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[摘要]：长期以来，配电系统运行维护水平不高、故障处理技术有待提高，文中将重点介绍一种新的配电系统的故障处理自动化技术---故障点自动定位系统。
[关键词]：配电线路 故障检测点 故障定位系统 工作原理
中图分类号：TM726 文献标识码：TM 文章编号：1009-914X（2012）20- 0028 -01
我国城乡大多数10kV配电网络还是采用单辐射树状方式供电，供电可靠性比较差。由于配电网中线路具有数量多、长度大、分支较多的特点，造成线路故障频发，变电站馈线保护动作，开关跳闸，中断供电。在线路发生故障后，故障的查找仍然靠人工，费时费力，查找故障点的工作量较大，盲目查线，而且会造成线路停电时间过长，给用户造成一定的损失。不符合现代对供电质量、效率的要求。故障点的及时发现、快速消除故障、尽快恢复供电显得尤为重要。
1.配电线路故障定位系统
配电网在实际运行中，有时会发生接地和相间短路故障，一般发生接地故障较多，特别是在雷雨、大风等恶劣自然天气的时候，单相接地故障发生的几率比较频繁。虽然单相接地后，故障相对地电压降低，非故障相电压升高电压依然对称，不影响用户供电，但是，单相接地长时间运行会严重影响变电设备和配电网安全经济运行。因此，发生单相接地后也需要将线路停电，查找故障，特别是在选线的时候，会造成无故障线路的停电，造成供电可靠性的降低。
在配电网发生短路或者接地故障时，电网中存在大量的故障信息，可以利用一些量化的信息对故障点进行定位，同时，将故障或可疑线路与无故障发生的线路分开，保证其他线路的供电。通常的方法是逐步减少连接在故障或者可疑发生故障线路上正常运行设备的数量。本文介绍一种配电线路故障定位系统的原理及其在配电网中的应用。
2.故障自动定位系统组成及工作原理
2.1 系统组成
配网故障自动定位系统包括线路上若干个故障检测点及监控主站系统。
线路故障检测点合理分配在配电线路上。配电网故障自动定位系统的可靠性关键来源于线路故障指示器检测故障的准确率。传统的故障指示器经过多年的发展和完善，已经大大提高了对配电线路短路和接地故障檢测的准确率。应用故障指示器的成熟技术，作为系统的检测单元，同时在安装故障指示器的位置，增加一台通信终端，构成一个完整的线路故障检测点。电缆线路采用光纤及通信线缆通信，架空线路采用短距离无线通信。通信终端接受故障指示器故障的动作信号，通过 GSM/GPRS 将故障信号远传到监控主站。
监控主站由一台通信前置机和主站后台软件组成。前置机采用GPRS/GSM通信方式，完成主站与站端设备（故障定位通信终端）通信，并进行协议转换，同 时与主站一起完成故障定位系统的软件功能。主站系统主要实现配电 SCADA、故障自动定位以及与其它系统接口等功能，并为其他系统的实时数据接入、实时数据和管理信息的集成以及应用功能扩展提供一个信息一体化的平台。
2.2 系统工作原理
线路发生故障后，线路故障指示器判断故障本地动作指示，同时将故障信号发送给本地通信终端；通信终端在收到动作信息后，将动作分支的地址信息通过GSM（或 GPRS）通信系统发给通信前置机。前置机得到该信息后进行处理，将处理结果送给监控主站进行显示。监控主站依据从中心站收到的这些动作信息，进行网络拓扑计算分析，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，还可以以短消息的方式发送给相关人员。运行维修人员可以直接到现场隔离故障段。
3.故障自动定位项目应用
3.1 项目实施背景
城区配电网线路改造已经初具规模，大部分线路都已实施电缆入地，形成双电源或三电源的环网供电系统，从一定程度上提高了供电的可靠性。但是庞大的电缆供电系统中的电缆设备故障时有发生，需要通过提高线路的自动化水平进一步提高供电的可靠性。
通过总结国内一些已有的配电自动化项目建设的经验来看，往往考虑更多的是系统能够实现的功能和项目的规模效应，从而忽略了对系统可靠性与实用性的要求。真正在实际使用中发挥作用的配网自动化系统还不是很多。并且考虑到本地区配网线路的实际情况，比如一些一次设备开关型号老旧，无法加装电动操作机构等问题。 综合以上的实际情况，兼顾系统的先进性与实用性，决定采用基于故障指示器技术的故障定位系统作为提高配网自动化水平的解决方案。
3.2 项目内容和规模
故障自动定位系统电缆系统的分支箱、环网柜、开闭所等设备加装电缆故障指示器以及对应的电缆通信终端，通信终端采用 GSM通信通道，将故障信号远传到后台主站，实现实时故障自动定位的功能。根据运行管理要求，首期对中心城区开展系统安装，整个系统划分成为 3 个区域主站，由相关的配电运行管理单位独立维护和使用各自的系统。项目覆盖深圳市华侨城所有区域，累计应用 3 套主站系统，600 多个现场故障检测点。
3.3 效果分析
一回 10kV 电缆受外力破坏发生短路故障，变电站出线开关跳闸，故障发生后约3min急修人员收到短信通知故障段，急修人员根据短信提示迅速对故障段进行排查，前后不到 30min 就对故障段进行了隔离，通过倒闸操作恢复了非故障段线路用户供电。对已安装子站的线路，系统投运一年以来，大大缩短了电缆线路短路故障查找时间，平均故障隔离时间缩短了 2.3h ，大大提高了供电可靠性。
4. 结论
项目实施并投入运行后，经过一年多的现场实际使用，运行情况良好。多次帮助运行检修人员最短时间内查找到故障点，及时隔离故障和负荷转供，快速处理故障恢复供电。系统达到的最直观的效果就是：①减小故障停电范围、缩短恢复供电时间、降低巡查故障的难度；②大幅提高供电可靠性、工作效率；③减少停电时间和范围意味着增加售电收入，取得了良好的经济效益。同时供电可靠性的提高收获了良好的社会效益。
项目的实施不仅局限于配网故障自动定位，今后还可以逐步对故障指示器及通信终端升级，实现更多的自动化功能。开放的主站后台系统，也可以与其他配电自动化系统互联，实现终端与主站、区域主站与大主站的无缝集成。
通过总结对故障自动定位系统的建设，以及对实用的配网自动化系统进行的的一些探索，为今后本地区配网自动化建设的方向提供了很好的指导意义。
参考文献：
[1] 费军，单渊达.配网中自动故障定位系统的研究[J].中国电机工程学报.2000.
[2] 季涛，孙同景，薛永端，徐丙垠，陈平.配电网故障定位技术现状与展望[J].继电器.2006.
[3] 周荣光.电力系统故障分析[M].北京：清华大学出版社，1998.
[关键词]：配电线路 故障检测点 故障定位系统 工作原理
中图分类号：TM726 文献标识码：TM 文章编号：1009-914X（2012）20- 0028 -01
我国城乡大多数10kV配电网络还是采用单辐射树状方式供电，供电可靠性比较差。由于配电网中线路具有数量多、长度大、分支较多的特点，造成线路故障频发，变电站馈线保护动作，开关跳闸，中断供电。在线路发生故障后，故障的查找仍然靠人工，费时费力，查找故障点的工作量较大，盲目查线，而且会造成线路停电时间过长，给用户造成一定的损失。不符合现代对供电质量、效率的要求。故障点的及时发现、快速消除故障、尽快恢复供电显得尤为重要。
1.配电线路故障定位系统
配电网在实际运行中，有时会发生接地和相间短路故障，一般发生接地故障较多，特别是在雷雨、大风等恶劣自然天气的时候，单相接地故障发生的几率比较频繁。虽然单相接地后，故障相对地电压降低，非故障相电压升高电压依然对称，不影响用户供电，但是，单相接地长时间运行会严重影响变电设备和配电网安全经济运行。因此，发生单相接地后也需要将线路停电，查找故障，特别是在选线的时候，会造成无故障线路的停电，造成供电可靠性的降低。
在配电网发生短路或者接地故障时，电网中存在大量的故障信息，可以利用一些量化的信息对故障点进行定位，同时，将故障或可疑线路与无故障发生的线路分开，保证其他线路的供电。通常的方法是逐步减少连接在故障或者可疑发生故障线路上正常运行设备的数量。本文介绍一种配电线路故障定位系统的原理及其在配电网中的应用。
2.故障自动定位系统组成及工作原理
2.1 系统组成
配网故障自动定位系统包括线路上若干个故障检测点及监控主站系统。
线路故障检测点合理分配在配电线路上。配电网故障自动定位系统的可靠性关键来源于线路故障指示器检测故障的准确率。传统的故障指示器经过多年的发展和完善，已经大大提高了对配电线路短路和接地故障檢测的准确率。应用故障指示器的成熟技术，作为系统的检测单元，同时在安装故障指示器的位置，增加一台通信终端，构成一个完整的线路故障检测点。电缆线路采用光纤及通信线缆通信，架空线路采用短距离无线通信。通信终端接受故障指示器故障的动作信号，通过 GSM/GPRS 将故障信号远传到监控主站。
监控主站由一台通信前置机和主站后台软件组成。前置机采用GPRS/GSM通信方式，完成主站与站端设备（故障定位通信终端）通信，并进行协议转换，同 时与主站一起完成故障定位系统的软件功能。主站系统主要实现配电 SCADA、故障自动定位以及与其它系统接口等功能，并为其他系统的实时数据接入、实时数据和管理信息的集成以及应用功能扩展提供一个信息一体化的平台。
2.2 系统工作原理
线路发生故障后，线路故障指示器判断故障本地动作指示，同时将故障信号发送给本地通信终端；通信终端在收到动作信息后，将动作分支的地址信息通过GSM（或 GPRS）通信系统发给通信前置机。前置机得到该信息后进行处理，将处理结果送给监控主站进行显示。监控主站依据从中心站收到的这些动作信息，进行网络拓扑计算分析，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，还可以以短消息的方式发送给相关人员。运行维修人员可以直接到现场隔离故障段。
3.故障自动定位项目应用
3.1 项目实施背景
城区配电网线路改造已经初具规模，大部分线路都已实施电缆入地，形成双电源或三电源的环网供电系统，从一定程度上提高了供电的可靠性。但是庞大的电缆供电系统中的电缆设备故障时有发生，需要通过提高线路的自动化水平进一步提高供电的可靠性。
通过总结国内一些已有的配电自动化项目建设的经验来看，往往考虑更多的是系统能够实现的功能和项目的规模效应，从而忽略了对系统可靠性与实用性的要求。真正在实际使用中发挥作用的配网自动化系统还不是很多。并且考虑到本地区配网线路的实际情况，比如一些一次设备开关型号老旧，无法加装电动操作机构等问题。 综合以上的实际情况，兼顾系统的先进性与实用性，决定采用基于故障指示器技术的故障定位系统作为提高配网自动化水平的解决方案。
3.2 项目内容和规模
故障自动定位系统电缆系统的分支箱、环网柜、开闭所等设备加装电缆故障指示器以及对应的电缆通信终端，通信终端采用 GSM通信通道，将故障信号远传到后台主站，实现实时故障自动定位的功能。根据运行管理要求，首期对中心城区开展系统安装，整个系统划分成为 3 个区域主站，由相关的配电运行管理单位独立维护和使用各自的系统。项目覆盖深圳市华侨城所有区域，累计应用 3 套主站系统，600 多个现场故障检测点。
3.3 效果分析
一回 10kV 电缆受外力破坏发生短路故障，变电站出线开关跳闸，故障发生后约3min急修人员收到短信通知故障段，急修人员根据短信提示迅速对故障段进行排查，前后不到 30min 就对故障段进行了隔离，通过倒闸操作恢复了非故障段线路用户供电。对已安装子站的线路，系统投运一年以来，大大缩短了电缆线路短路故障查找时间，平均故障隔离时间缩短了 2.3h ，大大提高了供电可靠性。
4. 结论
项目实施并投入运行后，经过一年多的现场实际使用，运行情况良好。多次帮助运行检修人员最短时间内查找到故障点，及时隔离故障和负荷转供，快速处理故障恢复供电。系统达到的最直观的效果就是：①减小故障停电范围、缩短恢复供电时间、降低巡查故障的难度；②大幅提高供电可靠性、工作效率；③减少停电时间和范围意味着增加售电收入，取得了良好的经济效益。同时供电可靠性的提高收获了良好的社会效益。
项目的实施不仅局限于配网故障自动定位，今后还可以逐步对故障指示器及通信终端升级，实现更多的自动化功能。开放的主站后台系统，也可以与其他配电自动化系统互联，实现终端与主站、区域主站与大主站的无缝集成。
通过总结对故障自动定位系统的建设，以及对实用的配网自动化系统进行的的一些探索，为今后本地区配网自动化建设的方向提供了很好的指导意义。
参考文献：
[1] 费军，单渊达.配网中自动故障定位系统的研究[J].中国电机工程学报.2000.
[2] 季涛，孙同景，薛永端，徐丙垠，陈平.配电网故障定位技术现状与展望[J].继电器.2006.
[3] 周荣光.电力系统故障分析[M].北京：清华大学出版社，1998.