梁顯光

[摘 ?要]配網(wǎng)自動化是以一次網(wǎng)架和設備為基礎，綜合運用計算機技術、自動控制技術、電子技術、通信技術，實現(xiàn)對配電網(wǎng)的監(jiān)測與控制，為配電網(wǎng)的安全、可靠、優(yōu)質、經濟、高效提供技術支持。配網(wǎng)自動化應以提高供電可靠性、改善供電質量、提升運行管理水平為目的，根據(jù)本地區(qū)配電網(wǎng)現(xiàn)狀及發(fā)展需求分階段、分步驟實施，逐步完善與推廣。

[關鍵詞]配網(wǎng)自動化、電壓時間型、自動化開關、分界負荷開關

中圖分類號：TM76 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2016）22-0111-01

1 電網(wǎng)現(xiàn)狀及存在問題

1.1 電網(wǎng)現(xiàn)狀

目前，轄區(qū)共有220kV公用變電站3座，110kV公用變電站13座。10kV公用線路188回，其中架空線路（含混合線路）135回，電纜線路53回。10kV公用線路環(huán)網(wǎng)率97.87%，可轉供電率93.08%，線路總長度為1887千米，其中電纜線路650千米，架空線路1237千米。

已投運公用自動化設備552套，覆蓋10kV線路139回，自動化覆蓋率為73.9%，具備自動化保護功能的線路101回，覆蓋率為53.7%。其中，架空主干線電壓時間型自動化開關共145套，架空型分界負荷開關共118套，DTU 5套，二遙架空型故障指示器284套。

1.2 存在問題

配網(wǎng)自動化未實現(xiàn)網(wǎng)絡全覆蓋，故障隔離仍靠人工巡視發(fā)現(xiàn)故障點實現(xiàn)，受限于線路長度、設備多少和其它客觀因數(shù)，故障隔離恢復非故障區(qū)域供電時間存在不確定性，存在隔離時間過長或未能找到故障點的問題，直接影響了電網(wǎng)可靠性和客戶滿意度。

部分鎮(zhèn)區(qū)只有1座110kV變電站供電，且站間聯(lián)絡線路過少。西部新城規(guī)劃區(qū)域負荷增長較快，該片區(qū)原有變電站已重載且沒有出線間隔，不滿足負荷發(fā)展。如該變電站失壓，則會導致整個片區(qū)絕大部分用戶停電。

城網(wǎng)接2000戶以上的線路共17回，停電超過30分鐘將引起四級事件。停電敏感度高的絕大部分負荷均接在架空線路支線上，如若支線發(fā)生故障，無法轉供電而導致法律風險事件和影響客戶服務體驗。

2 自動化建設目標與思路

2.1線路主干層及重要分支層實現(xiàn)故障就地隔離及非故障段的自愈;分支層故障不影響非故障支線，故障區(qū)域（線段）自動定位;用戶故障不出門;自動化設備按三遙建設，具備條件時實現(xiàn)遙控功能;原則上線路故障自愈后減供客戶數(shù)不超過1000戶。

2.2以電壓時間型的就地饋線自動化技術為基礎開展配網(wǎng)自動化建設工作，自動化設備按三遙建設，實現(xiàn)二遙功能，關鍵節(jié)點實現(xiàn)三遙功能，自動化設備信號上送至主站作輔助分析決策。配電線路的自動化建設應與一次網(wǎng)架改造同步進行。對可靠性影響較大的線路，因客觀條件近期無法改造的，可結合長遠網(wǎng)架及自動化建設優(yōu)先對開關進行自動化改造，三年逐步實現(xiàn)配網(wǎng)線路自動化建設目標。2018年，區(qū)域內10kV公用線路全部具備自動化開關保護功能，10kV線路全部達到原則目標，年故障停電時間下降到0.18小時以內。

3 現(xiàn)狀網(wǎng)架改造原則

（一）架空線路：主干線實現(xiàn)自動化的三分段，線路實際分段數(shù)不宜超過五分段，實現(xiàn)故障就地隔離及非故障段的自愈。支干層多于10戶的支線可根據(jù)實際情況成環(huán)。逐步解決主干線掛燈籠問題，優(yōu)先通過新建支線轉移燈籠負荷，不具備條件的，應對燈籠負荷安裝分界斷路器以防止用戶故障出門?；旌暇€路改造參照架空線路原則。

（二）電纜線路：原主干層上的公用屬設備可保留或改造成主干配，但主干層上環(huán)網(wǎng)節(jié)點原則上不超過4個，原主干層上用戶設備應調整至支干層，實現(xiàn)故障就地隔離及非故障段的自愈。

（三）單回線路客戶超過2000戶，首選通過配網(wǎng)自動化建設，其次通過合理的負荷切割來避免配電網(wǎng)四級事件的發(fā)生。用戶設備進主環(huán)，建議優(yōu)先將用戶設備在主干層中剔除，接于支干層，禁止新建用戶設備串進主干層。

（四）多聯(lián)絡接線涉及的各線路均進行自動化建設，但只考慮實現(xiàn)其中兩回線路的故障自動隔離與自愈配合。原有自動化設備應結合建設原則加以利用，未達報廢年限的設備不應整體更換。

（五）逐步解決線路并柜出線問題，變電站公線并柜出線間隔保留一回公線，此公線上建設主干配，另一回公線（專線）調整至主干配出線，作為支干層或負荷層。變電站并柜專線逐步將其中一回調整至附近開關站或主干配出線。原則上新用戶接入不考慮變電站并柜出線供電方案。

4 功能實現(xiàn)

4.1 電壓時間型分段開關

依據(jù)電壓時序邏輯檢測，與變電站出口開關一次重合閘配合，完成故障區(qū)段判斷隔離，通過主站系統(tǒng)遙控，完成非故障區(qū)段恢復供電。具體實現(xiàn)故障發(fā)生后，變電站開關保護跳閘一次重合閘后，線路分段開關逐級開合，合至故障點后，保護再次跳閘，主站遙控恢復非故障區(qū)域供電，可根據(jù)電網(wǎng)現(xiàn)狀設置環(huán)網(wǎng)時聯(lián)絡開關投入與否。

4.2 用戶分界開關

用戶支線發(fā)生接地時，自動切除用戶區(qū)內單相接地故障，分界開關自動識別接地故障后直接分閘。相間短路故障發(fā)生后，自動切除用戶區(qū)內短路故障，變電站保護動作跳閘，變電站重合后相鄰線路恢復供電。用戶分界開關選配通訊模塊后，可通過信道主動上送故障信息和線路狀態(tài)信息，快速定位故障地，同時可以成為具備保護功能的遠方終端實現(xiàn)“三遙”，實現(xiàn)實時監(jiān)測。

5 建設模式

按照實際業(yè)務需求的不同，配電自動化的建設模式可分為運行監(jiān)測型和控制型。

5.1 運行監(jiān)測型

以及時定位配電網(wǎng)故障，監(jiān)視配電網(wǎng)運行狀態(tài)為主要目的的配電自動化建設模式。

具備完整的配電主站、終端及通信通道，通過具有遙信、遙測功能的配電終端，將配電網(wǎng)的運行狀態(tài)及故障信號及時上傳配電主站。

5.2 控制型

以實現(xiàn)故障快速隔離與供電恢復為主要目的的配電自動化建設模式。根據(jù)實現(xiàn)技術手段的不同，可分集中控制型和就地控制型兩種基本模式，具體實施時可采用二者結合的混合模式。

5.2.1集中控制型

具備完整的配電自動化主站、終端及通信通道。通過配電終端與配電主站的雙向通信，根據(jù)實時采集配電網(wǎng)和配電設備的運行信息及故障信號，由配電主站自動計算或輔以人工方式遠程控制開關設備投切，實現(xiàn)配電網(wǎng)運行方式優(yōu)化、故障快速隔離與供電恢復。

5.2.2就地控制型

就地控制型主要包括智能分布式、就地重合式和級差保護式三種基本方式：

（1）智能分布式

通過現(xiàn)場配電終端或保護裝置間相互通信實現(xiàn)饋線自動化功能。

（2）就地重合式

通過變電站出線開關與線路上的配電自動化開關間的邏輯配合實現(xiàn)饋線自動化功能，其技術手段包括電壓-時間邏輯配合、電壓-電流-時間配合等方式。

（3）級差保護方式

變電站帶電流保護的出口開關與分段斷路器或分支線路斷路器間電流保護配合實現(xiàn)饋線自動化功能。采用這一建設模式時，應充分考慮各級保護的時間配合，保證電流保護的選擇性。一般情況下每回10kV配電線路可配置2級電流保護（含變電站10kV出線斷路器）。

結束語

配網(wǎng)自動化是電力系統(tǒng)現(xiàn)代化發(fā)展的必然趨勢。從本地區(qū)電網(wǎng)現(xiàn)狀出發(fā)，結合網(wǎng)架存在問題，朝著合理投資，逐步改善的原則出發(fā)，綜合考慮近期與遠期，進一步使配電網(wǎng)建設先進、通用、標準的配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)，對電力市場的發(fā)展具有重要意義。

參考文獻

[1] 《珠海供電局配網(wǎng)網(wǎng)架和自動化規(guī)劃原則（試行）》 珠海供電局.

[2] 《國內配網(wǎng)自動化綜述》 徐臘元.

[3] 《配電自動化電壓型設備功能淺述》 金豪文.