配网自动化故障定位技术探讨

黄院芳

（广州市电力工程设计院有限公司，广东 广州510220）

1 配网自动化及故障定位的必要性

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0.2 s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10 s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10 M／100 M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10 M／100 M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。

［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）.

［2］罗晓，王金凤，李小伟，等.基于有向分层模型的配电网故障区域判断［J］.电力系统及其自动化学报，2005（6）.