10kV配电网故障定位系统在县级供电企业推广的研究
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摘要 ：
智能电网是当今世界电力系统发展的最新方向,并被认为是 21 世纪电力系统的重大科技创新和发展趋势。智能电网的目标是实现电网运行的可靠、安全、经济、高效、 环境友好和使用安全。其中还有一个重要的概念,智能电网是自愈电网,所谓自愈,就是“规划网架线路中的故障检测点,在区域电网或更大范围内规划多重保障体系”
中图分类号：TM7 文献标识码： A
前言：
近年来，农村电网建设改造项目已全面铺开,在现代电力系统的各种技术发展十分迅速的情况下,建设高度可靠、有效可控的现代化智能电网已势在必行。然而县级供电企业配电线路存在规模大、配电点数量众多、配电网长及地形气候复杂等诸多因素，所以在配电线路发生短路故障时一般仅靠变电站出口断路器开关跳闸或接地检跳来解除故障，即使在主干线上用开关分段，也只能隔离有限的几段，要及时准确找到具体故障点的位置往往需耗费大量人力、物力和时间。
在县级供电企业配网系统中,随着国民经济的不断发展,社会的用电量也不断增加，老百姓生活水平的提高,对供电企业持续供电的能力提出了更高要求，然而县级供电企业因线路长、地形气候复杂等特点，故障频繁发生。当线路发生故障后,故障查找的自动化水平不高,以往的依靠运行人员徒步开展故障巡视的模式不再适合电力发展的情况。因此在配电网运行管理上需要利用新技术来切实解决以上矛盾。结合云南楚雄地区配电网线路的现状,通过实施一套完善的、准确可靠的配网故障自动定位系统,利用先进的科技手段帮助运行、检修人员迅速赶赴现场,排除故障,恢复正常供电,从而提高供电可靠性,同时提高工作效率，在县级供电企业具有十分重要的意义。
1、故障定位
配电网故障自动定位系统是基于故障指示器技术衍生发展而来,系统集成了现代故障指示器技术、GSM短信通信技术和 GIS地理信息系统、雷电定位系统等技术,形成了一套自动高效的故障检测及定系统。主要用于配电系统各种故障的检测和定位, 包括相间短路和单相接地故障。故障自动定位系统的监控主站与大量现场的故障检测点和通信装置相配合, 在故障发生后的几分钟内即可在主站通过与地理信息系统的结合, 给出故障位置区段和故障时间的指示信息, 帮助维修人员迅速赶赴现场,隔离故障段,恢复正常供电，提高供电可靠性。
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主要在线路上布置若干个故障检测点及对应监控主站系统，线路故障指示器合理分配在配电线路上。配电故障自动定位系统的准确率关键来源于线路故障指示器的装设密度和位置，布置密度越高，检测故障发出的信息区段范围就越小。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检测的准确率。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。将来随着智能化配网的实施，主站系统可实现与配电 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，最终实现配网智能化。
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调度、运行单位相关人员，运行维修人员可以直接到现场隔离故障段，从而缩短恢复供电时间。
3、云南故障自动定位项目应用
3.1项目实施背景
云南某县级供电企业10千伏线路路径较长达1500余km，用户近6万户，受气候因素、外力破坏、用户设备优劣等各种因素影响较大，引起线路跳闸或单相接地的故障较多，2011年10kV线路故障率达9.76次/百公里.年，全年累计跳闸达120次。而配网故障将直接导致用户停电，造成不良的社会影响和相应的经济损失。因此，如何迅速查找、隔离故障点，缩小停电范围和缩短停电时间，成为县级供电企业努力研究的课题之一。为此该公司2012年组织实施了《降低配网故障率活动》，并实施了配电线路故障自动定位系统得新设备运用。
3.2项目内容和规模故障自动定位系统在10kV主干线、分支线等设备加装故障指示器以及对应的通信终端,通信终端采用GSM短信通信通道,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,首期对故障相对较高的一座110kV新桥变、35kV安乐变馈线开展系统安装,整个系统划分成为1个信息反馈系统和2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。
公司配电线路故障自动定位系统自年初开展实施，3月前完成了技术方案的编制和前期材料设备准备工作，此项目试点共在10kV线路安装故障定位系统2套，信号源2台，通信终端42台，故障指示器287组，5月22日安装调试完成，投入运行。该系统能利用故障电流分析实时判断故障位置，并通过短信反馈线路运行人员，公司力争利用系统的快速故障判断能力提高供电所故障查找准确率，从而使故障恢复时间缩短，提升可靠性。
3.3效果分析
6月18日17时43分16秒，故障定位系统第一次动作发送短信：“10千伏猫街线：民太分支0#杆之后短路故障（海子哨分支线0#杆，民太分支27#杆之前）”，供电所值班人员电话询问该支线用户用电情况，用户反应电灯没有以前亮，对民太分支线进行全面检查，发现10kV民太分支线26号杆B相熔断管雷击烧毁缺项，10kV猫街线总长达48.663千米，线路长、支线多，进行全面检查需要大量人员及时间，系统的运用大大缩小的故障查找范围，减小了故障查找时间近4小时。
自5月22日投运64天以来系统累计动作11次，经线路运行部门级电力调度控制中心核实，以上动作的故障准确率达100%，系统的运用有效缩短的故障停电时间，对可靠性的提升效果十分显著，因此在县级供电企业推广实施配网故障定位系统在提高供电可靠性,同时提高工作效率具有十分重要的意义。
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