于喬，王奉沖，寇巖

（1.國網(wǎng)山東省電力公司青島供電公司，山東青島266002；2.國網(wǎng)山東省電力公司經(jīng)濟技術研究院，山東濟南250021）

·班組創(chuàng)新·

集中型饋線自動化動作過程分析和提升措施

于喬1，王奉沖1，寇巖2

（1.國網(wǎng)山東省電力公司青島供電公司，山東青島266002；2.國網(wǎng)山東省電力公司經(jīng)濟技術研究院，山東濟南250021）

饋線自動化能夠及時、準確地發(fā)現(xiàn)配電網(wǎng)故障，進行故障定位、隔離并恢復對非故障區(qū)域的供電。首先介紹了饋線自動化工作過程，通過分析故障定位錯誤和故障后供電恢復失敗的典型案例，探討了饋線自動化工作原理，分類討論饋線自動化動作中存在的問題。針對實際運行中饋線自動化現(xiàn)場終端、無線通信延時，主站FA策略和自動化線路運行狀態(tài)問題等，提出了提升正確率的措施。

饋線自動化；配網(wǎng)；故障區(qū)間；恢復供電

0 引言

隨著智能電網(wǎng)技術的快速發(fā)展，建立一個具有可靠性、經(jīng)濟性、實用性和自愈性的智能配電系統(tǒng)是電網(wǎng)發(fā)展的必然趨勢［1-3］。

饋線自動化（Feeder Automation，F(xiàn)A）是指利用自動化裝置或系統(tǒng)，監(jiān)視配電網(wǎng)的運行狀況，及時發(fā)現(xiàn)配電網(wǎng)故障，進行故障定位、隔離和恢復對非故障區(qū)域的供電。FA啟動后會出現(xiàn)動作失敗的情況，例如故障區(qū)間定位錯誤或無法恢復供電，本文主要針對FA失敗原因進行分析并提出相應的提升措施。

1 FA動作原理及存在問題

根據(jù)配電線路安裝的自動化開關的不同類型，F(xiàn)A動作策略可分為電壓型故障處理、電流型故障處理、混合型故障處理、看門狗故障處理及級差保護故障處理等多種處理方式［1］。目前青島配電線路上自動化設備均為電流型開關，因此，僅對電流型故障處理進行說明，采用電流型開關的饋線自動化模式也稱為集中型饋線自動化。

1.1 故障處理啟動

青島集中型饋線自動化啟動條件為變電站10 kV出口斷路器開關分閘，同時保護信號動作，且二者時間差應在10 s之內。若主站中該線路運行狀態(tài)為“在線”，則正常啟動故障處理程序。若出線開關分閘與保護信號時間差在10 s以上或者主站自動化（DA）運行狀態(tài)為“離線”，則不啟動故障處理程序。

1.2 故障區(qū)間定位

主站啟動故障處理程序后，利用線路上自動化分段開關上送的過流信號進行故障區(qū)間判定，故障區(qū)間判定結果為線路上送故障信號最末端的自動化開關負荷側區(qū)段，該區(qū)間以通信正常的自動化開關為邊界。青島配電自動化主站收集自動化設備保護信號的時間設置為出線開關分閘前后1 min。

主站故障區(qū)間判定的正確性依賴于配電網(wǎng)拓撲正確性及自動化設備的過流信號可靠上送。非自動設備開關位置與現(xiàn)場不一致導致線路拓撲錯誤，開關定值整定錯誤、TA采集異常、無線信號延時等導致過流信號未上送或長時間延時上送的問題，均會導致故障區(qū)間定位錯誤。

1.3 故障區(qū)間隔離及非故障區(qū)間恢復供電

具備重合閘功能的線路，重合成功時，進行故障區(qū)間判定后，饋線自動化故障處理程序結束；無重合閘或重合閘失敗后，饋線自動化將進行故障區(qū)間隔離等后續(xù)處理階段。

對全自動線路（DA運行方式為“自動”），系統(tǒng)自動進行故障區(qū)間隔離及恢復供電操作；對半自動線路（DA運行方式為“交互”），系統(tǒng)進入交互處理界面，在調度員參與下進行故障區(qū)間隔離及恢復供電操作［2］。此階段，主要存在問題為自動化設備拒動問題。

2 故障區(qū)間定位錯誤典型案例

2.1 終端未上報過流信號

為了拍攝這個項目，我們前往一個美麗的湖區(qū)，在日落前的黃金時間抵達了那里。照片中的小碼頭位于湖岸邊，背景中可以看到遠山，這也是許多徒步旅行者很喜歡的地點。

2016年5月11日，10 kV戈東線故障發(fā)生后，系統(tǒng)判定故障區(qū)間位于“10 kV戈東線1843開關與10 kV戈東線18-1分段開關與10 kV戈東線19分段開關之間”，如圖1所示。經(jīng)現(xiàn)場人員排查實際故障點為“戈青線32-1開關（戈東線與戈青線聯(lián)絡開關）故障”，與主站判定區(qū)間不符。

圖1 戈東線一次設備連接圖

經(jīng)落實，戈東線19、61分段開關遙測不正常，原因為開關二次側電流回路短接片未拆除，導致采集的電流不準確，終端未達到過流告警值（560 A）。通過全面排查主站系統(tǒng)內遙測異常終端，現(xiàn)場落實異常原因，針對未及時拆除電流回路短接片的終端制定整改計劃，并在主站系統(tǒng)內進行掛牌（目前，主站FA策略仍考慮持有“調試牌”終端，掛牌無效）。

2.2 主站FA策略不完善

2016年9月28日，10 kV南水線故障發(fā)生后，系統(tǒng)判定故障區(qū)間位于“10 kV南水線2964開關與10 kV洛東線K1-H02開關區(qū)域發(fā)生故障”，如圖2所示。經(jīng)現(xiàn)場人員排查實際故障點位于“南水線K1箱H02開關（絕緣擊穿）”，與主站判定區(qū)間不符。

圖2 南水線一次設備連接圖

故障發(fā)生時，南水線15-5聯(lián)絡開關（非自動化開關）處于分位，DA故障判定未考慮此開關設備狀態(tài)，經(jīng)現(xiàn)場排查主站判定故障區(qū)域時未考慮非自動化設備導致。由自動化廠家更新主站FA策略，目前此問題已得以處理。

3 故障區(qū)間隔離及恢復供電失敗典型案例

3.1 通信異常導致終端遙控失敗

2016年10月15日，10 kV洪江線故障發(fā)生后，系統(tǒng)判定故障區(qū)間位于“10 kV洪江線64分段開關（智能型）與10 kV洪江線80-9分段開關（智能型）區(qū)域發(fā)生故障”，如圖3所示，故障隔離是系統(tǒng)遙控洪江線64分段、洪江線44分段開關均遙控失敗，造成全線停電。

圖3 洪江線一次設備連接圖

經(jīng)現(xiàn)場排查，洪江線44分段、洪江線64分段開關遙控失敗由于無線信號弱導致。針對現(xiàn)場無線信號弱導致遙控失敗的需更換3G通信模塊并將天線外置。

2016年8月23日，卓機線故障發(fā)生后，系統(tǒng)故障區(qū)間定位正確，但未進行故障隔離及轉供操作；檢查DA啟動日志，系統(tǒng)分析10kV卓機K24-H01下游無需做負荷轉供，不做隔離開斷處理、10 kV卓機K23-H05下游無需做負荷轉供，不做隔離開斷處理。

經(jīng)現(xiàn)場調查，發(fā)現(xiàn)卓蘭線1號配電室母線關聯(lián)模型錯誤導致系統(tǒng)分析無需負荷轉供操作。解決措施為主站關聯(lián)模型時需注意是否關聯(lián)正確。

4 FA動作正確率提升措施

4.1 現(xiàn)場終端問題

針對現(xiàn)場設備TA短路環(huán)未摘除問題，需通過主站定期梳理開關遙測邏輯性，及時發(fā)現(xiàn)遙測異常問題并現(xiàn)場落實，確定為短路環(huán)問題后結合停電計劃或倒負荷操作予以處理。針對終端保護定值整定錯誤，可結合現(xiàn)場消缺工作逐步梳理終端保護定值整定問題，例如現(xiàn)場消缺時需將開關點表配置、保護配置參數(shù)下載下來并填入終端保護定值單（發(fā)現(xiàn)定值錯誤的及時予以更改）［3］。針對終端蓄電池異常，應每日梳理電池活化時間，活化時間小于3 h及時進行更換；建議對線路上無線通信的分段開關、聯(lián)絡開關設置為30 s離線，以及時掌握終端離線信息。

針對部分終端的點表為非標準點表及點表配置非標準間隔的，需從主站梳理此部分終端信息，現(xiàn)場逐步完善此部分終端的點表配置。針對終端誤送保護信息問題，除日常梳理開關誤送保護信息外，需查明此部分終端是否具有家族性缺陷。加強自動化設備遙信變位及非自動化開關設備位置的監(jiān)控力度，對于自動化設備遙信位置與現(xiàn)場不一致的，需及時通知配電運檢室進行消缺；對于非自動化開關現(xiàn)場變位的，需及時于主站進行開關置位操作。

4.2 無線通信延時問題

原采用GPRS（2G）無線信號偏弱的配電終端，采用更換3G模塊、天線外置方式予以處理。同時要求無線通信服務商制定開展無線信號提升方案，發(fā)現(xiàn)存在問題的薄弱環(huán)節(jié)并消缺處理。

4.3 主站FA策略問題

組織自動化運維人員針對前期發(fā)現(xiàn)的FA策略問題深入分析、重點解決，防止類似的問題再次發(fā)生。自動化運維人員現(xiàn)場更新DA程序時，必須進行嚴格的前期測試工作，因測試工作不足、功能存在缺陷的予以重點考核［4］。

4.4 自動化線路運行狀態(tài)管控

對現(xiàn)場工作、計劃停電、變電站改造等影響DA啟動的，必須將DA運行狀態(tài)置為“離線”，待工作結束后，及時恢復DA運行狀態(tài)為“在線”［5］。加強線路上自動化設備的監(jiān)控力度，發(fā)現(xiàn)存在影響DA判定的設備問題，需對該設備掛“設備缺陷”及“調試牌”，并及時通知配電運檢室進行現(xiàn)場消缺工作。設備缺陷消缺后，及時進行摘牌工作。故障隔離及負荷轉供主要存在問題為遙控失敗問題，除對已發(fā)現(xiàn)的遙控失敗及時消缺外，需完善現(xiàn)場設備巡檢工作，及時發(fā)現(xiàn)設備遙控拒動問題并處理。

5 結語

在10 kV線路故障處理中，應用配網(wǎng)自動化技術是保證供電線路供電可靠性和連續(xù)性的重要手段。為了保證配電網(wǎng)供電的安全性、可靠性和供電質量，要重視配電網(wǎng)的運行管理，針對問題采取針對性解決措施并加以整改，合理利用配網(wǎng)自動化技術，提高配網(wǎng)自動化水平，確保配網(wǎng)健康運行。

［1］叢偉，路慶東，田崇穩(wěn)，等.智能配電終端及其標準化建模［J］.電力系統(tǒng)自動化，2013，37（10）：6-12.

［2］韓國政，徐丙垠，索南加樂，等.配電終端自動發(fā)現(xiàn)技術的實現(xiàn)［J］.電力系統(tǒng)自動化，2012，36（18）：82-85.

［3］石文江，馮松起，夏燕東.新型智能配電自動化終端自描述功能的實現(xiàn)［J］.電力系統(tǒng)自動化，2012，36（4）：105-109.

［4］范偉松.10 kV配電線路中配電自動化及其對故障的處理［J］.科技展望，2015，25（31）：69-70.

［5］石國光.10 kV配電線路故障排除及處理［J］.電子技術與軟件工程，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

于喬（1988），男，從事電力系統(tǒng)繼電保護檢修維護工作。