论文部分内容阅读
[摘 要]配网自动化是以一次网架和设备为基础，综合运用计算机技术、自动控制技术、电子技术、通信技术，实现对配电网的监测与控制，为配电网的安全、可靠、优质、经济、高效提供技术支持。配网自动化应以提高供电可靠性、改善供电质量、提升运行管理水平为目的，根据本地区配电网现状及发展需求分阶段、分步骤实施，逐步完善与推广。
[关键词]配网自动化、电压时间型、自动化开关、分界负荷开关
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）22-0111-01
1 电网现状及存在问题
1.1 电网现状
目前，辖区共有220kV公用变电站3座，110kV公用变电站13座。10kV公用线路188回，其中架空线路（含混合线路）135回，电缆线路53回。10kV公用线路环网率97.87%，可转供电率93.08%，线路总长度为1887千米，其中电缆线路650千米，架空线路1237千米。
已投运公用自动化设备552套，覆盖10kV线路139回，自动化覆盖率为73.9%，具备自动化保护功能的线路101回，覆盖率为53.7%。其中，架空主干线电压时间型自动化开关共145套，架空型分界负荷开关共118套，DTU 5套，二遥架空型故障指示器284套。
1.2 存在问题
配网自动化未实现网络全覆盖，故障隔离仍靠人工巡视发现故障点实现，受限于线路长度、设备多少和其它客观因数，故障隔离恢复非故障区域供电时间存在不确定性，存在隔离时间过长或未能找到故障点的问题，直接影响了电网可靠性和客户满意度。
部分镇区只有1座110kV变电站供电，且站间联络线路过少。西部新城规划区域负荷增长较快，该片区原有变电站已重载且没有出线间隔，不满足负荷发展。如该变电站失压，则会导致整个片区绝大部分用户停电。
城网接2000户以上的线路共17回，停电超过30分钟将引起四级事件。停电敏感度高的绝大部分负荷均接在架空线路支线上，如若支线发生故障，无法转供电而导致法律风险事件和影响客户服务体验。
2 自动化建设目标与思路
2.1线路主干层及重要分支层实现故障就地隔离及非故障段的自愈;分支层故障不影响非故障支线，故障区域（线段）自动定位;用户故障不出门;自动化设备按三遥建设，具备条件时实现遥控功能;原则上线路故障自愈后减供客户数不超过1000户。
2.2以电压时间型的就地馈线自动化技术为基础开展配网自动化建设工作，自动化设备按三遥建设，实现二遥功能，关键节点实现三遥功能，自动化设备信号上送至主站作辅助分析决策。配电线路的自动化建设应与一次网架改造同步进行。对可靠性影响较大的线路，因客观条件近期无法改造的，可结合长远网架及自动化建设优先对开关进行自动化改造，三年逐步实现配网线路自动化建设目标。2018年，区域内10kV公用线路全部具备自动化开关保护功能，10kV线路全部达到原则目标，年故障停电时间下降到0.18小时以内。
3 现状网架改造原则
（一）架空线路：主干线实现自动化的三分段，线路实际分段数不宜超过五分段，实现故障就地隔离及非故障段的自愈。支干层多于10户的支线可根据实际情况成环。逐步解决主干线挂灯笼问题，优先通过新建支线转移灯笼负荷，不具备条件的，应对灯笼负荷安装分界断路器以防止用户故障出门。混合线路改造参照架空线路原则。
（二）电缆线路：原主干层上的公用属设备可保留或改造成主干配，但主干层上环网节点原则上不超过4个，原主干层上用户设备应调整至支干层，实现故障就地隔離及非故障段的自愈。
（三）单回线路客户超过2000户，首选通过配网自动化建设，其次通过合理的负荷切割来避免配电网四级事件的发生。用户设备进主环，建议优先将用户设备在主干层中剔除，接于支干层，禁止新建用户设备串进主干层。
（四）多联络接线涉及的各线路均进行自动化建设，但只考虑实现其中两回线路的故障自动隔离与自愈配合。原有自动化设备应结合建设原则加以利用，未达报废年限的设备不应整体更换。
（五）逐步解决线路并柜出线问题，变电站公线并柜出线间隔保留一回公线，此公线上建设主干配，另一回公线（专线）调整至主干配出线，作为支干层或负荷层。变电站并柜专线逐步将其中一回调整至附近开关站或主干配出线。原则上新用户接入不考虑变电站并柜出线供电方案。
4 功能实现
4.1 电压时间型分段开关
依据电压时序逻辑检测，与变电站出口开关一次重合闸配合，完成故障区段判断隔离，通过主站系统遥控，完成非故障区段恢复供电。具体实现故障发生后，变电站开关保护跳闸一次重合闸后，线路分段开关逐级开合，合至故障点后，保护再次跳闸，主站遥控恢复非故障区域供电，可根据电网现状设置环网时联络开关投入与否。
4.2 用户分界开关
用户支线发生接地时，自动切除用户区内单相接地故障，分界开关自动识别接地故障后直接分闸。相间短路故障发生后，自动切除用户区内短路故障，变电站保护动作跳闸，变电站重合后相邻线路恢复供电。用户分界开关选配通讯模块后，可通过信道主动上送故障信息和线路状态信息，快速定位故障地，同时可以成为具备保护功能的远方终端实现“三遥”，实现实时监测。
5 建设模式
按照实际业务需求的不同，配电自动化的建设模式可分为运行监测型和控制型。
5.1 运行监测型
以及时定位配电网故障，监视配电网运行状态为主要目的的配电自动化建设模式。
具备完整的配电主站、终端及通信通道，通过具有遥信、遥测功能的配电终端，将配电网的运行状态及故障信号及时上传配电主站。
5.2 控制型
以实现故障快速隔离与供电恢复为主要目的的配电自动化建设模式。根据实现技术手段的不同，可分集中控制型和就地控制型两种基本模式，具体实施时可采用二者结合的混合模式。
5.2.1集中控制型
具备完整的配电自动化主站、终端及通信通道。通过配电终端与配电主站的双向通信，根据实时采集配电网和配电设备的运行信息及故障信号，由配电主站自动计算或辅以人工方式远程控制开关设备投切，实现配电网运行方式优化、故障快速隔离与供电恢复。
5.2.2就地控制型
就地控制型主要包括智能分布式、就地重合式和级差保护式三种基本方式：
（1）智能分布式
通过现场配电终端或保护装置间相互通信实现馈线自动化功能。
（2）就地重合式
通过变电站出线开关与线路上的配电自动化开关间的逻辑配合实现馈线自动化功能，其技术手段包括电压-时间逻辑配合、电压-电流-时间配合等方式。
（3）级差保护方式
变电站带电流保护的出口开关与分段断路器或分支线路断路器间电流保护配合实现馈线自动化功能。采用这一建设模式时，应充分考虑各级保护的时间配合，保证电流保护的选择性。一般情况下每回10kV配电线路可配置2级电流保护（含变电站10kV出线断路器）。
结束语
配网自动化是电力系统现代化发展的必然趋势。从本地区电网现状出发，结合网架存在问题，朝着合理投资，逐步改善的原则出发，综合考虑近期与远期，进一步使配电网建设先进、通用、标准的配电网自动化系统，对电力市场的发展具有重要意义。
参考文献
[1] 《珠海供电局配网网架和自动化规划原则（试行）》 珠海供电局.
[2] 《国内配网自动化综述》 徐腊元.
[3] 《配电自动化电压型设备功能浅述》 金豪文.
[关键词]配网自动化、电压时间型、自动化开关、分界负荷开关
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）22-0111-01
1 电网现状及存在问题
1.1 电网现状
目前，辖区共有220kV公用变电站3座，110kV公用变电站13座。10kV公用线路188回，其中架空线路（含混合线路）135回，电缆线路53回。10kV公用线路环网率97.87%，可转供电率93.08%，线路总长度为1887千米，其中电缆线路650千米，架空线路1237千米。
已投运公用自动化设备552套，覆盖10kV线路139回，自动化覆盖率为73.9%，具备自动化保护功能的线路101回，覆盖率为53.7%。其中，架空主干线电压时间型自动化开关共145套，架空型分界负荷开关共118套，DTU 5套，二遥架空型故障指示器284套。
1.2 存在问题
配网自动化未实现网络全覆盖，故障隔离仍靠人工巡视发现故障点实现，受限于线路长度、设备多少和其它客观因数，故障隔离恢复非故障区域供电时间存在不确定性，存在隔离时间过长或未能找到故障点的问题，直接影响了电网可靠性和客户满意度。
部分镇区只有1座110kV变电站供电，且站间联络线路过少。西部新城规划区域负荷增长较快，该片区原有变电站已重载且没有出线间隔，不满足负荷发展。如该变电站失压，则会导致整个片区绝大部分用户停电。
城网接2000户以上的线路共17回，停电超过30分钟将引起四级事件。停电敏感度高的绝大部分负荷均接在架空线路支线上，如若支线发生故障，无法转供电而导致法律风险事件和影响客户服务体验。
2 自动化建设目标与思路
2.1线路主干层及重要分支层实现故障就地隔离及非故障段的自愈;分支层故障不影响非故障支线，故障区域（线段）自动定位;用户故障不出门;自动化设备按三遥建设，具备条件时实现遥控功能;原则上线路故障自愈后减供客户数不超过1000户。
2.2以电压时间型的就地馈线自动化技术为基础开展配网自动化建设工作，自动化设备按三遥建设，实现二遥功能，关键节点实现三遥功能，自动化设备信号上送至主站作辅助分析决策。配电线路的自动化建设应与一次网架改造同步进行。对可靠性影响较大的线路，因客观条件近期无法改造的，可结合长远网架及自动化建设优先对开关进行自动化改造，三年逐步实现配网线路自动化建设目标。2018年，区域内10kV公用线路全部具备自动化开关保护功能，10kV线路全部达到原则目标，年故障停电时间下降到0.18小时以内。
3 现状网架改造原则
（一）架空线路：主干线实现自动化的三分段，线路实际分段数不宜超过五分段，实现故障就地隔离及非故障段的自愈。支干层多于10户的支线可根据实际情况成环。逐步解决主干线挂灯笼问题，优先通过新建支线转移灯笼负荷，不具备条件的，应对灯笼负荷安装分界断路器以防止用户故障出门。混合线路改造参照架空线路原则。
（二）电缆线路：原主干层上的公用属设备可保留或改造成主干配，但主干层上环网节点原则上不超过4个，原主干层上用户设备应调整至支干层，实现故障就地隔離及非故障段的自愈。
（三）单回线路客户超过2000户，首选通过配网自动化建设，其次通过合理的负荷切割来避免配电网四级事件的发生。用户设备进主环，建议优先将用户设备在主干层中剔除，接于支干层，禁止新建用户设备串进主干层。
（四）多联络接线涉及的各线路均进行自动化建设，但只考虑实现其中两回线路的故障自动隔离与自愈配合。原有自动化设备应结合建设原则加以利用，未达报废年限的设备不应整体更换。
（五）逐步解决线路并柜出线问题，变电站公线并柜出线间隔保留一回公线，此公线上建设主干配，另一回公线（专线）调整至主干配出线，作为支干层或负荷层。变电站并柜专线逐步将其中一回调整至附近开关站或主干配出线。原则上新用户接入不考虑变电站并柜出线供电方案。
4 功能实现
4.1 电压时间型分段开关
依据电压时序逻辑检测，与变电站出口开关一次重合闸配合，完成故障区段判断隔离，通过主站系统遥控，完成非故障区段恢复供电。具体实现故障发生后，变电站开关保护跳闸一次重合闸后，线路分段开关逐级开合，合至故障点后，保护再次跳闸，主站遥控恢复非故障区域供电，可根据电网现状设置环网时联络开关投入与否。
4.2 用户分界开关
用户支线发生接地时，自动切除用户区内单相接地故障，分界开关自动识别接地故障后直接分闸。相间短路故障发生后，自动切除用户区内短路故障，变电站保护动作跳闸，变电站重合后相邻线路恢复供电。用户分界开关选配通讯模块后，可通过信道主动上送故障信息和线路状态信息，快速定位故障地，同时可以成为具备保护功能的远方终端实现“三遥”，实现实时监测。
5 建设模式
按照实际业务需求的不同，配电自动化的建设模式可分为运行监测型和控制型。
5.1 运行监测型
以及时定位配电网故障，监视配电网运行状态为主要目的的配电自动化建设模式。
具备完整的配电主站、终端及通信通道，通过具有遥信、遥测功能的配电终端，将配电网的运行状态及故障信号及时上传配电主站。
5.2 控制型
以实现故障快速隔离与供电恢复为主要目的的配电自动化建设模式。根据实现技术手段的不同，可分集中控制型和就地控制型两种基本模式，具体实施时可采用二者结合的混合模式。
5.2.1集中控制型
具备完整的配电自动化主站、终端及通信通道。通过配电终端与配电主站的双向通信，根据实时采集配电网和配电设备的运行信息及故障信号，由配电主站自动计算或辅以人工方式远程控制开关设备投切，实现配电网运行方式优化、故障快速隔离与供电恢复。
5.2.2就地控制型
就地控制型主要包括智能分布式、就地重合式和级差保护式三种基本方式：
（1）智能分布式
通过现场配电终端或保护装置间相互通信实现馈线自动化功能。
（2）就地重合式
通过变电站出线开关与线路上的配电自动化开关间的逻辑配合实现馈线自动化功能，其技术手段包括电压-时间逻辑配合、电压-电流-时间配合等方式。
（3）级差保护方式
变电站带电流保护的出口开关与分段断路器或分支线路断路器间电流保护配合实现馈线自动化功能。采用这一建设模式时，应充分考虑各级保护的时间配合，保证电流保护的选择性。一般情况下每回10kV配电线路可配置2级电流保护（含变电站10kV出线断路器）。
结束语
配网自动化是电力系统现代化发展的必然趋势。从本地区电网现状出发，结合网架存在问题，朝着合理投资，逐步改善的原则出发，综合考虑近期与远期，进一步使配电网建设先进、通用、标准的配电网自动化系统，对电力市场的发展具有重要意义。
参考文献
[1] 《珠海供电局配网网架和自动化规划原则（试行）》 珠海供电局.
[2] 《国内配网自动化综述》 徐腊元.
[3] 《配电自动化电压型设备功能浅述》 金豪文.