自动故障定位

自动故障定位（共10篇）

自动故障定位 篇1

随着现代科技成果的广泛应用, 配网自动化故障定位技术已经逐渐发展成熟, 在提高配网的质量和效率方面发挥着不可替代的重要作用。配网自动化故障定位技术目的是确保电力供应始终可以满足人们的用电需求, 并且具有安全性。在整个用户的供电体系中, 配电系统是体系的最后环节, 所以对于确保人们的正常用电需要意义重大。一定要保证配网自动化故障定位技术实现配网供电资源的合理配置, 在配网发生故障时可以帮助迅速发现故障问题并及时解决, 始终保持配网供电系统的稳定性。

1 配网自动化的重要性

在配网体系当中, 自动化是实现现代化供电需求的重要手段和途径, 是指围绕配网自动化为中心内容, 利用网架和设备作为机械设备支持, 最终达到实现监测和控制配网系统的目的。在整个过程中, 需要对相关的信息进行搜集和处理, 根据配网自动化需要用到的素材进行优化整合, 便于实现配网系统管理的科学化。要想实现配电网的自动化应用, 就需要借助配电自动化系统进行辅助, 这个系统是以计算机技术、电子技术、网络技术以及通信技术等多种现代的电子信息技术为主要的手段, 在电力一次设备以及馈线自动化设备机械的应用下, 对配网自动化实现实时地故障处理的强大系统。一般说来, 配网自动化系统的构成由以下几部分:配电主站、配电子站、配电终端以及通信通道等四部分。总之, 配网自动化是为了确保配网供电整体的安全性和可靠性, 可以实时监测配网的运行情况, 并及时处理有关故障问题的系统。对于整体的效率以及质量的改进具有十分重要的现实作用, 尽最大限度的满足用户的用电需求。

2 配网自动化中相关故障定位技术应用探究

按照一般情况将配网故障的定位技术分为两类:一种是自动式故障检测方法, 另一种是被动式故障检测方法。自动式故障检测方法多应用在配电网出现线路故障并且还没有停电的情况下, 借助相应的信号导入到整个配网自动化系统当中, 对自动化系统中的有关故障进行定位的方法。而被动式故障检测方法主要是利用定位技术搜集相关的新路故障信息, 以保证在故障发生问题的前后进行信息的采集和处理, 这样可以帮助及时处理好故障发生时的问题。

综合来说, 这两种配网故障定位技术都是配网自动化系统中最常用的两种方法, 可以对配网系统中的故障进行准确定位和及时的故障处理。经过大量的实验结果表明, 在配网自动化的故障定位技术应用中, 大都是对故障选线、故障测距以及区段定位等方面的技术检测与应用, 但是考虑到每个方面的技术研究侧重点都各不相同, 决定了配网自动化的故障定位技术会存在一定的误差和定位不准确的缺点。因此, 需要就检测的具体方面如何更好地进行配网的故障定位进行相应的完善和改进, 其中用到的方法主要是以下两种:开关设备故障定位技术和FTU故障定位技术。

2.1 开关设备故障定位技术

分段器和重合器是两种最常用的开关设备, 开关设备故障定位技术就是利用这两种开关设备在结合了其具体特性, 进行相关设置的开关设备动作的时间和次数对配网中发生的故障进行定位分析的过程。按照彼此的特性来说, 重合器具有很好的保护与控制功能, 可以根据设置的时间和次数进行预期的设计重合与开端顺序的自动重合以及开端系统操作, 而且还可以再完成工作后进行自动的闭锁与复位的开关设备。而分段器的作用是同电源侧的前级开关进行相互配合, 当出现无电流或失压时能够实现自动分闸。但要是配网的故障是永久性的, 那么一定要按照预先设置好的次数进行分合操作。在实施设备的分闸闭锁操作时, 实现对配网中发生的故障点的准确定位和隔离。万一出现分段器分合操作没有完成相应预设的次数的时候, 要看情况通过操作其他设备加以切除。在具体运行的过程中, 分段器会呈现合闸的状态, 但是长时间的恢复以后可以帮助实现预设的状态, 保证配网在以后的操作中的安全性。

2.2 FTU故障定位技术

要想保证馈线自动化, 就需要有完整的环网开环和结构运行, 主要的硬件有变电站负荷开关和断路器构成。当然要配合以实时监督功能, 设置自动重构网络的进行现场监测以及远方通信语音等功能。如果配网线路中发生了故障, 可以利用相关的装置搜集故障发生前后的信息, 并将信息及时反馈到后台的信息处理和控制中心。在进一步的信息处理和审核后进行配网信息的分析处理, 进而进行故障发生点的定位, 最后根据故障点进行最佳方案的设计。经过严格完善的远程遥控来隔离线路的故障区段, 保证恢复配网用电系统。

2.2.1 基于FTU的配网故障定位算法

网络形态的描述矩阵是配网系统运行的重要依据, 可以帮助进行故障事故的的排查和信息搜集, 更好地完善矩阵中的有关信息参数。然后依据FTU中有关参数数值及时作出故障区域的反应, 相对来说, 这种FTU故障定位算法用到的矩阵相乘运算比较简单, 更加适合多电源的配网。但是要注意的是, 这种定位方法存在固有的弊端, 是单一的的故障点并不能同时处理解决多个故障点的修复过程。另外, 上传信息极有可能会因为某些元素的变化而产生误差。

2.2.2 基于FTU的配网故障定位研究

通常说来, 故障定位算法主要有以下几步, 首先要根据实时的数据反馈和参数建立相关的网络拓扑结构, 并在此基础上构建网络模型, 保证整个配网处在同一系统之下。其次是及时查看严控相关信息反馈并对故障时段和信息进行及时预警。然后, 利用好收集到的信息实施矩阵运算, 准确判断好故障发生的具体位置, 当然要利用好故障录波以及遥测信息加以辅助控制, 保证所判断的结果是准确的。

3 结束语

综上所述, 我国配网自动化的故障定位技术引用时间还比较短暂, 因此在具体的使用和操作中还会存在很多问题。这就应该结合我国配网的具体情况, 就在具体实践中的故障定位问题进行完善和改进, 保证故障定位中的算法误差控制在一定的范围内, 尽量将定位容错性欠缺和定位不准的可能性降到最低。另外, 要配合加强对我国配电网故障定位技术的引进和开发应用, 充分结合故障定位技术常见的问题进一步实现故障定位技术的合理性以及安全性研究。通过采取一系列的故障定位技术的改进措施, 切实加强配网故障定位技术可以越来越成熟和完善, 才可以保证我国配网供电的稳定性与安全性。

自动故障定位 篇2

在现代经济飞速发展的今天，电力承担着能源传输的重要任务，而电缆则是连接电网设备的主要形式。随着电力需求的增长，电力电缆应用日益广泛，然而由于产品质量、制造工艺、电缆中间及终端头的制作工艺（新增）等各项问题，电力电缆时常出现故障，对生产经济带来巨大损失。为了进一步减少电力电缆故障出现率，就必须提前对故障点进行精确定位，迅速排出（除）故障，减少经济财产损失。

一、电力电缆故障概述

1.故障类型 电力电缆对我国电力传输至关重要，然而由于各种内外因素，总是会出现电力电缆故障情况。由于导致故障的因素不同，出现故障的类型也有所差异，具体包括以下几种：（1）根据电力电缆故障表面现象来看，分为开放性和封闭性故障；（2）依据故障表现位置分为接头故障和电缆本体故障两类；（3）按照电力电缆接地情况不同出现接地、相间与混合三类故障现象；（4）从电力电缆的电阻性来看，包括断线、混线以及混合故障，而这里的混合故障又被细分为高阻故障、低阻故障和闪络性故障三类。由此可见，电力电缆故障的类型复杂多样，而导致这些故障的原因也各不相同，需具有针对性的进行分析，才能更好的对故障点进行定位。

2.导致故障的原因 造成电力电缆故障的原因往往不是单一的，而是多个因素共同作用形成的，如果不及时进行处理，会导致故障事故频繁发生，造成严重的经济财产损失。而对导致电力电缆故障原因的分析总结，发现主要包括以下几方面：

（1）机械损伤造成故障。据相关数据统计发现，导致电力电缆故障的众多因素中，机械损伤占57%，居首位。机械损伤相对于其他故障原因更易区分识别，主要是因为它主要是来自外力的影响，如：土地下沉和滑坡等自然外力的过大拉力，导致电力电缆接口或本体出现断裂损伤、城市建设频繁使电力电缆直接损伤、施工过程中由于机械的牵引力过大也可能导致电力电缆中间接头处断裂。（2）绝缘受潮致使故障。这一造成电力电缆故障的因素多发生在直埋的电缆接头处，主要是电缆制作工艺不够精良，或是电力电缆所处环境潮湿的原因，使得电缆接头处出现水分入侵的现象，将电缆接头处的护套符石出现裂纹，都会导致电缆绝缘度下降出现故障。（3）过电压因素。一般来说，电气设备对地绝缘只能承受相应的电压，多在几十伏到百余伏间。而由于各种因素影响，电气设备绝缘电压都会升高，且往往超过正常数值范围很多，尽管持续时间较短，但也会幸福（是否写错）线电气电缆绝缘闪络或是被击穿的现象。这也就是通常所说的过电压，瞬间的高位电压能够给电力电缆带来较大破坏，造成故障影响电力正常传输。

当然除了上述造成故障的因素外，还有其他因素，如：绝缘老化、产品质量缺陷、过热等，具体见下图所示：

二、电力电缆故障点定位方法分析

1.声磁同步法

当电力电缆出现过电压情况时，故障点被击穿很容易出现电弧，释放声波产生一定的震动，电缆本体也会同时向周围辐射冲击电磁波。为了精确的定位故障点，采用磁性天线可以很好的接收电磁波并将其放大以驱动电压表，电力电缆被击中一次，电压表的指针就会产生一次摆动。通过这一原理，在电力电缆故障点附近，通过观察电压表指针摆动和听电击声音，80%的可能就能判断故障点在这附近。当然这一方法也不是万能的，它对低阻或是金属性接地故障，或是故障点出现在长管内的情况不适用，容易出现误判。

2.声测法

这一电力电缆故障点定位方法主要适用于高阻或是闪络性故障，尤其是高压电缆绝缘层的检查多采用这一方法。它的原理是对电缆故障施加高压，强迫将故障点击穿出现放电情况，这时故障点间隙就会出现机械振动声音，传到地面后造成“啪、啪”声响，通过声音可以十分准确的对故障点进行定位。但是由于出现的声音容易受到外界干扰，因此也存在一定问题。

3.跨步电压法

跨步电压法的使用，主要是通过故障与接脉冲直流电源间，当电流经过故障点时，就会产生一跨步电压，通过定位仪探针就可以进行故障点定位。如：当接近故障点时电位差就会急速增大，在故障点出（处）达到最大值，使信号出现由大到小，再到大的变化过程。当2根定位仪探针在故障点正上方且距离相等时，电位指针指向零，就是故障点的位置。

4.音频感应法

音频感应法是进行电力电缆故障点定位最常使用的方法，多用于电阻小于10Ω的低阻故障的故障点定位，无论是两相短路、三相短路并接地，或是三相短路都可以对故障点进行精确定位。在进行故障点定位时，使用1KHZ音频信号发生器向待检测的电缆通音频电流，并产生电磁波，由地面探头进行电磁信号接收，再将其放大后传输至耳机。根据耳机内电磁信号的强弱来判定故障点的位置，当探头在电力电缆故障点前移动1-2m时，音频信号就会终端，由此判断出信号最强的地方为电力电缆的故障点准确无误。

三、结语

综上所述，电力电缆对于电力正常传输具有重要影响，而由于各种各样的因素导致电力电缆经常出现故障，造成巨大的经济财产损失。为了有效的控制电力电缆故障发生率，必须掌握成熟的电力电缆故障点定位技术，能够及时有效的对故障点位置进行确定，迅速排除相关因素，确保电力传输的正常进行。因此，在现有的故障定点技术基础上，应该进一步深入研究，为保障电力行业的发展提供基础保障。

（作者单位：南乐县供电公司）

作者简介

第一作者：袁伟新，男，河南南乐县人，汉族，大专学历，（南乐县供电公司，营销部，电力电缆方向）

第二作者：李敬川，（南乐县供电公司，运维部）

配网自动化故障定位技术探讨 篇3

1.1 配网自动化概述

在电力系统中, 配网是不可或缺的重要组成部分之一, 而配网自动化具体是指以一次网架及相关设备为基础, 以配电自动化系统为核心, 借助多种通信方式, 实现对配电系统运行状态的监控, 并通过与其他系统的信息集成, 对配电系统进行科学化、规范化的管理。上述目标的实现凭借的是配电自动化系统, 该系统具备的功能包括馈线自动化、配电SCADA、通信监视、故障处理、系统互联、电网分析等。该系统主要由以下几个部分组成:配电主站、终端、子站、通信通道等。其中, 主站是核心部分, 终端一般安装在配网现场, 子站可实现所辖范围内的信息汇集、故障处理以及通信监视等功能。

1.2 故障定位的必要性

对于配网而言, 可将其中的故障大体上分为两种类型, 一种是瞬时故障, 也被称为暂态故障, 另一种是永久性故障。通常情况下, 对配网故障进行处理时, 需要区分故障类型, 瞬时故障可利用变电站出口位置处的断路器通过一次重合闸进行消除, 而对于永久性故障, 当重合闸失败后, 必须对配网进行故障处理。在配网当中, 电缆线路发生瞬时故障的可能性相对较小, 绝大部分故障均为永久性故障, 当某个区段出现故障问题后, 需要先对该故障区段进行准确定位, 并第一时间分断该故障区段的开关, 以此来隔离故障, 随后再对非故障区段快速恢复供电, 防止故障问题造成整条线路失电, 影响用户使用。如果是配网出现故障, 相关馈线监控终端会将相应分段及联络开关位置处的实时信息以数据的形式传输给主站系统, 当主站系统接收到这些数据之后, 会按照一定的故障区段定位算法自动定位出故障所在的位置, 同时会对相关馈线监控终端下发指令, 操作开关设备将故障区段从整条线路中隔离出去, 并恢复其他非故障区段供电, 由此可防止变电站出线开关多次重合的情况发生, 有助于缩小故障影响范围。由上述分析可知, 当配网发生故障之后, 对故障进行准确的定位是消除故障的重要前提和基础, 也是故障排除的关键环节。为此, 在配网自动化系统中, 必须采用合理可行的故障定位技术, 才能确保配网安全、稳定、可靠运行。

2 配网自动化故障定位技术

2.1 基于故障指示器的定位技术

配网若采用中性点不直接接地的连接方式, 一旦相间出现短路故障, 会造成极大的危害。相间短路时, 电源供电回路的阻抗会随之减小, 从而导致短路回路中电流激增, 并且该电流会超出回路中额定电流数倍。相关研究结果表明, 短路电流的大小主要与短路点与电源之间的电气距离有关, 当配网中出现两相短路时的故障电流较大, 所以故障指示器能够按照故障电流的具体流向准确判断出故障所在位置。实践证明, 这种故障定位技术的可靠性相对较高。

2.1.1 故障指示器的原理

常规的故障指示器主要由传感器、显示器等组成, 其基本工作原理如下:当传感器采集电流信号并将该信号传给显示器后, 显示器会对该信号的性质进行分析判定, 并选择是否显示故障状态。当配网中出现故障后, 会有故障电流从系统侧至故障位置处线路构成的故障回路中流过, 此时故障指示器便会产生报警信息。同时, 其他分支线路与故障点后的故障指示器没有故障电流流过, 所以不会产生报警信息。这样, 通过逻辑判断便可找出故障区段及分支线路。常用的故障指示器有架空型和电缆型两种。

2.1.2 主干线与分支线的故障定位

(1) 主干线故障定位。当配网主干线中的某处出现短路故障时, 从系统侧到该故障位置处便形成一条故障回路, 同时会有故障电流流经该回路, 该回路中的故障指示器便会指示故障, 而其余故障指示器均不会指示故障, 由此可快速判定故障区间。 (2) 分支线故障定位。配网中的分支线故障定位与主干线基本类似, 在此不重复介绍。

2.1.3 注意事项

采用故障指示器对配网进行故障定位时, 应注意如下事项: (1) 必须保持故障指示器的告警指示信息完整。线路中的故障指示器数量相对较多, 可能导致上传给主站的报警信息无法同步, 这就可能导致单个采样周期内上传数据丢失的情况。为避免此类问题发生, 在对故障指示器报警信息进行采集时, 可设置冗余时间, 并以若干个周期为界, 这样便能够保证所有来自于故障指示器的报警信息均可送达主站, 即使线路中出现多重故障, 也可完整采集到报警信息。 (2) 故障信息要与网络拓扑数据保持高度一致。在具体应用的过程中, 指示器的动作信息与开关动作传至主站的时间也无法同步, 逻辑分析是以故障前的网络拓扑结构状态为主要依据, 为此系统采集数据时, 必须保留故障前的开关状态信息, 并在采集到完整的指示器信息后, 作为逻辑分析依据。

2.2 基于馈线终端的故障定位方法

馈线终端装置简称FTU, 其具备遥信、遥控和故障检测等功能, 可与配电自动化主站进行通信, 该装置的特点是体积小、抗高温、耐严寒、可直接进行采样。基于馈线终端的故障定位方法主要是指由FTU对线路中的开关运行情况进行实时检测, 并采集线路中的各种信息, 如电流、电压、功率、开关分合闸状态等, 然后将采集到的信息传给配电自动化主站。主站则会按照馈线终端检测到的故障告警信息, 结合保护动作信号等进行综合判断, 进而启动故障处理程序, 判断线路中的故障类型和区段, 以此来实现对故障点的隔离及非故障区段恢复供电。基于馈线终端的故障定位方法的实现需注意以下事项:

2.2.1 快速定位与隔离

通过相关调查分析发现, 国内绝大多数配网自动化方案中, 从故障定位到事故隔离直至恢复供电的时间约为1 min。随着电力用户对供电质量要求的不断提高, 1 min的复电时间相对较长, 很难满足用户的要求, 尤其是一些电力大客户, 他们建议停电时间减少到0.2s以内, 这样可以在不设置不间断电源的情况下, 确保计算机网络系统的稳定运行。故障停电时间主要取决于配电自动化主站采集现场FTU故障信息所耗费的时间, 以太网技术的引入, 将使停电时间缩短至10s以内。

2.2.2 网络通信

近年来, 随着以太网的快速发展, 各个地区的电力部门纷纷提出了网络通信的要求, 已有部分地区的供电部门将光纤铺设到了变电站和柱上开关安装处。若是各馈线终端均能直接采用10M/100M的以太网, 并基于TCP/IP协议与主站和子站进行通信, 便可使光纤的作用得到充分发挥。由于馈线终端本身是安装在现场的智能终端, 为确保其运行稳定性和低功耗, 很多厂商都采用了主控单元MCU实现通信处理功能。然而, 实际应用表明, MCU的运行速率与计算能力均不如以太网, 所以在基于馈线终端的配网自动化故障定位中, 采用10M/100M的以太网进行通信更切实可行。

2.2.3 在线监视

通常情况下, 配网开关都设置在户外, 这给维护和检修工作带来了一定的困难, 加之受外界环境因素的影响, 很容易导致开关的使用寿命缩短。鉴于此, 及时预测开关的使用寿命显得尤为重要。现阶段, 国外一些发达国家的馈线终端已经能较为精确地预测出开关的使用寿命, 国内也有一些厂家生产的馈线终端具备此类功能, 并在此基础上开发了在线监视功能, 可对开关的运行状态进行实时监视, 通过相关数据的采集判断开关的状态。

3 结语

综上所述, 国内很多地区都实现了配网自动化, 在这一背景下, 网内的线路和设备不断增多, 这些线路和设备在实际运行的过程中难免会受到各种因素的影响而出现故障问题。为此, 应当采取一种科学合理的故障定位方法, 当配网发生故障时, 在最短的时间内找出故障位置, 并对其进行隔离处理, 恢复非故障区段的供电, 以此来确保供电可靠性。

参考文献

[1]赵祖康, 王伟.中国城市配电网自动化与网络结构优化[J].电力系统自动化, 2000 (19) .

基于配电系统故障定位技术的分析 篇4

【关键词】配电网；故障定位

要提高供电可靠性，首先必须有合理的配电网，从而减少停电时间，提高供电可靠性；其次就必须在配电网发生故障时，迅速确定故障区段，并将故障区段隔离、恢复非故障区的供电，从而减少停电面积。因此实施配电自动化的故障定位功能将可以减少停电时间、缩小停电面积，提高供电的可靠性。

1.配电网的故障定位和隔离

（1）基于重合器、分段器的故障。重合器是一种自具控制及保护功能的开关设备，它能按预定的开断和重合顺序自动进行开断和重合操作，并在其后自动复位或闭锁。分段器是一种与电源侧前级开关配合，在失压或无电流的情况下自动分闸的开关设备。当发生永久性故障时，分段器在预定次数的分合操作后闭锁于分闸状态，从而达到隔离故障线路区段的目的。若分段器未完成预定次数的分合操作，故障就被其他设备切除了，则其保持在合闸状态，并经一段延时后恢复到预先的整定状态，为下一次故障作好准备。利用重合器和分段器的动作特性，通过设置重合器和分段器的动作次数、时间来实现故障定位的方法称为基于重合器和分段器的故障定位。

当线路故障时，分段开关并不立即分断，而是要依靠重合器的保护跳闸，导致馈线失压后，各分段开关才能分断。因此这种方式的故障定位模式存在以下缺陷：切断故障的时间较长；由于必须分断重合器，因此实际扩大了事故范围；在进行恢复供电时无法实现全局最优网络重构。

（2）基于电话报修的故障定。基于故障投诉电话进行配电网故障定位的基本原理是较初期的原理，它是根据用户电话号码或用户代码搜索到与终端配电变压器连接的资料，大致确定故障的位置，这种方法简单经济。目前在我国城市中，家庭电话拥有率逐步升高，另外，供电公司的营业管理系统中保存有用户的有关信息，如电话号码、用户代码与终端配变连接的资料，从而得到故障的信息。但如仅接到一个用户投诉电话仅能确定该用户的自身设备发生故障，接到多个投诉电话则可确定关联配电设备发生故障，但实际上电话的更改、投诉电话的打或不打都可形成不确定。所以该方法简单，但定位结果不精确。我国电话的普及率与国外有一定的差距，且电力用户参与意识不太强，故在我国可作为故障定位诊断的辅助参考部分。

（3）基于FTU的故障判定。馈线自动化的首要条件是一次系统应该是环网结构、开环运行，实现网络重够的一次系统的硬件是变电站的出线断路器和负荷开关，而要较好地实现网络自动重构则要安装具有远方通信能力的现场监测和控制装置（FTU）。FTU安装在柱上开关处。各FTU分别采集相应柱上开关的运行情况，并将采集的信息通过通讯网发送到远方的配电自动化控制中心。各FTU还可接受配电自动化控制中心下达的命令进行相应的远方倒闸操作。在故障发生时，各FTU记录下故障前及故障时的重要信息，上传到控制中心，经计算机系统分析后确定故障区段和最优恢复供电方案，最终以遥控方式隔离故障区段，恢复健全区段供电。

利用FTU上传的参数，经过运算实现故障定位的方法称为基于FTU的故障定位。由于辐射状网、树状网和处于开环运行的环网，判断故障区段只需根据馈线沿线各开关是否流过故障电流就可以了。假设馈线上出现故障，显然故障区段位于从电源侧到末梢方向最后一个经历了故障电流的开关和第一个未经历故障电流的开关之间的区段。因此利用FTU上传的各开关运行状态通过计算即可确定故障区段。

现在主要流行以下几种比较典型的基于FTU的故障定位方法。

首先根据网络中开关的连接关系和假定的方向建立一个网络描述矩阵D。从FTU得到有关故障电流及FTU的信息，并加入到D中对角线元素上，就可以得到故障判别矩阵Dp。依据Dp中的相关元素的值就可以快速而有效地判别出故障区域。该算法无需进行矩阵相乘的繁琐运算，适用于单电源树状网或多电源复杂配电网，但仅限于单一故障下的故障定位，但当上传信息中有畸变时FSD的准确率较差。

其次将配电网的馈线看作弧，将开关看作顶点，则馈线供出的负荷可以看作弧的负荷，开关流过的电流可以看作是顶点的负荷。定义归一化负荷为弧负荷与额定负荷之比再乘以100，则故障区段显然是归一化负荷远大于100的那些弧，这些弧称为过热弧。于是问题被归为过热弧搜寻问题。文献将配电网络的描述矩阵分解成只含耦合点矩阵和不含耦合点矩阵的方法，方便了过热弧的搜索方法，便于计算机实现，但没有考虑树状分支末端情况。文献[3]提出了一种新的统一矩阵算法。算法需构造网络描述矩阵D，故障信息向量G及源点分布向量M，并根据D和G间相应元素的运算构造向量Q，同过分析P、Q定位故障区段。该算法适用于放射状网络、双电源及多电源并列供电系统，对网络中任何区段的故障都能做出判断，但原矩阵算法FSD准确率较低的不足仍存在。

现有的方法在故障判断过程中存在有盲目搜索，当网络拓扑结构复杂时会使搜索时间过长，不能适应快速性的要求；并且容易误判、漏判、扩大判，使故障定位的容错性差，直接影响了供电可靠性指标，如何在任何情况下都能确保故障定位的准确性，是有待深入研究的关键性问题。

2.基于FTU的故障定位原理

本文故障定位算法的具体步骤如下：①根据系统静态数据和SCADA实时数据完成网络拓扑；②根据网络拓扑结构建立网络模型；③实时地从SCADA系统中读取有关故障警报和遥信信息，进行矩阵运算，判断出故障位置；④根据遥测信息、故障录波进行辅助分析，判断解出的结果是否正确。

故障检测的原理比较简单，主要根据配电网一般为辐射状，故障电流从电源点（或馈线首端结点）开始沿树状支路构成的连通路径单一方向地流向故障区。因此，对故障馈线上的任一区段，如果故障电流不流入该区段的任何端点，或从该区段的一个端点流入并从另一个端点流出，该区段是非故障区段；如果故障电流只流入区段而不流出该区段，则该区段是故障区段。

随着FTU越来越广泛的被应用到配电网的在线监测中，我们只需要对馈线上的每一个节点建立网络模型，将FTU上传的每一个开关是否有故障电流流过的信息作为判断的依据。电缆环网结构的FTU方案，进线和出线采用的均是负荷开关，进线开关为S1和S2，出线开关为S3和S4，都由FTU进行监控。为了便于建立模型，将该环网柜进行简化，只有采集到足够的样本进行参考学习，才能形成可以诊断用的网络模型，开关S1、S2、S3和S4均由FTU监控。

3.结束语

在目前国内外配电网故障定位诊断方法研究现状的基础上，进行了归纳分类和概述，对基于FTU的故障定位技术进行了较为深入的分析，同时也在不断地改进和完善配电自动化的应用软件功能。 [科]

【参考文献】

[1]吴捷，刘永强等.综合智能技术在电力系统中的应用.电网技术.

[2]邓集祥，宋克，史晟辉.智能化FTU的原理及研制.吉林电力技.

[3]李贵存，刘万顺，郭启军.配电自动化馈线终端的信息采集与通信规约.电网技术.

自动故障定位 篇5

1 故障指示器的作用

故障指示器的作用: (1) 在正常的生产中线路发生故障, 巡线人员可借助指示器的红色报警显示迅速确定故障区段并找出故障点。极大地提高了工作效率、缩短停电时间, 有效地提高了供电的可靠性。 (2) 在环网配电系统中, 特别是大量使用环网负荷开关的系统中, 如果下一级配电网络系统中发生了短路故障或接地故障, 上一级的供电系统必须在规定的时间内进行分断, 以防止发生重大事故。故障指示器能够标出发生故障的部分。维修人员可以根据此指示器的报警信号迅速找到发生故障的区段, 分断开故障区段, 从而及时恢复无故障区段的供电, 可节约大量的工作时间, 减少停电时间和停电范围。

2 基于故障指示器的单相接地故障故障检测方法

2.1 单相接地故障检测

在我国, 配电网大部分使用的是中性点不直接接地系统, 当其发生单相接地故障时, 故障电流较小, 故障特征复杂使得故障点的查找非常困难。目前单相接地故障检测的方法主要有: (1) 5次谐波法。单相接地故障发生后:系统中的非线性元件 (如铁磁元件等) 会有大量谐波分量产生。放电或故障点燃弧导致大量谐波电流产生。由于消弧线圈的存在, 所以接地电流中基本不包含3次谐波与3次谐波的整倍数的高次谐波, 这样在发生单相故障时高次谐波中5次谐波分量就较大。检测线路电流的5次谐波的变化情况, 当5次谐波突然增大, 同时系统电压下降, 则判断为发生接地故障。但在实际线路中5次谐波的变化很难用来准确的检测单相接地故障; (2) 首半波法。采样接地瞬间的电容电流首半波与电压波形比较其相位。当采样接地瞬间的电容电流首半波与接地瞬间的电压相位满足一定关系时, 同时导线对地电压降低, 则判断线路发生接地故障。优点:采用接地脉冲特征判断, 不需要设定阈值, 适用范围更广。但其安装使用有方向性要求, 对于环网供电, 当线路倒负荷后, 原来的方向就错了, 而且采用模拟电路从负荷电流中提取放电脉冲的可靠性受温度的影响很大, 同时雷击过程的复杂电磁暂态过程易使其误动; (3) 电容脉冲幅值法。在变电站接地选线中, 可以采集所有出线的暂态电容电流幅值进行比较, 幅值最大的就是接地故障线路。而在故障指示器中使用该原理时, 由于无法测到其它线路的暂态电容电流幅值, 因此无法比较所以目前这些厂家均设定一个固定的阈值, 当电容电流脉冲的幅值大于该阈值时 (同时对地电压下降3k V) , 则认为发生接地故障, 翻牌显示。但其阈值选择很困难, 均阈值无法满足形式多样的配网线路, 致使其检测准确度低。

2.2 不对称电流法

不对称电流法最为一种单相接地故障检测新技术, 这种方式能有效地克服了现有产品准确度低的缺陷, 解决了单相接地故障定位的难题。该方式的主要设备为不对称电流源, 其由最初的配电自动化柜先演化成可变负荷信号源, 再在可变负荷信号源的基础上加以改进而研制出的不对称电流源。不对称电流法检测单接地故障的原理就是按照小电流接地系统单相接地故障的特点, 通过检测使故障线路上产生的不对称电流信号的特征来实现故障选线和故障点定位的。当线路上任何一点发生单相接地故障时, 装在变电站内或线路上的不对称电流源检测到故障信息后, 首先判断出故障相, 然后对故障相施加特定信号, 安装在线路上的故障检测装置检测流过本线路的特定信号, 若满足故障特征则故障检测装置给出报警, 从而指示出故障位置。

3 基于故障指示器的故障自动定位系统

鉴于在配电网故障检测中存在以下问题:短路单相接地故障指示器技术成熟;电缆型故障指示器的现场观察比较困难;对于长距离和地形复杂的线路故障查找比较困难;瞬时性短路故障不能被记录下来供以后查询事故隐患;线路分段开关下方短路故障不能被及时发现予以处理;智能化配电网的组成部分——简易型模式。

采用不对称电流方法的基于故障指示器的故障自动定位系统, 能够很好地解决上述问题。下面对该系统进行简要的介绍, 其原理图如图2。

系统构成: (1) 故障检测装置包括多种, 本文简要介绍以下两种。 (1) 以架空线型故障检测装置。其作用时探测短路和接地信号, 利用翻牌给出故障指示, 利用无线信号传输故障信息, 66位加密码, 有效防止误动。其工作温度为-35℃～85℃; (2) 面板型故障指示器。其特点及作用为LED显示短路、接地和欠压故障, 站内无线组网向数据转发站汇报故障信息、温度等数据, Zigbee通信, 确保通信可靠。ZigBee是一种新兴的短距离 (<100m) 、低功耗、低数据速率 (250kbps) 、低成本的无线网络技术;采取了IEEE 802.15.4强有力的无线物理层所规定的全部优点:省电、简单、成本又低;增加了逻辑网络、网络安全和应用层;可使用的频段是2.4GHz, 免申请和免使用费的频率。 (2) 不对称对流源。 (3) GSM/GPRS网关。 (4) 数据转发站。 (1) 架空型数据转发站。其作用及特点:接收探头发射的故障信息调制的无线信号并进行解调, 对解调后的信号进行解密计算并判断是否正确, 将故障信息以短信或GPRS的方式发送给主站系统。采用线路取能和锂后备电池相结合供电方式, 微功耗设计, 无电情况下可以工作6年以上。 (2) 电缆型数据转发站。其作用及特点:Zigbee无线接收显示器发送的故障、温度、电流信息, 转发主站远方复位显示器的命令, GSM/GPRS与主站通信, 支持101/104协议。待机功耗:50μA, CT取能:两相电流7A时即可正常工作。 (3) 主站。与现有的配网自动化主站进行接口。与故障自动定位系统软件进行接口, 实现故障自动定。

该系统中单相接地采用不对称电流法进行故障检测, 更加准确可靠。主站通过GSM/GPRS网关接收显示器发送的故障、温度、电流信息。与故障自动定位系统软件进行接口, 实现故障自动定, 显示故障地理位置信息。以便运行维修人员可以直接到故障点排除故障, 大大降低故障查找时间。

4 结语

为缩短故障查找时间提高配电系统供电可靠性, 通过针对故障指示器为对象, 对故障指示器的作用以及故障检测的方法进行了简要的概述。同时鉴于在配电网故障检测中存在问题, 采用不对称电流方法的基于故障指示器的故障自动定位系统, 能够较好地解决上述问题, 使得故障的查找时间大大缩短, 值得为同类工程提供参考借鉴。

摘要：缩短故障查找时间, 是提高配电系统供电可靠性的有效措施之一。为此, 本文以故障指示器为对象, 对故障指示器的作用以及故障检测的方法进行了简要的概述。最后, 对故障自动定位系统进行了介绍, 该系统能在故障发生后快速找出故障发生的位置, 将故障的查找时间大大缩短。

关键词：故障指示器,配电网,故障检测方法,故障自动定位系统

参考文献

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自动故障定位 篇6

多年来小电流接地系统的单相接地故障选线一直是国内外研究的课题,其实现思路通常是利用单相接地故障时系统电气量所呈现出的特征及其规律,如零序功率法[1]、零序电流有功分量法[2,3]、谐波分量法[4]、首半波法[5]、负序电流分量法[6]、暂态分量法[7,8]、零序导纳法[9]、小波分析法[10]、残流增量法[11]等。然而在实践中,这些保护方法的选线效果并不太理想。其原因有2个:一是这些选线方法都是从某一个侧面或某一个特性来感知和识别单相接地故障,而接地故障却呈现出复杂的特征,基于某个单一原理对接地故障进行识别是不够的;二是故障选线装置通常安装在站内,对接地故障的检测局限在站内各馈线的首端,而故障可能发生在线路上的任何地方,难免会使诸多接地故障的特征电气量在沿线传播过程中逐渐被湮没,到检测点时已是模糊难辨。鉴于目前还没有某个特征量对各种情况下的小电流接地故障都敏感,故在对故障特征信息检测与提取的研究取得突破以前,如何突破故障检测只能在线路首端的局限,是解决问题的关键所在。

随着配电网的改造与配电自动化系统的实施,接地故障的特征检测不再局限在线路首端。变电站出线(即馈线)已被分段开关区段化,每个开关安装处对应一个线路节点,出线断路器和线路分段开关均装设自动化监控设备———馈线终端单元(FTU)。显然,配电自动化系统的实现为小电流系统单相接地故障的选线及定位提供了更多信息支持。如何充分利用这些故障特征信息进行有效的分析和接地故障的辨识,是一个值得研究的问题。文献[12]利用信息融合技术,对故障线路进行模糊辨识和聚类分析,根据聚类线段在拓扑上的连续性来选择故障线路,该方法在选线准确性上有很大提高,但如果所得聚类线段都不满足拓扑连续性,则故障线路很难选定。拓扑作为准确可信、方便易得的信息,是完全可以倚重的。本文基于网络拓扑构建三维逻辑分析模型和信息融合算法,能有效克服上述问题。

1 基于配电自动化系统单相接地故障定位的三维逻辑模型

配电网一般为闭环配置、开环运行的网架结构,正常运行方式下呈辐射形。这种辐射形网络可以用变电站母线+馈线的单元组合来表示,如图1所示。

在实现了配电自动化的配电网中,FTU分布在整个配电网的线路节点处,配电自动化主站可从分布的FTU获取丰富的线路节点故障特征信息,这些特征量可从多个方面反映接地故障的相关信息。以每个特征量分别为判据进行诊断,输出的结果对应一个逻辑变量,该变量反映本节点以该特征量为判据所诊断的接地故障情况,以“0”或“1”表示,“1”表示该节点的FTU侦测到故障信息,反之为“0”。根据配电网当前的运行方式,将这些逻辑变量按各节点间的拓扑关系分布到一个平面上,形成下文所谓的逻辑面。以作为判据的特征量为轴,将各个逻辑面进行“堆积”,可得到三维逻辑空间,此空间正是本文所提出的三维逻辑分析模型。模型详细构建如下。

根据配电网中性点接地方式等具体特征,选用适于接地故障判据的电气特征量,并进行可信度分配。为便于表述,设选用K个判据特征量,其可信度分配为:

以每个选定的特征量作为接地故障的判据,按上述构建方法可得到基于当前网络拓扑结构的逻辑面,如第K个特征量对应的逻辑面如图2中的虚线所示。不妨设母线有n条线路,第i条线路有mi个线路节点,选用K个特征量为判据,对应有K张逻辑面,逻辑面叠加形成三维逻辑空间V(f),其元素vi,j(f),k(0≤i≤n;1≤j≤mi;1≤k≤K;i,j,k∈Z)表示以第k个特征量作判据时第i条出线的第j个节点的逻辑变量,其中,当i=0时,有

为母线对应的逻辑变量,在给定特征量时,其值取母线所带线路节点逻辑变量的逻辑与运算后取反。

用L(a,b)表示第a条出线的第b段线路,该段线路内的单相接地故障用f(a,b)表示。母线被看成是第0条出线的第1段线路,用L(0,1)表示,相应地母线单相接地故障可表示成f(0,1)。当f(a,b)发生时,根据网络拓扑和故障特征量的分布规律,对应的理想输出逻辑空间V(a,b),其元素可表示为:v(ai,j,,kb)(0≤i≤n;1≤j≤mi;1≤k≤K;i,j,k∈Z)。如在图1中开关S22与S23之间发生单相接地故障时,V(2,2)如图2所示。

而由网络中每一线段发生单相接地故障所得到的理想输出逻辑空间组成集合,可记为:

在V所有的元素中,找出与实际的V(f)最接近的V(a,b),此时的f(a,b)即为故障定位的结果。

2 三维逻辑模型的分析算法

基于上文的三维逻辑模型和故障定位的思想,考虑到特征量可信度分配,引入逻辑空间差异测度函数sa,b:

式中:0≤i,a≤n;1≤j;b≤mi;1≤k≤K;i,j,k∈Z。

函数sa,b为实际逻辑空间V(f)与假定发生f(a,b)的理想逻辑空间V(a,b)的差异的加权和,即先将两者的同一特征量对应的所有对应逻辑量进行逻辑异或运算后求和,再按特征量可信度分配进行加权,wk为第k个特征量的可信度分配。所得的sa,b为非负数,如sa,b=0,说明V(f)与V(a,b)完全一致。

将实际逻辑空间V(f)与每条线段所对应的理想逻辑空间分别按照式(2)进行计算,可得到二维数组S:{si,j 0≤i≤n,1≤j≤mi,i,j∈Z},即

从S中找值为最小者,可令:

差异测度sx,y表明V(f)与V(x,y)的差异最小,即在第x条出线的第y段为最可能发生接地故障的线路段,从而故障定为f(x,y),即第x条出线的第y段发生了接地故障。

需要说明的是:由于mi随出线的分段数不同而取值不同,故S中行的长度不相等。

整个算法的实现流程如图3所示。

3 容错分析

在理想情况下,当f(x,y)发生时,V(f)与V(x,y)完全一致,sx,y=0,其他si,j≥1。但由于受判据特征量对接地故障敏感程度和测量数据准确性等诸多因素的影响,V(f)与V(x,y)不完全一致,即sx,y≠0。当扰动因素累积到一定程度时,通过式(3)选出的sx,y,其对应的L(x,y)并不是接地故障线路段,或者说与故障段对应的差异测度在S中不是最小的,从而造成误判。经推导(推导过程详见附录A),有如下判定结论:

f(x,y)不发生误判的充要条件是对配电网中任意非L(x,y)的线段L(x′,y′),恒有下式成立:

式中:Γ为容错特征平面;δxx′,,yy′为Γ上的距离;Γ和δxx′,,yy′的详细定义见附录A。

式(4)不等号的左边为V(f)与V(x,y)在容错特征平面Γ上的差异按特征量的可信度分配进行加权。显然,δxx′,,yy′是衡量容错能力的重要指标,δxx′,,yy′越小,f(x,y)误判为f(x′,y′)发生的可能性就越大。

4 评价与算例

由上文可知,容错特征平面的距离δxx′,,yy′是衡量容错能力的重要指标,不妨将传统的选线方法与本文三维逻辑模型分析方法进行比较,并用δxx′,,yy′指标进行评价。

对于传统的选线方法,无论其选用的特征判据是1个还是多个,其故障特征量检测均局限于线路的首端,经推导计算,δxx′,,yy′≡1,当接地故障远离线路首端时,由于故障特征信号在传播过程中的衰减和干扰,而距离δxx′,,yy′不够大(δxx′,,yy′≡1),往往会导致误选或漏选的发生;而本文的三维逻辑模型方法用于选线时,δxx′,,yy′≥1,且δxx′,,yy′随着故障点离线路首端距离的增大而增大,容错能力也随之增强,可有效纠正在线路远端发生接地故障时可能出现的误选情况。

除了故障选线功能外,本方法还可进行故障定位,虽然在同一线路内,δxx′,,yy′≥0.5,但此时容错特征面内的逻辑变量取自于最靠近接地故障发生地的检测点,故障特征信号显著,反映故障情况的逻辑变量值正确率高,据此可进行故障定位。

为了更好地说明本文的三维逻辑模型分析方法的容错能力,下面以一个110 kV变电站内10 kV母线及其所带线路为例,如图1所示,选用了6个特征量作为判据,并假设特征量的可信度平均分配。考虑到特征量对故障的敏感程度不同和负荷投切、波动及干扰等因素的随机性,用一个式(5)所描述的随机函数来简化模拟。

式中:vi,j(f),k∈V(f);v(xi,j,,ky)∈V(x,y)。

当在开关S23与S24之间的线路发生单相接地故障即f(2,3)时,经式(5)模拟后,得到的三维逻辑空间如图4所示。

如果采用传统的选线方法,由于特征量检测局限在线路的首端,很难明确选出故障线路;而采用本文的三维逻辑模型,通过对V(f)分析可知,V(f)满足式(4)的容错条件,依据判定结论,f(2,3)不会被误判。根据V(f)和V(i,j)得出相应的S如表1所示。

从表1可以看出,s2,3=18/6为最小,L(2,3)发生了单相接地故障,判定无误。

5 结语

本文基于三维逻辑分析模型,构建用于分析处理的逻辑算法。算法综合考虑了配电网络中各个节点基于不同特征判据所输出的逻辑,构建三维逻辑模型,并考虑了逻辑“0”和“1”对结果的等同贡献。另外,该算法是基于实得逻辑模型对理想逻辑模型的辨识,而理想逻辑模型的建立遵循相应电气规律和定则,这种辨识优于一般阈值的比较,阈值的比较是一种纯粹的数值运算,不带任何电气规则特性。

由于目前小电流接地系统单相接地故障选线或定位还没有十分理想的解决方法,本文提出的三维逻辑模型分析算法也难免有误判情况。但通过本文的容错分析,推导出正确诊断定位接地故障的充要条件,并提出了评价容错能力的指标———容错特平面上的距离。经理论分析和算例证明,三维逻

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自动故障定位 篇7

配电网馈线自动化是配电网自动化系统的主要功能, 而故障定位又是配电网馈线自动化的重要部分[1]。特别是当故障发生后, 能够及时精确地对故障点进行定位, 并对非故障区迅速恢复供电, 尽可能地减少因故障导致停电对社会经济生活造成的影响和损失至关重要。

2、配电自动化配电故障定位构建方案

基于现有配电自动化系统, 通过具有数据采集和通信功能的开关控制器及断路器和分段器相互配合, 对现场开关进行远程监视和控制 (FTU) 。当线路上发生故障后, 通过现场的故障检测装置检测故障。并将故障信息通过信息传输通道送到控制中心, 控制中心根据网络拓扑数据库中的信息, 及开关在故障发生前后的开关状态, 判断故障区段。并通过对数据的分析比较与配电自动化系统的遥控功能相配合, 实现对故障段的定位, 然后用行波法测距原理实现精确故障点定位。

3、线路结构和拓扑数据库的建立

(1) 线路结构:可在变压站的n回配电线路上从变电站出口断路器开始在线路上安装架空配电线路断路器及柱上分段开关。按架空配电线路断路器、柱上分段开关的不同编序号, 以安装架空配电线路断路器、柱上分段开关的次序进行分段编号。

(2) 拓扑数据库:建立一个能对系统实时数据 (主要是从现场采集到的现场数据) 、断路器状态及柱上分段开关状态、负荷、裕量值 (随季节变化) , 以及线路结构—开关关联的数据库。该数据库的信息应是各线路正常时通过现场采集的实时信息和故障异常时的线路信息。数据库应对线路进行实时监控, 并每隔一段时间刷新一次[2]

4、故障诊断及定位

(1) 故障判断:当控制中心接收到数据库故障信息时, 根据数据库信息判断故障区域 (故障段分析模型如图1) , 为了讨论方便假设线路为短路故障, 若检测到QF1跳闸, 线路1失电, 若间隔2秒钟断路器QF1合闸成功, 则为瞬时性故障, 反之则为永久性故障。

(2) 故障段检测方法

经 (1) 判断为永久性故障, 对故障段进行判断

(1) 若L11段出现故障, QF1合闸后, 检测到QS11没有负荷信号反馈, 且QF1跳闸;

(2) 若L12段出现故障, QF1合闸后, 检测到QS11合闸后电压正常时间超过Y时间, 合闸成功, 有负荷信号反馈, 而QS12在Y时间未到电压既再次消失, 合闸不成功, 没有负荷信号反馈, 并且QF1跳闸;

(3) 若L13段出现故障, 则与前两方面不同, QF1合闸后, 检测到QS11, QS12合闸后电压正常时间超过Y时间, 合闸成功, 有负荷信号反馈, QS13在Y时间未到电压既再次消失, 合闸不成功, 没有负荷信号反馈, 并且QF1跳闸;并且在S11侧会检测到有微弱信号反馈, 但在以上故障引起的停电中, 不会进行供电转让, 只有在 (1) (2) 的故障隔离后可由S11合闸进行转供电。

(4) 若L14、L15出现故障, 检测过程与 (1) (2) 段故障类同。

(5) 若L16出现故障, 检测过程与 (3) 段故障类同[3]。

(3) 故障点精确定位

以上方法能方便的判断出出现故障的线路段, 行波故障定位法能精确的计算出近 (80—150km) 故障点, 从而实现了整个线路故障点的精确定位。

基本原理是在线路一侧及在故障段断路器处设置故障检测元件, 检测线路一侧流过的暂态电流, 该测距法是利用装设于故障段两端及断路器处的测距装置接入来自故障点的暂态行波信号, 使用高通滤波器滤出行波第一个波头脉冲, 只需要有一个精确的时间参考, 现代科技的发展完全可以提供这项技术。

测距原理是根据故障点产生的行波在测距端至故障点间往返的时间与行波波速的乘积来确定故障距离。当故障发生在线路中点以外时, 到达本终端的前两个波头之间的时间来确定的距离为对端母线到故障点之间的距离[6]。在两端间确定故障位置的公式如下:

式中Smf、Snf分别为故障点距m端和n端的距离。t1m、t1n分别是故障行波首次到达m端和n端的时刻, t2m、t2n分别为第二的波头到达两端的时刻。线路全长为L。

5、小结

本文提出的基于配电自动化系统的故障精确定位系统, 可以有效提取行波信号故障特性, 准确测量行波信号在故障点折射时刻, 实现对故障点的精确定位。该算法简单, 耗时较小, 直接嵌入配电自动化系统, 易于硬件实现。经仿真实验证实, 此方法具有较高的可靠性及快速性。

摘要：行波测距原理能够对难于准确定位的故障类型精确定位, 并且算法简单, 耗时较小, 易于硬件实现, 对配电网精确故障定位装置的研制提供了理论和技术依据。

关键词：配电自动化系统,配电网,行波测距原理

参考文献

[1]许光泞, 苑鸿骥, 赵文龙.配电网故障定位的一种计算机实现方法南昌航空工业学院学报2001年1月vol.15no.1

自动故障定位 篇8

1 实施方案

在综合分析线路、设备在自然灾害及管理等方面存在的问题后, 决定在蔺河变10 k V 113蔺芳线馈路主干及分支线上安装配电网故障自动定位系统作为试点。

安装方案:在10 k V 113蔺芳线上从变电站出口至线路末端, 包括每条分支线的T接点的负荷侧线路上, 安装带动作信号的“一遥”故障指示器 (以下简称故障指示器) , 然后在每条分支线T接点的电源侧主干线路上安装“一遥”通信终端 (以下简称通信终端) , 在蔺河变电站高压室内安装信号源柜, 最后在县调度所的值班室安装主站 (后台) 系统。故障指示器、通信终端、主站之间采用无线发射信号的方式通信。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和通信终端与主站的GSM (手机短信) 传输系统。

10 k V 113蔺芳线馈路主干及分支线全长56 km, 其中有10条分支线, 因此, 确定安装故障指示器63只, 通信终端10台。信号源放置在10 k V开关室门口, 在调度所安装故障自动定位系统主站系统。

2 实施步骤

(1) 经现场勘察, 确定主干线和每条分支线故障指示器安装数量及信号源安装位置; (2) 信号源一次部分接线:为了减少大面积停电, 信号源一次部分需要从站用变压器柜隔离开关下侧引三芯高压电缆 (单芯线径为35 mm2) 经高压电缆通道接入相应信号源的高压接线端子, 箱体及信号地线可靠接地; (3) 信号源二次部分接线:需要从母线电压互感器柜引10 k V母线电压及开口电压作为采样信号接入信号源二次采样回路, 另外从站内监控室的壁挂电源箱引入220 V交流电源作为信号源控制器的工作电源; (4) 在办理了带电作业安装工作票后, 84只 (其他馈路出口21只) 故障指示器和13台 (其他馈路3台) 通信终端全部安装完毕, 并现场调试成功, 信号发射正常; (5) 由该公司施工队配合厂家在蔺河变10 k V高压室安装信号源终端设备; (6) 厂家进行现场调试, 并在调度所安装主站系统, 投入试运行阶段。

3 系统工作原理

故障自动定位系统应用已有的成熟故障指示技术、GSM/GPRS通信技术和GIS (地理信息系统) 技术, 在可靠检测配电线路短路和接地故障的同时, 通过增加通信模块和现场通信终端, 将故障信息远传给主站后台, 通过后台接受和判断故障区段和分支, 实现配电网故障的自动定位。同时, 可以根据故障指示技术的简易升级, 实现负荷电流的在线监测功能, 即实现远方“遥测”的功能。

故障自动定位系统包括故障指示器、通信终端、主站和通信系统。故障指示器安装在配电线路分支线与主干线T接点处的分支线0号杆导线上, 当线路出现短路或接地故障时, 故障指示器检测到短路电流或特定信号电流流过, 立即通过短距离通信系统将动作信号传送给相隔2~10 m的通信终端 (通信终端安装在分支线与主干线T接点处的主干线导线上) 。通信终端在收到动作信号后, 将动作分支的故障指示器地址信息通过GSM/GPRS通信系统发给主站系统, 主站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, 直接显示出故障点地理位置信息, 在主站地理背景上显示出来, 还可以打印出地理位置信息, 指引运行维护人员直接到故障点排除故障。

4 应用效果

该项目从2011年7月调试至今已运行将近1年时间, 从调度值班运行记录及供电所值班记录来看, 在该系统运行期间, 上传故障及信号中断信息345次 (截至2012年1月) , 报告线路故障点14次, 准确率达到100%。在山区山大沟深, 线路维护和巡视难度大的情况下, 实现了线路故障点的准确判断、快速定位、及时处置, 取得了明显的经济效益和社会效益。供电可靠率从原来的97.7%提高到99.1%, 减少停电损失15万k Wh, 折合人民币8.7万元, 节约线路运行成本5万余元, 同时, 提高了优质服务水平和企业美誉度。

电力通信中通信光缆故障定位研究 篇9

【关键词】电力通信；通信光缆；故障定位

0.引言

随着我国科技水平的提高，电力通信行业也得到了长足的进步，在我国现阶段各行业的发展，起到了举足轻重的地位。随着通信光缆的广泛应用，通信光缆在电力通信行业的作用越来越明显，但是通信光缆中的故障维修效率跟不上电力通信行业的发展，因此我们必须采用相应的手段来改善这种状况。本文拟采用GIS的故障定位算法，对通信光缆故障的准确定位，并通过光时域反射仪的运行原理，在通信光缆的区域内建了一个GIS系统，监测光缆的故障点，并予以及时维护。

GIS系统（地理信息系统）主要是在计算机硬、软件系统支持下，对整个或部分地球表层空间中的有关地理分布数据进行综合采集与分析技术系统。

光时域反射仪利用光线在光纤中传输时的瑞利散射和菲涅尔反射所产生的背向散射而制成的精密的光电一体化仪表，对于故障定位有显著的作用。

1.电力通信网络和通信光缆故障监测

1.1电力通信网络的基本特点

对于电力通信网络来说，其是由光纤、基本的微波和所需的卫星电路构成的，对于电力通信的主要的通信方式主要有电力线载波通信和光纤通信。

电力通信网络在传输过程中具有以下几个基本要求：首先必须保证电力通信网络具有一定的安全性，在此基础上要同时具有可扩展性和高效性。对于现行的电力通信网络必须包含有一定的效益性和环境保护能力。

1.2电力通信网络的光缆故障监测

在电力通信网络的光缆故障监测关键设备是光时域反射仪，该仪器主要是针对光纤线路损耗、光纤的基本长度、光纤的故障点进行监测的。它的基本原理主要是利用光线在光纤中传输时的瑞利散射和菲涅尔反射所产生的背向散射情况进行故障定位。

光时域反射仪从发射信号到返回信号所用的时间，再确定光在玻璃物质中的速度，就可以计算出距离。这种方式可以判断电力通信网络的光缆故障中光缆的长度和光缆故障的位置。它的基本表达式为：

d=（c×t）2（n）

式中，c是光在真空中的速度，这个速度是已知的而且是个定量， t表示在传输过程中发射信号到返回信号所用的时间，这个时间是通信时间的两倍， n表示折射率，对于不同的介质折射率有着明显的不同。光时域反射仪原理图如图1：

图1 光时域反射仪原理图

光时域反射仪必须设置相应参数：距离一般选被测纤长的1.5倍，使曲线占满屏的2/3为宜，光纤的折射率一般与光纤实际的折射率一致，SM一般为1.45～1.48；对于光时域反射仪后向散射曲线（测试曲线）如下图2：

图2 光时域反射仪散射曲线（测试曲线）

对于这个曲线来说，竖轴表示背向散射光的强度（dB），而横轴表示瑞丽散射形成的背向散射光。

2.电力通信中通信光缆故障定位

基于GIS的故障定位算法可对通信光缆故障进行准确定位，此时需要通过光时域反射仪的运行原理，在通信光缆的区域内建了一个GIS系统。对于GIS系统能对地理分布数据进行综合采集与分析。

把GIS与光时域反射仪相结合，必须保证在GIS系统中有一个与光时域反射仪相结合的接口。基于GIS系统通信光缆的分层结构如下表1所示（仅列取主要的层次）：

表1 基于GIS系统通信光缆图层结构

2.1对光缆进行距离测量

为了测量光缆两点间的光学距离，我们采用光时域反射仪发射信号到光纤中，然后对光纤中的反射情况进行必要的测量。基于光时域反射仪原理，对以下两个数据分析。光时域反射仪光接收器的瑞利后向散射光功率，公式如下：

P=PsaK（10）

光时域反射仪光接收器的菲涅尔反射光功率遵循以下公式：

P=PKF（10）

式中，P为注入光纤的光脉冲峰值功率，a为光纤散射损耗系数， s为光纤后向散射系数，K为光纤近端到检测器的光路耦合系数；F为菲涅尔反射系数，a为光纤衰减系数。

2.2 GIS故障定位算法 （下转第146页）

（上接第111页）故障定位算法需要预先测出故障坐标，经纬度与坐标之间的换算公式如下：

X

=

（X

-X

）+X

Y=

（Y

-Y

）+Y

式中，X，Y为故障点坐标，D为OTDR测量距离，X，Y，X，Y分别为记录点A和记录点B的对应杆点的坐标，D，D为A点和S点对应杆点至中心机房的距离。

GIS故障定位算法的基本流程如下：首先测得光时域反射仪的故障距离D，然后打开光缆节点对应的属性表，接着使用查找法，确定对应的光缆节点A和节点B，依次得到其对应的距离（XA，Y）和（X，Y），计算出故障点的经纬度坐标（X，Y）。

维修工人可以根据光时域反射仪测量出来的光缆线路故障点到测量点的距离，再利用GIS的相应原理可以得到光缆线路故障点基本信息，从而实现对光缆线路故障点的定位。

3.结束语

在日常的电力通信中通信光缆故障维护过程中，以前很难预测通信光缆的故障点进行确切定位。基于GIS的故障定位算法，对实现通信光缆故障点的准确定位，并且根据GIS系统的相应原理而实现光缆的快速的故障定位和故障维护。维修人员可以尽快的找到错误地点，从而加快了维修效率，尽可能的缩短了故障的维修时间，在一定程度上减少了故障带来的损失，同时为以后的电力通信中通信光缆故障准确定位提出了新的解决途径。 [科]

【参考文献】

[1]李凤祥利用OTDR精确定位光缆故障点[J].电气化铁道，2008，02.

[2]郭茂耘，李楠，李尚福，柴毅.基于GIS的光时域反射仪通信光缆故障智能决策[J].重庆大学学报（自然科学版），2005，07.

[3]刘大明，徐慧，郝荣伟，丁小兵.光缆故障点的准确定位[J].电线电缆，2006，05.

[4]陈建华，曹俊.基于GIS的电信光纤网络资源管理系统的实现与应用[J].电信技术，2006，09.

[5]柴毅，唐娅，李楠，戴文舟.基于GIS的通信光缆故障检修保障系统[J].重庆大学学报（自然科学版），2004，08.

[6]陈建华，曹俊.基于GIS的电信光纤网络资源管理系统设计[J].电信工程技术与标准化，2007，（01）.

自动故障定位 篇10

关键词：小电流接地系统,小电流接地故障,配网自动化,故障定位

0 引言

故障定位、隔离与恢复供电是配网自动化DA (Distribution Automation) 系统的关键功能, 其通过缩小故障停电范围、加快故障处理速度、减小故障停电时间来提高供电可靠性[1,2]。

随着社会对电力的依赖程度越来越高, 停电 (特别是意外的故障停电) 造成的经济损失及对社会的不良影响也越来越大。有研究表明[3], 每停电1 k W·h, 给各类用户带来的经济损失平均在40元以上, 由此推算, 我国每年停电损失高达千亿元。DA作为提高供电可靠性的有效技术措施, 越来越得到重视, 并被广泛应用。

中性点不接地和经消弧线圈接地配电网的单相接地 (又称小电流接地) 故障, 由于故障电流小、故障不稳定等原因, 检测较为困难[4]。受技术限制, 各国DA系统均不具备或不能有效地实现小电流接地故障定位功能。而根据统计, 接地故障占配网故障的80%, 这使DA应用效果大打折扣, 已经成为制约DA技术发展的一个重要障碍, 亟待解决。

近年来, 利用故障暂态信息的小电流接地故障选线技术[5,6,7,8]已在现场获得成功应用, 选线成功率可达95%以上 (其余主要是高阻接地故障的检测成功率低) , 为基于故障暂态信息的定位技术奠定了良好基础。但受DA系统结构、终端接入电压信号和对时困难等条件限制, 仍需大量的研究和实践工作。

本文在分析小电流接地故障暂态分布特征和DA系统限制条件的基础上, 提出一种综合利用暂态功率方向和暂态电流相似性原理、适用于DA系统的小电流接地故障定位新方法。阐述了DA系统接入选线装置的必要性, 介绍了其故障定位流程。利用模拟试验和现场实际运行对所提方法进行了验证。

1 小电流接地故障暂态分布特征

1.1 接地故障的暂态过程

小电流接地故障的暂态 (过渡) 过程由系统等效电感、电容间的谐振产生。故障定位应重点研究故障点两侧暂态特征的差异。为简便起见, 分析主谐振频率暂态分量特征的等值电路可近似为图1。

图中, uf为故障点零模 (即零序, 后同) 电压, 等于故障相故障前的反相电压;R为接地电流沿途的总电阻;L0m、L0n和C0m、C0n分别为故障点上游 (母线侧) 、下游 (负荷侧) 的零模等效电感和零模等效电容;Lk为消弧线圈等效电感;i0m和i0n分别为故障点上游和下游暂态零模电流。

根据图1, 可认为故障点两侧暂态过程相互独立, 即上游暂态过程由故障点到母线区间线路、所有健全线路以及消弧线圈共同产生, 下游暂态过程仅由故障点到末端区间线路产生。

消弧线圈作为与故障点上游零模电容并联的电感元件, 仅在高阻接地时对故障暂态的谐振频率和幅值有一定影响, 其对故障电流的补偿作用随频率增高而下降。与选线技术相同, 在分析暂态电流在系统内分布规律及定位技术时可忽略消弧线圈。

相当比例的故障是不稳定的弧光接地或间歇性接地, 使得工频信号不稳定而暂态信号频繁出现。图2给出了一个现场记录的接地故障电流信号。

1.2 故障暂态电流在系统内的分布特征

配电系统一般具有多条出线, 故障点上游方向的线路总长度远大于下游方向, 其线路电感和对地分布电容也远大于后者。因此, 一般条件下, 上游方向的暂态过程谐振频率低, 而下游方向谐振频率高, 二者差异较大, 相似性低。

对健全线路和故障点下游方向的检测点, 故障电流为检测点下游区段线路的分布电容电流, 幅值较小, 方向由母线流向线路。对故障点到母线间的检测点, 故障电流为检测点上游线路和所有健全线路分布电容电流之和, 幅值较大, 方向由线路流向母线。对故障点上游或下游2个相邻检测点 (不包含故障点) , 其暂态电流之差为其间线路的分布电容电流, 变化不大, 即二者的暂态电流幅值接近, 相似程度高。图3为接地故障暂态零模电流在系统内的分布。

2 DA系统暂态定位面临的主要问题

利用DA系统实现接地故障暂态定位, 必须考虑其各种限制条件。

2.1 馈线终端装置的信号获取

与在变电所中可以方便地获取所需电压、电流信号不同, DA系统中馈线终端装置 (FTU) 能获得的信号常常受到限制。

配电线路负荷开关、断路器集成的电流互感器 (TA) 一般分为2种配置:保护用三相TA、保护用两相TA加零序TA。

三相TA配置可以通过三相TA合成零序电流信号, 并利用突变量原理克服TA参数不同产生的不平衡电流 (工频分量) 。由于正常运行时电流没有暂态分量, 故障产生的暂态电流又远大于工频电流, 因此通过三相TA合成的方法能够获得可靠的故障暂态零模电流。配置零序TA的情况下, 可以直接获得工频和暂态零序电流信号。

若无外接电源, 线路开关一般安装有1个或2个电压互感器 (TV) 给一次和二次设备提供电源, 所以FTU可获得1个或2个线电压信号, 无法获得相电压或者零序电压信号。即对于接地故障, 线路上FTU均可获得零序电流信号, 部分FTU可获得线电压信号, 而均无法获得三相电压或零序电压信号。

2.2 FTU的时间同步

接地故障中弧光接地、间歇性接地的比例较大。这类故障会不断产生暂态信号, 如果需要对不同FTU检测的暂态电流进行比较运算, 则需要各FTU间有较高的时间同步能力 (误差小于1 ms) 。目前通过主站对时的方式, FTU的时间同步误差一般在10 ms左右, 不能满足要求。给FTU附加卫星 (GPS) 对时模块或通过1588系统对时, 可显著提高对时精度, 但成本也会相应增加。因此, 要求定位算法能够适应FTU时间同步误差较大的情况。

2.3 FTU软、硬件处理能力

接地故障暂态信号主谐振频率一般在几百Hz至2 k Hz, 对FTU的采样频率有较高要求, 一般要求大于6 k Hz。

在故障时要记录暂态信号并进行处理, 要求FTU具有较强的软、硬件处理能力[9]。

2.4 出线断路器处故障信息的获取

在短路故障定位过程中, DA系统需要采集变电所出线断路器的故障信息。大部分DA系统的监控范围不包含出线开关, 需要和地区调度自动化系统或者变电所综合自动化系统配合以获得所需信息。

与短路故障只在故障线路产生故障电流不同, 小电流接地故障时, 系统内所有出线、检测点均能检测到故障信号, 而出线断路器的保护设备一般不能提供所需的接地故障信息, 仅依靠各FTU的故障信息, 需要先确定故障线路再定位。受接入信号和软硬件处理能力限制, FTU的检测可靠性相对较差, 可能在选线阶段就发生错误, 且缺乏出线口故障信息, 各出线第1个FTU到母线之间的区段为定位盲区。

2.5 主站算法适用性

在应用最广泛的集中故障处理模式[10,11]中, FTU负责故障信息采集, 主站负责故障定位。一般的DA系统中, 主站和终端会采用多个厂家的产品。为配合方便, 要求定位算法越简单越好, 或者能将终端厂家的特有定位软件植入主站中。

3 适应DA系统的暂态定位方法

暂态功率方向和暂态电流相似性原理均可实现小电流接地故障定位, 但技术特点不同, 综合利用二者信息可提高定位可靠性和适用性。

3.1 暂态功率方向定位方法

3.1.1 定位判据

利用暂态 (无功) 功率在故障点上游流向母线、下游流向线路的特征确定故障区段。

根据暂态零模电压 (或与故障相对应的特定线电压) 与零模电流在特征频段内的容性约束关系[12,13], 可以定义暂态无功功率Q为特征频段内电压u (t) Hilbert变换的反极性与电流i0 (t) 对应的平均功率如式 (1) 所示;或者定义暂态无功功率Q为特征频段内电压u (t) 的导数与电流i0 (t) 对应的平均功率如式 (2) 所示。

其中, T为暂态信号持续时间。Q<0表明暂态无功功率流向母线, Q>0则表明暂态无功功率流向线路。

故障区段的判据为:区段两侧的暂态 (无功) 功率流向相反, 即两侧的Q极性相反。

3.1.2 特点及适用性分析

对于非稳定性接地故障, 每次暂态过程对应的故障方向 (无功功率流向) 是恒定的, 即该方法不受弧光接地、间歇性接地的影响, 也不需要FTU有很高的对时精度, 检测可靠性较高。

FTU只需向主站报告故障方向, 传输数据量小, 对通信的压力小。主站定位算法简单 (与双电源短路故障定位算法类似) , 方便不同厂家的产品之间进行配合。

计算暂态功率时需要零模电压或与接地相对应的特定线电压信号 (如A相接地需要BA或CA线电压) , 仅适用于开闭所/配电所, 或安装有TV检测点的特定相故障。

3.2 暂态电流相似性定位方法

3.2.1 定位判据

利用故障区段两侧暂态零模电流相似程度低、健全区段两侧暂态零模电流相似程度高的特征确定故障区段。

工程中, FTU间难以精确同步记录暂态电流信号。在计算2个相邻检测点暂态零模电流i0, k (t) 、i0, k+1 (t) 之间相似系数ρk, k+1时, 需要对其中1个信号进行适度偏移, 得到一系列的相关系数, 并取其中绝对值最大值作为其相似系数[14], 即:

其中, Tt为FTU间最大同步误差;对于超出记录范围[0, T]的电流数据用0补充。相似系数ρk, k+1满足:

比较故障线路上各区段相邻FTU间暂态零模电流相似系数可确定故障区段。考虑到最末区段仅有1个相邻FTU以及故障点下游FTU可能因为暂态电流过小而无法启动, 故障区段判据如下:

a.两侧暂态电流之间的相似系数最小且小于设定的门槛值, 该区段为故障区段;

b.两侧FTU均上报故障暂态电流的所有区段中, 相似系数均大于设定门槛, 则最末一个FTU下游区段为故障区段。

相似系数的预设门槛为经验值, 一般可设为0.5~0.8。

3.2.2 特点及适应性分析

a.不依赖零模电压或线电压, 仅需要零模电流信号, 能适应所有检测点。

b.对于非稳定性接地故障, 如果较短时间 (10 ms) 内发生2次以上暂态过程且各次暂态过程不相似, FTU之间计算暂态电流相似性时易受其影响。

c.各FTU均需向主站上传故障录波数据, 传输数据量大, 对通信压力较大。主站定位算法复杂, 不同厂家产品之间的配合有一定难度。

3.3 暂态电流近似熵定位方法

利用近似熵算法将暂态电流信号转换为一个对应电流波形复杂程度的熵值, 主站通过比较相邻FTU的电流熵值大小确定故障区段[15]。

该方法仍是基于暂态电流相似性的基本原理, 其优点为:FTU不再需要向主站上报录波数据, 减轻了对通信的压力;主站不需计算相似系数, 算法相对简单。但由于信号熵值与信号复杂程度间是非线性对应关系, 且存在非唯一性, 其实际效果还需验证。

3.4 暂态功率方向和电流相似性综合定位方法

暂态功率方向方法的定位可靠性大于暂态电流相似性方法, 但前者仅适用于部分检测点, 而后者适用于所有检测点。因此, 可以根据故障线路上各FTU获得电压信号的状况, 综合利用暂态功率方向和暂态电流相似性信息确定故障区段, 即:

a.利用具备计算暂态功率方向条件的各FTU的故障方向信息, 确定故障所在的大区段 (可能包含有1个或多个不具备计算暂态功率方向条件的FTU) ;

b.在大区段内, 利用各FTU间暂态电流相似性关系确定故障具体区段。

图3所示的故障线路中, 设FTU1可以获得零序电压信号, 可计算任何相接地的暂态功率方向;FTU3可以获得CA相线电压, 可计算A相或C相接地的暂态功率方向;FTU2不能获得任何电压信号。

对于A相或C相接地故障, 可先根据FTU1和FTU3的暂态功率方向确定故障所在的大区段;如果故障位于FTU1和FTU3之间, 则再根据FTU1和FTU2的暂态电流相似性关系确定具体故障区段。对于B相接地故障, 则只能根据3个FTU间的暂态电流相似性关系确定具体故障区段。

4 DA系统暂态定位的实现

4.1 DA系统接入故障选线装置的必要性

为解决出线断路器处接地故障信息的获取及提高定位可靠性, 可在变电所内装设高可靠性选线装置。除实现常规选线功能外, 还将产生定位所需的各种故障信息并将信息接入DA系统, 其作用如下。

a.确定故障线路, 提高定位可靠性。选择故障线路是定位的首要步骤。相比FTU, 选线装置可获得所需的各种信号, 软硬件处理能力更强, 其选线的可靠性也更高。

b.提供出线口故障信息, 消除定位盲区。选线装置可提供故障线路出口处的暂态功率方向、暂态电流录波数据、暂态电流近似熵等各种故障信息, 起到了短路故障时出线保护装置的作用, 可消除首个FTU与母线间的定位盲区。

c.提高抗干扰能力。选线装置可以根据三相电压/零序电压特征区分雷击、合闸等引起的暂态过程和故障暂态过程。对于接地故障, 能够判别故障类型 (稳定故障、弧光故障或间歇性故障等) , 识别故障持续时间。将这些信息上报DA主站后, 可以提高故障检测的抗干扰能力。

小电流接地故障暂态电流幅值远大于工频稳态电流, 一般达上百安培, 有效保障了故障检测的可靠性。

4.2 DA系统接地故障定位流程

配电网允许带接地故障运行一段时间, 对检测时间无严格要求。可采用集中故障处理模式, 即由DA主站收集不同FTU故障信息实现定位, 根据需要由调度人员遥控操作完成隔离。DA系统定位流程如下。

a.接地时, 选线装置根据零序电压变化启动, 实现故障选线, 并将带有时间标签的故障线路出口暂态功率方向、暂态电流录波数据 (或对应的近似熵值) 以及工频电压等信息上报主站。

b.接地时, 接有三相/零序电压的FTU, 根据三相/零序电压工频量变化启动, 接有特定线电压的FTU根据暂态电流变化启动, 计算暂态功率方向, 并将带有时间标签的故障方向、暂态电流录波数据 (或对应的近似熵值) 等信息上报主站。

c.接地时, 无三相/零序/特定线电压的FTU根据暂态电流变化启动, 并将带有时间标签的暂态电流录波数据 (或对应的近似熵值) 等信息上报主站。

d.主站收集到变电所选线装置和各个FTU故障信息后, 根据选线装置的电压信息确认是否发生接地故障, 如果是扰动则退出。

e.确认发生接地故障后, 根据选线装置的选线结果确定故障线路。

f.根据选线装置和故障线路FTU信息, 综合利用暂态功率方向和电流相似性原理确定故障区段。

g.根据选线装置的电压信息确定故障持续时间, 对于永久性故障推出定位结果, 并给出声光告警信息;对于瞬时性故障, 保存定位结果, 仅给出文字告警信息。

5 现场运行及结果

在DA系统平台上开发的小电流接地故障暂态定位功能已经过了静态模拟试验, 并在现场进行了试运行。静态模拟试验系统与图3相似, 经过多次技术改进和完善, 定位成功率已达99%以上。以下主要介绍现场试运行情况。

5.1 试运行系统

试运行系统为厦门电业局TY变电所10 k V-Ⅰ段和10 k V-Ⅳ段母线, 2段母线各有出线11条、5条, 均经自动调谐式消弧线圈接地。系统监测了母线Ⅰ的911汀溪线和母线Ⅳ的946四林线, 2条线路分别安装了2台FTU (线路各被分为3个区段) , 在变电所安装了改进后的暂态原理选线装置, 在调度部门安装了定位主站。FTU1、FTU3接入AB相电压, FTU2、FTU4接入BC相电压, FTU、选线装置和定位主站间通过GPRS通信。系统结构如图4所示。

5.2 运行结果分析

经过近2个月的试运行, 系统成功记录了实际故障11次, 具体情况见表1。表中, 功率方向1为故障线路首个FTU处的暂态功率方向, 功率方向2为故障线路第2个FTU处的暂态功率方向, “+”表示无功功率流向线路, “-”表示无功功率流向母线;系数1为选线装置与故障线路首个FTU间的暂态电流相似系数;系数2为故障线路2个FTU间的暂态电流相似系数;“×”表示因故障点下游暂态电流幅值小, FTU没有启动, 或是因FTU没有接入故障相电压, 无法计算相应的无功功率或相似系数;“*”表示仅使用功率方向法即可判断故障区段, 无需计算相似系数。

对应于表1中第4次故障 (各电流出现不同程度的饱和现象) 和第7次故障, 选线装置和各FTU记录的故障电流波形分别如图5和图6所示。

5.3 试验系统的抗扰动措施

除接地故障外, 操作、雷击等因素也会在配电线路上产生扰动性质的暂态电流。能量较大的扰动还会引起电压波动, 出现瞬间的零序电压信号, 与瞬时性接地故障现象有相似之处, 但其零序电压持续时间非常短暂 (远小于1个工频周期) 。

依靠零序电流突变量启动的FTU易受干扰误动, 而依靠零序电压或三相电压变化启动的选线装置或FTU, 误动概率大为降低。主站在选线装置启动 (出现零序电压) 且零序电压持续时间超过一定时限 (可设为2~5 ms) 时确认为接地故障, 否则判为扰动。

试验系统共记录了1000多次扰动数据, 只有3次扰动存在一定的零序电压变化使选线装置同时启动, 其他扰动则只有FTU启动, 图7为FTU记录的一次典型扰动暂态电流波形。

6 结论

小电流接地故障定位已成为制约DA技术发展的一个重要因素, 亟待解决。研究新的定位原理和技术时, 必须适应DA系统电压信号接入和对时困难等限制条件。DA系统中接入变电所选线装置信息, 可以提高接地故障定位可靠性, 消除定位盲区。

根据选线装置结果确定故障线路后, 先利用故障线路中具备计算暂态功率方向条件的各FTU的故障方向信息确定故障所在大区段, 在大区段内再利用各FTU间暂态电流相似性关系确定故障具体区段。这种定位方法综合了暂态功率方向法和暂态电流相似性方法的优点, 检测可靠性高, 适用范围广。

DA系统的小电流接地故障暂态定位技术, 借助系统已有平台, 不需要外加接地电阻或信号注入设备, 不仅不受消弧线圈影响, 检测可靠, 且易于实现, 投资小。