配电网作为电力系统“最后一公里”（覆盖用户超10亿，线路总长超1000万公里），其运行稳定性直接影响用户用电体验（故障停电1小时，工业用户损失超10万元）。传统配电网依赖人工巡检定位故障（平均定位时间超2小时）、手动操作隔离故障（隔离时间超1小时），存在“故障处置效率低、停电范围大、用户投诉率高”等问题。随着配电网自动化改造推进，故障定位与隔离技术成为核心突破点——据统计，自动化技术可使故障处置时间缩短90%，供电可靠性提升至99.95%以上，契合《配电网自动化技术导则》要求，相关实践对配电网升级具有重要指导意义。

1.配电网故障定位与隔离的核心技术选型

需结合配电网拓扑特点（辐射型、环网型），选择适配技术方案，保障定位与隔离精度。故障定位技术选型（辐射型配电网采用“馈线终端单元（FTU）+阻抗法”（通过FTU采集线路电流、电压数据（采样频率50Hz，精度±0.5%），计算故障阻抗，定位误差≤100米）；环网型配电网采用“智能分布式（SID）+对等通信”（终端间直接通信（延迟≤10ms），通过故障电流方向判断故障区段，定位精度≤50米）；复杂配电网采用“多源信息融合”（融合FTU数据、用户停电信息（APP上报准确率≥95%）、无人机巡检影像（识别线路故障准确率≥90%），定位准确率提升至98%））；故障隔离技术选型（辐射型配电网采用“分段开关+联络开关”联动（分段开关跳闸隔离故障区段（时间≤30秒），联络开关合闸恢复非故障区域供电（时间≤5分钟））；环网型配电网采用“智能断路器”（具备自检测、自隔离功能（故障发生后20秒内完成隔离），无需主站指令）；大规模配电网采用“分层分区隔离”（按区域划分自愈单元（每个单元含5-10个用户），故障时仅隔离故障单元，缩小停电范围））。

2.故障定位与隔离技术的实践实施流程

需通过“前期准备-设备部署-调试优化-试运行”全流程管控，确保技术落地实效。前期准备（梳理配电网拓扑结构（绘制详细线路图，标注开关、变压器位置，误差≤10米）；分析历史故障数据（统计故障类型（单相接地占比60%、相间短路占比30%）、高发区段，制定针对性技术方案）；制定施工计划（避开用电高峰（如夏季、节假日），分批次改造（每批次改造线路≤5条）））；设备部署（安装FTU（每2-3公里1台，具备遥测、遥信、遥控功能，通信采用4G/5G（传输速率≥10Mbps））；改造分段开关（更换为智能真空断路器（分闸时间≤0.1秒，额定电流≥630A））；部署主站系统（具备故障研判、遥控操作功能（响应时间≤1秒），接入终端数据（数据更新频率1秒）））；调试优化（模拟故障测试（人为设置单相接地故障，测试定位准确率（≥98%）、隔离时间（≤30秒））；优化算法参数（如阻抗法中线路参数修正（误差≤2%），提升定位精度）；完善通信链路（测试终端与主站通信稳定性（丢包率≤0.1%），增设备用通信通道））；试运行（选取3-5条线路试运行3个月，记录故障处置数据（定位时间、隔离时间、恢复供电时间），每月优化1次方案，试运行达标后全面推广）。

3.技术实践中的关键问题与解决对策

需针对实践中出现的技术瓶颈，提出针对性解决方案，保障系统稳定运行。关键问题一：单相接地故障定位难（传统方法定位准确率＜80%），解决对策（采用“暂态零序电流法+小波分析”（提取故障暂态特征，定位准确率提升至95%）；在分支线路安装接地故障指示器（动作准确率≥90%），辅助定位）；关键问题二：通信延迟导致隔离滞后（通信延迟超50ms，隔离时间延长至1分钟），解决对策（采用边缘计算终端（本地处理故障数据，决策时间≤10ms）；优化通信网络（选用5G专网（延迟≤20ms），减少数据传输环节））；关键问题三：复杂拓扑下隔离范围过大（环网故障时隔离多个非故障区段），解决对策（构建“单元化自愈网络”（按负荷密度划分最小隔离单元（含2-3个分段开关））；开发拓扑动态识别算法（实时更新线路连接关系，隔离时仅断开故障单元开关））。

4.工程实践效果与应用价值验证

需通过实际工程数据，量化展现技术应用成效与经济价值。工程实践：某地级市配电网自动化改造（覆盖100条馈线、500个配电台区），采用多源信息融合定位技术与分层分区隔离策略，改造后接入配网自动化主站。应用效果：故障定位准确率98.5%，隔离时间28秒，非故障区域恢复供电时间4.5分钟；配电网平均停电时间（SAIDI）从180分钟/年降至63分钟/年，降低65%；供电可靠性（SAIDI）提升至99.98%，用户投诉率下降80%；年减少停电损失超5000万元（工业用户损失减少4200万元，居民用户损失减少800万元）。验证方法：对比改造前后故障处置指标（定位时间、隔离时间、恢复时间）；统计供电可靠性数据（SAIDI、SAIFI）；核算经济损失减少金额（基于用户停电损失标准）。

结束语

配电网自动化改造中故障定位与隔离技术实践，通过“多源融合提升定位精度、智能联动缩短隔离时间、分层分区缩小停电范围”，突破传统配电网故障处置“低效、粗放”的局限。未来需进一步探索AI故障预测（基于历史数据预测故障风险，提前干预）、数字孪生仿真（模拟故障场景优化隔离策略）、无人化巡检（无人机+机器人协同定位），推动配电网故障处置向“预测性、智能化、无人化”升级，为新型电力系统建设提供更强保障。

参考文献:

[1]余力.智能电网环境下配电网自动化故障定位方法探讨[J].中国高新科技,2025,(14):42-44.

[2]陈鹏林.棋盘井地区配电网自动化改造设计[D].西安科技大学,2020.

[3]潘晓楠.基于拟态物理学算法和粗糙集理论的配电网故障区段定位[D].湖南工业大学,2015.