配网自动化中的故障诊断与恢复策略研究

配网自动化中的故障诊断与恢复策略研究

徐鑫

云南电网有限责任公司临沧耿马供电局

摘要：配电自动化是实现智能电网的重要组成部分，利用自动化系统构建双向通信网络，并借助传感器等现代化设备实现电网安全、稳定运行，因此与传统配电系统相比配电自动化无论是运行模式还是技术水平上都有明显提升。

关键词：配网自动化；故障诊断；恢复策略

引言

面对不断增加的电力资源需求，为保证配电线路稳定可靠供电，需要对配电线路常见运行故障进行分析，总结各影响因素，然后选择专业技术手段进行检修维护，不仅可以预防故障的发生，还可以及时完成故障的处理，使得线路快速恢复正常供电。配网自动化技术在配电线路故障处理中的应用已经比较成熟，积累的经验可以为后续的实际应用提供支持，更好地应对不断扩大规模的线路，做好故障信息的收集与分析，掌握故障实际情况，并确定最佳处理方案，花费更少的时间来恢复电网的正常运行。

1.配电自动化系统的构成

（1）信息采集功能。信息采集是通过不同功能模块实现的，主要包括：①配电主站层。该功能架构可同时从不同子站采集系统运行数据，通过主站识别特定区域的电网运行数据后，将配电网划分为故障隔离区、非故障区等，可实现非故障区正常供电，满足居民日常生活需求。此外，通过配电网主站还可以识别系统电网运行状态，达到调整配电系统运行效率的目的。②配电子站系统。因为城市中电力系统体量大且结构复杂，所以在配电自动化系统中不需要直接向主站层输入信息，但为保证各类信息处理的时效性，通常会在系统中增设子站层采集配电区域信息，经子站层的信息处理后，即可将信息发送至主站层，最终由主站层识别系统中的数据故障并发送控制指令，确保故障问题得到解决。③终端设备层。该功能层的功能是控制配电系统的同时采集运行数据，目前常见的终端设备层包括FTU、DTU等。（2）馈线自动化。在配电网自动化系统运行中，利用馈线自动化可以采集电网运行资料，包括监控馈线电流、配电电压值以及开关状态等，通过识别上述关键参数变化，可以通过自动化控制路线的自动开闸与合闸过程。同时在馈线自动化技术的支持下，该系统技术同时可以识别负荷分布不均匀问题，并自动调整配电系统运行参数，同时切除线路中的故障区域，达到控制故障范围的效果。

2. 配网自动化中的故障恢复策略研究

2.1馈线自动化开关的类型

（1）智能柱上断路器。可以分析馈线实际状态，根据结果来配置自动化控制单元与保护单元。同时能够迅速切断短路电流、零序电流及负荷电流，与带时限过流保护动作互相配合，为重合闸提供保护。（2）智能柱上负荷开关。相比以往所应用的普通柱上负荷开关，智能柱上负荷开关中新增设的自动化控制单元能够自主判断是否切断负荷电流和零序电流，与此同时还可以根据需求配置成电流型或电压型开关。通过安装智能柱上负荷开关，在线路发生运行故障后，可以做到有压延时合闸与无压延时合闸，顺利地将故障区域隔离出去。（3）分支用户分界断路器。通过采用整定保护定值的方法，馈线出线断路器和干线上所安装的自动化断路器之间可以配合作业，一旦用户侧配电线路发生故障，系统可以直接将其自动切除，彻底杜绝对上一级设备和线路的影响，降低跳闸故障的发生率，排除大面积停电的可能性。

2.2配电终端通信终端问题

配电站终端在整个自动化系统中占据重要位置，但是在运行期间可能会因为各种原因出现通信故障，此类故障表现为：在主站系统终端是否在线中显示“否”，而造成此类故障的主要原因是DTU出现故障。为解决上述问题，技术人员抵达现场后首先应检查DTU电源是否正常，尤其是要观察其电源指示灯是否为绿色，若为其他颜色即可认定故障与DTU电源有关。若故障是因为DTU失电等问题造成的，则需要先检查空气开关是否闭合，再观察互感器柜空气开关是否处于闭合状态。若本次检查中发现空开位置无异常，则证明DTU由互感器柜供电，需检查柜内有无保险丝熔断等问题，并评估电源端子是否紧固等。具体操作中技术人员可通过万用表监测端子正负极电压，若万用表显示信息为48V，则证明系统正常，否则可以认为存在异常。若经过上述处理后故障仍然未解决，则可以认为系统故障是因为电压转换器装置性能缺失，而造成电源无法正常输出，若确认存在此类问题则需要与上级部门联系更换设备。

2.3对配网自动化技术运用的安全问题进行科学引导

为了进一步发挥出系统的作用,各大企业积极引进先进的信息技术和互联网技术，确保系统的功能得到进一步优化，然而，在这一过程中所存在的问题不容忽视。（1）要进一步提高用电质量，对网络系统进行加密处理，并充分发挥出其他安全技术的作用，进一步优化配电网平台的功能，提高安全防护水平，这样就能及时风险进行合理把控与规避，有效提高配网运行的安全性。（2）构建专门的自动化平台时，要明确整个工作流程和工作周期，避免系统面临较大的安全风险。（3）在进行硬件和软件的安装时,要采用专门的物理安全控制技术，进一步提高配网的安全性和可靠性。同时，要考虑到客户的需求，对平台进行认证，提高服务水平和管理水平。（4）技术人员要采用多层加密的方式对系统进行保护，避免信息面临篡改。（5）配网故障自愈。积极推进配网自动化主站自愈建设，一旦发生故障，自动对信息进行汇总和分析，生成最优自愈策略，通过自动遥控的方式实现对故障的处理。

2.4完善技术支撑功能，打造配电网智能支撑体系

有序推进配电自动化主站系统高级应用，完善计量系统接口数据，打造配电网智能技术支撑体系。（1）开展配网OCS系统功能完善及高级功能建设应用。完成配电OCS系统三区WEB存储扩容、JMS接口交互软件部署，开展终端远程运维及自动调试高级功能实际应用，提升与计量系统交互数据质量。（2）开展配网OCS系统实用化指标自动统计功能建设。实现90%以上配电自动化评价指标自动统计，以及对关键指标的实时监测。（3）确保网络安全合规，开展纵深防御建设。常态开展配电终端配置安全模块或安全芯片，与配电主站的配电应用层认证装置、配电加密认证网关配对使用，为配电终端提供纵向加密认证服务。要求开展网络安全等级保护测评和安全防护评估、商用密码应用安全性评估等工作。

结束语

配电线路作为电网供电系统的重要组成，与用户直接相连，为提高用户供电质量，需要加强对配电线路故障处理的研究，了解常见的各种运行故障，并分析其产生的原因，为后续配网自动化技术的应用提供支持。现在配网自动化技术在配电线路故障处理中应用已经取得了一定的成果，研究人员需要在现有基础上进一步研究，实现配网自动化技术的合理应用，为线路安全稳定供电提供支持。

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