配电线路故障在线监测系统振中电力软件有限公司概述1.1. 背景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。

短路和单相接地故障是目前配电网络中的两大故障，由于短路故障发生时有明显的电流变化，因此短路故障检测相对容易，而单相接地故障检测就相对要难的多，尤其是小电流接地系统的单相接地故障检测更是困扰电力系统多年的世界性难题。

近年来很多单相接地是由硅橡胶绝缘的氧化锌避雷器击穿导致的，这种避雷器击穿后从外表很难观察出来（无破裂、无火花、无声响），地是配网线路中常见的事故类型，也是一直以来困扰事故处理人员的一大短路和接问题。

究其原因，事故点不明显。

发生故障后，工作人员盲目巡线或是利用分段合闸等落后方法查找故障区，因此对于较长的线路有些故障查找往往需要一到两天的时间，无形中延长了停电时间，造成了直接的经济损失，极大的影响了供电可靠性，社会影响也较大。

1.2. 系统概述振中电力软件有限公司研发并生产的配电线路故障在线监测系统，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。

C变电站B 主干线2A110GSM/GPRS/CDMA/3Gm31、系统结构和工作流程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。

2.1.1.架空线路型终端装置2.1.2.电缆线路型终端装置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。

可通实现数据远传。

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。

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。

检测太阳能通信主机可接收并处理多组故障检测终端的上行射频信号，并具有 GSM/GPRS 通 信功能,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21 Z200 19分支线15XE 14瞥13百、短路故障点F1架空线路故 障检测终端违正常状态豎故障状态SHDA-2117-02A电缆型通信主机数据总线SHEC-II面板指示器光纤SHDA-2110-02A短路故障检测终端SHDA-2110-03A接地故障检测终端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。

面板指示器可就地显示故障类型和故障位置，并将故障信号通过总线方式汇集至数据集中器。

数据集中器可接收并处理多组故障检测终端的上行故障信号，并具有GSM /GPRS /RS232 /RS485 / Ethernet通信功能，可通实现数据远传。

2.2. 工作流程放射性线路主干线路故障F1变电/// I蛾I Fl . JI• 1321) L3和L4之间的主干线上发生故障；2) L1、L2、L3均会感测到故障电流、电压等;3) L1、L2、L3均会发送故障信息给主站;4) 主站应用软件结合线路拓扑结构和故障检测终端的位置信息判断出故障点位于和L4之间，并以图形和声音的方式进行报警。

分支线路故障F2L3• LB21) LA2和LA3之间的分支上发生故障；2) L1、L2、LA1、LA2均会检测测到故障电流、电压等；3) L1、L2、LA1、LA2均会发送故障信息给主站；4) 主站应用软件结合线路拓扑结构和故障检测终端的位置信息判断出故障点位于LA2和LA3之间，并以图形和声音的方使进行报警。

双电源供电线路主干线线路故障F1① 双电源供电线路，变电站1供电1) L3和L4之间的分支上发生故障;ILA2 \LAS变电蝴.LB1LA1LA2LA3LI321) LA2和LA3之间的分支上发生故障；2) L1、L2、LA1、LA2均会检测测到故障电流、电压等; 3)L1、L2、LA1、LA2均会发送故障信息给主站4）主站应用软件结合线路拓扑结构和故障检测终端的位置信息判断出故障点位于 LA2和LA3之间，L1、L2、L3均会检测测到故障电流、电压等; L1、L2、L3均会发送故障信息给主站;主站应用软件结合线路拓扑结构和故障检测终端的位置信息判断出故障点位于 L3和L4之间，并以图形和声音的方使进行报警。

双电源供电线路，变电站 2供电[.AII A3L4 FIL6LUI变电 站2LB2L3和L4之间的分支上发生故障;L4、L5、L6均会检测测到故障电流、电压等; L4、L5、L6均会发送故障信息给主站;主站应用软件结合线路拓扑结构和故障检测终端的位置信息判断出故障点位于 L3和L4之间，并以图形和声音的方使进行报警。

分支线路故障F2LA1LA2LA3妇11LI L2LH1变电 站2并以图形和声音的方使进行报警。

三、关键技术3.1. 故障检测和判决3.1.1. 短路故障检测技术一般在线路发生短路故障时有明显的电流变化，因此短路故障检测相对容易。

我们根据线路发生短路故障时实际的电流和电压变化特点，采用了多条件综合判决算法，保证短路故障判决100%准确。

[SU=0V, l=0A厶说明：It为线路突变电流值；U、I为线路故障后电压、电流值;△ T为电流突变时间；X为所设定的启动值。

3.1.2.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。

同时，弧 光接地还会引起全系统过电压，进而损坏设备，破坏系统安全运行。

因此，当发生单相接地故障时， 必须及时找到故障线路予以切除。

同时相比短路故障而言，单相接地故障检测就相对要难的多，尤 其是小电流接地系统的单相接地故障检测更是困扰电力系统多年的世界性难题。

在小电流接地系统 的故障相上，其暂态电容电流电流为全系统非故障元件对地暂态电容电流之和，数值一般较大。

故 采用分析暂态电容电流作为接地故障电流的判据。

对于架空线路的接地电容电流值的计算，电力系 统提供了经验计算公式：I C 二(2.7 ~ 3.3)U PL 10 -式中，Ic 为接地电容电流(A ), U p 为线电压(kV )，为L 架空线路长度(km)，系数2.7，适用于无架 空地线的线路，系数3.3适用于有架空地线的线路。

以10kV ，40km ，无架空地线的线路为例，将上述参数代入上式后计算得单相接地电容电流为1A ，可被检测到并进行报警。

对于接地故障的检测，我们充分分析并通过长期的应用，研究出了电容电流检测和发生接地故 障时电压的实际变化相结合的综合检测算法。

这种综合判决法取长补短，可以通过电压的变化分析弥补电容电流检测对于阀值设定精度要求较高的缺陷，同时还可以防止由于其他暂态信号导致误动 的可能。

丄说明：It 为线路突变电流值；U 、I 为线路故障后电压、电流值; △ U 为接地相电压降；△ T 为电流突变时间；I o 为暂态电容电流； X为所设定的启动值。

在现行的中性点经消弧线圈接地系统中，消弧线圈一般采用的是 是在检测到电容电流后马上投入运行，并不能阻止电弧的产生过程，且其检测到电容电流、消弧装 置投运都需要一定的时间，同时终端的接地故障电流的采样时间小于 5ms,这段时间足够接地故障检测终端进行故障采样之用，因此该装置适用于中性点经消弧线圈接地系统。

0秒投切的方式。

此方式指的3.1.3. 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。

信号源法和不需要信号源的综合检测法相比，存在以下几个问题：1 ) 信号源法需要在变电站内安装信号源柜，这需要多部门协调，不容易操作和维护。

无源综合检测法不需要多部门之间协调，既可以监测整条线路，也可以仅监测某段线路。

2) 信号源法需要安装信号源柜，必须占用一定的有效空间，如果变电站内没有间隔剩余，就没有空间安装信号源柜。

无源综合检测法只需要在线路上安装体积小的终端装置即可，不需要占用变电站或者杆塔上的空间。

3) 采用信号源法的系统对于80%以上无中性点的系统，也就是变压器是三角形接线，那么需要安装接地变压器，然后再安装信号源柜，整个工程相当复杂。

采用无源综合检测法系统，除了终端装置，不需要增加任何其他辅助的设备，安装施工简单。

4) 采用信号源法的系统，如果不能在变电站内安装，则需要在线路上安装信号源，整个安装工作比较复杂，而且维护不便，可靠性差。

采用无源综合检测法系统，不需要在任何地方安装信号源，系统简洁可靠。

5) 采用信号源法的系统无法检测高阻接地故障。