一种非交互式条件下的配电线路首段故障处理方法

摘要

本发明公开了一种非交互式条件下的配电线路首段故障处理方法，通过变电站出线保护时间定值的匹配和逻辑动作，并结合分布式馈线自动化通信条件下的故障恢复，在变电站出口保护与首台配电线路终端不具备信息交互条件下实现变电站出线线路首段的故障隔离和非首段故障区域的供电恢复，解决方法只能是将该段线路的故障处理作为盲区，即不考虑该线路首段的馈线自动化故障隔离，如果该线路首段发生故障，则仅依靠出线保护出口动作，整条线路全线失电来切除故障，而无法自动隔离故障区域并完成非首段故障区域的供电的问题。

说明书

技术领域

本发明专利属于配电自动化系统的馈线自动化技术领域，尤其涉及一种非交互式条件下的配电线路首段故障处理方法。

背景技术

馈线自动化是配电自动化系统的一个非常重要方面，分布式馈线自动化通过相邻终端之间的通信和信息交互来定位故障区域并完成故障处理。因此，对于发生在普通分段开关之间的线路故障，通过配电终端之间相关信息交互，可以成功实现故障区域的定位、隔离和非首段故障区域供电；但对于发生在变电站出口到首台分段开关之间的线路首段故障，因为此时仅出口保护可以检出故障，而首台配电终端是无法检出故障的，因此要准确定位和隔离故障区段，则出口保护和首台配电终端之间必须具备信息交互的条件；但在实际应用中，受限制二者之间的距离和施工条件，更多的受限于客户的体制和管理权限以及信息安全原则问题（变电站一般属于地市或上级调度管辖，配电线路一般属于基层运检部门管辖），变电站出口保护和首台配电终端之间往往不具备信息交互条件。在这种条件下，通常的处理方法只能是将该段线路的故障处理作为盲区，即不考虑该线路首段的馈线自动化故障隔离，如果该线路首段发生故障，则只能依靠出线保护出口动作，整条线路全线失电来切除故障，而无法自动隔离故障区域并完成非首段故障区域的供电。

发明内容

本发明要解决的技术问题是：提供一种非交互式条件下的配电线路首段故障处理方法，通常的解决方法只能是将该段线路的故障处理作为盲区，即不考虑该线路首段的馈线自动化故障隔离，如果该线路首段发生故障，则仅依靠出线保护出口动作，整条线路全线失电来切除故障，而无法自动隔离故障区域并完成非首段故障区域的供电的问题。

本发明提供的技术方案为一种非交互式条件下的配电线路首段故障处理方法，通过变电站出线保护时间定值的匹配和逻辑动作，并结合分布式馈线自动化通信条件下的故障恢复，在变电站出口保护与首台配电线路终端不具备信息交互条件下实现变电站出线线路首段的故障隔离和非首段故障区域的供电恢复。

所述的变电站出线保护时间定值为跳闸延时定值T、变电站出口保护一次重合闸时间T1和变电站出口保护二次重合闸时间T2；所述的T ＞T1+T2。

所述的变电站出线线路首段为变电站出口保护与首台配电线路终端之间的配电线路。

所述的非变电站出线首段为首台配电线路终端与最后一台配电线路终端之间的配电线路。

所述的变电站出线线路首段的故障处理为首先设变电站保护与首台配电线路终端之间的变电站出线首段发生故障，二者不具备信息交互条件；其次变电站保护检出故障后动作，T1时间后一次重合闸动作失败，说明为永久故障；首台配电线路终端检出失压后，启动失压延时跳闸计时；再次T2时间后变电站保护二次重合闸失败，首台配电线路终端仍处于检出失压状态；然后首台配电线路终端延时T，且T ＞T1+T2，到达后仍处于失压，说明故障发生在线路首段，首台配电线路终端跳闸，故障区间定位和隔离完成；最后故障成功隔离后，分布式馈线自动化恢复功能启动，非故障侧配电线路终端通过信息交互与拓扑计算，联络开关确认自身需要动作，启动合闸，合闸成功后完成非首段故障区域的供电。

所述的非首段故障区域的供电恢复为首先设相邻可进行信息交互的线路段发生故障，同时变电站保护与首台配电线路终端直之间不具备信息交互条件；其次变电站保护检出故障后动作，T1后一次重合闸动作失败，说明为永久故障；首台配电线路终端检出失压后，启动失压延时跳闸计时；变电站保护二次重合闸计时启动；再次因为动作发生在非变电站出线路首段，相关配电线路终端可检出故障，同时启动分布式馈线自动化定位功能成功定位和隔离故障；然后故障隔离完成后，分布式馈线自动化恢复功能启动，非故障侧配电线路终端通过信息交互与拓扑计算，联络开关确认自身需要动作，启动合闸，合闸成功后完成非首段故障区域的供电；再然后当变电站保护二次重合闸延时T2到达后，因为故障已成功隔离，此时变电站保护二次重合闸成功；最后因为变电站保护二次重合闸成功，首台配电线路终端失压条件消失，其失压延时未到达T＞T1+T2，首台配电线路终端不会动作跳闸，直至本次故障处理结束。

采用本发明的技术方案，通过与变电站出线保护时间定值的匹配和逻辑动作，并结合分布式馈线自动化通信条件下的故障恢复，可以在变电站保护与首台配电线路终端不具备信息交互条件下有效实现线路首段的故障隔离和非首段故障区域的恢复供电，从而解决通常的处理方法只能是将该段线路的故障处理作为盲区，即不考虑该线路首段的馈线自动化故障隔离，如果该线路首段发生故障，则只能依靠出线保护出口动作，整条线路全线失电来切除故障，而无法自动隔离故障区域并完成非首段故障区域的供电的问题。

本发明的有益效果：与现有技术相比，本发明针对分布式馈线自动化的实际应用中，由于变电站保护与首台线路配电线路终端之间往往不具备信息交互条件而导致的线路首段故障处理变为盲区问题，基于现有的条件，在不增加额外投资和处理条件的情况下，提出了一种新型的可以完全与分布式馈线自动化融为一体的线路首段故障处理方法，可成功实现馈线自动化故障定位、隔离和非首段故障区域供电的全线路覆盖，实施简单、效果明显。

附图说明

图1为本发明新型馈线自动化线路首段故障处理流程图；

图2为实施例拓扑图。

具体实施方式

下面结合附图及具体的实施例对发明进行进一步介绍：

如图1～2所示，一种非交互式条件下的配电线路首段故障处理方法，通过变电站出线保护时间定值的匹配和逻辑动作，并结合分布式馈线自动化通信条件下的故障恢复，在变电站出口保护与首台配电线路终端不具备信息交互条件下实现变电站出线线路首段的故障隔离和非首段故障区域的供电恢复。

试验时采用手拉手线路，如图2所示，其中开关1和开关6对应为变电站保护，开关2-开关5对应为配电线路终端，开关1保护与开关2配电线路终端、开关6保护与开关5配电线路终端之间不具备信息交互条件，其余配电线路终端之间可进行信息交互；开关2配电线路终端、开关5配电线路终端整定为失压延时跳闸，延时时间T=8s；开关1保护、开关6保护配置二次重合闸，其中第一次重合闸时间T1=2s，第二次重合闸时间T2=5s；

若故障发生在开关1和开关2之间，则：

1)开关1保护检出故障后动作，2s后第一次重合闸动作失败，说明为永久故障；开关2配电线路终端检出失压后，启动失压延时跳闸计时；

2)7s后开关1保护二次重合闸失败，开关2配电线路终端仍处于检出失压状态；

3)8s后开关2配电线路终端仍处于失压状态，说明故障发生在变电站出线首段开关1与开关2之间，开关2配电线路终端跳闸，故障区间定位和隔离完成；

4)故障成功隔离后，分布式馈线自动化恢复功能启动，非故障侧配电线路终端通过信息交互与拓扑计算，联络开关5配电线路终端确认自身需要动作，启动合闸，合闸成功后完成非首段故障区域的供电；

若故障发生在开关2和开关3之间，则：

1）开关1保护检出故障后动作，2s后一次重合闸动作失败，说明为永久故障；开关2配电线路终端检出失压后，启动失压延时跳闸计时；开关1保护启动二次重合闸计时启动；

2）开关2配电线路终端同步检出故障，启动分布式馈线自动化定位功能，定位故障点位于开关2和开关3之间，二者对应配电线路终端分别跳开开关2和开关3，完成隔离故障；

3）故障隔离完成后，分布式馈线自动化恢复功能启动，非故障侧配电线路终端通过信息交互与拓扑计算，联络开关5确认自身需要动作，启动合闸，合闸成功后完成非首段故障区域的供电；

4）同时在故障发生7s后开关1保护二次重合闸动作，因为故障已成功隔离，此时二次重合闸成功；

5）因为开关1保护二次重合闸成功，开关2配电线路终端失压条件消失，其失压延时8s未到达，开关2配电线路终端不会动作跳闸，本次故障处理结束。

本发明针对分布式馈线自动化的实际应用中，由于变电站保护与首台线路配电线路终端之间往往不具备信息交互条件而导致的线路首段故障处理变为盲区问题，基于现有的条件，在不增加额外投资和处理条件的情况下，提出了一种新型的可以完全与分布式馈线自动化融为一体的线路首段故障处理方法，可成功实现馈线自动化故障定位、隔离和非首段故障区域供电的全线路覆盖，实施简单、效果明显。

以上内容是结合具体的优选实施方式对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施只局限于这些说明。对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干简单推演或替换，都应当视为属于本发明的保护范围。