配网馈线自动化故障处理技术应用分析

配网馈线自动化故障处理技术应用分析

罗锦德

广东电网有限责任公司肇庆端州供电局，广东 肇庆526040

摘要：本文就配网馈线自动化概述及馈线自动化的特点进行分析，详细分析集中型馈线自动化技术的动作逻辑原理与故障处理，通过案例分析故障原因及解决措施，说明配网馈线自动化系统的实现能够有效减少故障发生率。

关键词：配网；馈线自动化；故障；解决措施

引言

    所谓馈线自动化系统，即FA 系统，其研发应用对于线路故障检测、故障定位、故障隔离以及后续供电恢复来说有着至关重要的作用。所以，在进行配网自动化应用的过程中，电力企业一般都会使用馈线自动化系统。若想实现子站的馈线自动化就要借助子站实现，主站层和终端的自动化实现也是如此。

1 配网馈线自动化概述

    通常情况下，馈线自动化包括电缆、架空线以及电缆架空线混合线路的自动化。该系统是以集成化通信网络为基础的配电装置，借助智能化自动化控制技术、测量技术以及传感器确保电网安全稳定运行，进而提高配电网的工作质量与运行效率。配网馈线自动化的主要特点包括：耗能低、高稳定性、高安全性。配网馈线自动化系统指的是变电站出线至用电设备间的线路自动化控制，通常包括如下方面：其一是正常运行状况下检测用户设备、策略设备及进行设备运行优化；其二是发生事故状况下进行检测、定位、隔离故障、转移负荷以及供电恢复。

    实现馈线自动化的主要意义为：当配网系统正常运作状态下，对线路运行状况进行实时监控，采集线路中各类参数；当配网系统产生故障导致线路停电的时候，馈线自动化将识别故障位置，同时在规定时间范围内处理故障，并立即恢复供电。实现馈线自动化需要依赖 FTU与RTU，其功能都是信息的采集与监控，不同的是FTU监控各类环网开关、负荷开关以及线路的信息，RTU 监控各馈线开关的实时数据。馈线自动化能够实现的主要条件包括：具有连接条件、10k V主干网架的形成以及合理的电源布点。目前，因为馈线自动化的实现依靠的是配网的分段环网建设，因此多数地区配电网络采用的辐射式并不能满足馈线自动化的需求。

2  馈线自动化的特点

    馈线自动化（Feeder  Automation，FA）是配电自动化系统的核心功能，指的是利用自动化装置或系统，监视配电线路或馈线的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区域并将其隔离，并快速恢复对非故障区域的供电。馈线自动化可以有效提高配网供电可靠性并减少负荷损失。馈线自动化主要有以下三种类型。

（1）主站集中式：配电主站系统通过各种通信方式（光纤通讯、无线专网、无线公网等），将配电终端（FTU、DTU等）采集到的故障信号收集起来，结合主站系统已经建立的拓扑模型进行分析，得到故障区域及负荷转供策略，而后下发遥控命令，将故障区域周围的开关控分以隔离故障，将相应的联络开关控合以转移非故障失电区域的负荷，恢复非故障区段的供电。整个动作过程全部由主站控制，因此称为主站集中式。

（2）就地分布式：就地分布式与主站集中式正好相反，就地分布式处理故障完全不经过主站系统，所有故障判别逻辑都在配电终端或者装置中产生并进行处理。就地分布式依赖配电终端之间的对等通信，需在每个终端之间建立光纤对等通信并在主干线分段点开关（柜）配置智能分布式终端。

（3）主站集中式与就地分布式结合：主站集中式与就地分布式结合主要包含两种方式，一种是就地分布式负责隔离操作，主站集中式负责转供操作，主要是集中了各种控制方式的优点，完成快速控制优化恢复的方式，在这种方式下，主站集中式处于监视与控制的地位；另一种方式是采用智能分布式全部完成控制操作，主站集中式提供监视与备用手段，在这种方式下主站集中式处于监视与后备的地位。

    本文主要探讨集中型馈线自动化技术。

3  集中型馈线自动化技术的动作逻辑原理与故障处理

3.1 动作逻辑原理

    集中型馈线自动化技术的使用过程，主要经由配电主站实时性且动态性地监控记录和处置配电网系统内部实际存在的保护动作信号、开关组件位置变动信号，以及配电网系统故障测量信号。继而支持实现针对配电网系统内部各类故障的诊断与位置确定功能，以及针对非技术故障问题发生区域的正常供电过程恢复处理功能，等等。集中型馈线自动化技术的动作逻辑原理集中体现在以下方面。

（1）实际涉及的故障类型包含短路故障和接地故障，主要根据断路器组件发生电气量变化等技术信息，以及相关性保护动作信号所发生的具体变化判断识别具体发生的短路故障；主要根据开关单元组件的零序过流保护机制是否作出动作，或者是冠状接地特征值信号是否发生变化判断识别具体发生的接地故障。

（2）主站应当参考配电网系统内开关组件所处位置的实时状态，具体确定配电网系统需要承担的供电关系，之后再根据回送主站的故障问题测量信号，具体建构与故障相关的路径信息，并且以此为基础，以故障发生点位的末端性控制原则实现对故障发生点位的确定环节。对于具备环网结构形式的供电网络系统而言，除了要有实际完成回传过程的故障相关信号，还需要有方向信息，这样才能将其视作判断故障路径基本方向，以及末端位置的参考依据。

（3）根据开关组件所处位置的基本状态信息，将故障发生点位作为起始点位，具体向外侧方向全面搜索确定与故障发生点位具备相互连接关系的边界开关组件，而经由边界开关组件包围故障发生点位而具体形成的区域，就是通常所说的故障区域。在故障区域内部，处在合闸位置的边界开关组件事实上就是在开展故障隔离处理环节过程中需要操作的开关组件。

（4）依据故障发生前电网系统实际承载的基本供电关系，将非故障技术区域具体划分成故障上游区域和故障下游区域。对于故障上游区域而言，促进供电技术过程恢复的主要方案是借由保护性技术动作方式推进合闸操作环节；对于故障下游区域而言，促进供电技术过程恢复的主要方案在于选择运用具备较大负载裕度的线路组件充当最优化的专供技术方案。

（5）在因转供能力存在不足而造成没有可供运用的恢复供电方案的情况下，通常可以考虑针对非故障技术区域中具体存在的负荷供给关系展开拆分处理，必要时可以借助甩负荷等手段，维系关键性用电客户的供电恢复状态。

（6）遵照已经具备的配置状态，配电主站能够自

动实现针对各类故障的检测目标和定位目标，推进完成基于自动化操作方式或人工操作方式的指向故障的隔离处置，以及针对恢复性操作方案的执行。

3.2 短路故障的处理

    当配电网系统发生短路故障时，故障路径中的配电终端设备将会上传种类多样的故障信息（如电流信息、电压信息、序分量变化信息等电气信息），且在保护性装置发挥作用条件下，将会有开关组件执行故障跳闸动作，继而针对故障线路组件进行快速化切除处置。

    配电主站能够实时且动态地监视和记录遥信变位的动态发生情况，在配电主站具体接收到来自线路结构的开关组件跳闸事件发生信息和保护动作信号时，其将会直接判断确定对应的配电网系统中已经发生短路故障，然后接续开展针对供电网络系统的具备全面性特点的故障信息收集工作环节。在故障信息收集工作环节结束之后，则依照配电网系统的保护性动作、开关组件的位置变动信号及终端故障量测信息，具体开展针对故障发生点位的确定环节。技术系统遵照故障发生点位确定环节获取的结果，具体形成围绕故障的隔离处置方案和恢复处理方案。借助自动化操作方式或人工化操作方式，执行已经制订好的故障处理方案，在完成故障隔离处置环节和恢复环节的任务后，将与故障关联的各类信息记录存储到历史信息数据库之中，为未来开展的信息查询操作环节创造支撑条件。

3.3 接地故障的处理

    当配电网系统发生单相接地故障时，可以对终端设备上传的零序过流动作信号进行检测分析，故障指示器组件可能会形成和对外给出相应的接地故障指示信号，确保暂态录波功能的配电终端设备启动执行录波过程，并上传具体的录波过程相关文件。

    当配电网系统发生接地故障时，配电网系统将会收到与配电线路组件相关联的零序过流动作信息，或者是与故障指示器组件相关联的接地故障信息，在此基础上，配电网系统将会具体分析确定是否已经发生接地故障。在具体工作过程中，可以遵照变电站提供的数据信息是否具备完整性，判断确定是否已经发生接地故障。如果实际接收获取的数据信息在内容构成方面具备完整性，则可以以此检验确定变电站母线组件是否具备接地故障相关信息；如果实际接收获取的数据信息在内容构成方面不具备完整性，则可以针对故障的发生位置确定变电站母线组件是否具备接地故障相关信息。在配电网系统完成针对故障相关性数据信息的收集环节后，其将会根据配电网系统的零序保护动作信号，以及故障指示器组件提供的接地故障指示相关信息，确定故障具体发生的位置。

4馈线自动化故障案例分析

4.1故障概述

2023-03-03 01:41:26，肇庆端州供电局黄岗供电所青莲变电站10kV景山甲线发生故障，110kV青莲站10kV景山甲线星湖大道星湖湾011公用开关站609开关零序动作。根据自愈系统信息，110kV青莲站10kV景山甲线星湖大道星湖湾011公用开关站609开关后段发生故障，自愈执行不成功。

4.2运行方式

（1）景山甲线于2023年02月已投入110kV青莲站10kV景山甲线、110kV蕉园站10kV休养线、110kV青莲站10kV青莲线-110kV青莲站10kV景山乙线-三供一备自愈策略，采用级差保护协同型，投入闭环模式30S动作时间。

（2）对于东湖线，110kV青莲变电站10kV景山甲线5221开关作为出线开关、10kV景山甲线星湖大道星湖湾011公用开关站610开关、10kV景山甲线星湖大道星湖湾011公用开关站609开关、10kV景山甲线大唐盛世777公用配电站605开关、10kV景山甲线大唐盛世530公用配电站605开关作为分段开关参与自愈。

4.3 事件经过

    （1）2023年03月03日 01:41:26，青莲变电站10kV景山甲线发生故障，110kV青莲站10kV景山甲线星湖大道星湖湾011公用开关站609开关零序动作。

（2）2023年03月03日01:51，配网调度班在自愈技术交流群发布：“故障快报：03月03日01时41分，肇庆端州供电局黄岗供电所青莲变电站10kV景山甲线星湖大道星湖湾011公用开关站609开关，零序动作，报障工单号：DD122303011。发送自：配网调度班（自愈执行不成功）”。

4.4自愈动作失败原因分析

（1）经查记录，景山甲线在自愈策略投入后未发生过永久故障，无法参考。根据配网自动化WEB系统故障分析，显示“10kV景山甲线大唐盛世777公用配电站605开关遥控执行失败”。

WEB系统截图

根据调度日志，现场110kV青莲变电站10kV景山甲线星湖大道星湖湾011公用开关站609开关零序动作，自愈执行不成功。

（2）查询配网自动化WEB发布系统，查询遥控操作类事项，03月03日分别在01时42分、01时49分对10kV景山甲线大唐盛世777公用配电站605开关进行遥控时,均显示遥控返校超时。

配网自动化WEB系统遥控操作类事项截图

（3）安排配网智能作业班班组人员到10kV景山甲线大唐盛世777公用配电站现场检查设备运行情况。现场设备正常运行，查询设备运行记录，显示“03月03日01时41分29秒 装置断电”，“03月03日03时18分57秒 装置上电”。现场尝试断开直流屏交流输入电源，蓄电池无法正常提供后备电源供电。

10kV景山甲线大唐盛世777公用配电站运行记录

查询调度日志，3月3日 03时18分“遥控合上10kV景山甲线星湖大道星湖湾011公用开关站609开关。送电正常”，与设备上电记录一致。

调度故障日志

10kV景山甲线大唐盛世777公用配电站于2019年1月投运，根据工作安排计划本年内进行蓄电池更换工作。

最终确定10kV景山甲线大唐盛世777公用配电站直流屏蓄电池无法提供后备电源，导致故障发生时设备无法执行自愈策略遥控操作，最终导致自愈执行不成功。

4.5自愈动作失败结论

本馈线组自愈策略录入和判断均正确，主站对配电设备的故障信号接收正确。本自愈策略未能成功执行的原因是10kV景山甲线大唐盛世777公用配电站直流屏蓄电池无法提供后备电源，导致故障发生时设备无法执行自愈策略遥控操作。

4.6整改措施

已安排并于03月21日完成10kV景山甲线大唐盛世777公用配电站蓄电池更换工作。根据设备投运日期，制定蓄电池更换工作计划并持续开展，确保设备可靠运行。日常进行设备巡视时需开展直流状态检查，确保后备电源能可靠供电。

5结束语

    通过分析馈线自动化技术在配网中的应用，配电网系统是我国现代电力能源产品生产与输送系统的重要组成部分，馈线自动化技术借由对自动化技术装置及相关运行技术系统的运用，监视配电网系统的实际运行状态，及时全面发现配电网系统运行过程中出现的各类故障，在短时间完成针对故障发生点位的确定环节和隔离环节，同时促进非技术故障发生区域恢复正常稳定的运行状态。

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