电网故障定位与隔离(配网自动化)
时间：2022-10-29 15:00:01
内容包括馈线自动化概述、当地式和集中式馈线自动化介绍，通过报纸（IEC101平衡规约研判真实故障案例。紫色文字是超链接，点击自动跳转到相关博客。不断更新，原创不容易！
目录：
一、概述
1.什么是馈线自动化？
2.馈线自动化分类
1）就地型 2）集中型 3)泛在物联网
二、智能就地式馈线自动化
1、重合器
1）简介 2）工作原理 3）优点 4）缺点 5)重合器与断路器的区别 6）举例说明
2、电压时间型分段器
1）简介 2）工作原理 3）工作过程 4）优点 5）缺点 6)无压无流和短路闭锁
3.过流脉冲计数分段器
4、智能分布式
1）简介 2)智能终端实现故障段的定位、隔离和转电逻辑 3）通信协议 4）思考
三、智能集中式馈线自动化
1、简介
2.短路的定位和隔离
3.单相接地故障定位
4.多电源网络重构
四、泛在电力物联网
五、通过报文研判真实故障案例
1、C相电流变化很大，偶尔会发生过流
1）环境 2）故障现象 3)故障分析与解决
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一、概述
1.什么是馈线自动化？
Feeder Automation简称FA，利用自动化装置（系统）监控配电线路（馈线）的运行，及时发现线路故障，快速定位和隔离故障区域，快速恢复非故障区域的供电。
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2.馈线自动化分类
1）就地型
不依赖主站，隔离故障，恢复非故障区间供电，通过保护合作、时间合作或终端相互通信。它包括：电压-时间、过流脉冲计数器、智能分布等。
2）集中型
通过通信手段，通过终端与主站的配合，判断故障区，通过主站遥控隔离故障，恢复非故障区供电。
3)泛在物联网
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二、智能就地式馈线自动化
1、重合器
1）简介
重合器（Recloser）它是一种控制开关，可以检测故障电流，在给定时间内断开故障电流，并重叠给定次数。重合器相当于断路器TA(电流互感器)、保护、控制、电源集成的设备，安装在架空线杆塔或开闭站、环网柜上。
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2）工作原理
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3）优点：不需要通信，节约成本，能够实现故障定位和隔离。
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4）缺点：没有通信，发生故障需逐个检查，影响效率，同时电压电流数据无法上传到调度中心，调度中心无法远程控制重合器；对于中性点小电流接地方式的系统，单相接地故障电流很小，重合闸无法实现故障隔离。
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5）重合器与断路器的区别
（1）作用不同：重合器的作用是与其它高压电器配合，通过其对电路的开断，重合操作顺序，复位和闭锁，识别故障所在地，使停电区域限制最小，而断路器只是用开断短路故障，线路停电区域大。
（2）结构不同：重合器的结构由灭弧室、操动机构、控制系统组成，断路器通常仅由灭弧室和操作机构组成。国内先进的重合器的操作机构为永磁机构，断路器的操作机构一般为弹簧机构。
（3）控制方式不同：重合器自具控制设备，检测、控制、操动自成体系，而断路器与其控制系统在设计上是分别考虑的。
（4）开断特性不同：重合器的开断具有反时限特性和双时性。而断路器常用的速断和过流保护。
（5）操作顺序不同：重合器操作次数"四分三合"，按使用地点及前后配合开关设备的不同有"二快二慢""一快三慢"等，额定操作顺序为：分—0.1S—合分—1S—合分—1S—合分，特性调整方便；断路器的操作顺序由标准统一规定：分—0.3s—合分—180s—合分，操作顺序不可调，与前后开关设备没法配合。
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6）举例说明
举例1：
右图中的QF1、QF2是变电站出线断路器；QR1、QR2是分段重合器，平时为合闸状态；QR0是联络重合器，平时为分闸状态，事故处理时可自动合闸，转移供电；TV为电压互感器。
出线断路器的整定：出线断路器速断保护的动作时限一般为0.2s，并与重合器的动作曲线相配合；出线断路器设置重合闸装置。
联络重合器QR0的整定：延时关合一次故障分闸后闭锁。
在运行中发生故障时，重合器的动作过程如下：
（1）F1段发生故障时，若为瞬时性故障，出线断路器QF1跳闸并重合成功，恢复供电；若为永久性故障，QF1重合不成功，并自动闭锁，重合器QR1和QR0的控制器检测到电源侧失压，开始计时，因为QR1的延时分闸时间t1整定值小于QR0的合闸延时时间t2，故在经过时间t1后，重合器QR1分闸，QR0在t2时间合闸，则QR1和QR0之间的无故障区段恢复正常供电。
（2）F2段发生故障时，若重合器QR1检测到并确认通过的电流是故障电流，快速分闸。若为瞬时性故障，重合器重合成功；若为永久性故障，QR1多次重合不成功后分闸闭锁，则出线断路器QF1至重合器QR1之间的无故障区段恢复正常供电。联络重合器QR0检测到一端失压，经预定延时t2后合闸，因存在故障，QR0快速跳闸并闭锁。
（3）当变电站母线失电后，QR1检测到电源端失压，QR0检测到QR1方向失电，两台重合器的控制器同时计时。由于t2>t1，故QR1经t1时间后跳闸并闭锁，QR0在t2时间合闸，则QR1和QR0之间的区段恢复正常供电，而电源不会倒送到变电站母线。
（4）变电站母线检修，出线断路器QF1分闸，则QF1至重合器QR1之间区段无电，若要给该段供电，必须人工合上QR1，进入非环网供电方式（转移供电方式）。
（5）转移供电方式，当QF1停、QF2供时，QR0处于合闸状态。若F1发生永久性故障，则QR1、QR0和QR2同时检测到故障电流，三个重合器均跳闸，QR1跳闸后不能重合（已失去工作电压），而QR0、QR2经预定延时后重合成功，故障被隔离在QR1至QF1区段。F2段发生故障时，QR0、QR2同时检测到故障电流而跳闸。QR0重合到故障线路上跳闸闭锁，而QR2重合成功，故障被隔离在QR0至QR1之间的区段上。F4和F3段故障时可类推。如果转移供电方式是QF2停、QF1供时，可参照上述方法分析。
重合器动作程序的选定可根据电网的实际需要预先整定，如“一快一慢”、“一快三慢”、“二快二慢”等组合。这里“快”是指快速分闸，快速分闸一般设定在第一、二次，尽快消除瞬时性故障；“慢”是指按一定的电流-时间特性曲线（即安秒特性曲线）跳闸，即为延时性动作，以便与其他设备，如分段器、熔断器等进行配合，隔离故障点。
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举例2：分段器与重合器(或断路器)的配合使用
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2、电压时间型分段器
1）简介
分段器（Sectionalizer）又称电压-时间型自动分段开关，同样是一、二次设备集成到一起的设备，在架空线路杆塔上或者开闭站、环网柜内安装。与重合器不同，分段器需要安装TV(电压互感器)测量线电压，而且分段器的一次设备一般不采用断路器，而是采用负荷开关。因此分段器可以断开负荷电流，但不能断开短路电流。
它是一种与电源侧前级开关配合，在失压或无电流的情况下自动分闸的开关设备。当发生永久性故障时，分段器在预定次数的分合操作后闭锁于分闸状态，从而达到隔离故障线路区段的目的。若分段器未完成预定次数的分合操作，故障被其它设备切除了，则其将保持合闸状态[如下图(f)中的B开关]，并经一段延时后恢复到预先的整定状态，为下一次故障做好准备。
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2）工作原理
（1）分段器通过线路始端的断路器断开短路电流；
（2）检测到线电压时闭合，没有检测到时断开；
（3）设定时延X：表示检测到线电压后闭合开关的时延，X=7S；开关延时合闸时间；
（4）设定时延Y：表示检测到线电压从出现到消失的时间（开关合闸后立即检测），可以触发闭锁，Y=5S；故障检测时间；
（5）在X时限计时时间内，线路失压，开关启动X闭锁；在Y时限计时时间内，线路失压，开关启动Y闭锁；
（6）出线断路器（上图QF）必须具备二次重合闸功能。
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3）工作过程
电压时间型工作模式：
（1）失电后延时分闸功能，即开关在合位、双侧失压、无流，失电延时时间到，控制开关分闸；
（2）得电后延时合闸功能，即开关在分位、一侧得压、一侧无压，得电延时时间到，控制开关合闸；
（3）单侧失压后延时合闸功能，即开关在分位且双侧电压正常持续规定时间以上，单侧电压消失，延时时间到后，控制开关合闸；
（4）双侧均有电压时，开关合闸逻辑闭锁功能，即开关处于分闸状态时，两侧电压均正常时，此时终端闭锁合闸功能；
（5）闭锁合闸功能。若合闸之后在设定时限之内失压，并检测到故障电流，则自动分闸并闭锁合闸。若合闸之后在设定时限之内没有检测到故障电流，则不闭锁合闸；
（6）闭锁分闸功能。若合闸之后在设定时间内没有检测到故障，则闭锁分闸功能，延时5分钟后闭锁复归；
（7）非遮断电流保护功能，即当检测到流过负荷开关的电流大于600A时，闭锁跳闸回路；
（8）可检测零序电压，具有零序电压保护功能，即在设定延时内检测到零序电压信号应立刻分闸，切除接地故障；在设定延时外检测到零序电压信号，终端不发出分闸控制命令。
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工作过程：
过程参考：基于电压-时间型开关的馈线自动化，就地型馈线自动化选型技术原则（试行）；
示例：10kV架空线就地型馈线自动化开关的应用
断路器CB1一次重合闸1S，二次重合闸5S；A1、A2、A3、B1负荷开关X时限：7S，Y时限：5S；联络开关C的XL时限：40S。
（1）线路正常；
（1）线路正常；
（2）A2、A3段发生短路故障，CB1因短路动作于跳闸，继而负荷开关A1、A2、A3因失压分断；
（3）CB1一次重合闸，A1经X时限7S后合闸并成功，没有触发Y时限，联络开关C因一端失压XL计时（40S）开始；
故障定位与隔离：
（4）A2经X时限7S后合闸未成功，线路失压，触发Y时限A2闭锁合闸；A3经X时限小于7S合闸未成功，触发X时限A3闭锁合闸（检残压闭锁）；注：瞬时残压最小检出条件为电压值>30%额定电压，持续时间>100mS；
（5）CB1因短路动作于跳闸，A1分断；
（6）CB1二次重合闸，A1经X时限7S后合闸并成功，A2、A3合闸均闭锁（未合闸），故障被隔离；
转供电：
（7）C经30S后合闸，C的时间＞CB1一次重合时间1S+二次重合5S+A1的X时限7S*2+A2的X时限7S*2=34S。
若故障发生在A1、A2段，注意：此时的A3没有闭锁合闸（未检测到来电信息），A2必须闭锁合闸，最终故障被隔离在A1、A2段。
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X时限、Y时限整定原则：
（1）下图a4开关的时间整定由原7S->21S，保证任一时刻只能够有一台开关合闸；
（2）确定相邻开关的合闸时间ΔT=7S；
（3）各开关按照所在级从小到大，依次编号，线路所有开关顺序号依次为n1、n2、n3……ni；按变电站出口断路器合闸后的送电方向，开关A为第1级，开关B、C、C为第2级，开关E、F为第3级。按级数从小到大将所有开关排序编号，A=1号，D＝号，B＝33号，C＝4号，E＝5号，F＝6号；
注意：同级开关排序整定X时间，应保证主干线路先复电（即下图线路在送电到第二级开关B、C、D时，开关D作为主线开关优先进行延时合闸）。
（4）根据各开关的顺序，以ΔT为间隔顺序递增，计算其绝对合闸延时时间，第i台开关的绝对合闸时间ti=ni*ΔT=ni*7S；
（5）任意第i台开关的X时间为它的绝对合闸延时时间减去其父节点的绝对合闸延时时间Xi=ti-tj（序号j的开关，是序号i的开关的交节点。父节点表示开关j合闸后，i得电开始X延时）；
第i台开关的X时间计算：其中A为B、C、D的父节点，D为E、F的父节点。
| A | B | C | D | E | F | |
| 编号 | 1 | 3 | 4 | 2 | 5 | 6 |
| X时限 | 7S | (3-1)*7=14S | (4-1)*7=21S | (2-1)*7=7S | (4-1)*7=21S | (6-2)*7=28S |
| Y时限 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 |
（6）Y时间根据X时间定值自动设定，如X时限采用短时间间隔（ΔT＝7S）时，Y时间自动整定为5S，X时限采用长时间间隔（ΔT＝14S）时，Y时间自动整定为10S。
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4）优点
自动完成对故障区段的检测、判断、隔离，实现对故障区段的恢复供电，简单实用可靠性高；
不依赖通信，节约通信通道，节省了设备成本；
扩展性好、易于升级，可实现多个分段器的配合使用；
可以配合变电站的选线装置解决单相接地故障定位和隔离问题；
调度中心可以知道故障区段的位置，通知人员直接检修，缩短停电时间，提高供电可靠性。
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5）缺点
故障区段定位和隔离时间较长，越接近线路末端耗时越多；
由于没有通信，电压、电流数据无法上传到调度中心，调度中心也无法控制分段器。
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6）无压无流与短路闭锁
无压无流：过流故障延时中，先失压后无流，动作于分闸
短路闭锁：大电流发生，未失压，闭锁分闸(不分闸继续处于合闸)
上图展示了典型的单环馈路，QF3和QF4之间线路发生故障时，短路电流流过断路器QF1、QF2、QF3，断路器QF1是出口开关，保护动作于跳闸，对于已开启无压无流功能的QF2、QF3无压无流跳闸（不重合闸），QF1二次重合闸。显然故障在QF3和QF4之间，终端此时发出实时遥信达主站，由主站手动合闸QF2和QF5即可实现故障定位、隔离和非故障区域快速恢复供电。
对于负荷开关，若已开启SOG功能，QF2、QF3因监测到短路电流闭锁分闸（由于负荷开关不能分断短路电流，故闭锁分闸），断路器QF1是出口开关，保护动作于跳闸，QF2、QF3无压无流跳闸，QF1二次重合闸。终端此时发出实时遥信达主站，由主站手动分断QF4、合闸QF2和QF5即可实现故障定位、隔离和非故障区域快速恢复供电。
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3、过流脉冲计数型分段器
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4、智能分布式
1）简介
所谓智能分布式，就是去中心化，无需主站干预，由各个环网开关的智能终端决策，协同完成配电线路故障定位、隔离以及恢复供电。目前的主流技术是由相邻开关的智能终端之间交换故障检测信息实现故障区段的定位与隔离；由联络开关处的智能终端进行故障点下游非故障区段的供电恢复决策与控制。智能分布式馈线自动化也叫网络保护，是一种就地式馈线自动化方式。要求执行策略的各个开关在同一个环网线路中，联络开关只有一个，即最简单的单环网接线。由于变电站的管理要求与配网差别较大，变电站开关难以与线路开关相互通信并执行网络保护策略，因此，智能分布式常常以线路上的第一个开关作为首开关，首开关及之后的其他开关构成一个可以相互通信，执行相同策略的域，首开关也叫域界开关，如图1的2#开关至7#开关就构成一个域，2#和7#开关就是首开关。需满足3点条件：
域内电气接线是单环网结构
域内分段开关和联络开关需要配套智能终端
智能终端之间需要建立快速通信
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2）智能终端实现故障区段的定位、隔离和转供电逻辑
（1）大白话举个简单的例子来说明故障处理过程
线路中有ABCD四个开关按电流方向排列，ABC是分段开关，处于合闸状态，D是联络开关，处于分闸状态。假如故障发生在BC之间，故障发生时，AB均流过故障电流，被CT采集到了，A发信息给B：有故障；B发信息给A和C：有故障；C发信息给B和D：没事。ABC通完信后，启动逻辑处理。
A：我有故障B也有，这是下游的事，不用急，先等等看。
B：我有故障A也有故障，那么故障不在AB之间，但C没有故障，所以故障在B和C之间，于是开关跳闸，切完发信息给A和C。
C：B突然跑来说他有难，邻里乡亲的我不能坐视不管，开关跳闸发信息给B和D，故障被隔离了，但我下游也没电了，请求支援。D：合闸。这样就完成了故障定位、隔离和转供电。
基本原理是每次通信都是在自己、左邻右里三者之间，通信快速，逻辑处理简单，线路开关在变电站出口开关还没动作前完成。
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（2）用正规的文字说明智能终端的逻辑原理
故障定位
满足最少通信数量，线路上的每个开关只需与左右相邻的开关通信，就可以判断故障区段。通过开关之间的通信，自己有故障电流+相邻两侧也有故障电流-->故障不在本开关的保护区段，保护不动作，仅启动后备模式。自己有故障电流+相邻两侧开关仅有一侧有故障电流-->故障在本开关的保护区段；自己没有故障电流+相邻两侧开关仅有一侧有故障电流-->故障在本开关的隔离区段。
故障隔离
故障定位后，由故障点两侧的开关分别启动故障切除程序和隔离程序，故障点上游开关跳闸--发出故障切除成功标志；故障点下游开关跳闸--发出转供电请求。
转供电
联络开关收到转供电请求，启动转供电程序-开关合闸，转供电完成。
以图1为例，4#开关与2#开关、S1开关通信，S1与4#开关、S2开关通信。假如电源来自1#开关，6#环网柜的S1开关是联络开关(常开)，4#-S1线路发生故障时，线路上的1#、2#、4#开关均检测到故障电流，S1及右侧的开关均检测不到故障电流。开关之间相互通信判断出故障点在4#开关的下游，在S1的上游，4#及S1分别跳闸，S1跳闸后发出转供电信号，联络开关合闸。故障的定位、隔离和转供电程序完成。
开关与左右相邻开关的通信解决了就地分布式的故障定位和隔离，通信时间+智能终端程序计算时间+断路器的分闸时间构成了整个程序的总时长，目前的设备基本能在200毫秒以内完成，如果变电站出口开关速断整定时间在300毫秒，则变电站出口开关还没动作线路故障已经隔离，线路故障点上游区域可以不停电，下游区域在几百毫秒内恢复供电，除了故障区段，其他用户几乎没有感觉，故障已经切除、隔离。因此，供电可靠性非常高，达到毫秒级。这种馈线自动化通常叫智能分布式速动型。如果线路的分段开关采用负荷开关，以上的逻辑需要等待变电站出口断路器跳闸后再执行策略，开关检测无压后进行网络重构，重构时间与速动型没有差别，变电站出口断路器等待几秒后重合闸，恢复线路供电。这种策略通常叫智能分布式缓动型(配合型)，以及“基于对等通信一次重合闸”等，其基本原理一致。这种自动化策略的供电可靠性也很高，算是秒级。
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3）通信协议
有采用TCP/IP传输方式的，也有在链路层直接通信的，借鉴IEC61850智能变电站的GOOSE over MAC，将报文直接映射到MAC的传输方式，延时只有几毫秒。
但其配置是基于MAC地址，通信需要在同一网段内，不能跨越路由，对光纤的要求也较高，即一个智能分布式的域内通信要用同一组纤芯。根据配电网及其分布式控制的特点，比较适合采用GOOSE over UDP的传输方式，由于UDP协议没有TCP/IP的三次握手机制，所以传输服务是不可靠的，需要采用GOOSE重发机制来保证。
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4）思考
统一规范，实现“即插即用”；如无必要，勿增实体的“奥卡姆剃刀原则”。
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三、智能集中式馈线自动化
1、简介
智能集中式馈线自动化是基于终端和主站配合的技术。
1）全自动方式
配电主站通过快速收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，自动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
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2）半自动方式
此处故障隔离与上不同，是通过遥控或人工完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
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基于终端和主站配合的故障区段定位和隔离的实现方案如图，线路上分散安装多个终端，终端将数据上传至主站SCADA系统。发生故障后，主站根据终端上传的故障信息判断出故障区段，并发出控制命令隔离故障区段，使非故障区段恢复供电。
配电网的故障分为两种情况：相间短路故障（包括两相接地短路和三相短路）以及单相接地短路。
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2、相间短路的定位和隔离
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3、单相接地故障的定位
1）中性点不接地系统单相接地故障定位方法。
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4、具有多电源的网络重构
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四、泛在电力物联网
就是围绕电力系统各环节，充分应用移动互联、人工智能等现代信息技术、先进通信技术，实现电力系统各环节万物互联、人机交互，具有状态全面感知、信息高效处理、应用便捷灵活特征的智慧服务系统，包含感知层、网络层、平台层、应用层四层结构。
基于泛在电力物联网的架构，终端厂商可统一信息采集硬件的规范，标准化感知设备的接入，将通用功能通过软件完成（如通信数据处理、数据计算、对接信息采集接口等），以结构化数据和半结构化数据传递信息，打通此前因信息采集设备的不同，而造成的兼容性问题，实现自源端的通信、计算等资源共享，遵循“硬件平台化，软件APP化”的发展趋势，实现全连接覆盖。
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五、通过报文研判故障真实案例
1、C相电流变化大，偶尔发生一段过流
1）环境
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2）故障现象
偶尔报“C相一段故障”，让主站方人员导出相关日志。
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3）故障分析与解决
如上图所示，当断路器处于分位时，A、B两相无电流，但C相有电流，上下跳动变化大，明显不合情理。
断路器分断状态，其CT上已经没有电流给到FTU，但FTU检测到电流，最大可达80.4A。大致可以判断出此时断路器C相触点处于拉弧状态。
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