配电自动化系统馈线自动化可靠性提升关键技术分析与实现

故障诊断及处理是配电网安全运行的基础手段。因此配电自动化系统中馈线自动化功能模块可靠性的提升尤为重要。本文针对典型实用化案例分析，提出提高馈线自动化一次成功率的可行性关键技术，从而使馈线自动化功能可以满足智能配电网的安全、可靠、经济、高效的目标。国家电网公司投入大批资金对我国配电网进行一、二次设备改造工作，从而达到建设坚强智能电网的目标。现阶段我国大部分一级城市、部分二级城市已经基本完成配网改造工作。馈线自动化（FeederAutomation，FA），作为配电自动化的重要模块之一，其对提高供电可靠性提供了有效的支持手段。虽然我国在馈线自动化方面有一定的经验，但是面对庞大、复杂的配网网架结构，现阶段馈线自动化功能模块的可靠性与稳定性仍处在初级阶段。从银川、杭州、南京、成都等地的配网系统数据统计可知，配网系统已经频繁或多次出现FA动作，但是总体成功率并不高。因此，针对FA功能可靠性提升还需要投入更深入的研究。本文就针对如何提升馈线自动化功能可靠性进行深入研究，从而使馈线自动化功能具备更高的实用化要求。实用系统可靠性性能分析针对馈线自动化模块的可靠性性能，以国家电网公司第一批配电自动化试点单位中的一个为例进行分析。该试点单位在工程验收中表现的较为突出，同时其配电自动化系统的数据接入量大，数据质量好，较有利于整体分析。据不完全统计，截至2012年8月，该试点单位共发生配电网故障18起，其中馈线自动化9起成功，9起失败，馈线自动化总体成功率为50%。其中，由于子站缺陷引起的处理失败2起，由于程序缺陷引起的处理失败2起，由于能量管理系统（EMS）接口问题引起的处理失败3起，由于终端故障引起的处理失败2起，各个缺陷所占比例如图1所示。据馈线自动化处理流程分析（如图2所示），造成FA动作失败的主要表象有4个方面。图2馈线自动化处理流程图（1）主网数据转发错误，导致馈线自动化程序未能捕捉到故障。（2）配网终端过流信息上送错误，导致馈线自动化程序故障定位失败。（3）馈线自动化程序不能应对现场发生的故障类型，导致分析结果错误。（4）现场二次设备或一次设备硬件出现问题，馈线自动化功能模块提供的方案遥控执行失败。实际上，配电自动化系统中，影响馈线自动化可靠性的因素可以归纳为以下几种：影响因素1：数据正确性。包括EMS转发数据质量，配网终端数据质量，数据正确性确认。影响因素2：馈线自动化功能可用率。主要是指对各种故障类型的处理能力，故障功能监听程序在线情况，馈线自动化功能模块的客户端在线情况等。影响因素3：模型维护情况。主要是指图模导入正确性校验问题。影响因素4：通信质量。包括EMS转发通道通信质量，配网终端通道通信质量，配网子站通道通信质量等。影响因素5：二次设备工况。主要是指电池充放电情况，电池防盗等问题。影响因素6：一次设备工况。主要指电动操作机构是否能够正确动作。可靠性理论指标分析根据国家电网公司发布的《配电自动化实用化验收细则》，基础指标有以下五点：基础指标1：遥信动作正确率>95%。基础指标2：馈线自动化功能可用率>99%。基础指标3：图模完整率>98%。基础指标4：终端月平均在线率>95%。基础指标5：遥控成功率>98%。这里基础指标1对应上文提到的影响因素1，基础指标2对应上文提到的影响因素2，基础指标3对应上文提到的影响因素3，基础指标4对应上文提到的影响因素4，基础指标5对应上文提到的影响因素5与影响因素6，FA工作流如图3所示。按照FA工作流图，可以分析出FA功能一次性成功需要同时满足遥信正确、馈线自动化功能可用、图模完整、终端在线、遥控成功这五点因素，因此根据上述五点指标综合计算可得FA一次成功率指标为：FA一次成功率=遥信动作正确率×功能可用率×图模完整率×终端月平均在线率×遥控成功率=95%×99%×98%×95%×98%=85.8%这代表馈线自动化一次性成功率最低应该达到85.8%的标准。可靠性提升技术实现方案从现有数据分析可知，实际运行系统FA一次性成功率并不能达到上述提到的标准要求。究其原因，其中FA功能缺陷部分只占20%左右，其余80%均由外部因素引起。由于配电线路故障时间相对于正常运行时间来说，仅占很小一部分，因此针对引起FA动作失败的外部因素，如终端故障、转发数据、硬件故障等问题，并不能及时发现。只有发生故障时刻，需要各方面完全配合处理事故时，才会暴露出系统的缺陷。而这些导致FA失败的外部因素是可以依靠日常检查、监视等手段予以避免的。而FA程序缺陷，也在随着案例的不断增加而进一步改进。因此，针对馈线自动化可靠性的提升，提出以下关键技术：关键技术1：可靠性指标监测技术；关键技术2：实用化软件校验技术；关键技术3：系统运行状态监测技术。这三种解决方法与影响因素相对应的关系如图4所示。图4馈线自动化可靠性提升技术框图关键技术1：可靠性指标监测技术对于日常检查、监视部分需要统计的主要有两部分，一是系统对外接口工况，另一个是系统自身运行状况的监视。配电自动化系统应能提供实用化验证工具，用以完成日报统计工作，系统运行日报统计应包括基础指标统计、告警信息统计、应用功能异常统计等，并将把检查结果固化到每日的巡检工作中去，将配电自动化系统的所有指标情况生成日报。如表1所示。基础指标中，系统对外接口工况指标主要用于监视外部系统传递给本系统数据的通信状态。例如杭州系统中，对于10kV开关跳闸、保护动作等数据，需要通过主网系统以E语言方式转发给配网系统，如果该接口通信状态异常，将不能正常转发故障信息到配网系统中，这将导致配网系统无法捕捉故障并及时处理。因此，对于正常运行的系统就应该对对外接口工况进行监视，统计其运行状态，一旦异常，立即处理，这样就可以大大降低发生故障时刻无法正常传递故障信息的风险。该项指标计算应该由以下几步完成：（1）对系统所有对外接口进行统计，并实施逐一监视。（2）增加接口告警信息，将数据接口接收数据的情况生成告警，尤其是异常状态监视的告警信息，可供实用化工具进行统计。系统运行中，终端通信质量会对系统分析产生较大的影响，据不完全统计，在多数配电自动化系统中，终端异常现象频繁发生，导致FA失败的概率均在20%以上。因此，在运行指标的统计中，应重点关注终端数据质量的监测，一旦发现数据质量差的终端，及时进行整改，以保证系统正常运行。通过日报统计监视手段，将解决通信质量问题、数据正确性中的配电终端上送数据质量问题。应用该关键技术，系统馈线自动化可靠性将可有效提升20%左右。关键技术2：实用化软件校验技术为保证系统在发生故障时，能准确捕捉故障，并及时正确处理，应在故障发生前，针对对馈线自动化功能产生影响的机制，提前进行检查、校验。因此，系统应提供完备、有效的校验工具。模型变化校验工具配网图模的来源有两处，一处是EMS主网图模，另一处是地理信息系统（GIS）配网图模。（1）主网图模的导入风险。主配网模型之间的边界在变电站出线开关上，配网线路根据该线路对应的出线开关编号，将出线馈线段与配网开关拼接在一起。他们之间的关系是，变电站图模生成在前，配网线路图模生成在后。但是在配网实际的运行过程中，可能配电线路并没有改造变化，而变电站内却出现了改造变化，此时就需要单独对变电站图模做导入更新。变电站图模更新的过程中，可能出现出线开关节点号发生变化的情况，这就会导致主配网拓扑出现断点，甚至是连接错误，这将影响到出线开关事故跳闸时的故障定位和处理。严重情况下将需要对正常运行线路进行断电。（2）配网图模的导入风险。配网图模通过GIS接口工具导入配网系统的过程中，虽然已经具备部分校验功能，但对配电线路模型拓扑与实际线路拓扑结构是否一致无法做出正确性验证，必须由人工来确认。特别是馈线自动化线路，一旦模型发生变化，需要对网络拓扑进行人工正确性认证后，才能将该条线路的馈线自动化功能投入在线运行。否则，错误的配网模型拓扑将导致配网故障定位错误进而引起错误控制，严重情况下会导致对端线路跳闸。针对上述两项模型更新的风险，需要提供一个图形化的模型变化检查确认工具。用以完成在模型投入使用前的正确性检验功能。馈线自动化功能自检校验工具一方面，馈线自动化功能的缺陷，一般不会被立即发现，大部分是在现场实际发生的复杂案例处理中发现的。另一方面，在线路投入FA功能之前，一般要求对线路进行逐点测试，但是由于配网线路过多，采用逐点测试方法，需投入大量人力。因此实际情况是很多配电线路根本没有完成校验工作就直接投入使用，导致系统存在很多的潜在危险因素。针对以上问题，配电自动化系统除了提供较完善的馈线自动化功能模块以外，还应提供自检、校验等辅助工具，不断对系统进行检测，防患于未然。（1）提供线路逐点测试工具。配电网每条线路在投入FA功能使用前，都需要进行逐点故障测试。对于简单线路，逐点人工测试工作可能完成；但是在投入线路数多、线路结构复杂的情况下，人工逐点故障测试工作就显得非常繁琐，而且工作量大。因此需要提供线路逐点测试工具进行故障测试，并生成测试结论用以校验正确性。（2）提供不影响实时运行系统的仿真测试环境。对于复杂情况下的馈线自动化，可能需要多次试验用以验证馈线自动化功能的准确性。该试验需要在与实时运行系统完全一致的环境下进行测试。但是在实时运行环境下测试，将有一定的几率与真实故障相冲突，而且不能实际遥控处理事故。因此需要提供与实时运行系统完全一致的仿真运行环境，在该仿真环境下，可以测试任何实时系统发生的故障类型以及处理方案。用以检验馈线自动化功能模块程序的缺陷。配电终端电池监测工具对于配电终端的监视，除了配电自动化系统中的工况监视部分以外，还有一点很容易被忽视，那就是配电终端电池管理。配电终端的电池管理分两部分，一部分是电池活化管理，另一部分是电池防盗检测。配电终端设备，应能提供电池管理的监控手段，方便配电主站对其进行监控。通过关键技术2，图形维护质量、故障处理能力提升两方面内容将得到提升。应用该关键技术，系统馈线自动化可靠性将可有效提升20%左右。关键技术3：系统运行状态监测技术除了日常检查外，创新的系统运行状态监测技术也是提升可靠性的一个有效手段。（1）错误运行方式监测技术。针对配电网网架结构定时进行扫描，针对错误的运行方式，应及时告警提示，以免导致系统事故处理失败。（2）设备运行状态监测技术。设备运行状态监测技术是通过对终端、一次设备等的运行状态进行监测，获取终端的电池可用率、一次设备绝缘情况、温度等数据。利用这些数据的监测，通过有效的计算、评估手段，评估设备的运行状态，针对运行状态不良的设备进行及时维修或更换，以保证设备运行的正确性，从而提高馈线自动化的成功率。（3）计划性设备操作检测技术。针对一次设备的可操作性检验，只有通过真实的遥控实验，才能验证其正确性。因此，这里提出计划性设备操作检测技术，通过针对配电网短期未有动作的所有开关，分组、分时段进行拉合测试，完成所有开关的拉合测试。从而保证一次设备的可操作性，从而提高馈线自动化成功率。（4）系统应用在线监测技术。针对系统应用程序，尤其是馈线自动化功能模块的服务端、客户端进程的在线状态进行监测，一旦发现系统应用退出，应及时告警提示，以保证应用程序的正确性，从而提高馈线自动化的成功率。通过关键技术3的实现，可以解决一次设备遥控问题、馈线自动化程序可用率、图模正确率几个问题，系统馈线自动化成功率将有效提高5%。综上统计，应用馈线自动化可靠性提升关键技术，可以有效地将馈线自动化成功率提高到95%以上。从而满足国家电网公司的实用化验收要求。工程验证为了校验馈线自动化可靠性提升建议的有效性，对杭州、成都现场进行了验证。杭州现场的馈线自动化功能主要缺陷在于主配网接口问题，即影响因素1通信质量问题。因此，针对该问题进行了全面整改，整改后，馈线自动化成功率提升到了90%以上。成都现场的馈线自动化功能主要缺陷在于主网转发数据采用双位遥信，经常有坏数据上送，导致FA误启动问题，即馈线自动化程序