摘要：FA能否正确启动，并快速进行故障区域定位，对提高供电可靠性和缩短非故障区域的停电时间有重要意义。本文对10kV华幸线两次故障后，FA故障区域定位研判结果进行了对比分析及总结。根據华幸线两次故障，本文对不同的FA故障定位结果进行详细分析，第一次FA启动但区域研判错误，排查出因馈线自动化终端故障告警信息上送错误导致FA研判结果出现偏差，并做了告警参数修改等相应整改措施；第二次FA启动且故障定位准确，将FA研判结果与实际故障点进行对比，总结成功经验。

关键词：FA故障定位；馈线自动化终端；告警参数

0 引言

FA的正确启动，除了要确保配电自动化主站逻辑判断准确性和配网线路出线开关拓扑正确性外，还需兼顾配电自动化终端本体的稳定性，要求配电自动化终端故障信息上送准确和及时、终端定值参数设定无误等多个方面条件均满足。

1 10kV华幸线主站注入法FA测试

1.1测试方法

采用注入测试系统与配电自动化系统主站相连，改变注入测试系统上测试网架的开关状态，并令被测试主站进行网络拓扑分析和动态拓扑着色，从而检验模型的正确性和网络拓扑分析性能。

配电自动化系统主站的故障处理性能测试。针对给定测试网架，采用用主站注入测试系统DATS- 1000模拟典型故障现象，测试配电自动化系统主站的故障处理性能。

终端、通信、子站、主站在故障处理中的配合测试。在选定的馈线上利用主站注入测试系统DATS- 1000和二次注入测试设备DATS- 2000协同测试，在不停电的情况下，模拟故障现象，对配电自动化系统各个环节的协调配合进行测试，检验馈线自动化的可用性。

1.2测试结果

经DATS- 1000与主站相连验证，被测试主站网络拓扑分析与DATS- 1000对应的测试模型仿真运行状态一致，对开关变位、终端异动、故障定位、馈线运行状态等信息采用图元闪烁、异色的方式进行提示，具备动态拓扑着色功能。如图1.1所示，模拟华幸线三处故障，主站注入式FA均能成功处理故障，模拟测试结果如表1所示。

2 华幸线首次FA故障定位失败分析

2.1 实际故障描述

如图2.1所示，现场实际故障发生在华幸线45号- 46号杆之间，因异物挂接导致两项短路故障，变电站出口断路器重合不成。

2.2FA故障区域定位

华幸线东袁L24203开关为自动化开关，FA故障定位区域包含东袁L24203开关的下游区域，即49号杆之后也判断为故障区域，与实际故障点范围偏差较大，研判结果扩大了停电范围和故障查找范围。

2.3 研判结果错误原因排查及分析

通过10kV华幸线馈线自动化主站注入检测报告，首先排除主站侧逻辑判断错误。现场排查，东袁L24203开关自动化终端月度在线率超过99%，通过电脑连接终端查看终端保护定值，相过流告警定值：600A（一次值）、 0.1秒；零序过流告警定值：90A（一次值）、0.1秒，定值设置无误。

检查SOE记录发现设备一直有告警信息上送，如图2.1通过配置文件检查发现以前忽略的故障告警信号自动复归功能，其状态为未投入。若东袁L24203开关下游发生故障，设备会上送故障告警信息至主站，但故障消除后，因故障告警信号自动复归功能未投，设备任然会上送故障告警信息，从而会影响以后的FA故障区域研判。通过此次事件后检查同一批次的自动化终端，是否存在同样问题，并杜绝因信号误报导致的此类问题发生。

3 华幸线FA故障定位成功案例分析

3.1 线路实际故障情况

如图3.1所示，现场实际故障发生在15号杆，因用户内部故障导致L24208开关与电站出口断路器同时跳闸。

3.2 FA故障故障区域准确定位

FA故障研判，东袁L24203开关下游无故障电流，给出故障区域为华山变出口至东袁L24203开关之间，故障定位准确。大大缩减了故障查找范围和时间。华幸线15号杆至50号杆之间仅东袁L24203开关是自动化开关，如图3.1所示，若滨淮大道#1L24208、袁家边也是自动化开关便可更加精确的判定故障区域，更加有利于提高供电可靠性和缩短非故障区域的停电时间。

4 结语

本文详细介绍了华幸线两次故障FA的启动情况，分析因配电自动化终端相关配置文件未设定导致FA故障区域定位错误，并且在修正后线路再次发生故障FA能够正确研判故障区域，提升了供电可靠性、缩短了故障查找时间。因FA动作具有较强的逻辑性、时序性容易受到多种因素影响，需在实用化过程中不断进行案例分析，及时进行消缺，从而提升FA准确性。

参考文献

[1]国家电网有限公司运维检修部.配电自动化运维技术[M].北京：中国电力出版社，2018.

作者简介：曹强，男（1974—），南京，从事配电运维检修方面工作。