配电线路故障在线监测系统现状与发展分析

李星晖

摘要：首先介绍DNMS的功能及技术特点，将广州思泰DNMS与同类厂家DNMS进行技术对比，然后，介绍DNMS运行中现存的问题，最后，提出新的DNMS建设思路。

关键词：配电自动化；配电线路；监测系统；故障监测

中图分类号：TM726 文献标识码：A 文章编号：1009-3044（2013）08-1959-03

我国配电具有线路结构复杂，环境多样变化，故障频繁，复杂，维护工作量大等特征，为提升供电可靠性和及时率，为国民经济保驾护航，配电线路故障在线监测系统应运而生，其中，广州思泰公司运营中的配电线路故障在线监测系统（简称DNMS 系统）STDW-JC-01为行业中的佼佼者，这些系统融合了电力传感测量、故障定位、太阳能供电与低功耗、无线通信集成、计算机系统集成等诸多技术，具有多功能、智能性、数据完整性等优势；当配电线路出现接地，短路，雷击与老化击穿等故障时，监控中心在数秒内显示故障类型及具体位置，并将故障定位信息发送至线路有关人员，使维护人员能够快速排查故障，及时恢复正常供电， 避免事故进一步扩大。

1 DNMS 系统分析

广州思泰公司运营中的DNMS 系统STDW-JC具有以下功能及技术优势。

1.1 DNMS功能

1）监测线路上的三相不平衡、断线、过流、短路、接地等故障情况，帮助运行人员维护人员能够快速排查故障，及时恢复正常供电。

2）监测线路短路动作电流、接地电流、负荷电流，保存历史数据并可生成图型报表，用于事故分析和故障统计。

3）检测线路暂态和稳态信息，捕捉故障发生时刻，实时更新20 个周波的电流信息，用于故障暂态数据和稳态数据的推算。

4）实时在线查询线路当前电流，实时监控线路运行状态。

1.2 DNMS技术特点

1）以实时采集在线电流方式对线路故障进行全面监控，故障判断更加及时、准确。

2）本地通讯采用双向短距离无线调频通讯RF 模块，远程通讯采用GSM 网络通讯，本地和远程维护方便。

3）故障检测器安装简单，使用托杯和标准绝缘操作杆，无需特殊工具不停电安装、拆卸。

4）监测中心软件可以对现场的故障检测器进行远程测量、调试、配置，可实时监测线路负荷电流和短路动作电流、接地动作电流。

5）监控中心界面采用声光报警，动态着色，图形显示故障位置，短信通知维护人员，实现无人值班。

6）自动复位：1 ～ 72 小时（在线可设） ，或者远程遥控复归。

7）防空载合闸涌流误动；防重合闸期间非故障分支误动。

1.3 DNMS技术对比分析

2 DNMS运行中存在的问题

经过对配电线路故障监测工作进行深入的调查研究，现有的DNMS运行中存在以下问题。

1）配电线路故障监测工作涉及面广，相应的技术政策、标准、规范等出台很少，满足不了应用的需要，企业缺乏有强有力的部署和协调；

2）对配电线路故障监测系统缺乏统一细致的规划，存在“盲人摸象”的现象，因此提不出完整而准确的需求，容易套用调度自动化的建设思路，过分强调实时应用，而忽略了管理应用，大量投资用于馈线自动化，而忽视了对其他相关系统的整合和对现有基础数据的整理和利用。

3）对相关系统和信息的整合和关联缺乏整体的考虑，尤其是对GIS和SCADA之间的模型、图形和接口等没有细致周密的设计和切实可行的解决方案，直接导致了后期的应用无法实用化，在GIS应用上对配网的建模上缺乏深入的研究，导致只满足了静态应用（即图资管理）而不能满足动态应用（如实时应用和分析计算）；

4）存在管理体制对自动化系统的不适应，工作职责界定不清楚，运行管理工作跟不上，系统应用和数据维护工作很薄弱，开发厂商对供电企业配网管理流程不熟悉，对需求了解不深，因而产品的适应性不好；

5）对配电线路故障监测的认识和定位不清楚，应用主体不明确，导致后期的应用没有具体的受益者，出现了只解决了少数馈线的自动化而没有对整个配网实现科学管理，投入产出比很不明显。

3 DNMS建设思路

为贯彻电网公司提高供电可靠性、提高电网自动化水平的工作要求，积极稳妥地推进配电自动化建设，在总结配电自动化前期试点经验基础上，根据电网公司的配电网自动化建设方向，配电自动化建设应结合城市定位及供电可靠性要求分批次、分阶段推广，由一级城市向二级城市、由中心城区向郊区和农村地区逐步推进；综合考虑城市定位、供电可靠性要求、网架结构完善程度、技术力量和基础管理条件等因素，合理选择配电自动化实现方式，分区域、分阶段制定规划及建设方案，优先在网架结构相对稳定、完善的区域开展建设；根据实现业务应用目标和供电可靠性要求，选择适宜的配电自动化建设模式：特级及一级城市宜以集中控制型模式为主，二级城市宜以运行监视型模式为主。

1）配电终端：终端选点原则应明晰，突出业务应用目标，针对不同供电区域及一次设备、通信通道的情况采用不同类型的配电自动化终端，支持多种通信方式；加强配电终端的自身处理能力，满足相对独立于主站的区域配电故障智能化处理的需要，优先选择A、B类供电区域10kV电缆线路和C类供电区域10kV电缆主干线分段开关及联络开关进行建设，可采用“三遥”终端为主，且每回馈线以2～4个“三遥”终端为宜；其他10kV电缆线路及节点，宜以故障指示器终端为主进行建设。配置断路器的环网柜出线可采用电流级差保护方式建设。

在提高配电终端的可靠性和耐用性的前提下增强其灵活性，可以方便地按需要配置和升级，协调配合计量自动化系统的建设改造，纳入配变监测终端的电流、电压、功率、电能质量等实时信息，扩展配电自动化的信息采集范围。

配电终端主电源可采用单独安装电压互感器取电，也可根据需要采用电流互感器取电或就近从低压电网取电。

2）通信系统：过去已有的配电自动化系统中，通信是瓶颈，往往由于通信通道故障，导致使已有的系统运行结果不理想，甚至瘫痪。因此，在通信系统建设中，必须充分利用现有通信资源，结合其他业务发展需求和通信技术发展前景，既要适应当前应用，还要考虑将来配网发展、自动化技术发展，统筹安排配电自动化通信网络建设。

通信系统应与配电网一次设备及配电终端建设改造同步进行，充分考虑配电网一次网架的地理结构，所有电力管沟建设改造时，应同步预留光缆敷设位置；对于新建电网工程，应根据需要同步建设通信系统。

在配电网网架成熟、对通信可靠性要求高的“三遥”配电节点宜采用光纤专网通信方式；非“三遥”节点宜采用无线通信方式，也可就近采用光纤专网通信方式。

3）监控主站：是整个系统的核心，主要是通过收集、分析、处理、存储终端传回的数据，按照各类故障预先设置的不同处理流程，进行故障的事件记录、数据发布、自动告警、日志、语音报警、短信报警等工作。

在监控主站建设中，可根据实际情况分步实施，除非管理必要，不要片面追求系统硬件特别是主站计算机系统的高档。

地（市、州）级供电局宜建设独立的配电自动化主站，区、县局使用地（市、州）级供电局的配电自动化主站，采用远程工作站方式实现对本地配电网络的监控。

应根据配电网整体规模、负荷密度、配电自动化建设模式确定主站系统规模和应用功能，特级及一级城市宜采用“集中采集、分区应用”体系架构。

目前不要追求将不同的自动化系统系统互联的信息量，互联的目的是共享有关数据，应先规划好需要共享的数据和用途再去决定那些系统应该互联；在建设初期实现配电SCADA、馈线自动化、WEB浏览等基本功能，根据配网生产业务的需求在基础数据满足要求时分期扩展建设配电网分析应用及智能化应用等功能。

通过运行服务总线实现与输电网调度自动化、计量自动化、GIS、生产管理、营销管理等系统的信息共享和应用集成，纵向满足上下级配电网运行管理流程的贯通，横向满足系统间的信息共享，促进配电网自动化信息综合利用。

主站系统的配网设备参数、模型参数、网络拓扑等均由配网生产信息管理和GIS系统自动同步导入，确保设备模型和参数的唯一性和网络拓扑的正确性。明确划分各交互系统的维护界面，从技术实现及管理制度两方面确保系统数据源端维护、及时同步。

4 结束语

DNMS在实现配电自动化过程中发挥着重要的作用，通过DNMS系统，建成高效、灵活、合理的配电网络，使得配电网具备快速切除故障、灵活重构和可再生能源接纳能力，增强配电网自愈能力，大大提高了供电可靠性、供电能力和电能质量，全面提升配电网主要技术装备和运行管理的水平。

参考文献：

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