电力系统配电网自动化技术的应用要点

摘要：为切实提高电力系统配电网自动化水平，文章在介绍某地区配网自动化特点的基础上，对其配电网自动化规划进行深入分析，并提出配网线路故障隔离准确率提升措施，以期为相关人员提供参考。

关键词：电力系统；配网自动化；配网规划；自动化技术

电子科技和计算机通信技术支撑我国配网自动化，实现了高效管理和严密监控，提升了系统安全稳定性。随着电力体系改革深入，配网自动化技术成熟并广泛应用于电力系统，对电网稳定性和电力产业进步至关重要。

1某地区配网自动化特点

1.1配电网自动化概况

某电网10kV公用线路113回，自动化覆盖率100%。69回线路完成自动化开关覆盖，馈线自动化覆盖率92%。配网自动化开关395套，故障指示器76套，其中带录波远传型10套。通信方式全为无线公网，终端平均在线率96.37%，受天气影响波动。山区通信条件薄弱，易受故障影响。遥控使用成功率92.98%，主要失败原因是无线公网不稳定和设备缺陷。

1.2配电网自动化问题

自动化规划不充分，建设不彻底，部分线路开关布点不足，干线未合理分段，自动化开关布置不全，有效覆盖率低。技术路线选择不正确，影响自动化终端应用成效。故障隔离正确动作率93.1%，需提高小电流接地系统单相接地故障和小水电混供情况下的隔离准确性。自愈功能建设推进缓慢，成功率偏低。自愈覆盖率10.6%，成功率66.67%，以反向闭锁不成功为主要影响因素之一。

1.3配网自动化准确动作影响因素

小电流接地系统影响配网自动化开关，对于接地电流的大小，主要和分布式电容主要技术参数以及接地阻抗等因素有关，使单相接地故障无法准确且快速的实现隔离。小水电对配网自动化影响大，分布式电源无自动解列功能，易造成自动化开关故障隔离问题，丰水期小水电满发易造成10kV配网线路电压抬升，影响自动化终端正常运行。

2配电网自动化规划

2.1配网自动化系统技术路线

2.1.1终端配电设备的扩展性

配电网设备改造应遵循“先可靠、后经济、留有裕度”的原则，提高灾害抵御能力，便于应急电源接入，并考虑经济发展和未来需求。

2.1.2配网自动化系统的经济性

配网自动化改造应基于配电网网架规划，避免大规模技术改造。对不符合规划要求的设备，无需专项改造，待设备达到生命周期后逐步过渡。

2.1.3配网自动化主站系统的可靠性

（1）依据《配电自动化规划设计技术导则》执行总体原则。

（2）主站、终端和通信网络构成配电自动化系统主体，实现配电网运行和业务的精益化管理。

（3）配网系统自动化建设应统一规划，综合考虑地区经济、网架结构等因素，逐步实施，确保功能实用、运行可靠。

（4）配网自动化规划要和配网建设及改造实现同步，并严格遵循下列基本原则：保证配网设计的标准化，但要在实施过程中注意差异化，最大限度利用现有的各类资源。

2.1.4配网自动化系统通信网络的安全性

（1）在建设通信网的过程中要注意确保数据可靠和安全传输，优先选择有良好经济性且技术先进的技术类型。

（2）在通信网建设过程中要遵循因地制宜的原则，选择适宜的通信方式，充分发挥出现有网络功能，必要时可同时采用不同的通信方式。

（3）配电通信网宜实现统一网管，提升标准化管理水平。

（4）配电通信建设应满足国家电力二次系统安全防护等规定。

2.1.5计量设备的适用性

计量设备改造应在合理运行年限下进行，对于停产、技术支持或备件无法保障的设备，以及淘汰类设备或数量不足的情况进行改造。

2.1.6技术与管理的双重性

配网自动化设备配置应满足标准要求，满足网、省公司反事故措施等相关要求。

2.2整体规划目标

该地区配网自动化建设4年，实现公用线路全覆盖，主站具备初级自动化功能，故障自动隔离，自愈功能试点中，正从初期向中期过渡。

2.2.1初期建设目标

初期建设完善自动化开关覆盖，对于主线开关，以负荷开关为宜，或选择断路器。配电自动化主站应能实现以下功能：数据高效采集与交换并构建相应的模型，部署前置运行环境。初期建设应包含配电运行状况实时监测与动态拓扑分析等各项基础应用功能。主站软件配置满足基本功能外，具备“三遥”功能。

2.2.2中期建设目标

中期建设中，应能使配网自动化线路的实际覆盖率不低于90%，并为支线设置断路器，以提高故障隔离能力；提高环网点的自动化覆盖率，以减轻运维操作工作量，实现快速恢复供电。引入就地自愈技术，不断积累相关经验，为大规模应用打基础。主站中期建设中，使配网实现在线分析，部署在线状态估计模块，实现在线潮流计算功能，提高供电安全性和经济性。结合考核方面的需求，编制应急预案。

2.2.3远期建设目标

远期建设中，对故障发生率相对较高的用户应采用分界开关，缩小故障区段。全面投入配电网自愈功能，实现毫秒级自愈，提升供电可靠性。主站远期建设中，提高供电可靠性，对无功电压进行有效管理。此外，要不断加强调度人员技术培训，引入不同的智能化功能，如分布式发电功能等。

2.3配网自动化配置方案

该地区根据供电区域划分，采用具有针对性特征的自动化方式，确保电网投资经济性。城镇核心区域、其他区域、山区分别阐述。

2.3.1城镇核心区域方案

城镇核心区域为C类地区，对此主要采用纯电缆线路。在条件允许的情况下选择主站集中式以及智能分布式的方法，以满足高供电可靠性及快速自愈需求。对于自动化终端，可考虑采用成套断路器柜，通信优先光纤或5G。技术路线优先主站集中型，若实际条件无法满足要求，则可考虑就地型。自动化开关建设优先考虑同步改造方式，以减少设备差异，便于运维。条件不允许时，应先做好关键点的改造，以保证供电可靠性，并缩短用于故障查找和处理的时间。

2.3.2城镇其他区域方案

城镇其他区域为D类地区，10kV配电网形式多样。供电可靠性要求比核心区域略低，对停电事件的宽容度相对较高。通过引入电压电流型以及电压时间型，能实现低成本快速故障隔离及恢复供电。在线路配置方面采用自动化断路器，其中，架空线路的主线采用柱上断路器，此外也可采用负荷开关。通信优先无线公网，条件允许地区采用光纤。在技术路线方面以电压电流型为主，若采用负荷开关作为主要自动化设备，则以电压时间型为首选技术路线。开关建设应先于主线进行，以此减少或避免设备差异，方便运维。若实际条件不允许，则可先对第一个分段实施改造，这样能起到防止跳闸的作用。

2.3.3山区方案

山区线路主要采用架空单辐射方式，并采用柱上断路器。为适应山区线路各项要求，技术路线方面以电流级差型为宜，这样能防止故障隔离引起跳闸，适合小水电混供线路。在自动化终端方面，主要采用柱上断路器，在通信方面优先选择无线公网，在信号较为薄弱的区域还可引入辅助手段，如LORA等。对于长度较大的主线，可考虑适当增加分段也可引入必要的辅助技术进行故障定位。而对于支线用户，则要集中设置断路器，当分支线的长度较大时，则需分段设置断路器。对于小水电用户以及故障发生率较高的用户，需在分界点处增设断路器，以实现故障隔离等功能。自动化开关建设按三步走原则，优先主线三分段改造，增加故障辅助定位装置。主线、大分支完成自动化改造后，增加高故障率用户自动化断路器，防止故障出门。山区自动化配置如图1所示。

3配网线路故障隔离准确率提升措施

3.1提升小水电混供故障隔离准确率

山区利用丰富的水能资源，小水电已成为绿色能源。在开发利用优质能源的同时，减少对配网自动化的影响是本节重点。

3.1.1小水电对配网自动化的影响

小水电通过升压变压器接入10kV配电网，其影响包括：正常运行时电压偏高，可能导致自动化设备损坏；故障情况下，开关无法及时分闸，影响变电站重合闸成功，导致全线停电。

3.1.2减少小水电混供影响的措施

为防止小水电负面影响，可考虑采取下列各项措施：更改开关重合闸的时间，安装过压解列装置，或在分界点安装具备多种解列功能的自动化开关，以此及时且准确的对异常机组进行隔离。

3.2提升小电流接地系统单相接地故障隔离准确率

山区10kV配网线路主要为小电流接地系统，当发生单相接地故障，由于故障电流相对较小，且三相线的电压依然保持对称，所以并不会对供电造成太大影响。传统意义上，采用消弧线圈接地能起到一定补偿容性电流的作用，提高供电可靠性。但配网自动化普及后，小电流接地系统影响自动化设备故障隔离。本节分析难点及解决措施。

3.2.1单相接地隔离不准确原因

（1）零序电流保护不动作：母线分布式电容值过小，即使故障点在开关后段，也会由于零序电流不足使开关无法正常动作。

（2）零序电流保护误动作：后段分布式电容值大时，可能导致本级开关误动作。

（3）故障主要发生在35kV变点站以及10kV配网或在分布式电容存在较大差别的变电站：①故障点在支线开关后段小支线时，隔离成功率较高。②故障点在主线后段时，分布式电容电流比例大，有成功隔离可能性。③故障点在主线FB1与FB2之间时，零序电流小，易导致零序电流保护不动作。④故障点在FB1前段主线上时，无零序通路，开关不跳闸，但易造成误动作。

3.2.2提升单相接地隔离准确率措施

（1）主线开关开启零序电压保护：在重合闸的基础上对单相接地故障进行隔离。

（2）除了首级开关外所有其他主线开关的功能为：采用重合闸的方式对单相接地故障进行隔离。

3.3就地自愈

3.3.1分类及优缺点

就地自愈分为电压-时间型、电压-电流型和智能分布式。电压-时间型和电压-电流型依靠环网点开关单侧失压延时合闸实现自动转供电。电压-电流型对终端可靠性要求较高，自愈成功率也相对较高。

3.3.2主要风险及预防措施

（1）风险一：反向闭锁逻辑策略不足。预防措施包括选用具备加速及合于零压跳闸功能的断路器，以及投入重合闸功能。

（2）风险二：长时间合环导致运行存在风险。对此可采取如下预防措施：引入断线闭锁，当双侧电压存在较大差异时立即告警，并对运维人员针对就地自愈开展专门的知识培训。

（3）风险三：检修操作过程中容易引起事故。预防措施包括在SCADA单线图和GIS单线图中挂牌提醒，增加转供标识，修编操作规程。

（4）风险四：10kV母线发生失压现象时倒供给母线。对此可采用如下预防措施：设置馈线站外首级自动化开关只A侧得电合闸，以及增加站内开关母线侧失压分闸功能。

（5）风险五：在故障查找过程中发生人身风险。预防措施包括确认各开关运行状态，尤其是联络开关，以及执行规定动作，穿绝缘鞋，带绝缘手套。

3.3.3自愈失败原因及应对措施

3.3.3.1自愈失败主要原因分析

（1）小电流接地系统单相接地故障，选线时间超限

针对该故障类型，需要依靠选线装置自身灵敏度，其准确性受接地故障初期不稳定、选线装置出口时间误差及残压脉宽时间计算方式影响，导致残压闭锁易失败（残压闭锁基本原理如图2所示）。

（2）断线故障导致残压无法检测

雷击断线在山区常见，通常产生于绝缘导线和裸导线之间的驳接部位以及电缆和架空线之间的连接处。如果线路自身PT配置不合理，则会导致残压闭锁失败。

（3）相间短路导致残压值低于定值

相间短路主要由树木压线与外力作用以及单相接地故障导致，发生时会产生极大的短路电流，无论是故障点还是后段线路，其电压均大幅减小，使残压闭锁不成功。

3.3.3.2提升残压闭锁成功率措施

（1）解决选线超时问题

适当延长残压脉宽上限、故障检测时间及得电合闸时间，以确保闭锁成功，通常可将残压脉宽以及故障检测时间增加3倍～4倍，以确定适宜的选线装置定值。

（2）断线故障导致残压无法检测

断线故障难以准确进行残压闭锁。

（3）相间短路导致残压值低于定值

适当降低残压定值至25%Un，略高于失压定值（通常为20%Un）。在三相短路高发线路上，电源侧及负荷侧均采用三相PT，以提升残压闭锁成功率。

4结语

综上所述，在电力系统中，技术人员应创新配网自动化技术的应用，准确掌握其精髓和演变历程。面对挑战，需精准施策，确保配网自动化技术有效应用，保障电力系统高效运行，促进电力行业和经济的稳定发展。

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作者简介：陈威（1989.4）男，汉族，湖南省湘乡市，大专，工程师，从事电力系统及其自动化专业方向工作