張開迪 羅嘉瑋 王 毅

（國網(wǎng)重慶北碚供電公司）

0 引言

為積極主動(dòng)適應(yīng)能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展形勢，更好地支撐配電網(wǎng)調(diào)度運(yùn)行、運(yùn)維檢修、故障處置，提高配電網(wǎng)精益化運(yùn)維和數(shù)字化管控能力，提升供電可靠性，保障電力供應(yīng)和能源轉(zhuǎn)型，2022年國家電網(wǎng)公司提出以進(jìn)一步加快配電自動(dòng)化［1］建設(shè)為基礎(chǔ)，以進(jìn)一步提升配電自動(dòng)化實(shí)用化水平為重點(diǎn)，以進(jìn)一步加強(qiáng)配電自動(dòng)化指標(biāo)量化評價(jià)為抓手，完善管理制度，加強(qiáng)隊(duì)伍建設(shè)，全面推動(dòng)配電自動(dòng)化實(shí)用化提升。配電自動(dòng)化實(shí)用化率是衡量配電自動(dòng)化實(shí)用化水平的綜合指標(biāo)，包括饋線自動(dòng)化正確率（饋線自動(dòng)化正確率=（0.5×（FA啟動(dòng)次數(shù)/線路故障總數(shù)）+0.5×（饋線自動(dòng)化成功執(zhí)行事件數(shù)量/線路故障總數(shù)））×100%）、饋線自動(dòng)化覆蓋率、終端遙控成功率等分項(xiàng)指標(biāo)。饋線自動(dòng)化正確率直接決定配網(wǎng)調(diào)度員、配網(wǎng)運(yùn)行人員運(yùn)用配電自動(dòng)化系統(tǒng)進(jìn)行故障處置的可靠性，反映配電自動(dòng)化系統(tǒng)支撐配網(wǎng)故障定位、故障隔離及恢復(fù)非故障區(qū)間供電的實(shí)際效果，在配電自動(dòng)化實(shí)用化提升、配網(wǎng)供電可靠性提升中具有極其重要的作用。針對A地區(qū)饋線自動(dòng)化正確率指標(biāo)提升遇瓶頸，從主站饋線自動(dòng)化（feeder automation-FA）［2-3］研判邏輯、通信傳輸、終端設(shè)備運(yùn)行等多個(gè)方面進(jìn)行分析，探究設(shè)備、通信等對饋線自動(dòng)化正確率的影響，結(jié)合A地區(qū)實(shí)際狀況，提出相應(yīng)的解決方法及改進(jìn)措施。

1 A地區(qū)饋線自動(dòng)化正確動(dòng)作率

A地區(qū)配網(wǎng)現(xiàn)狀。A地區(qū)共有10kV公用線路（不含公線專用）325條，其中電纜線路194條，架空線路131 條（含架混）。線路總長2436km，其中架空線路1231km，電纜線路1205km。截至目前，A 地區(qū)10kV公用線路配電自動(dòng)化全覆蓋，配電自動(dòng)化終端總數(shù)為2173 臺，詳見表1。包括開閉所自動(dòng)化終端DTU147臺、環(huán)網(wǎng)柜自動(dòng)化終端DTU 217臺、配電室自動(dòng)化終端DTU37臺，一二次融合柱上斷路器FTU247臺、遠(yuǎn)傳型故障指示器513臺、1010臺配變智能融合終端。其中，開閉所、配電室DTU 和大量環(huán)網(wǎng)柜DTU 使用光纖通信，少量環(huán)網(wǎng)柜DTU、柱上FTU（包括分段、聯(lián)絡(luò)、分支、分界）、故障指示器、融合終端使用無線通信。325條線路均投入饋線自動(dòng)化功能（全自動(dòng)化或半自動(dòng)化），其中69條線路投入全自動(dòng)化饋線自動(dòng)化（含36條就地型饋線自動(dòng)化線路）［4］，可實(shí)現(xiàn)故障后非故障區(qū)間供電分鐘級自動(dòng)恢復(fù)的“自愈”功能，其余線路投入半自動(dòng)饋線自動(dòng)化功能，發(fā)生故障后啟動(dòng)FA，自動(dòng)故障定位。A地區(qū)配電自動(dòng)化主站系統(tǒng)采用N+N建設(shè)模式，新一代配電自動(dòng)化主站為B廠商系統(tǒng)，2019年6月正式投運(yùn)，新一代配電自動(dòng)化主站與上一級主站IV區(qū)數(shù)字化平臺、PMS、供電服務(wù)指揮平臺、用電信息采集系統(tǒng)等接口貫通，具備配電網(wǎng)數(shù)據(jù)采集與處理、圖模管理、告警分析、饋線自動(dòng)化、拓?fù)浞治鰬?yīng)用、網(wǎng)絡(luò)安全監(jiān)測告警展示等應(yīng)用條件［5］。

表1 配電自動(dòng)化投運(yùn)規(guī)模情況

饋線自動(dòng)化動(dòng)作分析。2022-07-01 至2023-06-30時(shí)段內(nèi)，A地區(qū)配網(wǎng)短路故障次數(shù)為133次，其中FA啟動(dòng)123次，F(xiàn)A成功執(zhí)行事件次數(shù)為98次，F(xiàn)A未啟動(dòng)或啟動(dòng)后未成功執(zhí)行事件次數(shù)為35次，饋線自動(dòng)化（FA）正確動(dòng)作率為83.08%。經(jīng)統(tǒng)計(jì)分析FA未正確動(dòng)作原因可分為3類，分別為配電自動(dòng)化主站因素、配電自動(dòng)化終端因素及其他。

2 饋線自動(dòng)化不正確動(dòng)作原因分析

2.1 配電自動(dòng)化主站因素

造成饋線自動(dòng)化不正確動(dòng)作的配電自動(dòng)化主站因素。2022-07-01至2023-06-30時(shí)段內(nèi)，A地區(qū)由于主站原因造成FA未正確動(dòng)作原因包括：1）線路實(shí)際發(fā)生故障并發(fā)出事故跳閘等信息，但由于主配數(shù)據(jù)拼接異常等造成主站FA未判出事故跳閘導(dǎo)致未啟動(dòng)FA；2）主站收集故障信號時(shí)間內(nèi)故障信號過多導(dǎo)致FA程序異常退出；3）FA啟動(dòng)但是未彈窗或延時(shí)幾個(gè)小時(shí)后彈窗，原因?yàn)槲催_(dá)到停止收集故障信號的時(shí)間條件；4）針對就地型饋線自動(dòng)化線路，發(fā)生故障時(shí)，由于FTU開關(guān)失壓分閘導(dǎo)致主站線路拓?fù)渲袛?，F(xiàn)A 無法正確故障定位。5）針對集中型全自動(dòng)饋線自動(dòng)化線路，F(xiàn)A定位正確并推出隔離和恢復(fù)方案，但主站未正確執(zhí)行恢復(fù)方案，導(dǎo)致自愈失敗；6）當(dāng)變電站出口開關(guān)故障跳閘，調(diào)度主網(wǎng)出口開關(guān)為手車開關(guān)時(shí)，手車開關(guān)分位導(dǎo)致配網(wǎng)饋線不帶電，導(dǎo)致FA故障定位不準(zhǔn)；7）配網(wǎng)設(shè)備異常置入接地標(biāo)志，接地標(biāo)志雖不影響全自動(dòng)饋線自動(dòng)化隔離和恢復(fù)方案的生成，但影響隔離、恢復(fù)方案的自動(dòng)執(zhí)行；8）主站FA接地信號納入到短路故障判斷中，影響FA定位；9）饋線中有發(fā)電機(jī)，F(xiàn)A程序?qū)l(fā)電機(jī)視為電源點(diǎn)，導(dǎo)致一個(gè)故障啟動(dòng)兩次FA，造成定位不準(zhǔn)確；10）復(fù)雜線路中故障設(shè)備與電源點(diǎn)之間路徑長，線路上實(shí)際設(shè)備數(shù)量超過了主站配置的設(shè)備數(shù)量限制導(dǎo)致無法正確進(jìn)行全線FA定位。

2.2 配電自動(dòng)化終端因素

造成饋線自動(dòng)化不正確動(dòng)作的配電自動(dòng)化終端因素。2022-07-01至2023-06-30時(shí)段內(nèi)，A地區(qū)由于配電自動(dòng)化終端因素造成FA未正確動(dòng)作原因包括：1）故障指示器采集單元故障，故障指示器功能缺陷等導(dǎo)致故障指示器設(shè)備未發(fā)信；2）未正確整定過流告警定值，驗(yàn)收把關(guān)不嚴(yán)導(dǎo)致遙信點(diǎn)錯(cuò)位等原因造成一二次融合柱上開關(guān)FTU未正常發(fā)信；3）老舊環(huán)網(wǎng)柜未正確整定過流告警定值及驗(yàn)收把關(guān)不嚴(yán)導(dǎo)致遙信點(diǎn)錯(cuò)位等原因造成環(huán)網(wǎng)柜DTU未正常發(fā)信；4）故障信號采用無線傳輸，上傳時(shí)間超出主站收集故障信號收集進(jìn)行FA 定位時(shí)間（原時(shí)間10s）造成故障信號無法參與FA故障定位；5）故障指示器實(shí)際掛接位置與配電自動(dòng)化單線圖上顯示位置不一致導(dǎo)致FA定位錯(cuò)誤；6）由于柱上開關(guān)通信卡接觸不良及PT航插脫落導(dǎo)致終端掉線從而影響FA動(dòng)作。

2.3 其他影響因素

造成饋線自動(dòng)化不正確動(dòng)作的其他因素。2022-07-01至2023-06-30時(shí)段內(nèi)，A地區(qū)除主站和終端因素外造成FA未正確動(dòng)作原因包括：1）饋線圖拓?fù)溥B接關(guān)系中斷，含主站程序故障導(dǎo)致與調(diào)度主網(wǎng)出口開關(guān)拼接失敗、切換為同源維護(hù)系統(tǒng)后數(shù)據(jù)治理不到位導(dǎo)致饋線上設(shè)備拓?fù)溥B接關(guān)系中斷等；2）饋線圖整體不帶電或部分設(shè)備不帶電，含配調(diào)人員未對開關(guān)及刀閘設(shè)備正確置位、調(diào)度主網(wǎng)進(jìn)行10kV線路改造后未及時(shí)更新主網(wǎng)模型導(dǎo)致開關(guān)及刀閘狀態(tài)轉(zhuǎn)發(fā)配網(wǎng)異常等；3）在單線圖上，故障指示器未關(guān)聯(lián)線路或關(guān)聯(lián)線路導(dǎo)線段錯(cuò)誤導(dǎo)致發(fā)生故障后故障指示器翻牌等信息無法計(jì)入FA故障定位；4）圖模設(shè)備ID異常導(dǎo)致不能參與故障定位，含遙信參數(shù)表上故障信號所屬設(shè)備變動(dòng)，在單線圖上找不到對應(yīng)開關(guān)、DA故障檢測狀態(tài)表中填寫的開關(guān)ID發(fā)生變化，在單線圖上找不到對應(yīng)開關(guān)、未填寫DA故障檢測狀態(tài)表等。

3 解決方法探討

3.1 優(yōu)化主站功能

針對出現(xiàn)的影響?zhàn)伨€自動(dòng)化正確動(dòng)作的主站功能因素，提出了以下優(yōu)化措施：1）開發(fā)主站程序。調(diào)度主網(wǎng)導(dǎo)出開關(guān)保護(hù)關(guān)系表及開關(guān)與事故判據(jù)對應(yīng)關(guān)系，定期更新到配網(wǎng)系統(tǒng)開關(guān)保護(hù)關(guān)系表中，避免FA無法啟動(dòng)；2）主站人員在實(shí)時(shí)庫表模式表中把FMSRFalse‐MsgR 表（FA 故障信號表）實(shí)時(shí)庫的最大記錄個(gè)數(shù)由2000改為20000，解決故障信號過多導(dǎo)致FA程序異常退出問題；3）修改主站程序。修改收集信號線程循環(huán)內(nèi)日志的保存等級，正常運(yùn)行時(shí)不保存日志；改進(jìn)無故障信號累計(jì)時(shí)間的計(jì)算方法，不再基于固定循環(huán)周期（2ms）進(jìn)行累加，確保累計(jì)時(shí)間為實(shí)際經(jīng)過的時(shí)間。以此解決FA啟動(dòng)但是未彈窗或延時(shí)幾個(gè)小時(shí)后彈窗問題；4）主站修改程序，根據(jù)閉鎖信號、拓?fù)潢P(guān)系以及收到故障信號的開關(guān)的實(shí)際狀態(tài)，主站推算確定故障前電網(wǎng)狀態(tài)，避免就地型饋線自動(dòng)化線路開關(guān)失壓分閘后線路拓?fù)浣K端影響FA定位；5）主站完善程序。修改程序后：不限制擴(kuò)大隔離輪次且不隔離非供電路徑上的分支開關(guān)，避免擴(kuò)大無效的隔離開關(guān)；全自動(dòng)模式下，上游完成隔離即可恢復(fù)上游供電，下游完成隔離即可恢復(fù)下游供電，不需要上下游整體完成隔離才能執(zhí)行全自動(dòng)恢復(fù)方案；6）改進(jìn)FA程序。以往程序?qū)ψ冸娬?0kV小車開關(guān)分為開關(guān)和手車作為兩個(gè)設(shè)備處理，通過改進(jìn)FA程序，把小車開關(guān)的開關(guān)和手車進(jìn)行關(guān)聯(lián)處理，如果檢測到開關(guān)故障跳閘信號，在模擬恢復(fù)開關(guān)為合時(shí)，檢查手車是否為分，為分時(shí)也模擬閉合；7）開發(fā)主站程序檢查全系統(tǒng)所有接地設(shè)備，提前發(fā)現(xiàn)異常接地掛牌、置位問題并整改；8）修改主站程序，接地和短路故障時(shí)，分別進(jìn)行FA故障判斷，分別啟動(dòng)FA；9）修改程序，查找電源點(diǎn)時(shí)過濾用戶發(fā)電機(jī)；10）調(diào)整配置文件，根據(jù)現(xiàn)場線路長度情況將故障點(diǎn)到電源點(diǎn)之間的設(shè)備數(shù)量限值從100臺改為150臺。

3.2 加強(qiáng)終端管理

針對出現(xiàn)的影響?zhàn)伨€自動(dòng)化正確動(dòng)作的配電自動(dòng)化終端因素，提出了以下優(yōu)化措施：1）對故障指示器開展性能評價(jià)，集中退役動(dòng)作可靠率低、已故障無法維修的廠商故障指示器。在主站側(cè)調(diào)整FA研判邏輯，仍將故障指示器翻牌動(dòng)作作為故障研判信息，但不再將故障指示器未動(dòng)作納入故障區(qū)間邊界判斷；2）針對一二次融合柱上開關(guān)FTU驗(yàn)收把關(guān)不嚴(yán)導(dǎo)致的信號無法正常發(fā)出問題，制定一二次設(shè)備同步投運(yùn)管控措施，將投運(yùn)驗(yàn)收分為庫房驗(yàn)收、安裝現(xiàn)場驗(yàn)收及投運(yùn)后核對驗(yàn)收共三個(gè)驗(yàn)收環(huán)節(jié)，同步修訂標(biāo)準(zhǔn)化驗(yàn)收卡，細(xì)化定值驗(yàn)收及信號驗(yàn)收要求，落實(shí)各驗(yàn)收環(huán)節(jié)各部門及人員職責(zé)；3）針對環(huán)網(wǎng)柜DTU告警信號無法正常發(fā)出問題，開展專項(xiàng)告警定值核對整定工作，解決老舊DTU設(shè)備告警定值設(shè)置異常問題；4）針對終端信號由于無線傳輸延遲等原因?qū)е碌男盘栄訒r(shí)問題，調(diào)整主站FA研判時(shí)間窗配置，收集故障信號時(shí)間由原10秒延長為30秒，避免無線通信信號延遲上送導(dǎo)致動(dòng)作不成功問題；5）結(jié)合設(shè)備主人制建設(shè)，針對架空線路開展專項(xiàng)故障指示器圖實(shí)一致性核對工作；6）加快終端掉線等異常消缺，及時(shí)處理柱上開關(guān)通信卡接觸不良及PT航插脫落等運(yùn)行質(zhì)量問題。

3.3 其他優(yōu)化措施

針對出現(xiàn)的影響?zhàn)伨€自動(dòng)化正確動(dòng)作的其他因素，提出了以下優(yōu)化措施：1）在主站側(cè)開發(fā)校驗(yàn)程序，定期校驗(yàn)拓?fù)鋯栴}，處理主配連接關(guān)系存在問題的圖模；2）建立主配網(wǎng)協(xié)同機(jī)制，調(diào)度主網(wǎng)圖模、RTU改動(dòng)后立即通知配網(wǎng)側(cè)更新主網(wǎng)模型，并在主站側(cè)增加輔助配調(diào)置位功能，指導(dǎo)配調(diào)人員開展配網(wǎng)設(shè)備置位；3）全部核查數(shù)據(jù)庫中故障指示器參數(shù)，梳理未關(guān)聯(lián)線路的記錄，發(fā)現(xiàn)問題及時(shí)通知設(shè)備臺賬運(yùn)維管理班組整改，同時(shí)修改圖模校驗(yàn)程序，在模型校驗(yàn)是增加校驗(yàn)故障指示器的關(guān)鍵屬性（ID、描述、關(guān)聯(lián)線路等），如果故障指示器關(guān)鍵屬性缺失或錯(cuò)誤，在主站模型校驗(yàn)重不予通過，直接退回整改；4）在主站部署校核功能，對三遙信號綁定設(shè)備ID，定期檢查設(shè)備ID是否存在于在運(yùn)線路圖模臺賬內(nèi)，如無視為異常，通知運(yùn)維班組檢查整改。

4 結(jié)束語

本文以針對A地區(qū)饋線自動(dòng)化正確率指標(biāo)提升遇瓶頸，從主站饋線自動(dòng)化（FA）研判邏輯、終端設(shè)備運(yùn)行、通信傳輸、圖模等多個(gè)方面對影響?zhàn)伨€自動(dòng)化（FA）正確動(dòng)作率的原因進(jìn)行分析，并以問題為導(dǎo)向，從主站、終端設(shè)備、圖模等方面探究提升措施。本文結(jié)合A地區(qū)實(shí)際狀況，制定了提高正確動(dòng)作率的方法及改進(jìn)措施，通過這些改進(jìn)方法和措施的實(shí)施，目前A地區(qū)饋線自動(dòng)化正確動(dòng)作率提升到88%以上，進(jìn)一步提升了配電自動(dòng)化實(shí)用化應(yīng)用成效和配電網(wǎng)供電可靠性。