摘要：电力部门有专门负责巡线的工作人员，这些巡线人员除了平时按规定巡查线路外，还要在线路发生故障后寻找故障点，及时排除故障。但电力配网线路结构复杂，分支众多，所以巡线人员寻找故障点很困难。由于配网线路情况复杂，一旦出现线路故障不仅浪费了大量的人力、物力，还会影响城市建设、居民用户、企事业单位、学校等的生产、生活用电，无形损失巨大。工作人员查找和排除故障会花费较多时间，特别是在发生停电故障后，人工查找故障点的时间远远大于故障处理时间，如果工作人员能够减少查找故障地点所耗费的时间，尽快赶到故障位置，排除故障恢复供电，就可以为企业挽回大量的经济损失。为了彻底解决问题，我们应电力部门要求，并在其支持下开发了电力配网线路故障在线自动化检测系统。
关键字：配网线路故障，自动化检测
一、系统概述
配网线路故障在线自动化检测系统，是借鉴了国内外相关产品技术优点，在故障检测原理的基础上，深入研究，开发出的更先进的一种综合故障监测系统，解决了接地故障、短路故障检测和查找问题。该系统能快速准确的在线检测接地故障、短路故障，并将所采集到的故障信息发送回中心，传输和录入到数据库，供实地数据统计、分析、检索和查询使用，从而引导工作人员迅速准确找到接地故障点、短路故障，为提高工作效率、减轻工作人员劳动强度，提供了一种强有力的手段，同时故障点通过无线发射传输到供电局生产管理部门，线路专工，线路维护等负责人的手机上，能有效提高输配电线路故障检测的自动化和现代化水平，及时为线路安全性能提供科学有效的依据，为电力的输送及减人增效提供条件。
功能特点：
1．监测线路上的短路、接地、过负荷、断线、停电、三相不平衡、盗割、过温等故障情况，帮助运行人员迅速查找故障点，避免事故进一步扩大。
2．监测线路负荷电流和短路动作电流，保存历史数据并绘制曲线，用于事故分析和事前预警。
3．监测线路首半波尖峰电流和接地动作电流、稳态零序电流和暂态零序尖峰突变电流（电缆），保存历史数据并绘制曲线，用于事故分析和事前预警。
4．监测架空线路对地电场、电缆头对地电场、电缆头温度，保存历史数据并绘制曲线，用于事故分析和事前预警。
5．在有刀闸和开关的地方，可监测开关位置。无需改造开关，无需停电。
6．在有电动开关的地方，除了监测开关位置，还可实现遥控操作。无需加装PT和CT，无需停电。
7．根据客户需求定制其它在线监测（控）和馈线自动化功能。
技术特点：
1．突破模拟的普通指示器技术原理和传统的FTU标准。无需PT和CT，无需开关或开关改造，等电位和不停电安装，适用范围广，投入产出比高，运行可靠。
2．设备运行功耗极低，使用寿命长。数字故障指示器从导线自取电，并后备长寿命锂电池，永久免维护；数据采集器从太阳能（架空场合）或者开口CT（电缆场合）取电，可选大容量铅酸蓄电池或锂电池，3～5更换一次。
3．采用数字化的信号量化的短路故障检测方法。可监测线路各监测点的负荷电流、短路故障电流和线路电压并实时上报主站系统，并可在线调整短路故障检测参数，大大提高短路故障检测的准确性。
4．采用数字化的信号量化的接地故障检测方法。对于小电流接地系统，可监测线路各监测点的首半波尖峰电流、接地故障电流和线路电压并实时上报主站系统，并可在线调整接地故障检测参数，大大提高接地故障检测的准确性。
5．本地通讯采用无线调频组网（64信道自动跳频），远程通讯采用GPRS/CDMA/3G网络通讯，本地和远程维护方便。
6．数字故障指示器和数据采集器安装简单，不停电安装、拆卸，本地或远程无线调试。
7．主站具有经济实用的“四遥”功能。主站软件可以对现场的数字故障指示器和数据采集器进行“四遥”操作（遥控、遥信、遥测、遥调）。可实时监测线路负荷电流和短路动作电流、首半波尖峰电流和接地动作电流、零序电流和零序尖峰电流（电缆场合）、架空线路或电缆头对地电压、架空线路或电缆头温度，带WEB浏览和GIS接口。
8．SOE记录，事故推屏，实现事故重演。
9．动态着色，故障定位，短信通知，实现无人值班。
10．主站软件采用配调SCADA/FA软件，易学易用。
二、系统组成
2.1系统结构
系统由终端装置和系统主站构成，其中终端装置又分为架空线路型和电缆线路型。
1. 主 站：1台服务器（计算机）+1台通讯交换机（短信猫）+1套主站软件+UPS电源
2. 监 测点：由检测终端（4个数字故障指示装置）+通讯主机（一台数据采集器 ）组 成
3．传输方式：远程无线组网：GPRS or CDMA or 3G
2.1.1架空线路型终端装置
每个监测点的终端装置由一组（3只）故障检测终端和太阳能通信主机（数据终端）组成。检测终端安装在架空导线上，太阳能通信主机固定在杆塔上。
架空线路型故障检测终端可实时监测线路的短路故障、路接地故障和过流，并提供无线射频通道，可将故障信息上传至太阳能通信主机。
2.1.2电缆线路型终端装置
终端装置可安装于环网柜、电缆分支箱中，每个监测点的终端装置由多组故障检测终端（每组3只短路和1只接地故障检测终端）、多台面板指示器和1台数据集中器组成。
电缆线路型故障检测终端可实时监测线路的短路故障、路接地故障，并提供光纤通信，可将故障信息通过面板指示器。
2.2系统工作原理
检测终端主要安装在变电站出线、开关单侧或两侧、重要分支出线和电缆接头处，每条线路装1组（共3只），以实现这些监测点的在线监测（遥测）、故障检测与定位（遥信），同时在附近安装1台通讯主机。检测终端和通讯主机都带有四字节全球唯一通信地址，用于通讯主机对检测终端的识别；通讯主机还带有一字节101协议通信地址，用于通讯主机与主站之间的地址识别。通讯主机与检测终端采用短距离无线调频组网通信，通讯主机与主站之间采用GPRS公网通信，可选静态IP、动态域名和APN专线（VPN），推荐使用VPN通道，确保数据和控制安全。
2.2.1短路故障检测原理
对于短路故障，检测终端提供两种可选择的故障判据：一种是过流突变法，一种是过流速断定值法。
目前市面上绝大多数模拟电路的故障指示器主要是采用过流突变法。数字故障指示器也采用过流突变法，但是其短路判据为数字量化判据，与模拟故障指示器的实现技术有本质区别： 采用“过流突变法”时的短路故障判据（内嵌微功耗RF模块，可在线修改参数。有关RF功能、性能介绍，详见BD-RF）：
（1） 线路上电：负荷电流≥5A or 线路电压≥3kV（30秒以上）
（2） 故障启动条件：
当负荷电流IL小于等于200A时，ΔI≥100A
当负荷电流IL大于200A时，ΔI≥1/2*IL
（3） 故障持续时间：≤10S
（4） 线路停电：负荷电流≤5A and 线路电压≤1kV
由于检测终端的动作参数可以通过主站在线修改，因此在管理比较规范的电力公司，我们推荐速断、过流“二段式电流保护”法。
采用“速断、过流二段式电流保护法”时的短路故障判据（内嵌微功耗RF模块，可在线修改参数。有关RF功能、性能介绍，详见BD-RF）：
（1） 线路上电：电流≥5A 或者 电压≥3kV（30秒以上）
（2） 速断或过流启动：0～700A（零序为0～100A）/0～9.99S（在线可设） ，或者自适应负荷电流的过流突变判据（请浏览BD0-A产品）
（3） 线路停电：电流≤5A 并且 电压下降70%（10秒钟内）
2.2.2接地故障检测原理
对于架空线路接地故障，目前比较常见的方法是首半波法和信号注入法。经过两、三年的实践检验，首半波或者接地暂态法存在技术原理上的缺陷，经常导致误动。虽然信号源注入法相对稳定，但由于设备费用高昂和安装不便而推广困难，对于负荷波动大的线路也经常误动，接地阻抗高较高和接地线接地不牢时时可能发不出信号。检测终端主要采用接地暂态电流和故障电流在线监测相结合的方法，通过通讯网络将各个监测点的接地动作信号、接地暂态电流、线路对地电场、变电站接地选线装置的接地报警和选线信息都汇总到主站，由主站进行智能和人工决策判断。
该方法的特点是能够实时监测接地故障暂态电流变化，和变电站接地选线装置，并根据系统结构和不同的安装位置在线修改接地故障判据参数。
2.2.3接地故障检测技术
电力系统的接地处理方式主要有直接接地、电抗接地、低阻接地、高阻接地、谐振接地(又称消弧线圈接地)、接地变接地和不接地。前三种称为大电流接地系统，后四种称为小电流接地系统。我国3～66kV电力系统大多数采用中性点不接地或经接地变接地的运行方式，即为小电流接地系统。该系统最大的优点是发生单相接地故障时，并不破坏系统电压的对称性，且故障电流值较小，不影响对用户的连续供电，系统可运行1～2h。但长期运行，由于非故障的两相对地电压升高 倍，可能引起绝缘的薄弱环节被击穿，发展成为相间短路，使事故扩大，影响用户的正常用电。
2.2.4综合检测法与‘信号源法’的比较
利用信号源的方式检测接地的方法简称‘信号源法’或者‘信号注入法’，这种系统原理非常简单，由安装在变电站内的信号源柜，安装在线路上的故障指示器两部分组成。信号源法是在10Kv母线的中性点与大地之间串联一个电阻（阻值在几百欧姆），这个电阻平时是断开的，这是由单相真空继电器控制的。当变电站内监测到接地（零序电压大于15V），信号源柜开始工作。一般是真空继电器控制电阻反复接入系统10次，每次投入1秒，然后切除1秒，再投入1秒，再切除1秒。这样，发生接地的线路通过接地点，大地，电阻连成了一个回路，每次电阻投入，线路上可以检测到一个突然增大的电流，30A左右，当故障指示器多次监测到这个有规律的电流变化后，就认为线路发生接地，发信号回主站。
三、效益分析
“配网线路故障在线自动化检测系统”是利用GSM无线数据传输网，在调度室建立GSM数据处理平台，不仅能够实时传输电力线路故障信息，对于其它业务的扩展，例如：移动办公、配网自动化、配变监测、 负荷监测等，都可以统一数据处理平台，做到集中管理、节省费用。
3.1减少设备投资
“配网线路故障在线自动化检测系统”是利用公用GSM无线通信网进行数据传输，只需付出少量的租金，比起传统的光纤通信可以大大减少设备投资。以某变电站为例，其距公司调度室50公里，若采用光纤通信，需架设ADSS光缆50公里，并安装光端机一台，约需设备投资116万元。
3.2提高工作效率
1)、增加售电量，减少停电运行损失
直接效益：假如该项目实施线路已查出故障8次，照此估算，平均每次减少查找故障时间约2个小时，平均负荷为4000kVA.将累计增加售电量64000kWh，平均电价按0.7199元/ kWh计算，增加售电金额46073.6元。
间接效益：该项目实施后，对运行中配电线路的故障点能进行有效地检测，不需人工查线，，能对配电线路故障点进行准确判断，可以大量减少人力、物力、汽车台班费用，减少以往要求的带电检测、传统方法带来的繁琐操作及老的工作程序带来的不安全因素，达到增产、增效、安全的效益。提高供电可靠性。
2)、提高工作效率
假如以前线路出现故障后需要派出5—10个巡线工人查找故障，需要6—10小时的巡线时间，总结一年5起故障的巡线时间在5—10天。采用配电线路故障在线监测系统，实现电力线路故障数据的实时、可靠传输，出现故障在3分钟内主站软件页面显示具体故障点，并在管理人员的手机上显示具体故障点，一年内5起故障只需10分钟就可明确故障位置。
大大提高了电力线路安全运行水平，有力地保障了电力线路运行的可靠性，提高了工作效率，使供电公司的电力线路管理水平迈上一个新台阶。
3.3降低运营成本
有了可靠的通信手段，实现了电力线路故障数据的实时、可靠传输，大大提高了无人值守水平，实现了减人增效的目的，降低了运营成本。缩小了查找范围：当线路发生接地故障时，通过现场值守人员查看监控计算机或维护运行人员查看手机短信，便准确知道故障线路，大大缩短了故障判别时间，减少了现场值班员处理故障分析时间，可以抽出时间处理别的事务，减轻了值班调度员的工作劳动强度；由于直接得出故障线路，减少了故障线路及非故障线路断路器的切断故障电流的动作次数，提高断路器的使用寿命，同时避免同母线其它线路因寻找故障线路而短时停电，提高供电可靠性。
四、总结
配网线路故障在线自动化检测系统具有远程传输能力，可分布监控、集中管理、即时通报型的智能化故障报警系统；它通过对故障、电压、电流等参数的有效检测，实现对电力线路的快捷控制和管理；极大的提高了电力线路供电的可靠性和安全性。在当今的信息时代，电脑和无线通讯技术的应用，使我们足不出户则可以知晓天下事。现在，我公司自主研发、生产制造的配电线路故障在线监测系统也可让您的工作人员不出办公室就可以知道所辖区内电力线路的运行情况。
论文作者:莫林强
论文发表刊物:《电力设备》2016年第24期
论文发表时间:2017/1/20
标签：故障论文; 线路论文; 电流论文; 在线论文; 终端论文; 指示器论文; 主站论文; 《电力设备》2016年第24期论文;