配电网故障定位及快速隔离恢复控制方法与流程

本发明属于电力领域，具体涉及一种配电网故障定位及快速隔离恢复控制方法。

背景技术：

电力系统包含发电、输电、配电和用电四个环节。其中，配电网作为电力生产和供应的最后一个环节直接面向用户，广大居民用户感受到的供电质量、供电可靠性等均由配电网体现出来，故其地位非常重要。随着城市配电网线路的愈趋复杂，新能源接入配电网的需求日益普遍，导致配网拓扑结构越来越复杂，使控制操作及事故处理的难度也相应的越来越大。

技术实现要素：

本发明的目的就是针对现有技术的缺陷，提供一种配电网故障定位及快速隔离恢复控制方法，有效实现故障的定位切除。

本发明提供了一种配电网故障定位及快速隔离恢复控制方法，它包括以下步骤

第一步，在配电网的每个环网节点均布置一台具备分布式电力单环网智能分布式馈线自动化(fa)功能的分布式智能终端装置dtu，每个分布式智能终端装置dtu自动适应其所在架空线路或电缆线路网络节点位置，负责收集其所在地监控单元采集的远动信息。

第二步，各分布式智能终端装置dtu之间通过光纤直连方式或epon方式进行相互通信，互相分享相邻分布式智能终端装置dtu的的远动信息，共同实现电力单环网智能分布式馈线自动化功能。

第三步，当线路发生短路故障时，靠近故障点的电力单环网智能分布式馈线自动化dtu会收集到故障信息，并传输至相邻的电力单环网智能分布式馈线自动化dtu；各电力单环网智能分布式馈线自动化dtu结合采集到的信息，以及从电力单环网智能分布式馈线自动化dtu左右两侧相邻电力单环网智能分布式馈线自动化dtu接收到的信息进行综合分析，来确定自身状态及所处逻辑环节，最终通过时序配合完成故障定位。

第四步，各分布式智能终端装置dtu根据故障定位的结果，各自启动故障隔离的程序；首先，各分布式智能终端装置dtu发送命令至故障设备对应的分布式智能终端装置dtu，分布式智能终端装置dtu根据隔离命令驱动相应电气设备的操机构对故障区域相应的断路器或负荷开关执行分闸操作或重合闸操作相应，并等待断路器或负荷开关位置信号确认分闸，最终完成故障隔离。

第五步，隔离成功后，为了避免事故停电范围过大，应对于变电站出线断路器，非故障区域的分布式智能终端装置dtu的支线恢复供电；各分布式智能终端装置dtu向故障区域的上、下游的断路器或负荷开关发送恢复命令，上游变电站出口的分布式智能终端装置dtu以及下游联络点的分布式智能终端装置dtu在收到命令后，驱动相应电气设备的电操机构执行合闸操作，并等待合位信号确认，完成故障区域的最优化恢复。

上述技术方案中，在配电网系统由2个变电站环网供电，其中b4负荷开关为断开位置，当两个开闭所之间的线路f1点发生故障时：

首先进行故障判断：变电站甲中的断路器g1，分布式智能终端装置dtu1中负荷开关a1、负荷开关b1均检测到故障电流、故障电压的突变量，分布式智能终端装置dtu2及线路后面的分布式智能终端装置dtu均没有检测到故障，相邻分布式智能终端装置dtu柜间通过以太网交换故障信息，可以定位故障发生在负荷开关b1与负荷开关a2之间；

然后进行故障隔离：由于负荷开关b1和a2不能带负荷跳闸，因此由变电站出线断路器g1跳开，并电力单环网智能分布式馈线自动化fa，负荷开关b1、负荷开关a2再跳开，最终实现故障隔离；

再进行故障恢复：故障隔离成功后，变电站出线断路器开关g1合闸，非故障区域分布式智能终端装置dtu1中的负荷开关a1及支线恢复供电；联络负荷开关b4合闸，非故障区域分布式智能终端装置dtu3、分布式智能终端装置dtu2中负荷开关b2及支线恢复供电，整个故障处理完毕。

上述技术方案中，在配电网系统由2个变电站环网供电，其中b4负荷开关为断开位置，当开闭所间母线f2点发生故障时：

首先进行故障判断：变电站甲中的断路器g1，分布式智能终端装置dtu1中负荷开关a1、负荷开关b1，分布式智能终端装置dtu2中负荷开关a2均检测到故障电流、故障电压的突变量，分布式智能终端装置dtu2中负荷开关b2及线路后面的分布式智能终端装置dtu均没有检测到故障，相邻的分布式智能终端装置dtu间通过以太网交换故障信息，可以判断故障发生在负荷开关a2与负荷开关b2之间；

然后进行故障隔离：负荷开关a2和b2不能带负荷跳闸，因此由变电站出线断路器g1跳开，并电力单环网智能分布式馈线自动化fa，负荷开关a2、负荷开关b2再跳开以隔离故障；

再进行故障恢复：故障隔离成功后，变电站出线断路器g1合闸，非故障区域分布式智能终端装置dtu1恢复供电；联络开关b4合闸，非故障区域分布式智能终端装置dtu3恢复供电，故障区域分布式智能终端装置dtu2停电待查，整个故障处理完毕。

上述技术方案中，在配电网系统由2个变电站环网供电，其中负荷开关b4为断开位置，当开闭所支线f3点发生故障时：

首先进行故障判断：变电站甲中的g1，分布式智能终端装置dtu1中负荷开关a1、负荷开关b1，分布式智能终端装置dtu2中负荷开关a2，负荷开关c2均检测到故障，分布式智能终端装置dtu2中负荷开关b2及线路后面的分布式智能终端装置dtu均没有检测到故障，相邻分布式智能终端装置dtu柜间通过以太网交换故障信息，可以判断故障发生在负荷开关c2下游；

然后进行故障隔离：由于c2为负荷开关，不能带负荷跳闸，因此由变电站出线断路器g1跳开，并电力单环网智能分布式馈线自动化fa，c2再跳开以隔离故障；

再进行故障恢复：故障隔离成功后，变电站出线断路器g1合闸，非故障区域分布式智能终端装置dtu1、分布式智能终端装置dtu2其它无故障支线恢复供电，整个故障处理完毕。

上述技术方案中，某线路开关被判定为故障之后，由于负荷开关无法切断故障电流，变电站出口断路器先切断，然后故障开关b1再跳开；下游相邻的分布式智能终端装置dtu中与故障开关b1相邻的故障开关a2跳开，完成对线间故障的隔离。

上述技术方案中，用于控制变电站出口断路器的终端ftu1接收到来自故障开关的跳闸请求后，会跳开变电站出口断路器，并发出智能分布式馈线自动化功能启动信号；当接收到故障开关跳开成功后发出的隔离成功信号，合上变电站出口断路器，恢复非故障区域断路器g1至负荷开关a1之间的供电。

上述技术方案中，联络开关终端通过相邻两侧终端传入的供电路径判断出开关为联络开关；当联络开关接收到故障隔离成功信号，会进行负荷转供的判断；负荷荷转供的判断依据是：比较联络开关两侧接收到的最大允许负荷和故障发生前的常态负荷，若最大允许负荷大于故障发生前的常态负荷，则联络开关合上，反之不合。

上述技术方案中，终端在发出跳闸命令后，故障开关在规定时间内没有分断，则认为该线路开关发生拒动；架空线分布式馈线自动化fa将开关失灵作为可配置项，若架空线分布式馈线自动化fa内置失灵软压板设置为投入，则拒动的线路开关会传出失灵启动信号，拒动的线路开关邻侧线路开关跳开以隔离故障，后续恢复逻辑正常进行；若失灵软压板设置为不投入，则拒动的线路开关传出智能分布式馈线自动化功能闭锁信号，整条线路的开关闭锁，出口断路器保护跳闸。

上述技术方案中，若线路开关没有收到跳令开关分闸或没有收到合令开关合闸即为开关误动；若判断出线路开关误动，则误动的线路开关传出架空线分布式馈线自动化fa闭锁信号，整条线路的开关闭锁，出口断路器保持合闸。

上述技术方案中，架空线分布式馈线自动化fa之间发生通信异常采用下列两种处理方式：全区域逻辑闭锁或异常区域逻辑闭锁全区域逻辑闭锁是指在发现任何终端间发生通信异常后，会向整个逻辑运行区域发送逻辑闭锁信号，消除自动化误动作的可能性；异常区域逻辑闭锁是指在发现任何终端间发生通信异常后，只闭锁使用该通道的逻辑部分，当通信异常区域内发生故障时，扩大隔离区域

以往馈线发生故障，无论何种天气和什么时间，都需要值班人员及时赶到现场，查找故障点，并需要及时汇报调度，与不同部口的人员协调合作才能恢复供电，借助自动化装置，可实现故障处理的远方操作、自动操作，大大减少了工作量，降低了劳动维护强度。专利对配电网故障定位及快速隔离恢复控制技术的技术实现、工程运用、工程测试等诸多方面进行深入研究，以期形成一套标准的配电网故障定位及快速隔离恢复控制技术实现方法，使此项技术不仅可以高效稳定的运行，还可以能达到标准化，以便不同设备厂家生产的终端产品进行互联、互操作，促进此项技术的大面积推广。通过本专利的研究，促进配电网故障定位及快速隔离恢复控制技术的发展，对提高供电可靠性，满足供电a+核心区99.999％的高可靠性，有着及其重要的意义。

附图说明

图1是本发明配电网示意图

图2是系统组网原则示意图

图3是本发明原理示意图

图4是两个开闭所之间的线路f1点发生故障示意图

图5是两个开闭所之间的线路f1点发生故障后隔离恢复示意图

图6是开闭所间母线f2点发生故障示意图

图7是开闭所间母线f2点发生故障后隔离恢复示意图

图8是开闭所支线f3点发生故障示意图

图9是开闭所支线f3点故障后隔离恢复示意图

图10是故障开关动作逻辑图

图11是出口断路器动作逻辑图

图12是联络开关动作逻辑图

图13是配电网架空线路一次网架典型拓扑图

图14是典型的开环配电网架空线发生故障时的过流信号示意图

图15是典型的开环配电架空线发生故障时的隔离过程图

图16是典型的开环配电架空线发生故障时的恢复过程图

图17是终端ftu1在网架结构图中所示②位置发生故障后的处理过程及与邻侧终端交互的信息示意图。

图18是终端rtu1在网架结构图所示②位置发生故障后的动作逻辑过程示意图

图19是终端ftu2、ftu5在网架结构图所示⑤位置发生故障后的动作逻辑过程

图20是重合闸分析逻辑图

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步的详细说明，便于清楚地了解本发明，但它们不对本发明构成限定。

智能分布式馈线自动化(fa)通过终端相互通信、保护配合或时序配合，在配电网发生故障时，隔离故障区域，恢复非故障区域供电，并上报处理过程及结果，即通过收集对应终端(dtu)的信息，并与相邻的终端设备实现对等通信，运行智能分布式fa系统的控制逻辑，实现故障定位、隔离与非故障区域恢复供电。

智能分布式fa系统在环网内的每个环网节点都有一个具备分布式fa功能的dtu(分布式智能终端)负责收集本地监控单元采集的信息，当线路发生短路故障时，利用收集到的故障信息，并通过对等通信的方式与相邻的其他dtu共同实现fa功能。一般来说，变电站内的保护与分布式逻辑设备是独立配置的；线路上的分布式逻辑设备与dtu监控单元可以合并，也可以独立配置。本设计中的分布式逻辑设备与dtu监控单元合并，该模式的优点是通过内部总线交互信息，资源及硬件共享，可以提高通信与算法的可靠性。

典型配置如图1所示，一次网架的供电模式为开环运行的手拉手电缆线路，甲、乙为变电站出口断路器，环内有4个配电站，系统常开点为配电站3的“负6”开关，dtu智能终端配置在各个变电站及配电站即可。

智能分布式fa系统采用支持对等通信的以太网结构。系统组网原则如图2所示，划分分布式网络自治区，每条电缆线路属于一个独立的分布式自治区；每个节点部署一台两层交换机，每个自治区内所有的交换区组成自愈式光纤环网；在变电站部署三层交换机，对下接入所有出线的二层交换机，对上接入sdh主干网。

如图3所示，本发明提供了一种配电网故障定位及快速隔离恢复控制方法，其特征在于：它包括以下步骤：

第一步，依据环网变电站出线的线路保护定值不同而变化，保护动作后将触发分布式fa功能；

第二步，在dtu装置上送并互传故障过流指示后，由分布式逻辑对过流信号进行定位处理，综合时间为2～3秒；

第三步，分布式逻辑根据故障定位结果产生故障隔离命令，dtu根据隔离命令驱动相应电操机构执行分闸操作，并等待分位信号确认分闸成功，综合时间为1～2秒+开关机构动作时间；

第四步，隔离成功后，分布式逻辑向故障区域的上、下游发送恢复命令，上游变电站出口dtu以及下游联络点dtu在收到命令后，驱动相应电操机构执行合闸操作，并等待合位信号确认合闸成功，综合时间为1～2秒+开机机构动作时间。

如图4、5所示，当两个开闭所之间的线路发生故障时(f1故障)，具体故障处理流程如下：

故障判断：变电站甲中的g1，dtu1柜中a1、b1均检测到故障，dtu2柜及线路后面的dtu柜均没有检测到故障，相邻dtu柜间通过光纤直连方式或epon方式交换故障信息，可以判断故障发生在b1与a2之间。

故障隔离：由于b1和a2均为负荷开关，不能带负荷跳闸，因此由变电站出线断路器开关g1跳开，并启动fa，b1、a2再跳开以隔离故障。

故障恢复：故障隔离成功后，变电站出线断路器开关g1合闸，非故障区域dtu1柜中的a1及支线恢复供电；联络开关b4合闸，非故障区域dtu3柜、dtu2柜中b2及支线恢复供电，整个故障处理完毕。

如图6、7所示，当开闭所间母线故障时(f2故障)，具体故障处理流程如下：

故障判断：变电站甲中的g1，dtu1柜中a1、b1，dtu2柜中a2均检测到故障，dtu2柜中b2及线路后面的dtu柜均没有检测到故障，相邻dtu柜间通过光纤直连方式或epon方式交换故障信息，可以判断故障发生在a2与b2之间。

故障隔离：由于a2和b2均为负荷开关，不能带负荷跳闸，因此由变电站出线断路器开关g1跳开，并启动fa，a2、b2再跳开以隔离故障。

故障恢复：故障隔离成功后，变电站出线断路器开关g1合闸，非故障区域dtu1柜恢复供电；联络开关b4合闸，非故障区域dtu3柜恢复供电，整个故障处理完毕。

如图8、9所示，当开闭所支线故障时(f3故障)，具体故障处理流程如下：

故障判断：变电站甲中的g1，dtu1柜中a1、b1，dtu2柜中a2，c2均检测到故障，dtu2柜中b2及线路后面的dtu柜均没有检测到故障，相邻dtu柜间通过光纤直连方式或epon方式交换故障信息，可以判断故障发生在c2下游。

故障隔离：由于c2为负荷开关，不能带负荷跳闸，因此由变电站出线断路器开关g1跳开，并启动fa，c2再跳开以隔离故障。

故障恢复：故障隔离成功后，变电站出线断路器开关g1合闸，非故障区域dtu1柜、dtu2柜其它无故障支线恢复供电，整个故障处理完毕。

如图10所示故障开关动作逻辑：终端dtu2在故障发生后的处理过程及与邻侧终端交互的信息。当终端dtu2判定b1为故障开关，由于负荷开关无法切断故障电流，因此需要变电站出口断路器先切断，然后故障开关b1再跳开。终端dtu3也是同样的处理逻辑，故障开关a2跳开，完成对线间故障的隔离。

如图11所示，出口断路器动作逻辑：终端ftu1的动作逻辑过程，终端ftu1控制变电站出口断路器，当接收到来自故障开关的跳闸请求后，会跳开断路器，并发出fa启动信号；当接收到故障开关跳开成功后发出的隔离成功信号，合上断路器，恢复非故障区域g1-a1的供电。

如图12所示，联络开关动作逻辑：联络开关终端dtu4的动作逻辑过程，通过相邻两侧终端传入的供电路径可以判断出开关b4为联络开关。当联络开关b4接收到故障隔离成功信号，会进行负荷转供的判断。本文的判断依据是：比较联络开关两侧接收到的最大允许负荷和故障发生前的常态负荷，若loadmax>loadfault，则联络合；反之不合。

下面结合架空线路网络，对本发明作进一步详细说明：

配电网架空线路一次网架典型拓扑如图13所示。架空线路从三个10kv变电站引出，不同线路间通过联络线互联形成线路网孔，由三个联络点将线路网分隔为树状结构，满足闭环设计开环运行的特点。

变电站开关为断路器，配置含rtu逻辑的智能分布式终端；线路上开关为负荷开关，配置含ftu逻辑的智能分布式终端。

智能分布式配网自动化设备通过设备间相互通信、保护配合或时序配合，在配电网发生故障时，隔离故障区域，恢复非故障区域供电，并将过程信号及执行结果上报主站，即通过收集相应自动化设备的信息，再与相邻设备以对等通信的方式交换信息，在上述信息的基础上运行智能分布式自动化控制逻辑，实现故障定位、隔离与非故障区域恢复供电。

架空线路网络的容错故障定位方法具体包括以下步骤：

1)故障定位

在故障定位过程中，通过自动化设备自身采集的过流信号以及从相邻设备接收到的过流信号来判断故障发生位置。对于安装在变电站出线或杆上开关的设备，检测到自身过流信号后，会向供电方向上、下游同时传递过流信号。若某个开关仅有自身过流信号异或仅有相邻设备传来的信号，则故障点位于该开关外部线路上。

一个典型的开环配电网架空线发生故障时的过流信号如图14所示，假设故障发生在①位置的线路上，变电站出口断路器保护动作跳开，此时仅变电站出线开关检测到过流信号(图中以红色圆点表示过流)，按上述定位逻辑，可以判定故障点位于变电站甲与ftu1开关的线路上。

(2)故障隔离

故障隔离操作在故障定位成功的基础上进行，在故障定位成功后，定位逻辑将根据故障点的不同产生相应的故障标识，隔离逻辑将根据不同的故障标识产生相应的跳闸信号。若故障点位于外部线路，则在线路两端开关处分别产生外部故障标识。对于外部故障标识，隔离逻辑将跳开外部故障标识所在的开关。

一个典型的开环配电架空线发生故障时的隔离过程如图15所示，根据前述定位逻辑，故障标识将产生在故障线路的两端，即变电站甲出口开关处、ftu1所属线路开关处，故障隔离逻辑在检测到此标识后，各自动化设备分别发出相应开关跳闸信号，实现故障隔离。

(3)供电恢复

供电恢复操作在故障隔离成功的基础上进行，当故障类型为外部线路故障时，将触发故障恢复过程，由故障区域向上游发恢复命令合变电站出口断路器(若故障点在出口断路器与第一个线路开关之间，则没有上游恢复命令产生)，向下游发恢复命令合联络开关。当联络点收到恢复命令后，会进行负荷预判及负荷选优。负荷预判是指预先计算，合联络开关操作是否会造成转供电源点超负荷运行，若超负荷则不执行合联络开关操作，并传出预判过负荷信号。负荷选优是指在存在多个可合联络开关的情况下，自动选择负载率最小的电源点进行转供操作。

一个典型的开环配电架空线发生故障时的恢复过程如图16所示，隔离成功后，由于故障位于变电站出口断路器外的线路上，因此不产生上游恢复信号，向故障区域下游发送恢复命令恢复联络点，此时有ftu2所属开关和ftu6所属开关两个联络点，若两个联络点均预判过负荷，则恢复过程结束；若其中一个联络点预判过负荷，则由另一个联络点执行合闸操作；若两个联络点均未预判过负荷，则由负荷选优逻辑选择负载率最小的电源点进行转供操作。图中自动选择了负载率较小的变电站乙进行负荷转供，ftu2开关执行合闸操作。

图17描述了终端ftu1在网架结构图中所示②位置发生故障后的处理过程及与邻侧终端交互的信息。当终端ftu1判定故障在本开关右侧时，由于负荷开关无法切断故障电流，因此需要变电站出口断路器先切断，然后故障开关再跳开。

图18描述了终端rtu1在网架结构图所示②位置发生故障后的动作逻辑过程，终端rtu1控制变电站出口断路器，当接收到来自故障开关的跳闸请求后，会跳开断路器，并发出fa启动信号；当接收到故障开关跳开成功后发出的隔离成功信号，合上断路器，恢复非故障区域的供电。

图19描述了终端ftu2、ftu5在网架结构图所示⑤位置发生故障后的动作逻辑过程，通过相邻两侧终端传入的供电路径可以判断出ftu2、ftu5所属开关为联络开关。当联络开关接收到故障隔离成功信号，会进行负荷转供的判断。逻辑的判断依据是：

比较联络开关两侧接收到的最大允许负荷和故障发生前的常态负荷，若loadmax>loadfault，则联络点可以合闸，反之不可合闸。后者在前一个的基础上比较联络开关所属供电电源的负载率loadbetter，负载率较小的联络点合闸。

图20描述了重合闸分析逻辑。电力系统运行经验表明，架空线路绝大多数的故障都是“瞬时性”的，断路器跳闸后线路的绝缘性能(绝缘子和空气间隙)能得到恢复，再次重合能成功，这就提高了电力系统供电的可靠性。因此，自动重合闸是广泛应用于架空线配电线路上的。下图描述了线路上发生故障后的重合闸分析过程，当变电站出线断路器投入重合闸时逻辑将进入到重合闸分析模块。如果重合后无故障电流，则重合成功，原有故障为瞬时故障；如果重合后仍有故障电流，则重合失败，断路器将再次跳开，故障为永久性故障，后续启动fa。

本发明有效提高供了电可靠性，降低故障发生几率。缩短故障恢复时间。通过对配电网及其设备运行状态实时监视，改变“盲管”及时发现并消除故障隐患，减少故障的发生。满足供电a+核心区99.999％的高可靠性，有着及其重要的意义。由于故障点不确定、交通拥挤等因素的影响，传统的依靠人力实现故障点隔离，往往需要故障隔离和恢复供电时间较长，而应用fa的配电网络能够在几分钟甚至几个毫秒时间内完成故障隔离、非故障负荷段的正常供电，可以显著减少故障影响范围与停电时间，提高供电可靠性。本发明同时提高了电能质量。本发明利用馈线自动化对馈线设备实时检测，可以实时监控配电线路供电电压的变化及谐波含量等，使运行人员能及时发现电能质量问题，通过调整运行方式，调节变压器分接头档位、投切无功补偿电容组等措施。本发明降低了维护强度。以往馈线发生故障，无论何种天气和什么时间，都需要值班人员及时赶到现场，查找故障点，并需要及时汇报调度，与不同部口的人员协调合作才能恢复供电，借助自动化装置，可实现故障处理的远方操作、自动操作，大大减少了工作量，降低了劳动维护强度。本发明形成了一套标准的配电网故障定位及快速隔离恢复控制技术实现方法。此项技术不仅可以高效稳定的运行，还可以能达到标准化，以便不同设备厂家生产的终端产品进行互联、互操作，促进此项技术的大面积推广。

本说明书未作详细描述的内容属于本领域专业技术人员公知的现有技术。