为客观呈现当前配电自动化系统的实际运行水平，清华海峡研究院能源互联网研究中心的科研团队于近期开展了一系列现场调研，聚焦配网故障处置措施现状，深入理解配电自动化急需解决的痛点问题。

一、系统难以有效识别高阻接地故障

调研发现，当前配电自动化系统在接地故障识别上并非“全知全能”，而是存在明显的选择性盲区。

该盲区源于装置设定的识别“门槛”：站内小电流接地选线装置一般需零序电压达到10V-25V才启动；而安装在配电线路上的馈线终端FTU通常设定为零序电压1V-1.7V、零序电流2A-10A方可触发，并辅以数秒至数十秒的延时。

这样的参数设定，意味着系统实质上已将高阻接地故障排除在自动识别范围之外，当过渡电阻高于2000Ω时，保护装置基本无法感知此类单相接地故障，导致高阻接地故障长期成为配电网安全运行的“隐形威胁”。

二、馈线终端研判接地故障准确率偏低

值得注意的是，即便在系统可识别的金属性或低阻接地故障范围内，其研判准确性仍不尽如人意。数据显示，现有馈线终端（FTU）对接地故障的正确动作率仅50%，说明在故障判定环节仍有较大提升空间。

三、故障自愈耗时较长

故障自愈是配电自动化的核心价值之一，但目前普遍采用的“集中式自愈”策略正面临明显的效率瓶颈。

主站集中决策模式存在固有的时间延迟：主站需要等待40秒收集全网信息，才能制定控制策略。随后对开关进行的“串联式”遥控操作，更是一道效率关卡。在这一机制下，即使一切顺利，一次完整的故障隔离与非故障区域恢复供电，通常也需要3至5分钟。如果遇到通信异常或开关拒动，处置时间将进一步延长。

四、接地故障处置效率不高

金属性和低阻接地故障处置流程繁琐：由于FTU研判准确率有限，故障发生时调度人员往往无法完全依赖系统自动定位故障区段，仍需人工调阅各节点零序电流数据，通过比对分析来初步定位故障区间。若站内选线失败，则需采取“短时分路拉闸”等传统方式确定故障线路，再安排现场巡查。接地故障区段研判这一流程的自动化程度有限，与理想中的“智能研判”还有相当距离。

瞬时故障处置存在信息断点：FTU检测到的瞬时接地故障通常不上报配电自动化主站。当故障发生时，处置流程迂回而低效：依赖站内选线装置告警→通知巡线人员赶赴现场→人工查阅FTU本地录波告警→最终确认故障区域。故障信息未能在系统中实现贯通共享，形成信息孤岛，严重制约了故障快速定位与处置效率。

五、差异化缺失：特殊场景的“一刀切”

调研还发现，对于穿越林区等特殊环境的配电线路，其保护策略与普通线路完全一致。

尽管这些线路采用了绝缘导线并保持定期通道清理，但在接地保护的定值设定、延时配置上，并未因环境特殊性而获得差异化设计。这种“一刀切”的保护策略，可能无法充分适应特殊环境下的实际保护需求。

六、结语

调研显示，配电自动化系统已在全国范围内大规模建设投运，形成了以故障自动处理为核心功能的运行体系。但在实际应用中，系统仍面临接地故障识别范围有限、研判准确率不高、处置流程半自动化、信息存在断点等多重挑战。

每一次故障处置，都是对系统能力的实战检验。调研揭示的问题，也正是下一步改进的方向——这正是本次调研的核心价值所在。