配电网自动化故障区段定位技术的研究进展.doc

1、配电网自动化故障区段定位技术的研究进展摘 要：总结当前配电自动化系统中故障区段定位的三种主要模式，深入比较配电自动化中故障区段定位三种模式的优点和缺陷，综述目前配电网故障区段定位方法的现状和进展。关键词：配电网自动化；故障区段定位技术；模式；特征；研究进展一、当前配电自动化系统中故障区段定位的主要模式在配电自动化系统中，故障区段定位是核心内容。其主要作用是：当线路发生故障时，在最短时间内自动判断并切除故障所在的区段，恢复对非故障区段的供电，从而尽量减少故障影响的停电范围和停电时间。选择科学合理的故障区段定位模式，大大提高配电自动化系统的性能价格比及对供电可靠性的改善程度。当前的配电自动化故障区

2、段定位手段主要是有信道模式、无信道模式以及两者相结合的混合模式三种。（一）有信道的故障区段定位模式有信道的故障区段定位模式是指在故障发生后，依靠各分段开关处具有通信功能的柱上开关控制器 FTU（Feeder Terminal Unit，馈线终端单元）之间或 FTU 同配电主/子站之间通过通信设备交换故障信息，判断故障区段位置。这种模式包括基于主/子站监控的集中（远方）判断方式和基于馈线差动保护原理的分散（就地）判断模式。基于主/子站的集中判断方式是以配电自动化监控主站/子站为核心，依靠通信实现整个监控区域内的数据采集与控制。基于馈线差动保护原理的分散判断方式是当故障发生时，各保护开关上的 FT

3、U 利用高速通信网络同相邻开关上的 FTU 交换是否过流的信息，从而实现故障的自动判断与隔离。（二）无信道的故障区段定位模式无信道的故障区段定位模式是通过线路始端的重合器同线路上的分段开关的配合，就地自主完成故障定位和隔离功能，它包括重合器同过流脉冲计数型分段开关配合、重合器同电压时间型分段开关配合以及重合器间配合等实现方式。重合器同过流脉冲计数型分段开关配合的方式：过流脉冲计数型分段器不能开断短路电流，但能够在一定时间内记忆重合器备开断故障电流动作次数。重合器同电压时间型分段开关配合的方式：故障时线路出口处的重合器跳闸，随后沿线分段器因失压分闸，经延时后重合器第一次重合，沿线分段器依次顺序自

4、动加压合闸，当合闸到故障点所在区段时，引起重合器和分段器第二轮跳闸，并将与故障区段相连的分段器闭锁在分闸位置，再经延时后重合器及其余分段器第二次重合就可以恢复健全区段供电的目的。重合器配合的方式：重合器方式延续了配电网电流保护的原理，自线路末端至线路始端逐级增加启动电流和延时的整定值，实现逐级保护的功能。（三）有信道集中控制与无信道就地控制相结合的混合模式有信道集中控制与无信道就地控制相结合的混合模式是结合前面两种模式的特点，对于以环网为主的城市配电网，当系统通信正常时，以集中判断方式为主，当通信异常时，可以在配电终端就地控制；对于农电县级配电网，一次网络既有环网供电，更多的是辐射型供电方式，

5、因此放射形网络的故障定位选用无信道的就地判断方式，环路网络采用集中判断方式。二、目前配电自动化中故障区段定位手段的特征比较基于有信道故障区段定位模式的配电自动化系统由于采用先进的计算机技术和通信技术，正常情况下可以实时监控馈线运行情况，实现遥信、遥测、遥控功能及平衡负荷；故障情况下可以综合全局信息，快速完成故障的志别、隔离、负荷转移和网络重构，避免了出线开关多次重合对系统的影响，适用于配电网络结构复杂、负荷密集地区的配电管理系统。但它的缺点是故障的判断和隔离完全依赖通信手段，对通信速率和可靠性要求高，需投入资金较多；通信设备或主站任何一个环节出现问题都有可能导致故障紧急处理的全面瘫痪。无信道的

6、故障区段定位模式将故障处理下放到设备层自动完成，根本上消除了通信设备可靠性环节对定位功能的影响，具有原理简单，功能独立，封装性好的特点，并且投资比有信道的方式少。重合器同分段开关配合方式的缺陷在于判断故障所需的重合闸次数较多，故障产生的位置距离电源越远，重合闸次数和故障判断时间很长，难以达到馈线保护功能对故障处理快速性的要求；重合器配合的方式通过各开关动作参数整定配合判断并切除故障，无需出线重合器的多次重合闸，但由于配电网存在线路短，故障电流差别不大的特点，容易引起故障时的越级跳闸；并且越靠近出线侧的重合器故障后延时分闸时间很长，不符合故障处理快速性的要求。有信道和无信道混合模式结合了两者的优

7、点，可以根据地区配电网的时间情况进行有效组合；但它的缺点是存在着控制实现困难、结构复杂的问题，并且不经济。配电自动化系统中，无信道的故障区段定位模式由于减少了通信环节，在故障处理的可靠性和经济性方面都要优于有信道的模式；但故障区段定位过程需要多次投切开关的缺点限制了它进一步提高供电可靠性的能力。三、基于暂态保护的配电网故障区段定位方法研究进展目前配电自动化系统所采用的故障区段定位方法延续了电力系统继电保护中电流保护的核心理念，其构成原理建立在检测故障前后工频或接近工频的稳态电压、电流、功率方向、阻抗等电气量的基础上，此领域的研究工作也是围绕着如何提高这种原理的性能展开的。实际上，由于输电线路具

8、有分布参数的特性，当电网发生短路故障时，线路在故障的初始时刻一般都伴随着大量的暂态信号，故障后的初始电弧以及在电弧最终熄灭前的反复短暂熄灭和重燃会在线路上产生较宽频带的高频暂态信号；行波由色散产生的频率较集中的高频信号发生偏移和频率分散，会产生频带较宽的高频信号。这些在故障过程中产生的暂态高频电流电压信号含有比工频信号更丰富的故障信息，如故障发生的时刻、地点、方向、类型、程度等。但由于故障暂态信号具有频带宽，信号幅度较工频微弱，且持续时间短的特点，受信号提取和分析手段的限制，在传统的保护方法里被当做高频噪声滤除掉。但是，随着信号提取及分析技术的快速发展，基于暂态保护原理的故障处理技术越来越受到

9、人们的重视。参考文献：1 孙德胜，郭志忠，王刚军.配电自动化系统综述J.继电器，1999，27（3）.2 陈勇，海涛，叶正明.构筑配电自动化系统的三种基本模式J.电网技术，2002，26（2）.3 林功平.配电网馈线自动化解决方案的技术策略J.电力系统自动化，2001，25（4）.4 孙福杰，王刚军，李江林.配电网馈线自动化故障处理模式的比较及优化J.继电器，2001，29（8）.5 吴敏，朱锡贵，徐为纲.无信道馈线故障处理技术J.电力系统自动化，2000，25（6）.6 陈勇，海涛.电压型馈线自动化系统J.电网技术，2000，23（7）.7 焦邵华，焦燕莉，程利军.馈线自动化的最优控制模式J.电力系统自动化，2002，26（21）.8 哈恒旭，张保会，吕志来.边界保护的理论基础（第一部分）：故障暂态分析J.继电器，2002，30（9）.9 刀哈恒旭，张保会，吕志来.边界保护的理论基础（第二部分）：线路边界的折反射系数的频谱J.继电器，2002，30（10）.10 甘忠,董新洲,薄志谦.输电线路自适应无通道保护J,电力系统自动化,2002,25(10).