分布式监测装置在10kV配网中的应用

赵航宇 廖杰雄 付 强 李 杰

（广东电网韶关乐昌供电局）

0 引言

近几年，随着城市化进程不断提高，加之城市核心区域供电高可靠性的要求，城市电网供电可靠性节节攀升，随着国家城镇化发展加速，10kV配电网数量每年保持着10%的快速增长，随之而来的是配电网运维难度的提升，这也是对电网城市安全性的考验和电网运维人员工作力度的加强，因此不断寻求新型技术以保证城市生活生产用电的可靠性。城市配电网线路大多采用单电源供电模式，线路环境复杂，且分支较多，继电保护较为薄弱，当线路发生故障跳闸时，需要运维人员逐一排查花费较多时间，被迫停运时间较长，给城市居民用电带来极大的困扰，本文主要基于行波法对配电网经行故障精确定位，利用D行波法测距，可快速精确查找线路发生故障跳闸位置，减少线路被迫停运时间，节约运维成本。

1 D行波法故障测距

行波法的研究是上个世纪提出，它根据行波传输理论实现线路故障测距，利用行波法测距和GPS相结合。行波法故障定位能从原理上克服阻抗法易受对侧系统运行阻抗、负荷电流、运行方式等因素的影响的缺点，使得测距精度得以提高，本文主要采用D行波法对配电网经行故障测距。

行波故障定位是利用故障时刻线路电流、电压突然发生变化所产生的高频暂态行波达到两端的时差来确定故障点的位置。在线路中安装行波检测装置，利用行波到达的两设备的时间差Δt进行故障点精确定位。

如上图为行波法故障测距装置原理：m、n为行波故障测距装置，t1为行波到达设备m的时刻、t2为行波到达设备n的时刻、L为两设备（m和n）之间的距离，Xm为故障点距离设备m的距离，Xn为故障点距离设备n的距离。可准确高效地计算出故障点距离设备两边的距离。

在两设备（m和n）之间的距离L固定的情况下，影响行波法故障测距主要因素为Δt和波速v，m、n两装置采用高精度GPS对时，v为行波在输电线路上传输的速度接近光速，因此行波法故障测距准确度高。由以上推导公式可以看出线路发生故障跳闸时不受传统阻抗法过度阻抗的影响。

2 电压电流一体化监测技术原理

分布式监测装置安装于输电导线上，其主要包括电流（工频、行波）传感单元、电压（工频、行波）传感单元、GPS对时单元、无线通讯单元、采集处理单元、其中电流传感器采用罗氏线圈，罗氏线圈具有高频性能良好的特性，因此针对于故障行波具有很好的传感特性。罗氏线圈输入与输出满足：

其中e（t）为输出电压，i1（t）为被测电流信号，M为罗氏线圈于配电导线之间的电感，L、R0、C0和r分别为线圈自感、内阻、分布电容及积分电阻；i2（t）为积分电阻上的电流。

由于自积分电阻R0＋r很小，因此对于行波来说WL≥R0＋r，可知：

由上式可知：自积分罗氏线圈输出电压与被测电流呈线性关系，通过采集传感器输出电压，并经一定的硬件调理处理后即可获取线路上的待测电流。

采用分布电容分压技术测量导线电压，通过在监测终端外敷一薄层金属片，使得金属片与导线之间耦合电容C1以及金属片对大地耦合电容C2构成电容分压系统，其中C1为电容分压器低压臂，C2则为高压臂。电压传感器金属片为一圆弧片，宽度为a，半径为R，圆弧角为α。根据文献［3］，金属片对导线之间的耦合电容C1可按下式计算：

式中，r为导线半径。

当R＝8cm，r＝1.1cm，a＝5cm，a＝600时，可计算出C1＝0.465pF。C2按文献［3］中估算值，其大小为1～3pF。为适合硬件调理电路输入端处理的需求，需在C1两端并联一0.1uF电容，此时电压传感器变比约为5000∶1，低压臂信号经后级调理电路处理后被采集并上传，即可获取线路电压信号。由于本传感器为纯容性传感器，其测量频带宽，文献中对该传感器进行了工频及标准雷电冲击电压测量试验，其波形还原满足工频到高频行波电流。

3 故障验证

3.1 安装概况

本文以南方电网某供电公司安装了分布式故障监测装置为例，本线路结构如下图：

如上图，本配网系统为中性点不接地系统，即小电流接地系统，主线为128基杆塔，其中存在电缆架空混架现象，存在5条支线，分别于主线＃50、＃97、＃106，向阳支线＃2，团山支线＃8、＃42、＃48、＃69，海棠支线＃15，明月支线＃58，邵咀支线＃1、＃47上安装分布式检测装置。本线路安装情况视现场而定，具有较高的灵活性，由于团山支线线路较长且线路故障较多，因此在团山支线上安装设备较多，此安装方案可实现全线故障精确定位。

3.2 故障概况

分布式检测装置在安装后，线路于2019年7月24日线路发生跳闸，速断保护，断路器动作，重合闸失败，全线停电。分布式检测装置检测到分闸工频后快速对线路做出故障判定：利用零序电压法可快速判定故障区段处于明月支线。

由于10kV配电网系统大多为单电源模式供电，极少数存在分布式电源的情况，本线路为单电源模式供电，由于发生故障时靠近电源侧存在较大短路电流，远离电源侧电流较小，依据此电路理论可知故障发生在远离电源侧，由故障时刻采集到的分闸工频电流可知故障位于海棠支线＃15杆塔与明月支线＃58杆塔之间。

对比故障时刻行波电流图亦可发现故障时刻行波电流方向相反，因此故障位于海棠支线＃15与明月支线＃58之间，利用小波包变换求出故障时刻行波电流模极大值，此时利用模极大值可以求出故障行波达到两设备之间的时间差Δt，利用（1）、 （2）、 （3）式中关系可求出故障点距离海棠支线＃15大号方向1071m，故障杆塔为明月支线＃14号杆塔，现场运维人员快速赶到明月支线＃14号杆塔，最终巡线结果为明月支线＃16号杆塔，故障原因为月明支线16号杆塔T接月明村台变A相领口上端导线遭雷击断线掉落在C相上，明月支线＃14杆塔与明月支线＃16杆塔之间距离为98m，实现快速故障清除，减少线路被迫停电时间，实现经济效益。

3.3 历史故障数据

此10kV线路安装分布式检测装置后，线路发生多次跳闸，利用分布式检测装置对现场故障进行故障精确定位，巡线结果与故障对比如下：

表1 历史故障与巡线结果对比

利用历史故障进行对比发现利用分布式检测装置可以快速检测故障的同时也能定位精准，每次精确定位误差小于等于200m，可实现现场故障的快速清除，同时无论故障处于什么主线和支线哪个位置，只要安装配置得当即可实现故障的精确定位。线路定位结果误差满足局方针对于故障定位需求。

4 结束语

（1）由于分布式检测装置采集线圈采用罗氏线圈，其高频特性满足电力系统故障中大部分频率，不仅仅针对于稳态接地故障可实现精确定位，对于暂态接地故障，亦可实现故障预警。

（2）利用工频判定故障区间，外加以行波判定故障位置，分布式检测装置目前在实验和运行过程中都取得较好效果，这表明分布式检测技术能很好地解决配电网故障难题，在解决配电网故障难题时具有一定的意义。

（3）利用分布式检测装置对线路全线覆盖，当线路发生跳闸时，快速启动故障预警，定位结果辅助运维人员进行故障排查，相比传统全线排查故障大大减少了线路被迫停运时间，减小现场运维人员工作力度，保证生活生产居民用电，实现经济效益。