作信息后，将动作分支的故障指示器地址信息通过GSM通讯系统发给主站（后台）系统，主站（后台）系统进行网络拓扑计算分析，将故障信息以短信方式通知有关人员，并与地理信息系统相结合，可以直接显示出故障点地理位置信息，并在地理背景上显示出来，还可以打印出地理位置信息。运行维修人员可以直接到故障点排除故障，基于架空线路的故障定位系统示意如图1所示。

3.2 系统组成

系统主要由以下部分组成：故障指示器、通信终端、中心站（前置机）、主站和通信系统。为了检测单相接地故障，对于小电流接地系统，采用信号注入主动检测法，需要在变电站中性点、母线或者某条出线上安装一台信号源装置。

通信系统分为：故障指示器与通信终端之间的短距离传输系统，通信方式为无线方式；通信终端与中心站的GSM（手机短消息）传输系统；中心站与主站之间的串口通信。

图2 系统结构示意图

3.3 一体化主站系统

一体化主站系统可作为一个城市配电自动化的主站系统，也可以作为设在各区或某些重要地区的区域二级主站系统。一体化主站系统作为区域二级主站与某一区域的远方终端通信并将数据进行集中处理后再与大主站系统通信。因为在配电自动化系统中，系统通信是一个重要环节，特别是终端，点多面广，如果成千上万的终端设备都直接与大主站进行通信，势必在设备调试、运行维护、管理调度、通信速度等方面出现诸多问题。因此，区域二级主站对某一区域的数据进行集中处理后再与主站系统通信，是解决上述问题的一个行之有效的办法。一体化主站系统另一个重要应用是作为各区或某些重要地区的配电自动化主站系统。当各区或某些重要地区供电部门管理的设备较多，或者相关工作人员较多，单一的监控计算机不足以满足运行要求时，投入少量的资金购买必要的服务器、工作站、交换机和机柜，就可以形成具有较高的投入产出比的配电自动化区域主站系统。故障定位系统一体化主站（后台）系统的硬件由中心站、主站电脑、WEB服务器、KVM切换器、交换机、UPS电源和机柜等组成，软件功能包括SCADA、故障定位系统中心站功能、故障定位系统后台功能、配电GIS和WEB浏览。一体化主站（后台）系统主要用于对终端进行监控，并完成故障定位系统、馈线自动化的主站软件功能。一体化主站（后台）可同时作为大中型配电自动化系统终端的中心站，并可根据需要升级为配电自动化的主站系统或区域二级主站系统。系统结构示意如图2所示。

4.技术应用

该系统主要应用于架空线路，选取某市典型10kV线路安装后，通过对系统的应用可以准确定位短路故障位置，其故障点以前的故障指示器有所动作，故障点以后的故障指示器均未动作，大大减少了故障线路的查找时间。故障定位系统的投入使用，使线路故障区间的快速判定，提高故障查找效率，水平较以往有了显著的提高，为提高供电可靠性提供了较好的途径和方法。表1为架空型故障指示器项目测试记录。

5.结论

本文研发的系统在线路发生短路及接地故障时，能够准确定位故障位置并能迅速隔离故障点，并在短时间内汇报给主站和相关人员，使维护人员迅速赶赴现场，排除故障，减少了恢复供电时间，提高了供电的可靠性；减少了大量故障巡线人员，节省了巡线时间，大大提高了工作效率。该系统的应用将减少因线路故障引起停电造成的经济损失，预期可以取得良好的经济效益和社会效益，具有广泛的应用前景。

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