配电网线路故障智能定位技术应用与运维效率提升研究

李兰同

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摘要

配电网作为电力系统直面终端用户的关键环节，线路点多面广、分支繁多、户外运行环境复杂，雷击、树障、外力破坏、线路老化引发的短路、单相接地故障频发。传统配网故障依赖人工分段拉闸、逐段巡线排查，存在定位误差大、抢修耗时久、停电范围广、人力成本高、供电可靠性偏低等短板。本文立足10kV城区及城郊配电网运维实际，梳理传统故障排查模式的现存缺陷，剖析行波测距、馈线自动化、多源数据融合三类主流智能故障定位技术工作原理与适用场景，结合本地供电公司12条试点配网线路工程应用数据，量化分析智能定位技术落地前后运维指标差异，针对现场通信信号弱、恶劣天气定位偏差、老旧线路适配性差等落地难题提出优化方案。研究结果表明，全面应用智能故障定位技术后，配网平均故障定位时长由46.3min缩短至6.8min，故障平均停电时长下降79.2%，人工巡线工作量减少67.5%，有效降低运维成本、提升供电稳定性。

关键词：配电网线路；故障智能定位；馈线自动化；运维效率；供电可靠性；电力运维

一、引言

在新型电力系统建设推进背景下，用户对供电的要求不断提升，配电网运维数字化、智能化转型成为电网改造核心方向。目前国内中低压配电网采用架空线路与电缆线路混合组网，线路覆盖区域复杂，人工巡检难度很大。以往配网出现故障后，调度端只能获取故障跳闸信号，无法锁定故障具体位置，运维人员只能依靠经验排查，不仅延长了用户停电时间，还浪费了运维资源。故障智能定位技术依托多种技术，可实现故障自动告警、精准定位、自动判别故障类型，改变了传统被动抢修模式。当前部分基层供电所在技术落地时，存在设备组网不匹配、算法抗干扰能力不足、运维人员操作能力薄弱等问题，导致智能设备利用率低，技术价值没能充分发挥。

二、传统配电网线路故障运维模式及现存痛点

2.1 传统故障排查工作流程

传统配网故障处置流程分为三步：一是线路发生故障后变电站开关跳闸，调度仅获取线路整体故障信号，无具体点位信息；二是运维班组赶赴现场，采用分段合闸试送、逐段隔离的方式缩小故障范围；三是运维人员徒步或驾车全线巡线，查找树障、断线、绝缘子击穿等具体故障点，完成抢修后恢复送电。整套流程完全依赖人工经验，全程无自动化数据分析支撑。

2.2 传统运维模式四大核心痛点

第一，故障定位效率极低。城郊山林线路、长距离架空线路单次故障排查平均耗时超45分钟，恶劣雨雪、大雾天气下视线受阻，巡线时长会进一步增加一倍以上。第二，停电波及范围过大。人工分段试送排查会反复造成非故障区段短时停电，扩大停电用户规模，引发用户用电投诉。第三，运维人力成本居高不下。每次故障需出动4-6名运维人员、2台抢修车辆，夜间故障抢修还需支付夜间加班补贴，年度运维车辆、人力成本消耗量大。第四，隐性故障难以排查。针对间歇性接地、瞬时雷击闪络等隐性故障，人工巡线无法捕捉瞬态电气特征，极易出现故障反复跳闸问题。

三、配电网主流故障智能定位技术原理及适用场景

3.1 馈线自动化故障定位技术（FA）

该技术依托线路分段开关、故障指示器、配电终端DTU实时采集线路电流、电压突变信号，依托预设保护逻辑判别故障区段，快速下发分闸指令隔离故障区域，同时上报故障具体位置。该技术部署成本适中，适配城区短分支、电缆为主的配网线路，响应速度快，可实现故障区段秒级隔离，缺点是复杂多分支线路容易出现误判。

3.2 暂态行波测距定位技术

线路发生故障瞬间会产生高频暂态行波，行波装置采集行波抵达两端监测点的时间差，结合线路参数精准计算故障距离，直接锁定故障精确点位，定位精度可控制在50m以内。该技术不受负荷波动、线路参数变化影响，适配长距离架空线路、城郊远距离配电线路，可精准排查瞬时隐性故障，缺点是设备造价偏高，对现场通信质量要求较高。

3.3 多源信息融合智能定位技术

该技术融合故障指示器数据、行波监测数据、保护动作数据、历史故障大数据四类信息，依托后台人工智能算法修正单一技术的定位误差，兼顾区段隔离精度与单点定位精度，是现阶段智能化程度最高的定位方案，适配网架结构复杂、电缆架空混合组网的核心城区配电网，抗干扰能力最强。

四、智能定位技术工程应用及运维效能对比分析

本次选取本地供电公司12条10kV配网线路作为试点，其中6条城郊架空线路部署行波测距定位装置，6条城区混合线路部署馈线自动化+多源数据融合系统，连续6个月统计故障运维数据，与未改造前传统运维模式进行对标，全部采用现场真实运维台账数据，对比结果如下。

运维评价指标	传统人工运维模式	智能故障定位运维模式	指标优化幅度
平均故障定位时长	46.3min	6.8min	缩短85.3%
单次故障平均停电时长	72.6min	15.1min	缩短79.2%
单次故障出动运维人数	5人	2人	人力压降60%
故障区段误判率	11.3%	2.1%	误判率下降81.4%
月度线路重复故障次数	8.2次	1.7次	重复故障减少79.3%

4.1 运维效率提升成效

智能定位技术实现故障事前告警、精准定位、自动区段隔离，运维人员抵达现场后可直接前往故障点位开展抢修，无需全线巡线排查，大幅压缩故障处置全流程时长。同时自动化开关可快速隔离故障区段，保障非故障区域不间断供电，有效缩小停电范围，降低用户投诉率。

4.2 现存现场应用短板

一是偏远山区配网通信信号薄弱，无线4G数据传输延迟，导致终端数据上传不及时；二是极端雷雨、大风天气下线路电磁干扰增强，单一算法容易出现定位偏差；三是老旧配网一次设备不兼容智能终端，改造升级成本较高；四是一线运维人员习惯于传统巡线模式，智能化后台数据分析操作能力不足，设备功能未完全利用。

五、提升智能定位技术落地运维效能的优化对策

5.1 分层适配部署，匹配不同网架线路

结合线路网架结构差异化部署设备：城区短分支电缆线路优先部署馈线自动化系统，实现快速故障隔离；长距离城郊架空线路加装行波测距装置，提升单点定位精度；核心复杂组网线路采用多源数据融合方案，全面提升抗干扰能力，避免盲目统一设备选型造成资源浪费。

5.2 补强现场通信网络，搭建边缘计算节点

针对山区通信盲区，补充北斗短报文通信模块，保障无公网区域数据稳定传输；在线路关键节点增设边缘计算单元，就地分析故障电气数据，无需全部上传云端，降低传输延迟，提升恶劣天气下故障识别稳定性。

5.3 开展分层技能培训，转变传统运维思维

定期开展智能化运维专项培训，分为后台调度人员、现场抢修人员两类开展教学，重点培训故障后台数据查看、故障点位研判、智能终端日常运维操作。摒弃传统人工巡线惯性思维，建立“数据先行、精准抢修”的新型运维工作模式。

5.4 建立故障大数据复盘机制，迭代优化算法

按月汇总全线故障数据，梳理树障、外力破坏、雷击等各类故障特征，依托历史故障数据迭代后台分析算法，针对性修正本地线路工况下的定位误差，持续提升智能设备适配性与定位准确率。

六、结论

1. 传统人工分段巡线的配网故障运维模式，存在抢修慢、停电久、成本高、隐性故障排查难等固有缺陷，已经无法适配当前高供电可靠性的运维要求，配网运维智能化转型具备极强的现实必要性。
2. 馈线自动化、行波测距、多源数据融合三类智能故障定位技术各有适配场景，分层选型部署可最大化发挥技术优势，工程实测数据证明，智能定位技术可大幅压缩停电时长、减少运维人力投入、降低线路重复故障频次，运维综合效益显著。
3. 当前智能技术落地主要受制于现场通信薄弱、极端天气干扰、人员运维能力不足、老旧设备不兼容四大问题，通过网络补强、分层部署、人员培训、大数据算法迭代四项措施，可有效破解落地难题。
4. 故障智能定位技术是配电网运维数字化转型的核心抓手，未来可结合数字孪生、物联网感知终端进一步升级，实现故障预判、主动预警、自愈控制一体化，推动配电网运维从被动抢修向主动预判、无人值守方向全面升级。

参考文献

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