關于提升配電自動化運行水平的探討

摘要：針對目前國內(nèi)配網(wǎng)自動化的現(xiàn)狀，以配電網(wǎng)配電自動化有效覆蓋為基礎，配電自動化運行中存在的技術問題為導向，對提升配電自動化水平方式進行思考，為提高提升配電自動化技術水平與運行水平，提高配電網(wǎng)供電可靠性提出相關建議。

關鍵詞：配電自動化;運行水平;可靠性;饋線自動化;配網(wǎng)保護

引言

當前，國內(nèi)配網(wǎng)自動化的建設與應用還處于初級的階段，饋線自動化未全面覆蓋，繼電保護功能的應用缺少規(guī)范，故障指示器應用效果不夠理想、配電網(wǎng)新技術應用不夠充分，這些現(xiàn)狀為配電自動化技術提升工作提供了難得的契機。因此，應以配電網(wǎng)配電自動化有效覆蓋為基礎，以配電自動化運行中存在的技術問題為導向，加強集中型饋線自動化及就地型饋線自動化的應用及推廣，規(guī)范智能開關保護定值整定及重合閘功能，提升架空線路故障指示器的應用水平，加快配電自動化新技術試點應用，有力提升配電自動化技術水平與運行水平，提高配電網(wǎng)供電可靠性。

1配電自動化建設現(xiàn)狀

近年來，國內(nèi)配電自動化建設工作不斷深入，配電網(wǎng)自動化水平不斷提升。截至目前，已完成50%以上的地市級配電自動化主站建設，安裝投運的配電自動化三遙終端、智能公變終端、漏保、故障指示器占全部配網(wǎng)線路65%以上。2017年起，圍繞智能感知、數(shù)據(jù)融合、智能決策的建設主線，開展智能配電網(wǎng)“兩系統(tǒng)一平臺”試點，也為配電自動自動化的下一步工作奠定了堅實的基礎。全國配電自動化有效覆蓋率不斷提升，國網(wǎng)智能配電網(wǎng)“兩系統(tǒng)一平臺”試點完成，為配電自動化技術提升工作創(chuàng)造了更加的有力條件。

2加強集中型FA功能的使用

對于使用三遙DTU的線路，一般均采用配電主站集中型FA的模式，但目前存在FA功能投入線路條數(shù)少、FA動作次數(shù)低等問題，大大限制了故障處理的自動化程度及效率。目前存在的主要技術障礙為配電主站無法對變電所出線開關進行遙控，導致無法集中式FA功能無法實現(xiàn)。

應以新一代配電主站建設為契機，積極協(xié)調(diào)配電主站與調(diào)度EMS系統(tǒng)的關系，使配電主站能夠獲取變電所出現(xiàn)開關的控制權限，為實現(xiàn)FA功能的創(chuàng)造技術條件。另外，應加強新一代配電主站系統(tǒng)FA功能的試驗驗證，在保證FA功能完善的前提下將具備條件的線路全部投入全自動FA或半自動FA功能。

3充分發(fā)揮智能開關的實用功能

目前在架空線路中已安裝部分智能開關，大部分智能開關安裝于分支線出口處，少量智能開關用于主干線分段或聯(lián)絡開關，為提升配電線路自動化水平發(fā)揮了有效作用。但現(xiàn)階段存在智能開關保護定值與變電所出線保護定值難以配合、缺乏統(tǒng)一技術原則、重合閘功能退出等問題，未能充分發(fā)揮智能開關的實用化功能。

針對以上存在的技術問題，建議采取以下幾點措施：

（1）在智能開關重合閘功能邏輯完善、動作可靠的前提下，投入智能開關的重合閘功能，提升智能開關對瞬時性故障的處理能力，提高供電可靠性。

（2）對于長度較短（小于10km）的架空線路，建議僅將智能開關安裝于分支線出口處，考慮到與變電所出線保護定值難以配合，不建議將智能開關用做主干線分段開關使用。

前期對變電站10kV架空線路斷路器保護定值整定情況進行了調(diào)研，調(diào)研結果表明大多數(shù)變電站10kV架空線路保護均退出了過流Ⅰ段保護（瞬時速斷），有少部分保護保留了過流Ⅰ段保護;過流Ⅱ段保護（限時速斷）動作延時一般設為0.2s-0.5s，動作電流的大小按照線路末端發(fā)生兩相短路故障情況下有足夠的靈敏度來進行整定[1]。由于過流Ⅱ電流定值能夠覆蓋保護線路的全長，且動作延時僅為0.2s-0.5s，如果將線路分段將難以實現(xiàn)分段開關保護與變電所出現(xiàn)保護的配合。

（3）對于長度較長的（大于10km）的架空線路，可以考慮將智能開關用做主干線分段開關使用，投入其過流保護功能，但應將其過流保護定值與變電所出線保護定值統(tǒng)籌考慮，例如將變電所出線過流Ⅱ段電流定值按在分段處發(fā)生兩相短路情況下有足夠的靈敏度進行整定，滿足兩者之間的電流定值、時間定值的級差配合要求。

（4）規(guī)范分支處智能開關的定值整定原則，過流Ⅱ段電流定值按照變電所出線保護定值整定，動作時間設為0s，僅靠時間級差實現(xiàn)與變電所出線保護的配合關系。當變電所出線設置有過流Ⅰ段保護時，可能會出現(xiàn)變電站出線保護越級跳閘情況，這時依靠變電站出現(xiàn)保護重合閘恢復供電。

4推廣就地型饋線自動化技術

就地型饋線自動化的原理主要是通過配電終端的保護配合、時序配合等方式，在故障發(fā)生時，就地實現(xiàn)開關自動動作，隔離故障區(qū)域，恢復非故障區(qū)域的供電，并上報處理過程、結果等信息，與主站控制完全分離[2]?！半妷?時間”型、“電壓-電流-時間”型、自適應型、合閘速斷型等就地型饋線自動化方式不需配電終端之間通訊即能實現(xiàn)饋線自動化功能，特別適用于架空線路饋線自動化。目前省內(nèi)在架空線路中幾乎未開展就地型饋線自動化的應用，主要依靠故障指示器來實現(xiàn)故障的檢測與定位，故障處理的自動化水平不高。

應建設應用國內(nèi)外公認較為成熟的“電壓-時間”型、“電壓-電流-時間”型饋線自動化，實現(xiàn)配網(wǎng)故障的就地判斷、自動隔離[3];通過試點應用自適應型饋線自動化、合閘速斷方式饋線自動化技術，避免運行方式調(diào)整對故障處理邏輯的影響，減少變電所開關重合次數(shù)，縮短故障處理時間。

5提升故障指示器的應用水平

故障指示器已在架空線路中得到廣泛的應用，目前仍存在故障指示器故障較多、故障判斷定位準確度有待繼續(xù)提升等問題。另外，已安裝部分小電流放大裝置，小電流放大裝置本身運行較為穩(wěn)定，但故障定位準確程度不夠高，主要由于故障指示器布點不夠或不合理、小電流放大裝置與故障指示器不匹配等引起。

應加強故障指示器在線監(jiān)測，及時發(fā)現(xiàn)故障指示器故障并處理，提高故障指示器設備運行水平。加快架空線路在線監(jiān)測系統(tǒng)向Ⅳ區(qū)配電主站的功能遷移工作，優(yōu)化故障判斷定位算法，提高故障定位準確程度。合理布局故障指示器的安裝位置，解決小電流放大裝置與故障指示器的功能兼容性問題，提高單相接地故障時故障定位準確率。

6加快配網(wǎng)新技術試點應用

6.1光纖差動保護及智能分布式饋線自動化

可以選取供電可靠性要求特別高的A+、A類區(qū)域或者供電線路，試點應用配網(wǎng)光纖差動保護或智能分布式饋線自動化，實現(xiàn)故障區(qū)域的快速定位、自動隔離以及非故障區(qū)域的自動恢復供電，為智能分布式饋線自動化、光纖差動保護等新技術的推廣應用奠定基礎。

6.2單相接地選線選段技術

配電網(wǎng)為非有效接地系統(tǒng)，單相接地選線及選段一直是困擾配網(wǎng)運行的技術難題，目前出現(xiàn)了外施信號法、暫態(tài)特征法、穩(wěn)態(tài)特征法等多種單相接地選線及定位方法。應結合配電網(wǎng)的實際運行需求，對相對成熟的單相接地定位技術進行試點應用，確定選線選段準確度高、適合各個地區(qū)不同配電網(wǎng)運行的方法并進行推廣應用。

6.3一二次融合技術

一二次融合技術將配電一次設備與二次自動化終端進行成套化制造，配電開關全面集成電流互感器、電壓互感器、開關狀態(tài)采集器、電能量雙向采集器等多二次終端部件，采用一體化設計、標準化接口，二次終端部件具備易更換性，便于后續(xù)開展相關的現(xiàn)場運維與檢修[4]?？蓪σ欢稳诤显O備試點應用，重點評估電流及電壓傳感器精度及運行可靠性、配電終端運行可靠性，為一二次融合技術的應用奠定技術基礎。

7結語

本文結合國內(nèi)配電自動化應用現(xiàn)狀，對提升配電自動化技術水平提出了幾點思考及建議，建議加強集中型饋線自動化及就地型饋線自動化的應用及推廣，規(guī)范智能開關保護定值整定及重合閘功能，提升架空線路故障指示器的應用水平，加快配電自動化新技術試點應用，以期提升配電自動化技術水平，從而提高配電網(wǎng)供電可靠性。

參考文獻：

[l]張偉，徐士華.一種提高分布式饋線自動化故障判定可靠性方法[J].電力系統(tǒng)保護與控制，2013，41（22）：122-127.

[2]張帝，唐海國，張志丹，康童，李紅青.湖南電網(wǎng)配電自動化應用實踐[J].湖南電力，2021，02（41）：74-77.

[3]劉健，趙樹仁，張小慶.中國配電自動化的進展及若干建議[J].電力系統(tǒng)自動化，2012，36（19）：7-10.

[4]國家電網(wǎng)公司.Q/GDW 628-2011配電自動化建設與改造標準化設計技術規(guī)定[S].北京：中國電力出版社，2011.

作者簡介：宓天洲;男;1989.10;浙江省寧波市;漢 ;碩士研究生;工程師;電網(wǎng)自動化信息化。