馈线自动化正确率影响因素及改进措施

张开迪 罗嘉玮 王 毅

（国网重庆北碚供电公司）

0 引言

为积极主动适应能源互联网发展形势，更好地支撑配电网调度运行、运维检修、故障处置，提高配电网精益化运维和数字化管控能力，提升供电可靠性，保障电力供应和能源转型，2022年国家电网公司提出以进一步加快配电自动化［1］建设为基础，以进一步提升配电自动化实用化水平为重点，以进一步加强配电自动化指标量化评价为抓手，完善管理制度，加强队伍建设，全面推动配电自动化实用化提升。配电自动化实用化率是衡量配电自动化实用化水平的综合指标，包括馈线自动化正确率（馈线自动化正确率=（0.5×（FA启动次数/线路故障总数）+0.5×（馈线自动化成功执行事件数量/线路故障总数））×100%）、馈线自动化覆盖率、终端遥控成功率等分项指标。馈线自动化正确率直接决定配网调度员、配网运行人员运用配电自动化系统进行故障处置的可靠性，反映配电自动化系统支撑配网故障定位、故障隔离及恢复非故障区间供电的实际效果，在配电自动化实用化提升、配网供电可靠性提升中具有极其重要的作用。针对A地区馈线自动化正确率指标提升遇瓶颈，从主站馈线自动化（feeder automation-FA）［2-3］研判逻辑、通信传输、终端设备运行等多个方面进行分析，探究设备、通信等对馈线自动化正确率的影响，结合A地区实际状况，提出相应的解决方法及改进措施。

1 A地区馈线自动化正确动作率

A地区配网现状。A地区共有10kV公用线路（不含公线专用）325条，其中电缆线路194条，架空线路131 条（含架混）。线路总长2436km，其中架空线路1231km，电缆线路1205km。截至目前，A 地区10kV公用线路配电自动化全覆盖，配电自动化终端总数为2173 台，详见表1。包括开闭所自动化终端DTU147台、环网柜自动化终端DTU 217台、配电室自动化终端DTU37台，一二次融合柱上断路器FTU247台、远传型故障指示器513台、1010台配变智能融合终端。其中，开闭所、配电室DTU 和大量环网柜DTU 使用光纤通信，少量环网柜DTU、柱上FTU（包括分段、联络、分支、分界）、故障指示器、融合终端使用无线通信。325条线路均投入馈线自动化功能（全自动化或半自动化），其中69条线路投入全自动化馈线自动化（含36条就地型馈线自动化线路）［4］，可实现故障后非故障区间供电分钟级自动恢复的“自愈”功能，其余线路投入半自动馈线自动化功能，发生故障后启动FA，自动故障定位。A地区配电自动化主站系统采用N+N建设模式，新一代配电自动化主站为B厂商系统，2019年6月正式投运，新一代配电自动化主站与上一级主站IV区数字化平台、PMS、供电服务指挥平台、用电信息采集系统等接口贯通，具备配电网数据采集与处理、图模管理、告警分析、馈线自动化、拓扑分析应用、网络安全监测告警展示等应用条件［5］。

表1 配电自动化投运规模情况

馈线自动化动作分析。2022-07-01 至2023-06-30时段内，A地区配网短路故障次数为133次，其中FA启动123次，FA成功执行事件次数为98次，FA未启动或启动后未成功执行事件次数为35次，馈线自动化（FA）正确动作率为83.08%。经统计分析FA未正确动作原因可分为3类，分别为配电自动化主站因素、配电自动化终端因素及其他。

2 馈线自动化不正确动作原因分析

2.1 配电自动化主站因素

造成馈线自动化不正确动作的配电自动化主站因素。2022-07-01至2023-06-30时段内，A地区由于主站原因造成FA未正确动作原因包括：1）线路实际发生故障并发出事故跳闸等信息，但由于主配数据拼接异常等造成主站FA未判出事故跳闸导致未启动FA；2）主站收集故障信号时间内故障信号过多导致FA程序异常退出；3）FA启动但是未弹窗或延时几个小时后弹窗，原因为未达到停止收集故障信号的时间条件；4）针对就地型馈线自动化线路，发生故障时，由于FTU开关失压分闸导致主站线路拓扑中断，FA 无法正确故障定位。5）针对集中型全自动馈线自动化线路，FA定位正确并推出隔离和恢复方案，但主站未正确执行恢复方案，导致自愈失败；6）当变电站出口开关故障跳闸，调度主网出口开关为手车开关时，手车开关分位导致配网馈线不带电，导致FA故障定位不准；7）配网设备异常置入接地标志，接地标志虽不影响全自动馈线自动化隔离和恢复方案的生成，但影响隔离、恢复方案的自动执行；8）主站FA接地信号纳入到短路故障判断中，影响FA定位；9）馈线中有发电机，FA程序将发电机视为电源点，导致一个故障启动两次FA，造成定位不准确；10）复杂线路中故障设备与电源点之间路径长，线路上实际设备数量超过了主站配置的设备数量限制导致无法正确进行全线FA定位。

2.2 配电自动化终端因素

造成馈线自动化不正确动作的配电自动化终端因素。2022-07-01至2023-06-30时段内，A地区由于配电自动化终端因素造成FA未正确动作原因包括：1）故障指示器采集单元故障，故障指示器功能缺陷等导致故障指示器设备未发信；2）未正确整定过流告警定值，验收把关不严导致遥信点错位等原因造成一二次融合柱上开关FTU未正常发信；3）老旧环网柜未正确整定过流告警定值及验收把关不严导致遥信点错位等原因造成环网柜DTU未正常发信；4）故障信号采用无线传输，上传时间超出主站收集故障信号收集进行FA 定位时间（原时间10s）造成故障信号无法参与FA故障定位；5）故障指示器实际挂接位置与配电自动化单线图上显示位置不一致导致FA定位错误；6）由于柱上开关通信卡接触不良及PT航插脱落导致终端掉线从而影响FA动作。

2.3 其他影响因素

造成馈线自动化不正确动作的其他因素。2022-07-01至2023-06-30时段内，A地区除主站和终端因素外造成FA未正确动作原因包括：1）馈线图拓扑连接关系中断，含主站程序故障导致与调度主网出口开关拼接失败、切换为同源维护系统后数据治理不到位导致馈线上设备拓扑连接关系中断等；2）馈线图整体不带电或部分设备不带电，含配调人员未对开关及刀闸设备正确置位、调度主网进行10kV线路改造后未及时更新主网模型导致开关及刀闸状态转发配网异常等；3）在单线图上，故障指示器未关联线路或关联线路导线段错误导致发生故障后故障指示器翻牌等信息无法计入FA故障定位；4）图模设备ID异常导致不能参与故障定位，含遥信参数表上故障信号所属设备变动，在单线图上找不到对应开关、DA故障检测状态表中填写的开关ID发生变化，在单线图上找不到对应开关、未填写DA故障检测状态表等。

3 解决方法探讨

3.1 优化主站功能

针对出现的影响馈线自动化正确动作的主站功能因素，提出了以下优化措施：1）开发主站程序。调度主网导出开关保护关系表及开关与事故判据对应关系，定期更新到配网系统开关保护关系表中，避免FA无法启动；2）主站人员在实时库表模式表中把FMSRFalse‐MsgR 表（FA 故障信号表）实时库的最大记录个数由2000改为20000，解决故障信号过多导致FA程序异常退出问题；3）修改主站程序。修改收集信号线程循环内日志的保存等级，正常运行时不保存日志；改进无故障信号累计时间的计算方法，不再基于固定循环周期（2ms）进行累加，确保累计时间为实际经过的时间。以此解决FA启动但是未弹窗或延时几个小时后弹窗问题；4）主站修改程序，根据闭锁信号、拓扑关系以及收到故障信号的开关的实际状态，主站推算确定故障前电网状态，避免就地型馈线自动化线路开关失压分闸后线路拓扑终端影响FA定位；5）主站完善程序。修改程序后：不限制扩大隔离轮次且不隔离非供电路径上的分支开关，避免扩大无效的隔离开关；全自动模式下，上游完成隔离即可恢复上游供电，下游完成隔离即可恢复下游供电，不需要上下游整体完成隔离才能执行全自动恢复方案；6）改进FA程序。以往程序对变电站10kV小车开关分为开关和手车作为两个设备处理，通过改进FA程序，把小车开关的开关和手车进行关联处理，如果检测到开关故障跳闸信号，在模拟恢复开关为合时，检查手车是否为分，为分时也模拟闭合；7）开发主站程序检查全系统所有接地设备，提前发现异常接地挂牌、置位问题并整改；8）修改主站程序，接地和短路故障时，分别进行FA故障判断，分别启动FA；9）修改程序，查找电源点时过滤用户发电机；10）调整配置文件，根据现场线路长度情况将故障点到电源点之间的设备数量限值从100台改为150台。

3.2 加强终端管理

针对出现的影响馈线自动化正确动作的配电自动化终端因素，提出了以下优化措施：1）对故障指示器开展性能评价，集中退役动作可靠率低、已故障无法维修的厂商故障指示器。在主站侧调整FA研判逻辑，仍将故障指示器翻牌动作作为故障研判信息，但不再将故障指示器未动作纳入故障区间边界判断；2）针对一二次融合柱上开关FTU验收把关不严导致的信号无法正常发出问题，制定一二次设备同步投运管控措施，将投运验收分为库房验收、安装现场验收及投运后核对验收共三个验收环节，同步修订标准化验收卡，细化定值验收及信号验收要求，落实各验收环节各部门及人员职责；3）针对环网柜DTU告警信号无法正常发出问题，开展专项告警定值核对整定工作，解决老旧DTU设备告警定值设置异常问题；4）针对终端信号由于无线传输延迟等原因导致的信号延时问题，调整主站FA研判时间窗配置，收集故障信号时间由原10秒延长为30秒，避免无线通信信号延迟上送导致动作不成功问题；5）结合设备主人制建设，针对架空线路开展专项故障指示器图实一致性核对工作；6）加快终端掉线等异常消缺，及时处理柱上开关通信卡接触不良及PT航插脱落等运行质量问题。

3.3 其他优化措施

针对出现的影响馈线自动化正确动作的其他因素，提出了以下优化措施：1）在主站侧开发校验程序，定期校验拓扑问题，处理主配连接关系存在问题的图模；2）建立主配网协同机制，调度主网图模、RTU改动后立即通知配网侧更新主网模型，并在主站侧增加辅助配调置位功能，指导配调人员开展配网设备置位；3）全部核查数据库中故障指示器参数，梳理未关联线路的记录，发现问题及时通知设备台账运维管理班组整改，同时修改图模校验程序，在模型校验是增加校验故障指示器的关键属性（ID、描述、关联线路等），如果故障指示器关键属性缺失或错误，在主站模型校验重不予通过，直接退回整改；4）在主站部署校核功能，对三遥信号绑定设备ID，定期检查设备ID是否存在于在运线路图模台账内，如无视为异常，通知运维班组检查整改。

4 结束语

本文以针对A地区馈线自动化正确率指标提升遇瓶颈，从主站馈线自动化（FA）研判逻辑、终端设备运行、通信传输、图模等多个方面对影响馈线自动化（FA）正确动作率的原因进行分析，并以问题为导向，从主站、终端设备、图模等方面探究提升措施。本文结合A地区实际状况，制定了提高正确动作率的方法及改进措施，通过这些改进方法和措施的实施，目前A地区馈线自动化正确动作率提升到88%以上，进一步提升了配电自动化实用化应用成效和配电网供电可靠性。