配网线路一体化故障控制系统的研发与应用 CNR217-080

项目背景

本文针对电力生产中的实际痛点，研发了配网线路一体化故障控制系统的研发，有效提高了作业效率与安全水平。某供电局配网部管辖10kV配电线路2,160公里，配置分段开关和联络开关共1,430台。此前配网线路发生故障时，调度员需根据变电站出线开关跳闸信号、用户报修电话和现场巡线人员反馈综合判断故障区段，从故障发生到隔离故障区段、恢复非故障区供电的平均时间为38分钟。2022年全局配网线路因故障停电累计1,870小时，其中约65%的停电时长消耗在故障定位和手动倒闸操作上而非故障抢修本身。

存在问题

一是故障定位依赖人工——调度员需逐一电话询问故障线路沿线的用户和巡线人员，平均耗时15分钟才能初步确定故障区段。二是隔离和复电操作人工执行——确定故障区段后，调度员需指挥现场人员手动操作开关，单次隔离+复电操作平均耗时23分钟。三是开关类型和网架结构复杂——线路中混合了断路器、负荷开关、重合器三种开关类型，网架结构有单辐射、手拉手和多分段多联络等模式，传统自动化方案需逐线路定制。四是缺乏故障录波——故障发生后无波形数据留存，只能依靠开关动作记录逆向推断故障原因，准确率不足70%。

创新目标

项目组确定了三个目标：一、实现故障后52秒内自动完成故障区段隔离和非故障区恢复供电，无需人工干预；二、系统自适应多种一次网架结构和开关类型，无需逐线路定制配置；三、集成故障录波功能，完整记录故障前后各6个周波的电压电流波形数据，为故障分析提供依据。

技术方案

创新亮点

一是故障处理全自动——从人工38分钟缩至52秒，故障隔离和非故障区复电由系统自主完成，单次故障减少停电时长约37分钟，按年均120次故障计算，全年减少停电约74小时。二是网架自适应替代逐线路定制——涵盖全市2,160公里配网线路、1,430台开关，部署周期从逐线路定制方案的约18个月压缩至6个月。三是故障录波为分析提供依据——故障前后共12个周波（200ms）的电压电流波形完整保存，故障原因判断准确率从70%提升至93%。

落地应用效果

系统于2023年6月完成1,430台开关的FTU安装和联调上线。上线后12个月内，累计处理线路故障118次，平均故障处理时间从38分钟降至52秒，非故障区段恢复供电时间缩短97.7%。故障录波功能辅助分析故障原因110次，成功识别出27次因树障导致的瞬时接地故障和8次因电缆接头老化导致的高阻故障，支撑了针对性的线路消缺计划。远程维护功能实现FTU参数远程整定和固件升级，全年减少现场出车约400次。

产出物：配网线路一体化故障控制系统1套（含FTU装置1430台、智能通信管理单元1430个、主站远程维护软件1套）、故障录波分析报告模板1份、FTU安装调试手册1份、调度员操作培训手册1份。

适用场景：10kV配电网架空线路和电缆混合线路的故障自动定位、隔离和恢复供电，适用于城市、郊区和农村配电网的配电自动化改造工程，也可扩展至35kV配网线路。

⚠️ 安全提示：FTU装置涉及开关分合闸控制，属于电力监控系统安全防护I区设备，须与调度数据网之间部署纵向加密认证装置；远程维护功能须在调度许可的检修窗口期内执行，禁止在正常运行期间进行FTU固件升级；故障控制逻辑变更须经过离线仿真验证后方可下发至现场装置。

常见问题

Q：该创新成果的适用场景有哪些？

A：本成果适用于电力系统各类相关作业场景，包括但不限于变电站运维、输电线路检修、配电作业等。具体应用时可根据现场实际情况进行调整。

Q：与传统方案相比，主要优势是什么？

A：主要优势体现在作业效率提升、安全风险降低、操作便捷性增强等方面。经过实际应用验证，综合效益显著。

Q：后续是否有升级计划？

A：将根据现场应用反馈持续改进改进，进一步提升性能和适用性，拓展更多应用场景。

数据来源：项目验收报告及现场应用统计，单位信息已脱敏处理。