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[摘 要]如今，社会在不断进步，配网体系也更加健全起来。与此同时，我国的用户对电力的使用质量也有了更高的要求，在提高电能质量和可靠性方面需要引进自动化建设，以方便配网能更大程度上满足人们对于电力的需求。结合我国现实的配网应用现状，配电网的故障检测及定位是一项十分重要的内容，可以更好地为实现配网自动化奠定基础。在具体的配网应用过程中，自动化故障是影响配网自动化的重要影响因素，对于配网的进一步探究性应用有十分重要的意义。
[关键词]配网自动化；故障检测；定位措施
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）25-0304-01
导言
配网自动化的安全性及稳定性能够保证生产及生活中的正常用电，而且配电系统的运转情况直接关系到用户的用电使用情况，所以必须保证配网自动化的高效运行，以实现电力资源的合理配置，这就要有针对性地对故障进行检测定位，以便及时隔离故障区域，恢复非故障区供电系统的稳定性。
1配网自动化的重要性
在配网体系当中，自动化是实现现代化供电需求的重要手段和途径，是指围绕配网自动化为中心内容，利用网架和设备作为机械设备支持，最终达到实现监测和控制配网系统的目的。在整个过程中，需要对相关的信息进行搜集和处理，根据配网自动化需要用到的素材进行优化整合，便于实现配网系统管理的科学化。要想实现配电网的自动化应用，就需要借助配电自动化系统进行辅助，这个系统是以计算机技术、电子技术、网络技术以及通信技术等多种现代的电子信息技术为主要的手段，在电力一次设备以及馈线自动化设备机械的应用下，对配网自动化实现实时地故障处理的强大系统。一般说来，配网自动化系统的构成由以下几部分：配电主站、配电子站、配电终端以及通信通道等四部分。总之，配网自动化是为了确保配网供电整体的安全性和可靠性，可以实时监测配网的运行情况，并及时处理有关故障问题的系统。对于整体的效率以及质量的改进具有十分重要的现实作用，尽最大限度的满足用户的用电需求。
2故障检测措施
2.1措施自身局限性
对于部分新区的配网自动化，为使馈线实现自动化，使馈线在发生故障以后，可自动进行检测，同时在最短的时间内恢复供电，需要对配电网实施改造，使其变成环网的结构，以此形成类似于手拉手形式的供电。这从本质上讲是运用单回路供电所需投资，实现双回路供电才有的稳定性与可靠性，任何一条线路发生故障，首先借助自动化终端对故障进行识别，向主站传输相关信息，再采用相关软件完成隔离、重构及供电恢复。这一过程消耗时间往往不足1min，极大的提高了供电恢复速度，使供电更加稳定、可靠。
在以上过程中，故障检测由故障指示器完成，如果用户线路产生故障，线路上的故障电流会经过指数器促使其内部发生接点导通，向RTU传输故障信号，然后通过光缆通道输送至主站对信息进行处理。该方法本身存在一定局限性，因指示器设于开关柜的内侧，会对正常的带电测试与维护造成不便；虽然指示器能准确反映出线路的相间短路，但对单相接地故障等却不能及时反映。
2.2措施改进与完善
将中性点不接地的配电网改造为以小电阻进行接地的新配网系统，通过这样的改造，能及时对由单相接地故障造成的故障电流进行准确的检测。在当前的配网自动化体系中，可以用到许多种不同的故障检测产品或技术，除早期产品以外，还包含不同型号与规格的FTU，这些自动化终端均具备对配电开关负荷端实施故障检测的优越性能，如果检测量可以满足进行保护动作的基本要求，则可断定此配电开关负荷存在相—地故障或相—相故障，同时将故障信息传输至主站。此外，为了避免谐波与磁化电流等对故障检测造成影响而产生误判，还可在故障发生的前后对负荷电流、电压实施监控，以此达到提升检测准确度的目的。这种故障检测的改进方法现阶段已经在很多配网自动化体系中应用，而且也有着良好的发展前景。
若配网依旧采用小接地电流，则可通过对FTU自身故障检测的有效改进来提升故障检测准确度与可靠性。一般情况下，变电站采用单相接地方式时产生的零序电压能完成具备无选择性特征的绝缘监控，同时对系统中哪一相发生接地进行判断，但无法对设备接地或馈线接地进行分辨。
如果系统中某个线路产生接地故障，流经故障相实际电容电流始终比仅流经本线路时产生的对地电容电流大，充分借助这一特性，可对零序电流进行针对性保护，此类方法更容易在有较多出线的自动化配网中应用，这是因为此类线路在发生故障后会产生较大的零序电流。对采用滤过器的架空线路而言，线路正常运行与相间发生短路时，线路一次侧电流总和等于零，但二次侧上只存在不平衡电流，主要由一次导线的实际排列没有对称或所用电流互感器有不同的特性产生。在发生接地故障以后，二次侧上会流经零序电流，最后进入到继电器中使其发生保护动作。
3配网自动化故障检测定位技术
3.1关于故障指示器的定位技术
根据配网链接方式的不同，造成故障的区段及危害性也不相同，如果采用的是中性点不直接接地的连接方法比较容易造成短路现象。发生相间短路就会使电源供电回路的阻抗变小，致使短路回路中的电流大大增加。发生两相短路也会使电路中的电流增大，这主要是由短路点与电源之间的距离决定的。
3.1.1 故障指示器运用原理
一般的故障指示器是由传感器及显示器等设备组合而成，具体的工作原理为：发生故障时，由传感器将采集的电流信号传递给显示器，并在主系统中进行处理分析，从而判定故障的性质及区段，同时会将故障的状态进行提示。而当传感器发生故障时，电流信息从故障位置处形成回路，在流过主系统时就会通过指示器产生报警。如果其他支路发生故障时没有电流信息通过，便不会发现其故障根源，这就需要根据逻辑判断进行故障检测定位，从而找到准确的故障区段。
3.1.2 主干线与分支线的故障检测定位
当主干线发生故障时，就会出现短路现象，这时系统侧与故障处形成故障回路，而且会有故障电流信息经过，故障指示器在收到指令后便提示故障区间及故障类型。分支线路的发故障时检测定位于主干线的情况类似。
3.2关于馈线终端故障检测定位的方法
3.2.1 快速定位与隔离
国内大部分配网自动化运行中故障的定位到隔离恢复供电使用的时间大约为1分钟，在实际生产及生活中，1分钟也会影响工作效率，因此这个恢复时间需要不断完善，以便在不设置不间断电源时可以保证整个系统的正产运转。这里的故障恢复时间是由配电自动化传递的故障信息所用时间来决定的，现阶段运用的以太网技术能够将用电恢复时间缩短至10秒内。
3.2.2 网络通信
网络通信逐渐应用到各个电力部门中，因此需要对供电部门的变电站及开关安装处铺设光纤，如果所涉及到的馈线终端能够达到10M/100M的以太网，而且能够将CP/IP协议在主站与子站之间进行通信，那么以太网的光纤就能达到一个理想状态。
结语
综上所述，我国配网自动化的故障定位技术引用时间还比较短暂，因此在具体的使用和操作中还会存在很多问题。这就应该结合我国配网的具体情况，就在具体实践中的故障定位问题进行完善和改进，保证故障定位中的算法误差控制在一定的范围内，尽量将定位容错性欠缺和定位不准的可能性降到最低。
參考文献
[1]张鹏，李铭，罗磊，毕成琼.配网自动化过程中故障检测定位措施[J].山东工业技术，2017（06）：130～131.
[2]蒋严庆.对配网自动化中故障检测定位措施的探讨[J].华东电力，2001（12）：22～24.
[关键词]配网自动化；故障检测；定位措施
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）25-0304-01
导言
配网自动化的安全性及稳定性能够保证生产及生活中的正常用电，而且配电系统的运转情况直接关系到用户的用电使用情况，所以必须保证配网自动化的高效运行，以实现电力资源的合理配置，这就要有针对性地对故障进行检测定位，以便及时隔离故障区域，恢复非故障区供电系统的稳定性。
1配网自动化的重要性
在配网体系当中，自动化是实现现代化供电需求的重要手段和途径，是指围绕配网自动化为中心内容，利用网架和设备作为机械设备支持，最终达到实现监测和控制配网系统的目的。在整个过程中，需要对相关的信息进行搜集和处理，根据配网自动化需要用到的素材进行优化整合，便于实现配网系统管理的科学化。要想实现配电网的自动化应用，就需要借助配电自动化系统进行辅助，这个系统是以计算机技术、电子技术、网络技术以及通信技术等多种现代的电子信息技术为主要的手段，在电力一次设备以及馈线自动化设备机械的应用下，对配网自动化实现实时地故障处理的强大系统。一般说来，配网自动化系统的构成由以下几部分：配电主站、配电子站、配电终端以及通信通道等四部分。总之，配网自动化是为了确保配网供电整体的安全性和可靠性，可以实时监测配网的运行情况，并及时处理有关故障问题的系统。对于整体的效率以及质量的改进具有十分重要的现实作用，尽最大限度的满足用户的用电需求。
2故障检测措施
2.1措施自身局限性
对于部分新区的配网自动化，为使馈线实现自动化，使馈线在发生故障以后，可自动进行检测，同时在最短的时间内恢复供电，需要对配电网实施改造，使其变成环网的结构，以此形成类似于手拉手形式的供电。这从本质上讲是运用单回路供电所需投资，实现双回路供电才有的稳定性与可靠性，任何一条线路发生故障，首先借助自动化终端对故障进行识别，向主站传输相关信息，再采用相关软件完成隔离、重构及供电恢复。这一过程消耗时间往往不足1min，极大的提高了供电恢复速度，使供电更加稳定、可靠。
在以上过程中，故障检测由故障指示器完成，如果用户线路产生故障，线路上的故障电流会经过指数器促使其内部发生接点导通，向RTU传输故障信号，然后通过光缆通道输送至主站对信息进行处理。该方法本身存在一定局限性，因指示器设于开关柜的内侧，会对正常的带电测试与维护造成不便；虽然指示器能准确反映出线路的相间短路，但对单相接地故障等却不能及时反映。
2.2措施改进与完善
将中性点不接地的配电网改造为以小电阻进行接地的新配网系统，通过这样的改造，能及时对由单相接地故障造成的故障电流进行准确的检测。在当前的配网自动化体系中，可以用到许多种不同的故障检测产品或技术，除早期产品以外，还包含不同型号与规格的FTU，这些自动化终端均具备对配电开关负荷端实施故障检测的优越性能，如果检测量可以满足进行保护动作的基本要求，则可断定此配电开关负荷存在相—地故障或相—相故障，同时将故障信息传输至主站。此外，为了避免谐波与磁化电流等对故障检测造成影响而产生误判，还可在故障发生的前后对负荷电流、电压实施监控，以此达到提升检测准确度的目的。这种故障检测的改进方法现阶段已经在很多配网自动化体系中应用，而且也有着良好的发展前景。
若配网依旧采用小接地电流，则可通过对FTU自身故障检测的有效改进来提升故障检测准确度与可靠性。一般情况下，变电站采用单相接地方式时产生的零序电压能完成具备无选择性特征的绝缘监控，同时对系统中哪一相发生接地进行判断，但无法对设备接地或馈线接地进行分辨。
如果系统中某个线路产生接地故障，流经故障相实际电容电流始终比仅流经本线路时产生的对地电容电流大，充分借助这一特性，可对零序电流进行针对性保护，此类方法更容易在有较多出线的自动化配网中应用，这是因为此类线路在发生故障后会产生较大的零序电流。对采用滤过器的架空线路而言，线路正常运行与相间发生短路时，线路一次侧电流总和等于零，但二次侧上只存在不平衡电流，主要由一次导线的实际排列没有对称或所用电流互感器有不同的特性产生。在发生接地故障以后，二次侧上会流经零序电流，最后进入到继电器中使其发生保护动作。
3配网自动化故障检测定位技术
3.1关于故障指示器的定位技术
根据配网链接方式的不同，造成故障的区段及危害性也不相同，如果采用的是中性点不直接接地的连接方法比较容易造成短路现象。发生相间短路就会使电源供电回路的阻抗变小，致使短路回路中的电流大大增加。发生两相短路也会使电路中的电流增大，这主要是由短路点与电源之间的距离决定的。
3.1.1 故障指示器运用原理
一般的故障指示器是由传感器及显示器等设备组合而成，具体的工作原理为：发生故障时，由传感器将采集的电流信号传递给显示器，并在主系统中进行处理分析，从而判定故障的性质及区段，同时会将故障的状态进行提示。而当传感器发生故障时，电流信息从故障位置处形成回路，在流过主系统时就会通过指示器产生报警。如果其他支路发生故障时没有电流信息通过，便不会发现其故障根源，这就需要根据逻辑判断进行故障检测定位，从而找到准确的故障区段。
3.1.2 主干线与分支线的故障检测定位
当主干线发生故障时，就会出现短路现象，这时系统侧与故障处形成故障回路，而且会有故障电流信息经过，故障指示器在收到指令后便提示故障区间及故障类型。分支线路的发故障时检测定位于主干线的情况类似。
3.2关于馈线终端故障检测定位的方法
3.2.1 快速定位与隔离
国内大部分配网自动化运行中故障的定位到隔离恢复供电使用的时间大约为1分钟，在实际生产及生活中，1分钟也会影响工作效率，因此这个恢复时间需要不断完善，以便在不设置不间断电源时可以保证整个系统的正产运转。这里的故障恢复时间是由配电自动化传递的故障信息所用时间来决定的，现阶段运用的以太网技术能够将用电恢复时间缩短至10秒内。
3.2.2 网络通信
网络通信逐渐应用到各个电力部门中，因此需要对供电部门的变电站及开关安装处铺设光纤，如果所涉及到的馈线终端能够达到10M/100M的以太网，而且能够将CP/IP协议在主站与子站之间进行通信，那么以太网的光纤就能达到一个理想状态。
结语
综上所述，我国配网自动化的故障定位技术引用时间还比较短暂，因此在具体的使用和操作中还会存在很多问题。这就应该结合我国配网的具体情况，就在具体实践中的故障定位问题进行完善和改进，保证故障定位中的算法误差控制在一定的范围内，尽量将定位容错性欠缺和定位不准的可能性降到最低。
參考文献
[1]张鹏，李铭，罗磊，毕成琼.配网自动化过程中故障检测定位措施[J].山东工业技术，2017（06）：130～131.
[2]蒋严庆.对配网自动化中故障检测定位措施的探讨[J].华东电力，2001（12）：22～24.