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摘要：探讨了集中型馈线自动化（FA）系统结合行波故障测距技术的应用，旨在提高配电网故障定位的准确性和响应速度。首先介绍了集中型FA的工作原理及其处理流程。随后，分析了单端和双端行波定位方法的特点及适用性，并选择了双端定位法进行故障精确定位，基于集中型FA的行波故障测距提出了两种具体实施方案。最后，通过案例说明了在通信正常与异常情况下的故障定位及测距过程，展示了该技术的有效性。

关键词：故障测距；集中型馈线自动化；行波

引言

继电保护和馈线自动化（FA）通过检测电流、电压变化快速定位故障并隔离故障区段，是电网稳定运行的重要手段，但在复杂配电网中存在精度局限[1]。行波测距作为新型故障定位技术，利用行波传播特性提供更精准的故障位置，显著提升定位精度、运行效率和可靠性[2]。

本文提出一种基于集中型馈线自动化的行波测距方案，通过行波测距算法和现有馈线自动化基础设施，实现配电网故障精准定位。该方案提升了故障响应效率和电力系统自愈能力，优化了故障处理流程，减少停电范围和时间。

1 集中型FA原理

集中型FA对故障的处理，需要配电主站与配电终端协同工作，其中，配电终端将故障发生后的告警及动作信息传输至配电主站，配电主站负责分析这些信息，实现对线路的故障定位、隔离及非故障区域供电恢复，整个处理过程如下0：

1）故障发生：线路中发生故障。

2）集中型FA启动：线路发生故障后，当主站收到线路上终端上送的开关动作信号及故障告警信息，才能启动集中型FA，此后开始收集对应的整条线路中各个配电开关上送的信息。

3）故障定位：完成信息的收集后，主站系统依据配电开关的开关动作信号及故障告警信息来进行故障定位。

4）故障区域隔离：故障区间定位后，即可获得故障点的边界开关位置。通过遥控或人工操作这些边界开关，即可隔离故障区域。

5）非故障区域供电恢复：故障隔离后，即可恢复非故障停电区的供电，以缩小故障停电范围。

2 行波定位方法

行波测距分为单端定位和双端定位。单端定位在线路一端安装测距模块，利用故障行波的折反射特性定位，但因反射波衰减难以识别，易导致测距失败[4]。双端定位通过初始行波到达线路两端的时间差计算故障距离，无需考虑后续反射和射行波问题。基于此，本文采用双端定位法，其行波定位方法如：

假设，某一时刻线路内部的故障点为F，线路两端测距模块分别为M、N，通过双端定位方法计算可以得到故障距离为下式：

式中的参数说明如下：

，：故障点到两端的距离即故障距离；

：M、N间的线路全长；

：故障行波的速度；

，：测距模块采集到初始故障行波从F点到达M、N点的时间。

3 基于集中型FA的行波故障测距原理

本文的行波故障测距，首先需要通过集中型FA定位故障的发生区段，确定故障的初步区域。定位完成后，可以采用以下两种不同的方案进行故障的精确测距：

1）第1种方案：主站通过收集故障点相邻边界开关的行波波头时间信息（由配电终端本地处理获取），再根据故障距离计算公式，直接计算故障点距离。该方法具有较强的实时性，可快速响应故障。

2）第2种方案：主站首先召集故障点边界开关的行波录波文件，通过分析这些文件提取行波波头时间信息，再根据故障距离计算公式，计算故障点距离。虽然该方案耗时较长，但通过全面分析行波波形，可获得关于故障性质和严重程度的额外信息。通过集中型FA的初步定位结果筛选相关开关，仅召集故障点边界开关的录波文件，提升了主站数据收集和处理速度，从而提高故障测距的速度和精度。

4 案例说明

为说明集中型FA的行波故障测距效果，本文分析两种实际故障场景。图1示例为FS2与FS3间的永久性相间短路故障，图中黑色表示开关合位，白色表示开关分位，线路各开关功能配置及说明如下。

CB1：出线断路器，具有故障保护功能。

FS1，FS2，FS3：分段开关，具有故障告警功能，内置行波故障测距模块。

YS1：分支/分界断路器，具有故障告警功能，内置行波故障测距模块。

L1，L2：联络开关，内置行波故障测距模块。

图1相间短路故障线路拓扑图

1）通信正常情况下，FA故障定位及行波故障测距：

a）如图1所示，假设FS2至FS3之间发生永久性故障。

b）CB1保护跳闸并上送保护动作信号，FS1和FS2上送故障告警信号。

c）主站启动集中型FA功能，确定故障位置位于FS2与FS3之间。

d）然后进行行波故障测距处理。

方案1：在FS2和FS3上传的行波波头时间信息，结合行波定位方法进行计算，最终得出故障位置，实现故障测距。

方案2：在FS2和FS3产生的行波录波文件中，选取相同时刻的文件进行分析，实现故障测距。

2）通信异常情况下，FA故障定位及行波故障测距：

a）如图1所示，假设FS2至FS3之间发生永久性故障，FS2通讯异常。

b）CB1保护跳闸并上送保护动作信号，FS1上送故障告警信号。

c）主站启动集中型FA功能，由于获取不到FS2的信息，只能确定故障位置位于FS1负荷侧。

d）然后进行行波故障测距处理。

方案1：FS2通讯异常没有采集到数据信息，主站根据线路拓扑，自动往下扩大一级，在FS1和FS3上传的行波波头时间信息，结合行波定位方法进行计算，最终得出故障位置，实现故障测距。计算出故障点位置在FS2和FS3之间。

方案2：FS2通讯异常没有采集到数据信息，主站根据线路拓扑，自动往下扩大一级，在FS1和FS3产生的行波录波文件中，选取相同时刻的文件进行分析，实现故障测距。计算出故障点位置在FS2和FS3之间。

e）根据故障定位和测距结果进行抢修。尽管FS2通信异常导致停电范围扩大，但行波测距仍可定位故障点在FS2与FS3之间。由于行波传播衰减，用FS1和FS3信息测距精度低于FS2和FS3，但仍能指导抢修并提升效率。

5 结论

本文研究了集中型馈线自动化（FA）系统结合行波测距技术在配电网故障管理中的应用，显著提升了故障定位精度和效率。针对短路与接地故障，实现了快速隔离故障区段与恢复非故障区域供电。提出的两种行波测距方案不仅提高了系统实时响应能力，还通过行波数据分析为故障诊断提供支持。案例研究表明，即使通信条件较差，该系统仍能高效完成故障定位与测距任务，保障电网安全稳定运行。

参考文献

[1]杨阳.电力系统继电保护与常见故障研究[J].中国设备工程，2024，（13）：163-165.

[2]冯晨立.基于行波法的电力电缆故障定位技术研究[J].电力与能源，2024，45（04）：435-438.

[3]T/CEC 494-2021.馈线自动化模式选型与配置技术规范[S].中国电力企业联合会.2021.

[4]陈平，葛耀中，徐丙垠，等.现代行波故障测距原理及其在实测故障分析中的应用-A型原理