配网自动化支持下的故障处理技术研究

季傲飞，刘希卓

（国网安康供电公司，陕西 安康 725000）

0 引 言

随着电力需求的不断增长和电网复杂性的提升，传统的故障处理方法已无法满足快速、准确处理配网故障的需求。通过利用先进的传感技术、数据分析及机器学习算法，可以显著提升故障处理的速度和准确性，降低停电时间，提高电网的可靠性和安全性，有助于改善现有的电力系统运行效率。

1 馈线自动化故障处理

配网馈线自动化包括本地自动化操作、故障诊断与定位以及中央集中控制3 个核心组件。本地执行模式无须依赖中心控制系统或辅助系统即可独立完成自动化控制任务，该优势在降低系统升级成本方面尤为显著，因此广泛应用于配网自动化改进项目。

故障处理主要职责是追踪并识别故障电流的流动路径，然后依托安装在一次设备上的故障检测器确定故障的具体位置。当线路发生故障时，位于电源侧的故障检测器会激活故障信号，而位于负荷侧的故障检测器则保持静态，从而迅速定位故障点[1]。

配网自动化技术基于故障定位原理，集中收集和分析断线故障信息，然后通过数据网络将信息传输至配电主控系统，进一步分析故障和制定决策，最终制订解决方案并下达执行指令。配网故障处理策略利用配电自动化系统的硬件资源和故障检测器，确保故障定位的精确性。同时，融合人工智能技术与自动控制技术，合理安排故障区域的恢复供电工作，有效避免线路开关反复闭合，减轻对一次设备的停电影响。

馈线自动化将传感器、智能设备和自动化算法应用于配网的馈线，实现对故障的自动检测、定位和处理。馈线自动化广泛应用于土木工程领域，并带来许多优势。

首先，馈线自动化能够大大缩短故障处理时间。相比传统的人工巡检和故障处理方式，馈线自动化能够迅速识别故障并定位故障点，减少人为判断和调度的时间。故障处理时间的缩短对于电力系统的稳定性和可靠性至关重要。

其次，馈线自动化能提高故障处理的准确性。传统的人工巡检和故障处理易受人为主观因素的影响，导致处理结果不准确或错误。而馈线自动化利用传感器和智能算法进行故障识别和定位，不受人为因素影响，能够准确判断故障的发生位置和类型，提高故障处理的准确性。

最后，馈线自动化能够增强电力系统的可靠性和健壮性。馈线自动化通过实时监测和故障排除，能够快速恢复电力供应，缩短停电时间，增强电力系统的可靠性。同时，自动化的处理过程能够保证故障处理的一致性和规范性，增强电力系统的健壮性。

2 就地型馈线自动化故障处理

就地型馈线自动化故障处理中，利用线路自动化设备结合配网和末端层的数据通信，实现故障点的识别、隔离和恢复部分区域供电的功能。该处理机制主要由智能分布系统和重合闭锁设备构成。每种策略都有其独特的优点和局限性，在具体实施时需要依据所处环境的实际情况选择合适的控制策略。

2.1 重合器的故障处理策略

2.1.1 电压-时间控制故障处理

电压-时间控制故障处理策略根据无电压状态下断开开关、电力恢复后延迟闭合开关的特性，配合变电站出线断路器的二次闭合来处理故障。由故障引起上级重合器跳闸的情况下，相应的负荷侧分段器会同步跳闸[2]。然后沿着电路的路径，各分段器按顺序尝试合闸。当合位达到故障点时，重合器二次跳闸，从而隔离故障点；如果重合器的二次闭合成功，则表示故障区域外的部分已恢复供电。电压-时间控制故障处理如图1 所示。

图1 电压-时间控制故障处理

图1中，开关1和开关2表示变电站的出线断路器，具备二次闭合和设定时间后的断开保护功能。而编号为分段开关1、分段开关2、分段开关3 及分段开关4 则为基于电压-时间控制的负荷开关。

如果C区域发生故障，故障处理流程如下。第一步，开关1 由于过流保护机制触发而断开，导致分段开关1 和2 失去电力，随即断开。第二步，经过5 s 的间隔，开关1 进行重合闸尝试，使得分段开关1 的一侧重新获得电力，并在7 s 后完成闭合。如果在3 s 内未监测到断电情况，则判断该区域未遭受故障影响。第三步，分段开关1 闭合7 s 后，分段开关2 尝试闭合。此时，如果分段开关2 闭合至故障点，则会触发开关1 的保护机制重新启动，执行故障隔离动作。随着分段开关1 与开关2 因断电而再度断开，分段开关2 在闭合后迅速失电，进而确定C 区为故障区域。第四步，在联络开关方面，如果两端均有电压，则系统运行正常，如果C 区域的线路故障导致开关1 断开后单侧失电，联络开关将在制定的时间内尝试延时闭合。在此期间，分段开关2 将执行闭合及断开动作，确保联络开关能感知到单侧失电状态，并据此锁闭闭合，成功隔离故障区域。

完成故障处理流程步骤后，系统将自动完成故障的隔离过程。完成隔离后，相关的开关数据会被发送至主控系统，并通知主站已隔离的区域，以便运营维护团队对C 区域的故障进行处理[3]。

2.1.2 重合器协作故障处理

采用能够断开短路电流的重合器取代传统分段开关，当探测到异常电流时，能根据预设的电流与时间关系图有效隔离故障位置。当配网发生故障，且故障电流超过重合器的设置阈值时，该重合器会依照预定流程，执行多轮分闸与合闸操作。重合器成功合闸后，便会终止序列并重置至初始条件。如果合闸尝试失败，重合器则启动自动闭锁程序，此状态只能通过人工重置解除。重合器协作故障处理模式如图2 所示。

图2 重合器协作故障处理

以图2 中线路的b 点遭遇接地故障为例，具体处理步骤如下。第一步，当故障电流流过重合器B 时，引起该重合器断开，此时重合器A 预设的断开延时尚未生效，重合器A 不动作。第二步，经过指定时间间隔后，若故障属于瞬态，重合器B 将成功闭合，若故障为持续性质，则重合器B 将重新断开并锁闭，以实施故障隔离。在此过程中，重合器A 维持其初始位置，确保该策略不仅可缩小停电范围，还能减少断开次数。由于重合器不具备电压检测能力，该故障处理方案不适用于环形供电网络[4]。

2.1.3 电压-电流控制故障处理

电压-电流控制故障处理策略使用过流脉冲计数分段器和重合器处理配网的故障[5]。该策略记录配电线路中的过流和失压事件，并利用出站开关的多次重合动作实现对故障区域的隔离。故障处理模式如图3 所示。

图3 电压-电流控制故障处理

在放射型馈线布局中，分段器和重合器均处于闭合状态。当P 点出现故障时，故障处理流程是重合器A 响应故障执行跳闸操作，同时C 分段器记录一次事件并保持其闭合状态。对于瞬时故障，重合器A 在多次尝试闭合后，可能会闭合成功并保持电力供应正常，同时重合器C 的事件计数会被重置；反之，重合器A 闭合失败，将被标记为故障状态，此时重合器C 的事件计数达到2 次，在重合器C 执行跳闸动作后，分段器C 将断开连接，以隔离故障地点；成功重合后，故障区域以外的区域将重新获得供电。

电压-电流控制故障处理策略适用于放射型和环网结构的配网，其优势在于能够迅速隔离故障点，该方案对开关的性能有较高的要求。

2.2 智能分布式的故障处理策略

基于智能分布式故障处理策略，该方案以重合器配合模式为核心，在故障发生时能够通过光纤通信技术快速定位并隔绝故障点，免去变电站出线开关的跳闸需求，并实现联络开关的自动闭合，以转移电力供应。智能分布式故障处理如图4 所示。

图4 智能分布式故障处理

若ABC 开关区域遭遇永久故障，处理流程如下。第一步，S1和A 开关将传导并记录故障电流，如果S1至A 开关区域无故障存在，S1开关保持闭合不跳闸；第二步，当故障电流通过S1开关和A 开关时，被A开关的电子检测装置捕获时，便能确定S1到A 区域内无故障发生；第三步，如果A 开关的检测装置捕获到故障电流，而B 开关和C 开关的检测装置未捕获到，判断ABC 区域内发生故障，进而断开A 开关以隔绝故障区，B 开关和C 开关的检测装置捕获到来自A 开关的故障电流，同样进行隔离操作；第四步，由于图4 中E 开关、F 开关、S2开关的检测装置未捕获到故障电流，判定该处无故障发生，开关维持初始状态；第五步，当ABC 故障区被隔绝，联络开关D监测到S1失压但未察觉B 开关的故障，认定无故障存在。在预设的延时T 结束后，联络开关将自动闭合，恢复该区域的供电[6]。

在智能分布式故障处理框架中，控制器扮演着关键角色。它主要安装于开关站、变电站及其他关键位置，具备与配电子站类似的功能，能够采集并分析周边站点的末端设备数据，实现快速的现场控制，同时将故障处理的结果和流程反馈到主控系统。该智能化处理模式大幅提高配电自动化的故障响应效率，并进一步提升配电系统的自动化与智能化水平。然而，该模式运行逻辑较为复杂，维护需求较高。

3 结 论

利用本地自动化操作、故障诊断与定位以及中央集中控制等核心技术，可有效降低系统升级成本，提升配网的自我恢复能力。此外，智能分布式故障处理策略通过结合光纤通信技术和人工智能算法，能够快速准确地定位和隔离故障点，显著提高电力系统的运行效率与供电可靠性。