配电线路自反馈控制方法和装置与流程

本发明涉及电子技术应用领域，具体而言，涉及一种配电线路自反馈控制方法和装置。

背景技术：

随着经济的快速发展，用户对供电可靠性的要求越来越高。配网馈线自动化功能对快速隔离故障及非故障区域恢复供电，提升配电网供电可靠性具有重要作用。目前馈线自动化主要包括主站集中型、就地型两大类；就地型馈线自动化又包括重合器式和智能分布式两类。

主站与终端间不具备可靠通信条件的区域或不具备通信条件的区域都可采用就地重合器式馈线自动化(包括架空线路、架空电缆混合线路以及电缆线路)。智能分布式馈线自动化仅适用于电缆环网等一次网架成熟稳定并且终端间具备对等通信的区域。

无线通道易被非法接入，使攻击者可侵入配电系统和终端，利用漏洞窃取或破坏配电业务数据，也可假冒终端向主站或者其他合法终端发起攻击或恶意操作，影响系统运行。

无线通信受干扰或堵塞，使主站和配电终端通信中断，主站系统对终端失去管控而“致盲”。(由于2G网络技术的缺陷，通过伪基站，可强制中断终端正常通信。)

光纤通道直接连接生产控制大区，但光纤与终端连接入口的物理防护薄弱，缺少接入控制和隔离措施，可能被利用向配电系统主站和调度监控系统发起攻击，影响主网生产系统。

但是现有技术中主站集中型馈线自动化是通过收集故障线路所有终端故障信息，判定故障发生在最后一个上报故障与其后通信正常的配电终端间。

“电压-时间型”馈线自动化是通过开关“无压分闸、来电延时合闸”的工作特性配合变电站出线开关二次合闸来实现，一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电。

“电压-电流-时间型”馈线自动化通过在故障处理过程中记忆失压次数和过流次数，配合变电站出线开关多次重合闸实现故障区间隔离和非故障区段恢复供电。

自适应综合型馈线自动化是通过“无压分闸、来电延时合闸”方式、结合短路/接地故障检测技术与故障路径优先处理控制策略，配合变电站出线开关二次合闸，实现多分支多联络配电网架的故障定位与隔离自适应，一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电。

智能分布式馈线自动化采用对等通信，根据交互的故障信息，判定故障是否发生在通信的两个配电终端间。

相关技术中由于禁止使用无线公网遥控功能，主站集中型馈线适用于光纤通信条件下。

“电压-时间型”、“电压-电流-时间型”、自适应综合型馈线自动化，在线路采用负荷开关时，均需要变电站二次重合闸，且故障处理时间均大于主站集中型馈线。

智能分布式馈线自动化依赖光纤通信，仅适用于电缆环网等一次网架成熟稳定并且终端间具备对等通信的区域。

针对上述由于相关技术在通过收集故障线路所有终端故障信息，判定故障发生在最后一个上报故障与其后通信正常的配电终端间导致操作步骤复杂的问题，目前尚未提出有效的解决方案。

技术实现要素：

本发明实施例提供了一种配电线路自反馈控制方法和装置，以至少解决由于相关技术在通过收集故障线路所有终端故障信息，判定故障发生在最后一个上报故障与其后通信正常的配电终端间导致操作步骤复杂的技术问题。

根据本发明实施例的一个方面，提供了一种配电线路自反馈控制方法，包括：依据采集到的故障点的故障信息匹配对应的故障类型；依据故障类型控制故障点相邻的开关做闭闸或跳闸的处理。

可选的，依据采集到的故障点的故障信息匹配对应的故障类型包括：判断故障点所处位置；在故障点所处的位置为主干线的情况下，确定故障类型为主干线故障；在故障点所处的位置为分支线的情况下，确定故障类型为分支线故障。

进一步地，可选的，依据故障类型控制故障点相邻的开关做闭闸或跳闸的处理包括：在故障类型为主干线故障的情况下，依据第一分段负荷开关收到的检测信号判定故障类型；在故障类型为主干线短路的情况下，执行第一操作流程；在故障类型为主干线接地故障的情况下，执行第二操作流程。

可选的，在故障类型为主干线短路的情况下，执行第一操作流程包括：在发生主干线短路的情况下，通过第一分段负荷开关和位于第一分段负荷开关下游的第二分段负荷开关检测到的故障信号，得到故障信号对应的故障点位于第二分段负荷开关与第三分段负荷开关之间；触发变电站出线断路器在第一预设延时保护区间跳闸；控制第二分段负荷开关、第三分段负荷开关和本地控制开关跳闸；控制变电站出线断路器在第一预设时间点合闸，隔离故障点；依据联络开关收到的检测信号进行判断，若检测信号指示未检测到故障，则合闸。

可选的，在故障类型为主干线接地故障的情况下，执行第二操作流程包括：在发生主干线接地故障的情况下，通过第二分段负荷开关检测到接地故障信号，通过第一分段负荷开关和第二分段负荷开关依据暂态算法计算得到接地故障所在的故障点，并存储故障点；控制第一分段负荷开关依据第二预设延时保护区间跳闸，并控制第二分段负荷开关和第三分段负荷开关分闸；在第二预设时间点控制第一分段负荷开关合闸；通过第二分段负荷开关存储的故障点在第三预设时间点合闸；若通过第二分段负荷开关检测到零序电压突变，则控制第二分段负荷开关分闸，并通过第三分段负荷开关接收短时来电闭锁合闸；其中，第一分段负荷开关为预设选线模式开关；第二分段负荷开关和第三分段负荷开关为预设选段模式开关。

可选的，依据故障类型控制故障点相邻的开关做闭闸或跳闸的处理包括：在故障类型为分支线故障的情况下，依据分支线路中各分支线路检测到的故障判定故障类型；在故障类型为分支或用户线路短路的情况下，执行第三操作流程；在故障类型为分支或用户线路接地故障的情况下，执行第四操作流程。

进一步地，可选的，在故障类型为分支或用户线路短路的情况下，执行第三操作流程包括：在发生分支或用户线路短路的情况下，依据检测到的故障信号判断短路故障对应的故障线路；在故障线路位于第一分支线路的情况下，通过变电站出线断路器和分支线路负荷开关检测到的故障信号，控制变电站出线断路器依据第三预设延时保护区间跳闸，并控制分支线路负荷开关依据功率方向对第一分段开关和第二分段开关发送闭锁信号；在故障线路位于第二分支线路的情况下，通过第一分支线用户分界负荷开关、变电站出线断路器和分支线路负荷开关检测到的故障信号，控制变电站出线断路器依据第四预设延时保护区间跳闸，并控制第二分支线用户分界负荷开关依据第五预设延时保护区间跳闸；控制变电站出线断路器在第四预设时间点合闸，以使得通过变电站出线断路器隔离第二分支线路。

可选的，在故障类型为分支或用户线路接地故障的情况下，执行第四操作流程包括：在发生分支或用户线路接地故障的情况下，依据检测到的故障信号判断短路故障对应的故障线路；在故障线路位于第一分支线路的情况下，通过分支线路负荷开关和第一分段负荷开关检测到的故障信号，控制分支线路负荷开关在第五预设延时保护区间跳闸，或，跳闸并告警；在故障线路位于第二分支线路的情况下，通过第二分支线用户分界负荷开关、分支线路负荷开关和第一分段负荷开关检测到的故障信号，控制第二分支线用户分界负荷开关在第六预设延时保护区间跳闸，或，跳闸或告警。

根据本发明实施例的另一方面，还提供了一种配电线路自反馈控制装置，包括：匹配模块，用于依据采集到的故障点的故障信息匹配对应的故障类型；控制模块，用于依据故障类型控制故障点相邻的开关做闭闸或跳闸的处理。

可选的，匹配模块包括：判断单元，用于判断故障点所处位置；第一匹配单元，用于在故障点所处的位置为主干线的情况下，确定故障类型为主干线故障；第二匹配单元，用于在故障点所处的位置为分支线的情况下，确定故障类型为分支线故障。

在本发明实施例中，通过依据采集到的故障点的故障信息匹配对应的故障类型；依据故障类型控制故障点相邻的开关做闭闸或跳闸的处理，达到了提升故障处理效率的目的，从而实现了减少对通信的依赖，实现就地故障排除的技术效果，进而解决了由于相关技术在通过收集故障线路所有终端故障信息，判定故障发生在最后一个上报故障与其后通信正常的配电终端间导致操作步骤复杂的技术问题。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：

图1是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法的流程示意图；

图2是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中配电线路控制的结构示意图；

图3是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中主干线短路的故障的结构示意图；

图4是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中主干线路失压的结构示意图；

图5是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中故障区隔离的结构示意图；

图6是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中分支线路中第一分支线路短路故障处理的结构示意图；

图7是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中分支线路中第二分支线路的短路故障处理的结构示意图；

图8是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中主干线路中接地故障处理的结构示意图；

图9是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中主干线路中控制第二分段负荷开关和第三分段负荷开关的结构示意图；

图10是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中主干线路中控制第一分段负荷开关的结构示意图；

图11是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中一种主干线路中控制第二分段负荷开关和第三分段负荷开关的结构示意图；

图12是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中分支线路中第一分支线路接地故障的结构示意图；

图13是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中分支线路中第二分支线路接地故障的结构示意图；

图14是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法的流程示意图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。

需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。

实施例一

根据本发明实施例，提供了一种配电线路自反馈控制方法实施例，需要说明的是，在附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行，并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。

图1是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法的流程示意图，如图1所示，该方法包括如下步骤：

步骤S102，依据采集到的故障点的故障信息匹配对应的故障类型；

步骤S104，依据故障类型控制故障点相邻的开关做闭闸或跳闸的处理。

本申请实施例提供的配电线路自反馈控制方法中，通过依据采集到的故障点的故障信息匹配对应的故障类型；依据故障类型控制故障点相邻的开关做闭闸或跳闸的处理，达到了提升故障处理效率的目的，从而实现了减少对通信的依赖，实现就地故障排除的技术效果，进而解决了由于相关技术在通过收集故障线路所有终端故障信息，判定故障发生在最后一个上报故障与其后通信正常的配电终端间导致操作步骤复杂的技术问题。

可选的，步骤S102中依据采集到的故障点的故障信息匹配对应的故障类型包括：

Step1，判断故障点所处位置；

Step2，在故障点所处的位置为主干线的情况下，确定故障类型为主干线故障；

Step3，在故障点所处的位置为分支线的情况下，确定故障类型为分支线故障。

进一步地，可选的，步骤S104中依据故障类型控制故障点相邻的开关做闭闸或跳闸的处理包括：

Step1，在故障类型为主干线故障的情况下，依据第一分段负荷开关收到的检测信号判定故障类型；

Step2，在故障类型为主干线短路的情况下，执行第一操作流程；

Step3，在故障类型为主干线接地故障的情况下，执行第二操作流程。

可选的，步骤S104中的Step2中在故障类型为主干线短路的情况下，执行第一操作流程包括：

步骤A，在发生主干线短路的情况下，通过第一分段负荷开关和位于第一分段负荷开关下游的第二分段负荷开关检测到的故障信号，得到故障信号对应的故障点位于第二分段负荷开关与第三分段负荷开关之间；

步骤B，触发变电站出线断路器在第一预设延时保护区间跳闸；

步骤C，控制第二分段负荷开关、第三分段负荷开关和本地控制开关跳闸；

步骤D，控制变电站出线断路器在第一预设时间点合闸，隔离故障点；

步骤E，依据联络开关收到的检测信号进行判断，若检测信号指示未检测到故障，则合闸。

可选的，步骤S104中的Step3中在故障类型为主干线接地故障的情况下，执行第二操作流程包括：

步骤A’，在发生主干线接地故障的情况下，通过第二分段负荷开关检测到接地故障信号，通过第一分段负荷开关和第二分段负荷开关依据暂态算法计算得到接地故障所在的故障点，并存储故障点；

步骤B’，控制第一分段负荷开关依据第二预设延时保护区间跳闸，并控制第二分段负荷开关和第三分段负荷开关分闸；

步骤C’，在第二预设时间点控制第一分段负荷开关合闸；通过第二分段负荷开关存储的故障点在第三预设时间点合闸；

步骤D’，若通过第二分段负荷开关检测到零序电压突变，则控制第二分段负荷开关分闸，并通过第三分段负荷开关接收短时来电闭锁合闸；

其中，第一分段负荷开关为预设选线模式开关；第二分段负荷开关和第三分段负荷开关为预设选段模式开关。

可选的，步骤S104中依据故障类型控制故障点相邻的开关做闭闸或跳闸的处理包括：

Step1’，在故障类型为分支线故障的情况下，依据分支线路中各分支线路检测到的故障判定故障类型；

Step2’，在故障类型为分支或用户线路短路的情况下，执行第三操作流程；

Step3’，在故障类型为分支或用户线路接地故障的情况下，执行第四操作流程。

进一步地，可选的，步骤S104中的Step2’中在故障类型为分支或用户线路短路的情况下，执行第三操作流程包括：

步骤A，在发生分支或用户线路短路的情况下，依据检测到的故障信号判断短路故障对应的故障线路；

步骤B，在故障线路位于第一分支线路的情况下，通过变电站出线断路器和分支线路负荷开关检测到的故障信号，控制变电站出线断路器依据第三预设延时保护区间跳闸，并控制分支线路负荷开关依据功率方向对第一分段开关和第二分段开关发送闭锁信号；

步骤C，在故障线路位于第二分支线路的情况下，通过第一分支线用户分界负荷开关、变电站出线断路器和分支线路负荷开关检测到的故障信号，控制变电站出线断路器依据第四预设延时保护区间跳闸，并控制第二分支线用户分界负荷开关依据第五预设延时保护区间跳闸；

步骤D，控制变电站出线断路器在第四预设时间点合闸，以使得通过变电站出线断路器隔离第二分支线路。

可选的，步骤S104中的Step3’中在故障类型为分支或用户线路接地故障的情况下，执行第四操作流程包括：

步骤A’，在发生分支或用户线路接地故障的情况下，依据检测到的故障信号判断短路故障对应的故障线路；

步骤B’，在故障线路位于第一分支线路的情况下，通过分支线路负荷开关和第一分段负荷开关检测到的故障信号，控制分支线路负荷开关在第五预设延时保护区间跳闸，或，跳闸并告警；

步骤C’，在故障线路位于第二分支线路的情况下，通过第二分支线用户分界负荷开关、分支线路负荷开关和第一分段负荷开关检测到的故障信号，控制第二分支线用户分界负荷开关在第六预设延时保护区间跳闸，或，跳闸或告警。

综上，本申请实施例提供的配电线路自反馈控制方法具体如下：

本申请实施例提供的配电线路自反馈控制方法可以适用于如图2所示的应用模式，图2是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中配电线路控制的结构示意图，其中，CB为变电站出线断路器，FS1、FS2、FS3为分段负荷开关,ZB1为分支线负荷开关，FSW1和FSW2为分支线用户分界负荷开关。

该配电线路控制的控制原理如下：

1)在主干线短路的故障处理过程中：

a)FS2和FS3之间发生永久故障，FS1、FS2检测故障电流，CB延时0-0.5s保护跳闸，具体如图3所示，图3是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中主干线短路的故障的结构示意图。

b)线路失压，FS2设置相邻两侧开关终端通信地址，根据功率方向，向上游开关配套终端发闭锁跳闸信号，即FS1检测到故障收到闭锁信号而不动作跳闸、ZB1未检测到故障收到闭锁信号也不动作跳闸，FS2检测到故障未收到闭锁信号而动作跳闸。FS3根据收到FS2的故障信息，而本地未检测到故障信息而动作跳闸，如图4所示，图4是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中主干线路失压的结构示意图。

c)CB在1s后第一次重合闸，故障区间已隔离，如图5所示，图5是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中故障区隔离的结构示意图。

d)联络开关在未检测到故障、未收到故障信号情况下，延时40s自动合闸或人到现场手动合闸，具体如图5所示。

2)分支/用户短路故障处理

a)线路F1处发生相间故障时，ZB1和CB1同时检测到故障，变电站出现延时0.5s保护跳闸。ZB1根据功率方向向FS1、FS2发闭锁信号，如图6所示，图6是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中分支线路中第一分支线路短路故障处理的结构示意图。

b)线路F2处发生相间故障时，FSW2、ZB1、CB1同时检测到故障电流。变电站0-0.5s保护跳闸，FSW2判定线路无压后0.3s动作跳闸，再过0.7s变电站重合闸出，隔离故障，如图7所示，图7是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中分支线路中第二分支线路的短路故障处理的结构示意图。

3)主干线接地故障处理(小电流接地)

a)安装前设置FS1为选线模式，其余主干线开关为选段模式。

b)FS2后发生单相接地故障，FS1、FS2依据暂态算法选出接地故障在其后端并记忆，如图8所示，图8是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中主干线路中接地故障处理的结构示意图。

c)FS1延时保护跳闸(20s)，FS2、FS2失压分闸，如图9所示，图9是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中主干线路中控制第二分段负荷开关和第三分段负荷开关的结构示意图。

d)FS1在延时2s后重合闸，如图10所示，图10是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中主干线路中控制第一分段负荷开关的结构示意图。

e)FS2一侧有压且有故障电流记忆，来电延时1s合闸，FS2合闸后发生零序电压突变，FS2直接分闸，FS3感受短时来电闭锁合闸，如图11所示，图11是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中一种主干线路中控制第二分段负荷开关和第三分段负荷开关的结构示意图。

4)分支/用户接地故障处理(小电流接地)

a)小电流接地系统线路F1处发生单相接地故障时，ZB1和FS1同时检测到故障，ZB1延时15s保护跳闸/告警，如图12所示，图12是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中分支线路中第一分支线路接地故障的结构示意图。

b)小电流接地系统线路F2处发生单相接地故障时，FSW2、ZB1、FS1同时检测到故障,FSW2延时10s保护跳闸/告警，如图13所示，图13是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法中分支线路中第二分支线路接地故障的结构示意图。

本申请实施例提供的配电线路自反馈控制方法通过上述基于无线/光纤就地型非对等通行的馈线自动化策略，减少对通信依赖，可实现就地控制，仅需变电站一次重合闸，缩减了控制步骤。

实施例二

根据本发明实施例的另一方面，还提供了一种配电线路自反馈控制装置，图14是根据本发明实施例的配电线路自反馈控制方法的流程示意图，如图14所示，包括：

匹配模块1402，用于依据采集到的故障点的故障信息匹配对应的故障类型；控制模块1404，用于依据故障类型控制故障点相邻的开关做闭闸或跳闸的处理。

本申请实施例提供的配电线路自反馈控制装置中，通过依据采集到的故障点的故障信息匹配对应的故障类型；依据故障类型控制故障点相邻的开关做闭闸或跳闸的处理，达到了提升故障处理效率的目的，从而实现了减少对通信的依赖，实现就地故障排除的技术效果，进而解决了由于相关技术在通过收集故障线路所有终端故障信息，判定故障发生在最后一个上报故障与其后通信正常的配电终端间导致操作步骤复杂的技术问题。

可选的，匹配模块1402包括：判断单元，用于判断故障点所处位置；第一匹配单元，用于在故障点所处的位置为主干线的情况下，确定故障类型为主干线故障；第二匹配单元，用于在故障点所处的位置为分支线的情况下，确定故障类型为分支线故障。

上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。

在本发明的上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述的部分，可以参见其他实施例的相关描述。

在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的技术内容，可通过其它的方式实现。其中，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如所述单元的划分，可以为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，单元或模块的间接耦合或通信连接，可以是电性或其它的形式。

所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。

另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。

所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可为个人计算机、服务器或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、移动硬盘、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。