南昌“高新區”配電自動化改造方案研究

石 娟，夏 陽，于 泳

（1.國網江西電力公司南昌供電分公司，江西南昌 330006；2.華北電力大學，河北保定 071003；3.國網石家莊供電公司，河北 石家莊 050000）

0 引言

隨著電網傳統發展模式的漸趨飽和及各種先進科學技術在電網運行中的應用，智能化己經成為電網發展的必然趨勢，發展智能電網也已在全球范圍內達成共識。作為智能配電網的主要實現手段，配電自動化的主要研究內容包括：

1）以自動化設備和通信網絡來實現配電網的全局監測、控制、優化電網運行方式及管理的集約化，提升電網整體可靠性和運行效率；

2）研究智能配電網自愈、智能配電網調度、經濟優化運行以及配電網負荷預測、狀態估計等功能和算法，并構筑系統以支持；

3）研究與其他系統的互聯，擴展事故緊急處理等應用功能[1][2]。

南昌市位于贛江下游，是環鄱陽湖經濟區的核心城市，特別是近十年以來，南昌工業與城市發展速度迅猛，用電量增長較快，配電網規模呈爆炸式發展。因此，對配網進行自動化改造刻不容緩。2005年，南昌供電公司曾經啟動過一輪配電自動化建設，涉及兩座變電站的9回10 kV線路。但因城網改造、運維沒有及時跟進，以及受當時技術水平所限等諸多原因，配電自動化系統未能投入實用化運行，因此研究一套適合南昌配網現狀的配電自動化改造方案是很有必要的。

1 南昌“高新區”配網現狀分析

1.1 網架及負載分析

本次工程實施區域10 kV線路共計29回，線路總長139.6 km，其中電纜線路70.9 km，占公用線路總長的55.7%，線路平均分段數為1.95段/條，聯絡比例70%左右。區域內的線路雖以環網為主，目前已形成11個站間聯絡環，但仍有9回線路呈單輻射狀。一次網架現狀聯絡關系如圖1所示。

圖1 一次網架現狀聯絡圖

區域內中壓公用線路負載不均衡，部分線路負載率較高，比如，炬街一線和江大線最大電流超過300 A，電池線最大電流接近300 A，接裝容量超過20 MVA，最大線路負載率接近100%，此外，部分線路網架結構無法滿足N-1原則。因此，需進一步完善配電一次網絡，為配網自動化系統建設提供有力支撐。

1.2 現有設備狀況

本次工程實施區域現有開閉所1座，環網柜14臺，電纜分支箱46臺，柱上開關31臺，配變676臺，配變容量256 MVA。其中，環網柜多為二進四出，電纜分支箱進出線均未配備負荷開關。柱上開關中，主線開關有分段開關11臺、聯絡開關11臺共計22臺；另外，公用支線開關9臺。柱上開關均采用真空斷路器，配置彈簧操作機構，采用手動分合閘操作方式。

1.3 通信系統現狀

目標區域電網通信以光纖通信為主，在原有城網622 M/155 M光通信網的基礎上，升級為光纖核心環網和光纖骨干環網。區域110 kV及以上變電站光纖化率97.78%，雙通道覆蓋率為91.78%，通信網絡運行情況良好，年平均通信通道保障率高于99.99%。

1.4 存在的問題

1.4.1 配電網架

經過多年建設，實施區域配電網架趨于穩定，但仍存在一些薄弱環節，具體表現在：

1）存在一定比例的單輻射線路，無法實現線路間的負荷轉移，如圖1中江大線及電池線；

2）聯絡方式不合理，聯絡點設置在線路首端，如圖1中火炬二線與民園二線聯絡；

3）線路分段少，區域線路平均分段率不到2段/條，部分電纜線路采用分支箱連接，無分段設備，如圖1中學院南線及星光線；

4）負荷分布不均衡，部分線路負荷電流已接近主線額定電流，限制了線路間的負荷轉移。以電池線為例，當電池線主線出現故障停電須聯絡線路（青春家園線）轉供時，青春家園線負荷電流最大將達到600 A，才能保證轉供后不丟失負荷，這遠遠超出了10 kV線路短時最大電流。

1.4.2 配電設備

1）設備老舊，健康水平低。

2）配電一次設備技術水平較低。電纜線路環網設備比例低，部分主線采用分支箱連接，無可靠分段，且仍有一定數量可靠性較低的高架空氣絕緣型分支箱在運。

3）配電設備的自動化改造難度較大。所有一次設備并未配備自動化終端、直流電源等設備，柱上開關大部分沒有電操機構，環網柜未預留自動化設備柜位。

1.4.3 通信網絡

1）從變電站即骨干通信網節點向下覆蓋的配用電通信網尚未建設。

2）通信網絡監控管理不足。

3）運行維護人員不足。配電自動化通信網絡點多面廣，維護量大，需要配備一定數量并具備一定專業知識的通信檢修人員才能滿足配電通信網絡的正常運行，而公司現有的通信專業人員數量明顯不足，急需進行人才補充并組織相關人員的培訓和學習。

2 自動化改造方案研究

2.1 一次網架優化改造

為滿足配電自動化建設要求，根據實施區域特點，按照安全可靠、經濟實用的原則，本文暫擬定對實施區域配電一次網架進行改造并達到如下目標[3][4]：

1）實施區域線路聯絡比例由70%提高到100%，主要通過線路網架改造和新線路的假設來完成，重點改造線路有新東線、教育線、江大線、電池線等。

2）實施區域線路平均分段數從1.95段/條提高到2.5段/條，架空線路主要通過網架改造和加裝分段及分支開關來完成，電纜線路主要通過加裝環網柜，分支箱更換為環網柜等方式完成。

3）線路“N-1”比例由50%提高到100%，這就要求，在提高一次設備可靠性的同時，通過網架改造合理分配線路負荷壓力。

4）供電可靠性從99.96%提高到99.99%。

為達到以上目標，設計從以下幾方面進行改造方案的設計實施。

2.1.1 接線方式

根據負荷發展與供電可靠性需求，選擇合適的接線方式。為保證供電可靠性和故障狀態下的饋線自動化轉供的實現，必須實現線路的全聯絡，杜絕單電源線路引起的“跳閘即停電”的無轉供情況。綜合考慮成本和施工難度，電纜線路目標網架采用單環網和N供一備（二供一備、三供一備）接線方式。

圖2 N供一備接線

架空線路的故障率及運行穩定性均不如電纜線路理想，因此，為防止由于轉供電不足的問題引起的線路停電，對于目標區域中尚未下地的架空線路，除單環網和N供一備接線外，在負荷密度較高及重要負荷區域考慮采用網格式接線。

圖3 網格式接線（四電源井字網架）

2.1.2 聯絡方式

目前實施區域已形成11個站間聯絡環，環內最大供電距離不超過6 km。在現狀基礎上構建聯絡關系，節省投資，施工難度相對較小。從加強配電網對上級電網的支撐，提高站間負荷轉供能力，降低局部停、限電風險出發，實施區域內，特別是秀泊變供區，配電線路宜以站間聯絡為主。但高新變供區范圍大，區內的7回單放射線路位于火炬二路以南，周邊沒有其它110 kV站點。若在該區域采用站間聯絡，不僅投資大，而且將導致供區重疊，交叉供電。因此，本次網架改造以現有的站間聯絡環為主，高新變供區采用站內聯絡。

2.1.3 分段原則

在現有的基礎上，在部分架空主干線上加裝分段開關，保證單段分段不超過1 km，或者將每個分段的裝接容量控制在4 000 kVA以內，裝接容量超過2 000 kVA或長度超過0.5 km的支線，加裝分支開關[5]。

2.2 配電設備改造與終端建設

對運行狀況較差的開關站設備進行整體更換。新設備配置PT（電壓互感器）、保護及測量CT（電流互感器）和DTU（配電站所測控終端），在條件允許的情況下，優先采用專用光纖通信，實現三遙功能，出線配置微機保護，若條件不允許，則考慮無線公網通訊配合二遙的改造方式。

對運行狀況良好的環網柜進行自動化加裝和改造，加裝PT、CT、電動操作機構和DTU，同樣優先采用專用光纖通信，實現三遙功能；區域內新增的環網柜和開閉所等配置DTU，實現三遙功能；對投運時間較長、功能不滿足自動化需要的戶外環網柜進行整體更換。

架空線路自動化改造除新增部分自動化開關外，對線路上現有的柱上開關進行更換，更換并配備電動操作機構、PT和FTU（配電饋線測控終端），內置CT，采用專用光纖（無線公網）通信方式，實現三遙（二遙）功能。對負荷較重的分支線路采用帶有電流速斷保護功能的分支分界開關，與變電站出線斷路器保護配合，實現本地自動隔離故障。

對電纜分支箱加裝故障指示器，采用無線公網通信，實現一遙功能。

2.3 通信系統建設

目前，我國配電自動化工程通信系統的構建常用的主要有四種模式：基于以太網的無源光網絡（EPON），無線公網，無線專網，電網載波技術。

綜合考慮可靠性和成本，根據公司及線路實際情況，本次自動化改造確定以無源光網絡技術為主、無線公網作為補充的技術方案進行，既可保證自動化通信的可靠性和安全性，也可以在施工成本較大的情況下提供折中方式。

2.4 饋線自動化實施

通過配電自動化工程建設，配電主站系統可以根據配電終端采集的實時信息，及時掌握配網運行情況，準確定位配網設備故障，快速分析并制定最優的重構方案隔離故障，恢復非故障區供電，從而實現饋線自動化。本次配電自動化建設采用集中型饋線自動化方式，調試期間采用基于終端注入法的饋線自動化測試法完成饋線自動化實驗，保證調度轉供策略的正確性和科學性，在配電自動化建成的初期，在人工干預下實現故障的半自動處理，待條件具備后，再采用全自動方式。

3 預期成效分析

3.1 管理效益

1）建立較為完善的調控一體業務體系。

通過對目標區域的配網自動化改造，調控一體的工作流程將更加簡化，屆時，配網調度在執行原有調度業務范圍的同時，還將負責對所轄范圍內的開關和線路的運行狀態進行監視；對站內10 kV開關以及配電自動化線路開關進行遠方倒閘操作；在饋線自動化系統的輔助下，對開關事故變位信息或線路故障進行監視并快速反應處理，遙控隔離故障，迅速恢復非故障區域的供電。通過配電自動化系統的建設，實現調度指揮、配網運行監控、配網事故應急的工作融合[6]。

2）初步形成配電通信數據網。

3）提高供電企業服務水平。

配電自動化系統實現了配電網故障的快速定位、排除。線路切換、轉帶負荷等正常操作的時間也大為縮短，極大的減少了用戶的停電時間，通過停電信息預發平臺，使客戶能及時準確的掌握停電信息，從而切實提高供電可靠率，提高客戶服務水平，為客戶提供了準備及時的停電咨詢信息[7]。

4）提高配電網運行管理水平。

5）為規劃改造提供基礎數據。

6）一次網架指標提升預期效果。

配電自動化工程項目實施后，一次網架更加合理可靠，可預見的是，供電可靠性和電壓合格率等指標也將得到提升，10 kV綜合線損進一步降低。預期一次網架技術指標提升情況如表1所示。

表1 一次網架技術指標預計提升情況

7）配電自動化指標提升。

配電自動化主站和終端建設將初見成效，形成以“三遙”為主，“一遙”、“二遙”為補充的多樣化配電自動化模式，在保證遙信的前提下，在較關鍵節點和設備上實現遙測和遙控，以較小的成本實現了區域自動化的要求[8]，實施區域配電自動化指標對比見表2。

表2 實施區域配電自動化指標對比

3.2 經濟效益

1）減少故障恢復時間。

故障恢復方式由原先的人工倒閘轉變為改造后的饋線自動化轉供閉環，預期故障恢復時間由改造前的大于120 min，縮短為小于3到6 min，極大地保證了售電量。

2）減小故障停電區域。

通過優化網架結構及負荷的合理分配、增加線路分段、增加轉供方式等措施，減小了故障時的停電區域，保證了售電量。

3）減小電網運行成本。

通過自動化設備和主站系統的配合，極大減小了人工成本和操作失誤率，縮減運行成本。

4）減小線損及非正常電能損失。

通過對線路電流功率的實時監測，幫助消除竊電及查找線損率不正常線路，減小非正常運營損失，提高配電網運行水平，預期線損率將降至4.5%以下。

3.3 社會效益

通過上文關于管理效益和經濟效益的闡述可以看出，配電自動化改造將使試點區域的供電環境將得到極大的改善，無論是電能質量還是供電可靠性，都將得到非常大的提升，由此極大地提高企業的社會形象和用戶滿意度，使企業收到明顯的社會效益。

4 結語

本文在對南昌高新區配網現狀進行深入調研的基礎上，明確了配電自動化建設的必要性。針對高新區配網的現狀，分析了存在的問題，并對應地設計提出了南昌高新區配網自動化改造方案和實施方案，包括改造區域內配電自動化主站、一次網架、一次設備、配電終端、通信系統等的建設方案及饋線自動化實施方案，具有可操作性和實際應用價值，為南昌市將來的進一步配電自動化改造工程提供了標準與規范，同時本文提出的方案也可以為其他城市的相關配電網自動化改造工程提供了參考。

[1]劉振亞.智能電網知識讀本[M].北京:中國電力出版社，2010.

[2]李澍森，楊迎建，吳夕科等.配電技術概況及發展趨勢[J].高電壓技術，2008，34（1）:113-122.

[3]陳盛燃，邱朝明.國外城市配電自動化概況及發展[J].規劃與設計，2012，8.

[4]施進平，廖力清.配電網饋線終端的智能化技術[J].江西電力，2007，4.

[5]藍毓俊.現代城市電網規劃設計與建設改造[M].北京:中國電力出版社，2004.

[6]FANZHANG，;CAROL SCHENG.A Modified Newton Method for Radial Distribution System，Power Flow Analysis[J].IEEE Transactionson Power Systems，2008，2（12）:389-397.

[7]國家電網公司.配電自動化技術導則（企業標準Q/GDW 382-2013）[Z].2013.

[8]陳霖.城網饋線自動化功能實現方式的探討[J].江西電力，2006，5.