集中型馈线自动化动作过程分析和提升措施

于乔，王奉冲，寇岩

（1.国网山东省电力公司青岛供电公司，山东青岛266002；2.国网山东省电力公司经济技术研究院，山东济南250021）

·班组创新·

集中型馈线自动化动作过程分析和提升措施

于乔1，王奉冲1，寇岩2

（1.国网山东省电力公司青岛供电公司，山东青岛266002；2.国网山东省电力公司经济技术研究院，山东济南250021）

馈线自动化能够及时、准确地发现配电网故障，进行故障定位、隔离并恢复对非故障区域的供电。首先介绍了馈线自动化工作过程，通过分析故障定位错误和故障后供电恢复失败的典型案例，探讨了馈线自动化工作原理，分类讨论馈线自动化动作中存在的问题。针对实际运行中馈线自动化现场终端、无线通信延时，主站FA策略和自动化线路运行状态问题等，提出了提升正确率的措施。

馈线自动化；配网；故障区间；恢复供电

0 引言

随着智能电网技术的快速发展，建立一个具有可靠性、经济性、实用性和自愈性的智能配电系统是电网发展的必然趋势［1-3］。

馈线自动化（Feeder Automation，FA）是指利用自动化装置或系统，监视配电网的运行状况，及时发现配电网故障，进行故障定位、隔离和恢复对非故障区域的供电。FA启动后会出现动作失败的情况，例如故障区间定位错误或无法恢复供电，本文主要针对FA失败原因进行分析并提出相应的提升措施。

1 FA动作原理及存在问题

根据配电线路安装的自动化开关的不同类型，FA动作策略可分为电压型故障处理、电流型故障处理、混合型故障处理、看门狗故障处理及级差保护故障处理等多种处理方式［1］。目前青岛配电线路上自动化设备均为电流型开关，因此，仅对电流型故障处理进行说明，采用电流型开关的馈线自动化模式也称为集中型馈线自动化。

1.1 故障处理启动

青岛集中型馈线自动化启动条件为变电站10 kV出口断路器开关分闸，同时保护信号动作，且二者时间差应在10 s之内。若主站中该线路运行状态为“在线”，则正常启动故障处理程序。若出线开关分闸与保护信号时间差在10 s以上或者主站自动化（DA）运行状态为“离线”，则不启动故障处理程序。

1.2 故障区间定位

主站启动故障处理程序后，利用线路上自动化分段开关上送的过流信号进行故障区间判定，故障区间判定结果为线路上送故障信号最末端的自动化开关负荷侧区段，该区间以通信正常的自动化开关为边界。青岛配电自动化主站收集自动化设备保护信号的时间设置为出线开关分闸前后1 min。

主站故障区间判定的正确性依赖于配电网拓扑正确性及自动化设备的过流信号可靠上送。非自动设备开关位置与现场不一致导致线路拓扑错误，开关定值整定错误、TA采集异常、无线信号延时等导致过流信号未上送或长时间延时上送的问题，均会导致故障区间定位错误。

1.3 故障区间隔离及非故障区间恢复供电

具备重合闸功能的线路，重合成功时，进行故障区间判定后，馈线自动化故障处理程序结束；无重合闸或重合闸失败后，馈线自动化将进行故障区间隔离等后续处理阶段。

对全自动线路（DA运行方式为“自动”），系统自动进行故障区间隔离及恢复供电操作；对半自动线路（DA运行方式为“交互”），系统进入交互处理界面，在调度员参与下进行故障区间隔离及恢复供电操作［2］。此阶段，主要存在问题为自动化设备拒动问题。

2 故障区间定位错误典型案例

2.1 终端未上报过流信号

为了拍摄这个项目，我们前往一个美丽的湖区，在日落前的黄金时间抵达了那里。照片中的小码头位于湖岸边，背景中可以看到远山，这也是许多徒步旅行者很喜欢的地点。

2016年5月11日，10 kV戈东线故障发生后，系统判定故障区间位于“10 kV戈东线1843开关与10 kV戈东线18-1分段开关与10 kV戈东线19分段开关之间”，如图1所示。经现场人员排查实际故障点为“戈青线32-1开关（戈东线与戈青线联络开关）故障”，与主站判定区间不符。

图1 戈东线一次设备连接图

经落实，戈东线19、61分段开关遥测不正常，原因为开关二次侧电流回路短接片未拆除，导致采集的电流不准确，终端未达到过流告警值（560 A）。通过全面排查主站系统内遥测异常终端，现场落实异常原因，针对未及时拆除电流回路短接片的终端制定整改计划，并在主站系统内进行挂牌（目前，主站FA策略仍考虑持有“调试牌”终端，挂牌无效）。

2.2 主站FA策略不完善

2016年9月28日，10 kV南水线故障发生后，系统判定故障区间位于“10 kV南水线2964开关与10 kV洛东线K1-H02开关区域发生故障”，如图2所示。经现场人员排查实际故障点位于“南水线K1箱H02开关（绝缘击穿）”，与主站判定区间不符。

图2 南水线一次设备连接图

故障发生时，南水线15-5联络开关（非自动化开关）处于分位，DA故障判定未考虑此开关设备状态，经现场排查主站判定故障区域时未考虑非自动化设备导致。由自动化厂家更新主站FA策略，目前此问题已得以处理。

3 故障区间隔离及恢复供电失败典型案例

3.1 通信异常导致终端遥控失败

2016年10月15日，10 kV洪江线故障发生后，系统判定故障区间位于“10 kV洪江线64分段开关（智能型）与10 kV洪江线80-9分段开关（智能型）区域发生故障”，如图3所示，故障隔离是系统遥控洪江线64分段、洪江线44分段开关均遥控失败，造成全线停电。

图3 洪江线一次设备连接图

经现场排查，洪江线44分段、洪江线64分段开关遥控失败由于无线信号弱导致。针对现场无线信号弱导致遥控失败的需更换3G通信模块并将天线外置。

2016年8月23日，卓机线故障发生后，系统故障区间定位正确，但未进行故障隔离及转供操作；检查DA启动日志，系统分析10kV卓机K24-H01下游无需做负荷转供，不做隔离开断处理、10 kV卓机K23-H05下游无需做负荷转供，不做隔离开断处理。

经现场调查，发现卓兰线1号配电室母线关联模型错误导致系统分析无需负荷转供操作。解决措施为主站关联模型时需注意是否关联正确。

4 FA动作正确率提升措施

4.1 现场终端问题

针对现场设备TA短路环未摘除问题，需通过主站定期梳理开关遥测逻辑性，及时发现遥测异常问题并现场落实，确定为短路环问题后结合停电计划或倒负荷操作予以处理。针对终端保护定值整定错误，可结合现场消缺工作逐步梳理终端保护定值整定问题，例如现场消缺时需将开关点表配置、保护配置参数下载下来并填入终端保护定值单（发现定值错误的及时予以更改）［3］。针对终端蓄电池异常，应每日梳理电池活化时间，活化时间小于3 h及时进行更换；建议对线路上无线通信的分段开关、联络开关设置为30 s离线，以及时掌握终端离线信息。

针对部分终端的点表为非标准点表及点表配置非标准间隔的，需从主站梳理此部分终端信息，现场逐步完善此部分终端的点表配置。针对终端误送保护信息问题，除日常梳理开关误送保护信息外，需查明此部分终端是否具有家族性缺陷。加强自动化设备遥信变位及非自动化开关设备位置的监控力度，对于自动化设备遥信位置与现场不一致的，需及时通知配电运检室进行消缺；对于非自动化开关现场变位的，需及时于主站进行开关置位操作。

4.2 无线通信延时问题

原采用GPRS（2G）无线信号偏弱的配电终端，采用更换3G模块、天线外置方式予以处理。同时要求无线通信服务商制定开展无线信号提升方案，发现存在问题的薄弱环节并消缺处理。

4.3 主站FA策略问题

组织自动化运维人员针对前期发现的FA策略问题深入分析、重点解决，防止类似的问题再次发生。自动化运维人员现场更新DA程序时，必须进行严格的前期测试工作，因测试工作不足、功能存在缺陷的予以重点考核［4］。

4.4 自动化线路运行状态管控

对现场工作、计划停电、变电站改造等影响DA启动的，必须将DA运行状态置为“离线”，待工作结束后，及时恢复DA运行状态为“在线”［5］。加强线路上自动化设备的监控力度，发现存在影响DA判定的设备问题，需对该设备挂“设备缺陷”及“调试牌”，并及时通知配电运检室进行现场消缺工作。设备缺陷消缺后，及时进行摘牌工作。故障隔离及负荷转供主要存在问题为遥控失败问题，除对已发现的遥控失败及时消缺外，需完善现场设备巡检工作，及时发现设备遥控拒动问题并处理。

5 结语

在10 kV线路故障处理中，应用配网自动化技术是保证供电线路供电可靠性和连续性的重要手段。为了保证配电网供电的安全性、可靠性和供电质量，要重视配电网的运行管理，针对问题采取针对性解决措施并加以整改，合理利用配网自动化技术，提高配网自动化水平，确保配网健康运行。

［1］丛伟，路庆东，田崇稳，等.智能配电终端及其标准化建模［J］.电力系统自动化，2013，37（10）：6-12.

［2］韩国政，徐丙垠，索南加乐，等.配电终端自动发现技术的实现［J］.电力系统自动化，2012，36（18）：82-85.

［3］石文江，冯松起，夏燕东.新型智能配电自动化终端自描述功能的实现［J］.电力系统自动化，2012，36（4）：105-109.

［4］范伟松.10 kV配电线路中配电自动化及其对故障的处理［J］.科技展望，2015，25（31）：69-70.

［5］石国光.10 kV配电线路故障排除及处理［J］.电子技术与软件工程，2014（2）：162.

Operation Analysis and Improvement Measures of Centralized Feeder Automation

YU Qiao1，WANG Fengchong1，KOU Yan2
（1.State Grid Qingdao Power Supply Company，Qingdao 266002，China；2.Economic&Technology Research Institute，State Grid Shandong Electric Power Company，Jinan 250021，China）

Feeder automation（FA）can find fault of distribution network in time and accurately，locate and isolate fault and restore power supply to non-fault area immediately and accurately.Firstly，the working process of feeder automation is introduced.By analyzing typical cases of the fault location error and the power supply recovery failure，the action principle of FA and problems in actions are discussed.Aiming at problems of time delay of the field terminal of FA and wireless communication and the main FA strategy and automation line running state in the practical operation，the measures to improve the correct rate are put forward.

FA；distribution network；problem zone；power recovery

TM64

B

1007－9904（2017）05－0072－03

2016-12-26

于乔（1988），男，从事电力系统继电保护检修维护工作。