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摘要：智能感知系统可实现供电设备和低压电网状态信息高频度同步采集，同时具备基于硬件的变、线、户供电网络自动识别技术，结合主站系统对高速同步采集数据的供电网络拓扑算法模型分析，可准确识别变、线、户对应的拓扑关系。基于准确稳定的变、线、户网络拓扑关系和高频同步采集的节点数据信息，主站系统可测算出台区线损曲线。通过分相采集及计算将实现将台区线损数据分相化，通过分支、表箱等采样节点将台区线损数据分段化，精确算出末端电网的线损分布。基于智能感知系统的高频同步技术及精准的识别变、线、户拓扑关系技术，根据同步采集各节点的相关数据，可准确计算出低压出线线路中的回路阻抗，预警感知低压出线回路中接触不良节点，以达到预防用电事故，防止造成财产损失的目的；基于智能感知系统，当电表发生停走、飞走、停电等故障时，或现场用户发生窃电行为时，智能感知系统可快速侦测，并锁定位置。相关人员可根据智能感知系统推送的故障通知，快速检修排查，提升服务质量。
关键词：末端电网；智能感知；分段线损；回路阻抗；拓扑识别；
0引言
国网公司早在2008年提出用电信息采集建设和智能电能表推广战略，并在2009年进行试验和制定产品技术标准，系统的主要目标是实现自动化抄表。当时，在台区内的短距离通信技术中，只有窄带电力线载波通信技术兼有成本较低、技术成熟两大优势，其通信速率为100-300B/S，一次通信成功率80%，台区数据采集周期为一日。受制于用电信息采集系统计量抄表的设计目标和当时所具备的技术条件，数据采集的范围和实时性不足，在配变运行实时监测、低压电网及其供电设备异常及时上报、末端供电质量等方面仍不能满足低压电网运行管理的要求。例如在线损计算的应用中，由于台区户变关系不明确，通过采集数据计算出的线损数据可靠性不高，甚至出现负线损的数据。在故障事件监测方面，由于数据采集周期较长，故障信息不能够及时传送到主站，发生故障后运检人员不能够及时获取故障信息，致使维护工作被动，降低了服务质量。
近年来，基于HPLC电力线载波通信的用电信息采集终端，可实现台区下全部用户的60分钟数据采集、计量异常事件主动上报、末端低电压监控、台区电压合格率计算。江苏省电力公司在2016年已经实现安装300万户，基于电力线载波通信特征的台区关系识别技术正确率已达到95%，手持式专用台区关系测试仪已经具备台区完整变、线、户关系的测试能力。
末端电网智能感知系统结合了HPLC电力线载波通信、微功率无线通信两项技术优势，实现供电设备和低压电网状态信息高频度同步采集，采集数据频率可高达15分钟，为主站系统的大数据分析提供更多有效数据。同时末端电网智能感知系统具备基于硬件的变、线、户供电网络拓扑自动识别技术，结合主站系统对高速同步采集数据的供电网络拓扑算法模型分析，可准确识别变、线、户的对应关系，准确率接近100%。
准确可靠的变线户拓扑关系，使得台区线损测算不会出现窜台区重复计算的问题，保障线损测算结果的可靠性。末端电网智能感知系统架构中，新增了分支箱监测单元、表箱监测单元设备，可实时监测各分支、表箱进线的运行数据，线损分析可分层分段分相定位，线损异常时，可进一步锁定异常位置。高频度的同步采集保证数据采集密度，提高台区线损测算密集度，可更加快速测算出线损异常现象，保障线损异常检测的即时性。
在末端电网智能感知系统中，由末端感知终端、分支箱监测单元及表箱监测单元组成，各回路间通过高频度同步节点数据采集，加以对各节点采样数据进行统计分析，则可得出各回路阻抗值，并预警各回路阻抗超限值，以达到及时预防事故发生的目的。
同时当有末端停电等事件发生时，能够在较短的时间内将故障信息上报到系统主站，有效缩短了检修工作的反应时间，让检修工作由被动变主动，提升客户服务质量。
1系统架构
根据国网用采低压电网的建设形势，国内低压电网的分布形势大致相同。由10KV配电线经配电变压器后进行分支入户的形式接入用户端，可分为台区变压器、分支箱、表箱、电表四个层次。低压台区的用电信息采集设备主要以集中器、载波电能表/载波采集器+RS485电能表组成，通过集中器采集总负荷数据与台区内总电表数据测算出台区线损数据。但由于用采系统设备不具备台区识别，且台区配变与电表隶属关系不明缺，所以导致测算的台区线损可靠性降低。
末端电网智能感知系统由末端感知终端、分支箱监测终端、表箱监测终端等设备组成。末端感知终端安装于配变出线位置，实现台区总负荷数据监测、高频度数据采集等功能。分支箱监测终端安装于各分支箱节点，表箱监测终端安装于各表箱节点，实现各节点的电能数据监测，同时具备网络拓扑信号的收发功能。各节点部署方式如图1所示：
图1系统安装示意图
1.1末端感知终端架构
末端感知终端综合应用了先进的移动通信技术、32位RISC嵌入式软硬件平台、自主开发的嵌入式软件系统和高精度电能量计量等技术，以ARM9硬件平台结合Linux操作系统，同时集成了功能所需的全部外设接口以承载新型功能的需求。具体架构如下图：
软件层次分为四个层次：驱动层、系统层、平台层及应用层组成。主要集成的功能根据末端电网智能感知需求，提供自组网、自采集、自分析功能，同时定时监控汇集各下属节点数据，并根据数据源结合算法分析形成台区网络拓扑、各分支线路及节点线路的线损曲线数据。
1.2监测终端架构
监测终端具备上行通信能力并能够响应末端感知终端发出的组网行为，依据组网规则完成对上行终端的应答动作。同时监测终端具备交流采样能力，可至少采集1路负荷数据，并具备扩展性。基本的本地维护接口可实现终端设备运行状态的信息的查询和参数设置。监测终端采用低功耗、高性能的单片机作为硬件平台，软件设计采用灵活、稳定的前后台系统，实现高效的数据采集和具备快速的响应能力。具体硬件架构如下图所示：
2关键技术
末端电网智能感知系统是基于台区网络节点部署终端设备，通过终端设备感知各节点在台区拓扑中的对应关系，从而形成稳定准确的台区拓扑关系。同时通过各节点终端设备对当前节点进行高频同步数据采集，并将采集数据上送汇总至末端感知终端，完成数据的分析运算并提供有效数据，输出到客户端以满足客户需求。
2.1高频同步采集技术
末端电网智能感知系统中各节点设备内置高精度计时时钟源，具备掉电不丢失的计时系统。同时，系统中末端感知终端节点通过自校正的分布式校时算法对台区中各从节点终端设备实施时钟同步操作，在时钟同步的基础上实现各节点终端监测数据的高频度采集分析,形成密集可靠的数据源。
2.2供电网络自动识别技术
末端感知终端具备台区识别信号的发生、编码及发送功能，通过载波方式将编码后的台区识别信号传输至各相线路中。在感知系统中，分支箱监测节点及表箱监测节点终端经接收、解码线路中台区识别信号，根据识别规则及自身节点定位将节点终端本身的拓扑定位信息反馈至末端感知终端中，并由末端感知终端负责自动汇总整理出拓扑网络。
3应用实现
在末端电网智能感知系统中，基于供电拓扑网络自动识别技术及高频同步采集技术，可实现针对台区内分段线路的分段分相线损计算，准确定位线损异常的阶段线路，为线损分析、考核提供依据并对降损工作提供管理方向。
同时，根据高频同步采集的节点数据得出供电线路中的回路阻抗值，根据线路中采集数据的突变情况，同样可发现台区内部的突发故障情况和人为窃电行为。
3.1分段线损计算
末端电网智能感知系统中在主节点及各分节点设置的节点终端具备数据采集功能，可实时准确采集各节点的电量数据，统计各节点的电能量数据。经过直接电能量加权计算即可得到当前节点层与下一节点层间的线损情况；
基于稳定的拓扑关系，高频同步的数据采集，末端电网感知系统中各节点终端可同时冻结拓扑网络中各节点的电压电流值；根据均方根计算法可得出分段计算出某段线路中的线损情况；
在已知两个层级节点的采样电压电流值情况下，当线路损耗必然存在分段线路的两端由压降产生，可通过压降及线路电流计算得到分段线路的等效电阻，
根据采集的节点电流可计算出线路中电流的均方根值，若以15分钟一个采样点进行计算：
t—运行时间
本文收集了某低压配电台区一个月的网络参数，分别利用上述方法进行计算得出拓扑各层级间及某段线路中线损情况。台区配电变压器出线总表、节点检测单元、居民用户表和居民用户表所在相的具体资料，具体见表1：
表1低压配电台区电量信息
台区变压器出线末端感知终端处计量得到的月电能量为3315kWh，从变压器出线连接至两个分支箱，分别为分支箱#1和分支箱#2，通过分支箱处的节点监测终端可获取到两节点监测计量得出的电能量值分别为1337kWh和1887kWh，根据节点电能量的加权计算可得出，在本月内从变压器出线端至分支箱端所有分段线路电能量损耗总值为91kWh。同时，根据分支箱端的电能量值和分支表箱端的电能量值进行加权计算，即可得出分支箱至表箱段的线路总电能量损耗值。
3.2回路阻抗研判
末端电网感知系统对内部回路阻抗的测量同样由节点数据的采样并对数据计算得到。配电变压器在低压电网拓扑结构中可以认为是一个稳定输出的电源，而由配电输出的末端网络则可认为是电源附带的负载。此种配电网络模型可以等效成不含独立电源的一端口网络模型，所以针对低压电网的回路阻抗可使用等效方法根据节点终端采集的实时数据分别估算出回路中的等效阻抗。
目前智能低压配网中电力线的作用不止是电力传输的作用，低压电力线载波通信的广泛应用使得电力线承载着大量高频载波信号，而影响电力线载波可靠通信的一个主要因素即为低压配网中各回路阻抗特性。所以末端电网智能感知系统对电网回路阻抗的研判不仅可对配电的隐患排查、故障定位起到支撑作用，同时为载波通信系统的实现提供参考，并对实现电力线载波的可靠通信具有重要意义。
4结语
末端电网感知系统在部署到台区电网中时，在精准拓扑识别和高频度同步采集的技术支持下，可实时的对电网接入点后端电量计算、台区拓扑自动识别、分段线损计算、回路阻抗研判等各个特征进行监测，有效的弥补并解决了当前低压台区中台区关系不明确、线损测算可靠性低、故障定位不明确等问题。
参考文献:
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