配网故障选线与自动定位系统

配电自动化系统功能规范配电自动化系统是电力系统中的重要组成部分，它能够实现对配电网的运行状态进行实时监控、控制和调节，提高配电网的供电可靠性和运行效率。

本文将从配电自动化系统的功能规范方面进行探讨。

一、配电自动化系统的基本功能1.数据采集与监控配电自动化系统应具备对配电网运行状态的实时监控能力，包括对电压、电流、功率因数、有功功率、无功功率等电气参数的采集和监控。

同时，系统还应具备对开关状态、故障信息等运行信息的采集和监控功能。

2.故障定位与隔离配电自动化系统应具备快速定位和隔离故障的能力，以便在配电网发生故障时，能够迅速确定故障位置，并采取相应的隔离措施，确保非故障区域的正常供电。

3.负荷管理配电自动化系统应能够对配电网的负荷进行实时监控和管理，包括对负荷的分配、调整和控制。

通过对负荷的合理分配和控制，系统能够有效降低线路的损耗，提高配电网的运行效率。

4.远程控制与操作配电自动化系统应具备对配电网进行远程控制和操作的能力，包括对开关的分合、调节变压器分接头等操作。

通过远程控制和操作，能够提高工作效率，减少人工干预。

5.事件记录与告警配电自动化系统应对配电网中的事件进行实时记录，包括故障信息、操作记录等。

同时，系统还应具备告警功能，及时提醒工作人员处理异常情况。

二、配电自动化系统的扩展功能1.需求响应与优化配电自动化系统应具备对用户需求进行响应和优化的能力，根据用户的用电需求和用电行为，对配电网的运行方式进行优化调整，提高供电可靠性和经济性。

2.分布式能源接入与调控配电自动化系统应具备对分布式能源的接入和调控能力，包括对太阳能、风能等新能源的接入和控制。

通过对分布式能源的调控和管理，能够提高能源利用效率，降低碳排放。

3.网格化管理配电自动化系统应具备网格化管理的功能，将配电网划分为若干个网格单元，对每个网格单元进行精细化管理。

通过网格化管理，能够提高配电网的运行效率和管理水平。

4.智能化决策支持配电自动化系统应具备智能化决策支持的功能，通过对配电网的运行状态进行实时监测和分析，为调度人员提供科学、合理的决策支持。

配网自动化开关故障原因及处理措施摘要：文章首先介绍配网自动化故障处理技术的意义，通过10kV龙庆线跳闸故障案例分析故障原因及存在的问题，最后提出了配电网自动化开关故障处理措施。

关键词：配网；自动化开关；故障分析；处理措施引言配网自动化开关不仅包括各种动作开关、传感器等，还涉及配网运行中的保护装置和通信设备，是配电调度和智能管理的重中之重。

受环境因素、技术因素等影响，自动化开关运行过程中很容易出现装置老化、零件损坏等造成的误动、拒动等，造成配网安全系数大打折扣。

必须结合具体问题开展配网自动化开关的科学保护和有效运维，以延长配网自动化开关的使用寿命，提升其安全效益和经济效益。

1 配网自动化故障处理技术的意义配网自动化主要是应用电子技术、通信技术、计算机技术自动控制技术以及新型的高性能配电设备对配电网进行监管，保证配电网能够处在安全、高效率的运行状态。

配网自动化故障处理技术作为当前智能信息化时代的产物，能够使用自动化技术检测出配电网中的故障，并对故障进行分析和研究，除此之外，还会在故障严重时发出警报信号，自行对故障进行初步限制，能够避免故障继续扩散。

这种技术能够为用户提供可靠性较高的供电服务，从而降低处理事故的时间，进一步提高企业的经济效益。

不仅如此，还可以对配电网的稳定进行充分保障，如果配电网产生故障，配网自动化故障处理技术也能够缩小故障范围，对配电系统的工作效率进行提高。

2配网自动化开关故障分析2. 1 故障概况配网自动化开关使用过程中非常容易出现由开关老化、人为操作失误、恶劣环境影响等造成的电力故障，严重时甚至造成大面积断电。

2021年03月15日***局35kV***站10kV龙庆线跳闸。

2.2基本信息2.2.1故障基本信息：2.2.2故障涉及自动化开关基本信息：2.3接线方式接线方式如图1所示。

图1 接线方式3.自动化终端定位情况3.1沿线开关保护配置情况10kV龙庆线主线第一分段开关#25塔25T1开关投入电压时间型逻辑功能；办表支线在主干线#28塔处T接，办表支线#45塔45T1开关、#83杆83T1开关投入电压时间型逻辑功能。

10kV配电线路故障定位及在线监测（控）系统技术规范书批准：审核：拟制：总则1．本“规范书”明确了某城市供电公司配电线路故障定位及在线监测（控）系统的技术规范。

2．本“技术规范书”与商务合同具有同等的法律效力。

1.1 系统概述配电线路传输距离远，支线多、大部分是架空线和电缆线，环境和气候条件恶劣，外破、设备故障和雷电等自然灾害常常造成故障率较高。

一旦出现故障停电，首先给人民群众生活带来不便，干扰了企业的正常生产经营；其次给供电公司造成较大损失；再者一条线路距离较长，分支又多，呈网状结构，查找故障，非常困难，浪费了大量的人力，物力。

配电线路故障定位及在线监测（控）系统主要用于中高压输配电线路上，可检测短路和接地故障并指示出来，可以实时监测线路的正常运行情况和故障发生过程。

该系统可以帮助电力运行人员实时了解线路上各监测点的电流、电压、温度的变化情况，在线路出现短路、接地等故障以后给出声光和短信报警，告知调度人员进行远程操作以隔离故障和转移供电，通知电力运行人员迅速赶赴现场进行处理。

主站SCADA系统除了显示线路故障电流途径和位置，还能显示线路负荷电流、零序电流、线路对地电场、接地尖峰电流的变化情况并绘制历史曲线图，用户根据需要还可以增加开关位置遥信采集、开关遥控、远程无线抄表和无功补偿柜电容投切等功能。

故障定位及在线监测（控）系统还可以提供瞬时性短路故障、瞬时性和间歇性接地故障的在线监测和预警功能，以及故障后事故分析和总结功能。

1.2 总体要求1.2.1当线路正常运行时：系统能够及时掌握线路运行情况，并将线路负荷电流、首半波尖峰突变电流、线路对地电场等线路运行信息和太阳能充电电压、电池电压等设备维护信息处理后发送至主站，在主站能够方便地查询有关实时信息和历史数据。

为及时掌握线路故障前的运行状态，保证线路正常运行，避免事故发生，并为在线调整故障检测参数提供技术手段。

1.2.2当线路发生故障时：系统能够及时判断出短路、过流和接地故障点，并将动作信号、短路动作电流、首半波尖峰电流、线路对地电场、接地动作电流等故障信息处理后发送至主站，在主站能购方便地查询有关历史数据和故障信息。

小电流接地故障定位方法及其应用摘要：配电网结构复杂,故障多发,尤以单相接地故障为甚。

发生单相接地故障(又称小电流接地故障)后,系统可以带故障运行一段时间,且瞬时故障可以自行修复，供电可靠性较高。

但接地故障会产生过电压,危害系统安全,甚至导致线路跳闸,造成供电中断。

为保证系统安全和供电可靠性,必须迅速确定故障点位置以采取处理措施。

关键词：小电流接地系统；故障定位；技术现状；问题；0 引言在配网自动化系统中，故障定位是至关重要的系统功能，能够为系统的稳定运行提供保障。

采取故障定位方法，可以使故障出现的范围得到缩小，从而使系统故障处理效率得到提高。

但是，小电流接地故障具有故障原因不稳定和故障电流不明显等特点，难以实现故障定位。

因此，有必要加强小电流接地故障定位方法的研究，以便为电网的稳定运行提供更多保障。

1 小电流接地故障区段定位方法1.1 辐射性小电流接线方式配电网自动化设计一般具有开环运行与闭环设计的特点，不同的配网线路通过双电源形式形成环状结构，在正常情况下，双电源开关处于断开状态，配电线从变电站引出形成开环树状辐射接线结构，该种接线方式为配电网常用的接线方式，如图1 所示。

1.2 故障定位和故障选线在小电流接地系统中，若出现接地故障，没有出现故障的线路电压为线电压，尤其当小电流接地故障为间歇性弧光接地故障时，整个线路中性点电荷没有释放通路，引发弧光接地电压，配网线路的绝缘性受到较大挑战，较易转变为相间性短路，所以，当出现该种情况时，应尽快找出线路的故障发生位置，并尽快将故障排除。

故障选线为在同一条母线上多条配电线路中找出小电流接地故障线路。

如图2 所示：当配网自动化线路中有一条AB 支路发生小电流接地故障，技术人员根据故障特征，找出故障发生区段，该过程为故障定位。

在整个配网系统中设置多个检测节点，以每个节点为检测区段，能够实现小电流接地故障区段的准确定位。

1.3 小电流接地故障特征信息的获取小电流接地故障测点采用广域测量技术，通过GPS 全球定位系统，实时获取各个测量点的数据，并保证数据的同步性，然后在GPRS 分组无线服务技术的支撑下实现GPS 检测数据的准确传输。

配电自动化终端常见故障及解决方案摘要：随着时代的发展，我国科技得到了飞速发展，自动化技术在配电网中获得了广泛的应用，配电自动化的深化应用不仅缩短了配电网故障停电时间，提升了运行管理水平，还可以改善供电质量。

然而，在实际应用中往往存在配电自动化终端在线率低、频繁死机、开关误动作等问题，严重影响了配电自动化系统的正常使用，解决这些问题已经成为供电企业的首要任务。

关键词：配电自动化终端；运维管理；方案引言配电自动化的控制终端不仅具备数据收集及数据传递功能，而且能够满足配电网故障实时检测与自动监控需求。

总地来说，控制终端的运行状况和系统流畅度直接影响到整个配电系统。

文章主要分析了配电自动化控制终端的基本职能及其常见的故障问题，希望以此来强化控制终端的稳定性和安全性。

1配电自动化终端的常见故障分析1.1主要站点和副站点的协作配电网络的自动化系统总体上是一个层次的。

因此，该系统的主要作用是对配电系统的故障进行监测和报告。

在此过程中，主站和副站均能够准确的对故障发生的位置进行确认，同时对没有发生故障的区域开展自动隔离，对故障发生位置进行功能恢复。

其实，在实际工作中，对于故障位置的确认和故障功能的修复是相对独立的两份工作。

除此之外，因为主站的独立处理、子站处理主站作为备用、子站独立处理、子站分离主站恢复、以及对故障处理的急迫需要，子站需要在各终端收集发生故障的信息以及与其相关的隔离信息，同时还需要收集恢复电源的地区信息。

1.2配电自动化系统发生了误报其实，一旦有漏洞，系统就会自动判定，并及时地进行补缺；当断路器的电源开关出现故障时，很可能会出现定位错误，在这种情况下，首先要将故障电流记录下来，然后判断电流是否合格、是否存在漏报情况，同时还需要根据故障开展后续工作或及时报警。

在实际工作过程中，绝大多数会把终端故障和事故跳闸视为启动故障的先决条件，而终端错误则是故障的起始点。

1.3通信中断若发生遥控台与厂站发生中断，需向遥控台报告，并将其视为漏报，以进行一系列的故障定位等工作，否则无法进行故障部位的定位。

配网自动化系统功能1.‘四遥’系统可通过LTU实现‘遥测’、‘遥信’、‘遥调’和‘遥控’：●‘遥测’：实时采集线路的电流、电压、功率、谐波等数据，并可实现每秒钟上传1次，为配电自动化提供及时和准确的基础数据。

●‘遥信’：准确检测线路发生的故障情况，包括相间短路、过电流、单相接地、过压、欠压、缺相、断电等故障或者异常状态，并及时上传。

实现了故障精确定位，为提高供电可靠性提供了技术支持。

●‘遥调’：可根据所采集的线路运行数据，通过后台软件灵活的采用自动或者人工操作的方式，实现对LTU的故障判决相关参数（如电流、延时等）的远程设置和修正，从而有效的避免了由于架空线路负载变动大、线路改造频繁、输送功率和供电方向经常变动所带来的故障漏判、错判等问题。

●‘遥控’：LTU可以与线路已经安装的柱上开关进行配合，后台软件可以通过LTU远程控制柱上开关的分合。

当确定了故障精确范围后，通过遥控柱上开关，把故障区段隔离出来，恢复其他无故障区段的供电，提高了经济效益和社会效益。

2.对时系统具有对时功能，通过主站向LTU发送对时指令，保证数据的时钟同步。

3.本地数据记录LTU具有完整的数据记录功能，采用SOE方式记录保存在Flash存储器中，具有无供电保存和掉电恢复功能，可支持远程历史数据调取和查询，便于后台软件处理和分析。

●运行参数记录：定点记录线路的运行数据，如电流、电压、功率、谐波等。

●告警记录：记录包括装置上电、装置掉电、装置复位、信号复位、遥控操作、修改定值、装置自检错误等信息。

●故障记录：记录故障电流大小及发生时刻。

●遥控信息记录：记录遥控操作发生的时刻、状态及类型。

●遥信变位记录：记录遥信变位的时间和状态。

4.就地报警指示和人机交互●在检测到线路故障、终端自身故障时，除了主动上传故障信息，LTU还具有就地报警指示功能，有助于管理人员查找故障。

●LTU具有操作显示面板，支持就地设置和修改参数、控制开关动作、查询SOE记录等功能。

运营维护技术配网单相接地故障区段定位技术曲晓（国网山东省电力公司龙口市供电公司，山东通过线路终端采集故障线路零序电流波形，借助相关系数对零序电流波形相似度进行计算，将其作为 配电网单相接地故障区段的定位依据。

研究结果显示，故障区段两端的零序电流系数是与相接近的正数，由此在-0.5～1比阈值区段小，则属于故障区段，若比阈值区段大，则属于非故障区段。

波形；配电网；单相；接地故障；区段定位Waveform Based Single Phase Grounding Fault Location Technology for 10 kVDistribution NetworkQU Xiao(China National Grid Shandong Electric Power Co., Longkou Power Supply Co., Yantaizero sequence current waveformcalculates the similarity of the zero sequence current waveform with the help of correlation coefficients，则说明该区段属于故障区段；，则说明该区段属于非故障区段。

锁定故障后，向主站上报故障位置，由主站分析并发出解决命令，断开故障区段电路，有效隔离非故障与故障区。

配网的单相接地故障区段定位仿真配网的单相接地故障区段定位所示。

系统的中性点经过消弧±0.88 Ω，、15 km 。

线路单位长度的零序与正序参数值如表图1 系统单线图表1 线路单位长度零序与正序参数值线路L/（mH/km）R/（Ω/km）C/（μF/km）正序0.390.180.0968零序1.730.240.0900以上线路中，线路3创建有4个零序电流检测元件，能够对零序电流波形进行实时记录，模拟线路内具有录波功能的配电线路终端，检测元件划分线路为区段1～区段4。

配电网接地故障选线技术研究【摘要】文章首先介绍了配电网系统故障特点，详细分析配电网故障选线技术，提出配电网故障选线系统，进一步缩小接地故障的查找范围，提高配电网运行的可靠性。

【关键词】配电网；故障选线；消弧线圈；可靠性1.配电网系统故障特点配电网的中性点采用消弧线圈接地方式，系统发生接地故障时，由于消弧线圈的补偿作用，故障线路的电气量变化并不明显，使故障线路查找变得困难。

系统发生接地故障，消弧线圈的补偿过程如图1所示，其中l为消弧线圈，c为系统电容，r为故障点的接地电阻，il、ic、if分别为消弧线圈补偿电流、系统的电容电流、故障点的残流。

图1消弧接地系统接地故障原理图从图1可以得出：线路发生接地故障，系统线路对地的电容电流ic流过故障点，由于消弧线圈的补偿电流il与电容电流ic是数值相等方向相反，因此故障点的故障电流if几乎为0，大大减小了故障点的电流，当系统发生了瞬时性接地故障，由于消弧线圈的补偿作用，接地故障自行消失，保证系统运行的可靠性；当系统发生弧光接地故障时，由于消弧线圈的补偿作用，弧光接地故障消失，防止非故障相电压继续升高，避免弧光接地过电压产生，保障了系统运行的稳定性；当系统发生永久性接地故障时，由于消弧线圈的补偿作用，接地点故障电流较小，系统可带电运行2h，大大减少停电次数，提高整个电网的运行可靠性，但故障线路的故障电流较小，使故障线路判定变得困难。

2.配电网故障选线技术配电网系统中，线路分支较多，运行方式复杂，线路的管理维护工作量很大。

当系统发生故障时，故障查找非常困难，而故障选线技术和选线产品的研发，大大缓解了这一问题。

2.1故障选线方法行波法。

该方法利用根据行波理论（线路发生故障时，会产生向线路两端传播的行波信号），利用在线路测量端捕捉到的暂态行波信号可以实现故障定位。

该方法有一定的优点，可以把故障点确定在较小范围内，方便用户快速准确查找故障点，适合于网络分支较少线路。

而配电网出线分支较多，线路分支处和负荷处均为波阻抗不连续点，行波在波阻抗不连续点的折射和反射造成线路一端测得的行波波形将特别复杂，很难正确识别出故障点的反射波，故障定位困难。

谈10kV配网自动化系统常见故障处理摘要】：随着社会的不断发展，人们对电量的需求也越来越大，故必须保证供电的质量。

本文主要分析10kV配网自动化系统常见故障，分析造成故障的原因，并给出了相应的解决方案，对为了满足人们的用电需求具有积极的作用。

【关键词】：10kV配网；常见故障；原因；措施；1 10kV配网自动化系统常见故障1.1 单相接地故障这种故障在配网自动化系统常见故障中非常常见，在我们遇上潮湿的天气，再或者使多雨的天气会对配电技术的电力传输造成一定的损害，单相接地故障是由于单相断线等问题而造成了很大的危害，对于这种情况，就应该要寻找到有效的方法，采取有效的措施去进行故障的修复，这种故障不仅仅影响了顾客的正常供电，而且可能会造成电压过大，造成电线的承受的电力过大而导致电线设备被烧毁，进而造成重大事故的发生。

1.2 相间短路故障有很多的因素都会造成相间短路故障，一般由这些原因造成:是线路上遇到异物而造成很大的故障，或者外界出现一些特殊的因素而造成了对线路造成破坏，还有就是鸟类动物因为无意中冲撞在电线路上而造成电线短路的相间短路故障，最后一个原因就是因为雷雨天气带来的故障，有时候特殊的天气状况，比如雨雪天气这种自然灾害造成的短路故障而在近几年自然灾害频发的时候对很多电路都造成了极大的伤害，特别是在季节更替的时候，雷雨交加且破坏力极强的时候，对电路造成了及其严重的损害，于是便形成了相间短路故障。

2 10kV配网自动化系统出现故障的原因2.1 自然灾害造成的因素近年来，有不少的自然灾害造成电路短路，配网技术不能够正常运行的列子，一般情况下，在特殊的天气下，电路不仅仅会受到外力的损害，还会遭受信号不良等问题，在还有可能会因为一些天气的意外而造成的破坏，列如在许多的雨雪天气，刮风下雨使得线路被拉扯短，还会引起信号短路等问题。

或是大风雪的天气，线路全部被冻住，使得许多的线路造成线路短路，还有可能会造成电线杆的裁断，进而引起一个地区的电力传输。

输配电架空线路故障定位及在线监测（控）系统技术规范书批准：审核：拟制：总则1．本“规范书”明确了某城市供电公司110kV及以下输配电架空线路故障定位及在线监测（控）系统的技术规范。

2．本“技术规范书”与商务合同具有同等的法律效力。

1.1 系统概述输配电线路传输距离远，支线多、大部分是架空线和电缆线，环境和气候条件恶劣，外破、设备故障和雷电等自然灾害常常造成故障率较高。

一旦出现故障停电，首先给人民群众生活带来不便，干扰了企业的正常生产经营；其次给供电公司造成较大损失；再者一条线路距离较长，分支又多，呈网状结构，查找故障，非常困难，浪费了大量的人力，物力。

输配电线路故障定位及在线监测（控）系统主要用于中高压输配电线路上，可检测短路和接地故障并指示出来，可以实时监测线路的正常运行情况和故障发生过程。

该系统可以帮助电力运行人员实时了解线路上各监测点的电流、电压（对地电场）、导线温度【可选】的变化情况，在线路出现短路、接地、过温【可选】等故障以后给出声光和短信通知报警，告知调度人员进行远程操作以隔离故障和转移供电，通知电力运行人员迅速赶赴现场进行处理。

主站SCADA系统除了显示线路故障电流途径和位置，还能显示线路负荷电流、零序电流、故障电流、线路对地电压、接地暂态接地电流、导线温度【可选】的变化情况并绘制历史曲线图，用户根据需要还可以增加开关位置遥信采集、开关遥控等功能。

该故障定位及在线监测（控）系统还可以提供瞬时性短路故障、瞬时性和间歇性接地故障的在线监测和预警功能，以及故障后事故分析和总结功能。

1.2 总体要求1.2.1当线路正常运行时：系统能够及时掌握线路运行情况，并将线路负荷电流、首半波暂态接地电流、线路对地电压等线路运行信息和太阳能充电电压、电池电压等设备维护信息处理后发送至主站，在主站能够方便地查询有关实时信息和历史数据。

为及时掌握线路故障前的运行状态，保证线路正常运行，避免事故发生，并为在线调整故障检测参数提供技术手段。

10kv配电线路故障分类查找及应对措施摘要：通过个人在日常运维作业中的实践体会，以实用性为指引，总结了配电网线路故障分类及查找方法等经验，并提出了相应的措施。

目的加强运维人员对配电线路的巡视维护业务技能，提升运维质量，及时排除故障，提高配电线路运行安全性。

关键词：10kv配电线路故障分类、查找及应对措施引言针对部分配电运维人员缺乏线路故障判断及查找的业务技能认识，如未能快速判断配电线路故障类型和及时查找故障线路定位。

通过个人在日常运维作业中的实践体会，以实用性为指引，总结了配电网线路故障分类及查找方法等经验，并提出了相应的措施。

目的加强运维人员对配电线路的巡视维护业务技能，提升运维质量，及时排除故障，提高配电线路运行安全性。

1、10kv配电线路故障中存在主要因素分类1.110kv架空线路故障因素分类1.1.1 由于配电线路是面向用户终端，所以相比配电网更加复杂,而引起故障主要是短路故障：线路金属短路故障：由于外力破坏造成故障,架空线或杆上设备(变压器、断路器)受外抛物和外力影响引起短路；汽车碰撞、台风、洪水造成倒杆、断线，线路缺陷造成故障；弧垂过大，遇台风时引起碰线或短路时产生的电动力引起碰线。

线路引跳线断线弧光短路故障：线路老化强度不足，引起断线,线路过载接头接触不良，引起跳线线夹烧毁断线。

跌落式熔断器、隔离开关弧光短路故障：跌落式熔断件熔断引起熔管爆炸或拉弧引起相间弧光短路。

线路老化或过载引起隔离开关线夹，损坏烧断拉弧造成相间短路。

④小动物短路故障：台墩式配电变压器上，跌落式熔断器至变压器的高压引下线采用压配电柜母线上,母线未作绝缘化处理,高压配电室防鼠不严。

高压电缆分接箱内,母线未作绝缘化处理,电缆分接箱有漏洞。

1.1.2 接地故障：线路瞬时性接地故障：人为外抛物或树木碰触导线引起单相接地。

线路绝缘子脏污,在阴雨天或有雾湿度高的天气,出现对地闪络,一般在天气转好或大雨过后即消失。

线路永久性接地故障：外力破坏,线路隔离开关、跌落式熔断器因绝缘老化击穿引起。

电力系统配电自动化及其故障处理摘要：在当前的配电系统运行管理过程中，作为一种先进的配电自动化理念，能够为配电系统提供更经济、更安全的配电运行方式。

随着国民经济的不断增长，配电系统也迎来了新的技术革新，电力企业积极应用现代配电自动化技术。

通过配电自动化技术的应用，电力企业可以为各行各业和人们的日常生活提供更加优质的电能质量，完善电网运行的监控和管理功能，实现传统配电网技术的大幅提升。

关键词：电力系统；配电自动化；故障处理1电力系统配电自动化常见故障1.1主电压和110kV进线失压动作和主变差动跳闸体现在两个方面。

一旦出现进线试压，110kV进线极易发生瓦斯保护动作。

如不及时妥善处理，将导致主变35kV母联310开关自投合，导致配电自动化故障。

若主变2个110kV输入点电压为0，则影响35kV母联电压值，也为0。

1.2框架保护动作作为配电自动化故障的主要原因，框架保护动作多出现在电流型框架保护中。

如果框架漏水，设备保护动作会导致直流和交流进线开关跳闸。

但直流馈线开关不受影响，可利用直流母线为接触网提供跨区域供电通道。

这会影响配电网另一机架的漏电保护动作，直流和交流进线开关，整流和交流开关同时跳闸，不仅影响配电自动化，而且对系统供电也有负面影响。

可以理解为使用负抑制电压的电压型框架。

当整流电流变为电流时，会影响直流进线和馈线开关的跳闸，供电系统由双面变为单面。

但电流型帧漏保护EP-1和EP-2同时动作，导致不同区域接触网断电断电。

1.3环网电缆故障环网电缆故障是配电自动化中最常见的故障。

环网电缆会引起线路差动产生保护动作，引起跳闸。

如果电缆进线出现故障，将导致变电站内35kV母线开关自动投切，影响配电系统正常工作。

2提高电力系统配电自动化故障处理水平的策略2.1加快配电网线路建设进程由于我国对配电系统建设重视不够网络设施，所以档次比较低。

为有效改变这种发展现状，需要加大对配电自动化技术的重视，对电力公司配电网线路进行改造，对电力设备进行改造维护，从而提高电力系统的输电能力。

基于 PMU的中压配电网精确故障定位方法及技术分析摘要：PMU又称电源管理单元，PMU装置在电力系统同步相量测量时，可用于同步相量的测量、输出、动态记录等，其核心特征是可实现标准时钟信号的同步相量测量，与主站间能够实时通信。

PMU装置在配电网中的应用，可发挥其同步数据采样的优势，不受故障距离和类型的限制，有效应对各类干扰因素，结合双端故障定位的方法，实现配电网故障精确测距，克服传统算法对参数准确性的依赖或者要求，避免受电线长度影响引发参数误差的问题发生。

关键词：PMU；中压配电网；故障定位目前电力系统供电的可靠性和安全性仍有提升空间，技术水平与顶尖技术相比存在差距。

精确故障定位技术的应用，是提高中压配电网系统弹性和可靠性的重要措施之一，有效降低了中压配电网故障恢复的工作量，最大程度缩短了用户的停电时间，避免用户经济财产过大损失，为不同用户提供多元化供电服务。

特别是对于环境条件较差的城乡中压配电网，可显著缩小检修人员巡线范围，提高巡线质量和效率。

1.基于PMU的中压配电网精确故障定位方法及技术分析基于PMU的中压配电网系统动态监测精确度更高，可同步采集配电网高精度的运行参数，将分布站点信息归集，实现配电网全动态过程的监测，同时精确定位与分析故障，因此PMU技术对配电网在线实时故障诊断的研究具有重要的作用。

基于PMU的配网双端故障定位法，对不同类型故障的适应能力和综合测量的误差抑制能力显著提高，通过暂态量测信息的故障定位方法，可体现PMU技术在配电网常见故障中的作用。

1.1利用专用附加设备实现故障定位专用附加设备主要包括注入信号器、智能传感器、分段器和重合器、智能接地等设备，在不影响中压配电网正常运行的前提下，可精确进行故障定位。

其中智能传感器、分段器和重合器不适合在单相接地故障定位中应用，注入信号设备自动化技术水平较低，需要与人工巡线相配合，主要应用于接地故障的选线和定位环节，故障定位效率因自动化程度低而有所下降。

一起配网自动化故障定位失败的原因分析及解决方法卢思缴发表时间：2020-05-08T10:22:37.383Z 来源：《当代电力文化》2019年第 21期作者：卢思缴[导读] 本文通过对一起配网自动化故障定位失败事件分析，剖析了配网保护的现状及存在问题，提出了解决这些问题的有效方法。

摘要：本文通过对一起配网自动化故障定位失败事件分析，剖析了配网保护的现状及存在问题，提出了解决这些问题的有效方法。

关键词：配网自动化、保护、故障定位引言：4月2日，我局某变电站F23岗吉一线站内开关跳闸，后经查线发现故障点位于线路末端城市广场一期公用柜后段电缆。

而位于前端的四个自动化开关均未发信或跳闸（其中城市广场#1智能柜#2开关、城市广场#3智能柜#2、#3开关为自动化负荷开关，城市广场#1智能柜#4开关为自动化断路器）。

为了查清楚这4个自动化开关未能正确故障定位的原因，我们对这次故障定位失败事件进行了深入的调查和分析。

经与变电沟通调取站内开关动作信息发现，站内开关为过流保护动作，过流保护定值为600安，0.9秒。

上述4个站外自动化开关的保护装置均未检测到故障。

城市广场#1智能柜#4开关（断路器）过流定值为650安，0.7秒；其他三个开关（负荷开关）过流定值为800安，0.05秒。

由此分析，可能是正好故障为非金属性相间短路，电流正好处在600安至650安之间，所以站内开关启动并经延时出口跳开开关，而站外开关，由于未达到设定定值，未检测到故障，所以未动作。

又或者电流正好处在600安至650安之间的时间较长，就算故障末期故障电流超过了650安而启动了站外开关的保护，由于站内开关保护先启动，提前跳开了站内开关，站外开关由于延时未到，未出口就返回了。

当然，上述的电流值只是一个理论值，实际应用中，由于站内外两级开关的CT存在误差，此失配区间有可能更大。

1、现状分析：为什么站外开关与站内开关的过流保护会存在保护配合的失配区间呢？其实这种设置也是没办法的办法，是由一些特殊原因造成的，既有电网现状问题也有配网自动化改造初期指引及经验不足问题，主要包括以下几个方面：首先，我局大部分变电站都采用过流电流定值为720安，只有少数变电站受CT、刀闸等设备影响还在采用600安甚至400安作为过流电流定值。