配网故障选线与自动定位系统
配电自动化系统功能规范
配电自动化系统功能规范配电自动化系统是电力系统中的重要组成部分，它能够实现对配电网的运行状态进行实时监控、控制和调节，提高配电网的供电可靠性和运行效率。
本文将从配电自动化系统的功能规范方面进行探讨。
一、配电自动化系统的基本功能1.数据采集与监控配电自动化系统应具备对配电网运行状态的实时监控能力，包括对电压、电流、功率因数、有功功率、无功功率等电气参数的采集和监控。
同时，系统还应具备对开关状态、故障信息等运行信息的采集和监控功能。
2.故障定位与隔离配电自动化系统应具备快速定位和隔离故障的能力，以便在配电网发生故障时，能够迅速确定故障位置，并采取相应的隔离措施，确保非故障区域的正常供电。
3.负荷管理配电自动化系统应能够对配电网的负荷进行实时监控和管理，包括对负荷的分配、调整和控制。
通过对负荷的合理分配和控制，系统能够有效降低线路的损耗，提高配电网的运行效率。
4.远程控制与操作配电自动化系统应具备对配电网进行远程控制和操作的能力，包括对开关的分合、调节变压器分接头等操作。
通过远程控制和操作，能够提高工作效率，减少人工干预。
5.事件记录与告警配电自动化系统应对配电网中的事件进行实时记录，包括故障信息、操作记录等。
同时，系统还应具备告警功能，及时提醒工作人员处理异常情况。
二、配电自动化系统的扩展功能1.需求响应与优化配电自动化系统应具备对用户需求进行响应和优化的能力，根据用户的用电需求和用电行为，对配电网的运行方式进行优化调整，提高供电可靠性和经济性。
2.分布式能源接入与调控配电自动化系统应具备对分布式能源的接入和调控能力，包括对太阳能、风能等新能源的接入和控制。
通过对分布式能源的调控和管理，能够提高能源利用效率，降低碳排放。
3.网格化管理配电自动化系统应具备网格化管理的功能，将配电网划分为若干个网格单元，对每个网格单元进行精细化管理。
通过网格化管理，能够提高配电网的运行效率和管理水平。
4.智能化决策支持配电自动化系统应具备智能化决策支持的功能，通过对配电网的运行状态进行实时监测和分析，为调度人员提供科学、合理的决策支持。
配网自动化开关故障原因及处理措施
配网自动化开关故障原因及处理措施摘要：文章首先介绍配网自动化故障处理技术的意义，通过10kV龙庆线跳闸故障案例分析故障原因及存在的问题，最后提出了配电网自动化开关故障处理措施。
关键词：配网；自动化开关；故障分析；处理措施引言配网自动化开关不仅包括各种动作开关、传感器等，还涉及配网运行中的保护装置和通信设备，是配电调度和智能管理的重中之重。
受环境因素、技术因素等影响，自动化开关运行过程中很容易出现装置老化、零件损坏等造成的误动、拒动等，造成配网安全系数大打折扣。
必须结合具体问题开展配网自动化开关的科学保护和有效运维，以延长配网自动化开关的使用寿命，提升其安全效益和经济效益。
1 配网自动化故障处理技术的意义配网自动化主要是应用电子技术、通信技术、计算机技术自动控制技术以及新型的高性能配电设备对配电网进行监管，保证配电网能够处在安全、高效率的运行状态。
配网自动化故障处理技术作为当前智能信息化时代的产物，能够使用自动化技术检测出配电网中的故障，并对故障进行分析和研究，除此之外，还会在故障严重时发出警报信号，自行对故障进行初步限制，能够避免故障继续扩散。
这种技术能够为用户提供可靠性较高的供电服务，从而降低处理事故的时间，进一步提高企业的经济效益。
不仅如此，还可以对配电网的稳定进行充分保障，如果配电网产生故障，配网自动化故障处理技术也能够缩小故障范围，对配电系统的工作效率进行提高。
2配网自动化开关故障分析2. 1 故障概况配网自动化开关使用过程中非常容易出现由开关老化、人为操作失误、恶劣环境影响等造成的电力故障，严重时甚至造成大面积断电。
2021年03月15日***局35kV***站10kV龙庆线跳闸。
2.2基本信息2.2.1故障基本信息：2.2.2故障涉及自动化开关基本信息：2.3接线方式接线方式如图1所示。
图1 接线方式3.自动化终端定位情况3.1沿线开关保护配置情况10kV龙庆线主线第一分段开关#25塔25T1开关投入电压时间型逻辑功能；办表支线在主干线#28塔处T接，办表支线#45塔45T1开关、#83杆83T1开关投入电压时间型逻辑功能。
(技术规范标准)配电线路故障在线监测系统技术规范书
10kV配电线路故障定位及在线监测（控）系统技术规范书批准：审核：拟制：总则1．本“规范书”明确了某城市供电公司配电线路故障定位及在线监测（控）系统的技术规范。
2．本“技术规范书”与商务合同具有同等的法律效力。
1.1 系统概述配电线路传输距离远，支线多、大部分是架空线和电缆线，环境和气候条件恶劣，外破、设备故障和雷电等自然灾害常常造成故障率较高。
一旦出现故障停电，首先给人民群众生活带来不便，干扰了企业的正常生产经营；其次给供电公司造成较大损失；再者一条线路距离较长，分支又多，呈网状结构，查找故障，非常困难，浪费了大量的人力，物力。
配电线路故障定位及在线监测（控）系统主要用于中高压输配电线路上，可检测短路和接地故障并指示出来，可以实时监测线路的正常运行情况和故障发生过程。
该系统可以帮助电力运行人员实时了解线路上各监测点的电流、电压、温度的变化情况，在线路出现短路、接地等故障以后给出声光和短信报警，告知调度人员进行远程操作以隔离故障和转移供电，通知电力运行人员迅速赶赴现场进行处理。
主站SCADA系统除了显示线路故障电流途径和位置，还能显示线路负荷电流、零序电流、线路对地电场、接地尖峰电流的变化情况并绘制历史曲线图，用户根据需要还可以增加开关位置遥信采集、开关遥控、远程无线抄表和无功补偿柜电容投切等功能。
故障定位及在线监测（控）系统还可以提供瞬时性短路故障、瞬时性和间歇性接地故障的在线监测和预警功能，以及故障后事故分析和总结功能。
1.2 总体要求1.2.1当线路正常运行时：系统能够及时掌握线路运行情况，并将线路负荷电流、首半波尖峰突变电流、线路对地电场等线路运行信息和太阳能充电电压、电池电压等设备维护信息处理后发送至主站，在主站能够方便地查询有关实时信息和历史数据。
为及时掌握线路故障前的运行状态，保证线路正常运行，避免事故发生，并为在线调整故障检测参数提供技术手段。
1.2.2当线路发生故障时：系统能够及时判断出短路、过流和接地故障点，并将动作信号、短路动作电流、首半波尖峰电流、线路对地电场、接地动作电流等故障信息处理后发送至主站，在主站能购方便地查询有关历史数据和故障信息。
小电流接地故障定位方法及其应用
小电流接地故障定位方法及其应用摘要：配电网结构复杂,故障多发,尤以单相接地故障为甚。
发生单相接地故障(又称小电流接地故障)后,系统可以带故障运行一段时间,且瞬时故障可以自行修复，供电可靠性较高。
但接地故障会产生过电压,危害系统安全,甚至导致线路跳闸,造成供电中断。
为保证系统安全和供电可靠性,必须迅速确定故障点位置以采取处理措施。
关键词：小电流接地系统；故障定位；技术现状；问题；0 引言在配网自动化系统中，故障定位是至关重要的系统功能，能够为系统的稳定运行提供保障。
采取故障定位方法，可以使故障出现的范围得到缩小，从而使系统故障处理效率得到提高。
但是，小电流接地故障具有故障原因不稳定和故障电流不明显等特点，难以实现故障定位。
因此，有必要加强小电流接地故障定位方法的研究，以便为电网的稳定运行提供更多保障。
1 小电流接地故障区段定位方法1.1 辐射性小电流接线方式配电网自动化设计一般具有开环运行与闭环设计的特点，不同的配网线路通过双电源形式形成环状结构，在正常情况下，双电源开关处于断开状态，配电线从变电站引出形成开环树状辐射接线结构，该种接线方式为配电网常用的接线方式，如图1 所示。
1.2 故障定位和故障选线在小电流接地系统中，若出现接地故障，没有出现故障的线路电压为线电压，尤其当小电流接地故障为间歇性弧光接地故障时，整个线路中性点电荷没有释放通路，引发弧光接地电压，配网线路的绝缘性受到较大挑战，较易转变为相间性短路，所以，当出现该种情况时，应尽快找出线路的故障发生位置，并尽快将故障排除。
故障选线为在同一条母线上多条配电线路中找出小电流接地故障线路。
如图2 所示：当配网自动化线路中有一条AB 支路发生小电流接地故障，技术人员根据故障特征，找出故障发生区段，该过程为故障定位。
在整个配网系统中设置多个检测节点，以每个节点为检测区段，能够实现小电流接地故障区段的准确定位。
1.3 小电流接地故障特征信息的获取小电流接地故障测点采用广域测量技术，通过GPS 全球定位系统，实时获取各个测量点的数据，并保证数据的同步性，然后在GPRS 分组无线服务技术的支撑下实现GPS 检测数据的准确传输。
配电自动化终端常见故障及解决方案
配电自动化终端常见故障及解决方案摘要：随着时代的发展，我国科技得到了飞速发展，自动化技术在配电网中获得了广泛的应用，配电自动化的深化应用不仅缩短了配电网故障停电时间，提升了运行管理水平，还可以改善供电质量。
然而，在实际应用中往往存在配电自动化终端在线率低、频繁死机、开关误动作等问题，严重影响了配电自动化系统的正常使用，解决这些问题已经成为供电企业的首要任务。
关键词：配电自动化终端；运维管理；方案引言配电自动化的控制终端不仅具备数据收集及数据传递功能，而且能够满足配电网故障实时检测与自动监控需求。
总地来说，控制终端的运行状况和系统流畅度直接影响到整个配电系统。
文章主要分析了配电自动化控制终端的基本职能及其常见的故障问题，希望以此来强化控制终端的稳定性和安全性。
1配电自动化终端的常见故障分析1.1主要站点和副站点的协作配电网络的自动化系统总体上是一个层次的。
因此，该系统的主要作用是对配电系统的故障进行监测和报告。
在此过程中，主站和副站均能够准确的对故障发生的位置进行确认，同时对没有发生故障的区域开展自动隔离，对故障发生位置进行功能恢复。
其实，在实际工作中，对于故障位置的确认和故障功能的修复是相对独立的两份工作。
除此之外，因为主站的独立处理、子站处理主站作为备用、子站独立处理、子站分离主站恢复、以及对故障处理的急迫需要，子站需要在各终端收集发生故障的信息以及与其相关的隔离信息，同时还需要收集恢复电源的地区信息。
1.2配电自动化系统发生了误报其实，一旦有漏洞，系统就会自动判定，并及时地进行补缺；当断路器的电源开关出现故障时，很可能会出现定位错误，在这种情况下，首先要将故障电流记录下来，然后判断电流是否合格、是否存在漏报情况，同时还需要根据故障开展后续工作或及时报警。
在实际工作过程中，绝大多数会把终端故障和事故跳闸视为启动故障的先决条件，而终端错误则是故障的起始点。
1.3通信中断若发生遥控台与厂站发生中断，需向遥控台报告，并将其视为漏报，以进行一系列的故障定位等工作，否则无法进行故障部位的定位。
利用故障指示器实现配电线路短路及接地故障定位系统
２ ３ 系统 工 作原 理 ．
数 字 化 的 故 障 指 示 器 ＦＣＩ 要 安 装 在 主
变 电 站 出 线 、 要 分 支 线 和 重 要 电 力 设 备 重 处 ， 条 线 路 装 １ （ ３只 ）， 实 现 这 些 点 每 组 共 以 的远 程 监 测和 故 障 定 位 ， 时 在 附 近 安 装 １ 同
特 点 ： １ 采 用 数 字 化 的 故 障 指 示 器技 （） 台 数 据 采 集 器 ＤＣＵ。 ＦＣＩ 带 有 四 字 节 通 讯 术 ， 用范 围广 ， 靠性 高 ， 都 适 可 并且 免维 护 ；２ （） 地 址 ， 于 ＤＣＵ对 ＦＣＩ 识 别 ； 用 的 ＤＣＵ也 带 有 对 于 小 电 流 接 地 系 统 ， 以 通 过 监 铡 架 空 可 字 节 地 址 ， 于 ＤＣＵ与 主 站 （ ＲＳＤＴＵ） 用 ＧＰ 线 路 的 接 地 暂 态 电 流 ， 合 小 电 流 接 地 选 结 之 间 的地 址 识 别。 ＤＣＵ与 ＦＣＩ 用 短 距 离 无 线 装 置 ， 以 大 大 提 高 接 地 故 障 检 测 的 准 采 可 线 调 频通 讯 ， ＤＣＵ与 主 站 之 间 采 用 ＧＰＲＳ 公 确 性 ； ３ 无 线 通 讯 终 端 采 用 太 阳 能 电 池 板 （） 网通 讯 。 路 正 常 运 行 时 ， 线 ＦｃＩ 时 采 集 线 供 电 和 后 备 大 容 量 免 维 护 锂 电 池 ， 保 随 实 确 路 电流 、 压 ， 电 ＤＣＵ向 下 采 用 Ｐ ＯＬＬ ＮＧ规 约 时 随地 都 能 保 持 数 据 通 讯 畅 通 无 阻 ；４ 主 Ｉ （） 轮 询 每 只 ＦＣＩ ＦＣＩ 预 设 的 通 讯 策 略 进 行 站 ＳＣＡＤＡ系 统 可 以 实 时 对 现 场 的 数 字 化 ， 按
配网自动化系统功能
配网自动化系统功能1.‘四遥’系统可通过LTU实现‘遥测’、‘遥信’、‘遥调’和‘遥控’：●‘遥测’：实时采集线路的电流、电压、功率、谐波等数据，并可实现每秒钟上传1次，为配电自动化提供及时和准确的基础数据。
●‘遥信’：准确检测线路发生的故障情况，包括相间短路、过电流、单相接地、过压、欠压、缺相、断电等故障或者异常状态，并及时上传。
实现了故障精确定位，为提高供电可靠性提供了技术支持。
●‘遥调’：可根据所采集的线路运行数据，通过后台软件灵活的采用自动或者人工操作的方式，实现对LTU的故障判决相关参数（如电流、延时等）的远程设置和修正，从而有效的避免了由于架空线路负载变动大、线路改造频繁、输送功率和供电方向经常变动所带来的故障漏判、错判等问题。
●‘遥控’：LTU可以与线路已经安装的柱上开关进行配合，后台软件可以通过LTU远程控制柱上开关的分合。
当确定了故障精确范围后，通过遥控柱上开关，把故障区段隔离出来，恢复其他无故障区段的供电，提高了经济效益和社会效益。
2.对时系统具有对时功能，通过主站向LTU发送对时指令，保证数据的时钟同步。
3.本地数据记录LTU具有完整的数据记录功能，采用SOE方式记录保存在Flash存储器中，具有无供电保存和掉电恢复功能，可支持远程历史数据调取和查询，便于后台软件处理和分析。
●运行参数记录：定点记录线路的运行数据，如电流、电压、功率、谐波等。
●告警记录：记录包括装置上电、装置掉电、装置复位、信号复位、遥控操作、修改定值、装置自检错误等信息。
●故障记录：记录故障电流大小及发生时刻。
●遥控信息记录：记录遥控操作发生的时刻、状态及类型。
●遥信变位记录：记录遥信变位的时间和状态。
4.就地报警指示和人机交互●在检测到线路故障、终端自身故障时，除了主动上传故障信息，LTU还具有就地报警指示功能，有助于管理人员查找故障。
●LTU具有操作显示面板，支持就地设置和修改参数、控制开关动作、查询SOE记录等功能。
基于波形的10_kV配网单相接地故障区段定位技术
运营维护技术配网单相接地故障区段定位技术曲晓（国网山东省电力公司龙口市供电公司，山东通过线路终端采集故障线路零序电流波形，借助相关系数对零序电流波形相似度进行计算，将其作为 配电网单相接地故障区段的定位依据。
研究结果显示，故障区段两端的零序电流系数是与相接近的正数，由此在-0.5～1比阈值区段小，则属于故障区段，若比阈值区段大，则属于非故障区段。
波形；配电网；单相；接地故障；区段定位Waveform Based Single Phase Grounding Fault Location Technology for 10 kVDistribution NetworkQU Xiao(China National Grid Shandong Electric Power Co., Longkou Power Supply Co., Yantaizero sequence current waveformcalculates the similarity of the zero sequence current waveform with the help of correlation coefficients，则说明该区段属于故障区段；，则说明该区段属于非故障区段。
锁定故障后，向主站上报故障位置，由主站分析并发出解决命令，断开故障区段电路，有效隔离非故障与故障区。
配网的单相接地故障区段定位仿真配网的单相接地故障区段定位所示。
系统的中性点经过消弧±0.88 Ω，、15 km 。
线路单位长度的零序与正序参数值如表图1 系统单线图表1 线路单位长度零序与正序参数值线路L/（mH/km）R/（Ω/km）C/（μF/km）正序0.390.180.0968零序1.730.240.0900以上线路中，线路3创建有4个零序电流检测元件，能够对零序电流波形进行实时记录，模拟线路内具有录波功能的配电线路终端，检测元件划分线路为区段1～区段4。
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1、传统的暂态选线方法----首半波法
• • • • 1950年代国外提出零序电压电流初始极性比较法 1970年代国内研制出首半波法的接地保护装置 极性正确时间短，受电网参数、短路相角影响。 受当时技术条件限制，处理方法简单。
u0
i0
2、现代暂态选线方法
• 计算机、微电子技术的发展，为开发暂态电气量选线新技术创造了条 件。 • 行波测距技术已在输电线路中应用，获得了极大成功，充分地体现出 了暂态继电保护的生命力 • 自上世纪90年代起，利用暂态电气量的选线法又引起了人们的重视。 • 已提出多种暂态选线方法 • 已开发出新型暂态法选线装置，实际故障选线效果良好。
u 0 ( ) t
d dt
式中： u 0 ( t )
u 0 ( ) t
d
为电压 u 的Hilbert变换。
0
暂态无功功率可表示为：
u0 (t )
滤波 特征分量 Hilbert 平均
Q0 0
i 0 (t )
滤波
特征分量
对于故障线路故障点到母线区段上的检测点，Q 0 ； Q 对于健全线路和故障线路故障点至负荷段检测点， 0 。
2、需要一种能适应配电线路的定位方法
• • • • 能适应配电线路短、分支多、结构复杂的特点 能适用于经消弧线圈接地 能检测瞬时故障 不受不稳定电弧和间歇性电弧的影响
3、暂态无功功率定位原理
选取所有线路成容性的低频段为SFB频段，在该频段内，所有线路可 等效为电容，零模网络等效电路如图所示。
i01 C 01 D1
母线i0f U0 f
i0l C 0k2
i0N C 0N
DN
SFB频段内的零模网络等效图
定义暂态无功功率为电压信号的Hilbert变换与电流信号在暂态时段内 的平均功率[7]，即：
Q0
1 T
1
T
^
0
i 0 ( t ) u 0 ( t ) dt
T
T
0
i0 ( t )
配电网故障选线与自动定位系统
2010.10.22
主要内容
• • • • • 小电流接地故障的信号特征 暂态选线技术的可靠性 故障定位的必要性与可行性 故障定位原理 利用FTU故障定位的解决方案
一、小电流接地故障的信号特征
1、小电流接地系统
中性点不接地系统；中性点经消弧线圈接地系统。
2、小电流接地故障
指小电流接地系统（中性点非有效接地系统）的单相接地故障。
3、小电流接地系统存在的问题
• 非故障相电压升高，危害电网绝缘。
– 正常情况下，非故障相电压升高1.732倍。 – 接地点间歇拉电弧，线路电容反复充放电，电压升高可达3.5倍。
• 接地电弧长期存在，可能烧坏接地点绝缘，造成相间短路故障。 • 继电保护配置困难：
3、利用暂态特征分量的新方法
确定被利用信号频带范围（SFB），中性点不接地系统为0-ωh ；消 弧线圈接地系统为 ωL –ωh。 • 暂态电流幅值比较法 • 暂态零序电流极性比较法 • 暂态容性无功功率方向方法
三、故障定位的必要性和可行性
1、配电网的接地故障检测
• • • • 接地故障有无的判断 接地线路的检测判断 接地线路故障区段定位 接地线路故障点定位
– 故障电流微弱，接地电弧不稳定，接地故障选线的问题一直没有得到很好地 解决； – 许多供电部门仍然采用拉路法选择接地线路。供电瞬时中断，影响用户用电 设备正常工作，甚至可能造成停电事故。
4、小电流接地故障稳态特征
• A相接地后,接地相电压为零,非故障相电压升高1.73倍,零序电压与故 障前故障点电压大小相等，极性相反。接地点电流是正常运行时三相 对地电容电流的算术和。 • 中性点不接地系统：故障线路零序电流是所有非故障元件（线路）电 容电流之和，方向是由故障点流向母线；非故障相零序电流等于线路 本身电容电流，方向由母线流向故障；故障线路电流大于非故障线路， 二者反极性。 • 谐振接地系统：过补偿状态下，故障线路电流方向与非故障线路一致， 由母线流向故障点，幅值往往也小于非故障线路；故障线路电气量失 去“唯一性”特征，这是谐振接地系统小电流接地故障选线难的根本 原因。
C B A
EA U
C0
U U0 B0 o EB
EC
5、小电流接地故障暂态特征
• 暂态电流远大于稳态电容电流。暂态最大电流与稳态电容电流之比， 可达到几倍到十几倍。 • 暂态最大电流值与故障时电压相角有关。一般故障都发生在电压最 大值附近。 • 暂态电流值不受消弧线圈的影响。
u0 i0
二、暂态选线技术的可靠性
0 0
利用该特征即可确定故障区段。
利用FTU实现小电流接地故障定位如下图所示。
7 2 变 电 站 1 3 5 6 F 8
4
Q0 0
Q0 0
五、利用FTU故障定位的解决方案
供电公司侧
1、系统结构：
调度主站电脑 服务器
防火墙
网络设备
上 一 级 调 度 端
变电站侧
户外侧
主站电脑 打印机
主 站 层
2、配电网接地故障的处理
• 故障发生瞬间，故障线路的开断和清除 • 故障区段隔离和非故障区域恢复供电 • 故障点定位和巡查检修
3、智能电网的主要特征之一----自愈
故障隔离是智能电网自愈特征的主要表现形式。
四、故障定位原理
1、已有故障定位方法
• 基于阻抗原理的测距方法 ：不适合配网 • 行波法 ：不适合分支多、线路短 • 注入法：不能检测瞬时故障，信号弱、接地电阻大时影响结果
路由器 服务器
公共通道或者综自转发
变电站安装屏
公共通道或者VPN专用通道
通 信 通 道 层
控制主机
XJ100小电流接 地选线装置
FTU 电压电 流接入
核 心 设 备 层
站内PT 站内零序CT
杆上传感设备
传 感 设 备 层
2、技术原理
• 发生故障时，站内选线装置采集母线处的零序电压与各出线的暂态零 模电流，利用幅值、极性、功率方向等方法确定故障线路，并将其通 过通信网络上报定位主站。 • FTU根据故障时分别产生的电压、电流信号的特征，计算故障方向， 并将故障信息通过通信网络上报至自动定位系统主站。 • 定位主站根据站内选线设备的结果先确定故障线路，再根据站端设备 上报的结果确定故障所在区段。
3、技术特点：
• • • • • • 电源方案：PT取电、低压侧电源、太阳能等多种方案 通信方案：常用的为光纤、VPN专网、 GPRS公网等 信号获取：PT、三相CT、零序CT、专用离线传感器等多种形式 站端设备：FTU（硬件采用高速DSP+主CPU双核主板等） 站内设备：暂态原理的选线系统，准确率95%以上 主站软件：多种判据区段定位