湖南電網配電自動化應用實踐

張帝， 唐海國， 張志丹， 康童， 李紅青

(國網湖南省電力有限公司電力科學研究院， 湖南 長沙410007)

0 引言

國網湖南省電力有限公司在國家電網有限公司內作為第二批17 個配電自動化建設試點單位之一，在2011 年啟動長沙配電自動化工程建設[1]， 相繼完成長沙、 湘潭、 株洲、 衡陽四個地市配電自動化主站建設。 2017 年底啟動省級配電主站建設， 并于2018 年11 月底上線試運行， 實現全省配電終端集中接入和圖模集中管控[2]， 并開展終端管理[3-4]、 故障綜合研判[5-6]等實用化應用。 截至2020 年10 月， 全省主站共計接入配電自動化終端設備32 185 套(其中一二次成套環網箱4 954 套，一二次成套柱上開關8 772 套， 故障指示器18 459套)， 已基本具備實用化應用條件。

1 技術路線

1.1 湖南電網技術路線選擇

饋線自動化是配電自動化建設的重要組成部分， 是指利用自動化裝置或系統， 監視配電網的運行狀況， 及時發現配電網故障， 進行故障定位、 隔離和恢復對非故障區域的供電[7-11]。

饋線自動化實現故障處理可采用集中型[12]和就地型模式。 其中， 集中型饋線自動化借助通信手段， 通過配電終端和配電主站的配合， 在發生故障時依靠配電主站判斷故障區域， 并通過自動遙控或人工方式隔離故障區域， 恢復非故障區域供電。 就地型饋線自動化不依賴配電主站控制， 在配電網發生故障時， 通過配電終端相互通信、 保護配合或時序配合， 隔離故障區域， 恢復非故障區域供電， 并上報處理過程及結果， 就地型饋線自動化包括分布式饋線自動化、 不依賴通信的重合器方式、 光纖縱差保護等。

國家電網有限公司自2009 年開展配電自動化建設以來， 綜合應用效益初步顯現。 不同電網公司均選擇了典型的饋線自動化模式進行應用， 江蘇、浙江等發達地區已完成地市配電自動化主站全覆蓋， 故障處理以集中型饋線自動化為主， 1 min 內可實現故障的定位、 自動隔離和恢復。 北京、 山東等地在城郊架空線路區域采用了就地型饋線自動化， 通過重合閘實現故障隔離與恢復。 廣東、 上海等地試點了智能分布式饋線自動化， 可實現秒級故障處理。

為深化配網自動化建設， 推廣應用遙控、 饋線自動化等技術決策部署， 結合湖南電網變電站出線開關保護配置級差不夠、 地市主站建設覆蓋不全等現狀， 湖南電網配電自動化應用優選為“主線饋線自動化、 支線繼電保護” 的技術路線， 即通過主線饋線自動化實現主線故障自動定位、 隔離和非故障區域恢復， 通過支線繼電保護實現分支故障就地切除， 降低整線跳閘次數和縮小停電范圍， 支撐“兩降一控” 工作目標。

1.2 繼電保護配置原則

配電網保護整定按照變電站10 kV 出線開關(第一級保護)、 分支開關(第二級保護)、 用戶分界斷路器(第三級保護) 配置整定原則考慮。 一般而言， 采用變電站10 kV 出線開關、 分支開關(或用戶分界斷路器) 兩級保護模式， 三級保護只針對長分支線路帶專變用戶的情況。 設置成第二級保護的分支斷路器(含用戶分界斷路器)， 按電流Ⅰ段和電流Ⅲ段保護進行配置， 電流Ⅰ段零時限切除故障電流， 電流Ⅲ段防止線路過負荷。 設置成第三級保護的用戶分界斷路器， 按電流Ⅰ段和電流Ⅲ段保護進行配置， 電流Ⅰ段保護定值根據配變容量來確定， 電流Ⅲ段保護動作定值按躲本分支最大負荷電流整定， 動作時限應與上一及分支斷路器電流Ⅲ段配合， 形成0.3～0.5 s 的級差。

1.3 饋線自動化配置原則

根據湖南電網的網架結構和城、 農網特點， 在建有地市公司主站且有光纖的城網線路選擇集中型饋線自動化， 無地市主站純電纜線路不投饋線自動化， D 類地區架空線路宜采用就地式電壓時間型饋線自動化， 具體配置見表1。

表1 饋線自動化配置模式

1.4 重合閘配置原則

電纜線路、 電纜占比達30%以上混合線路，全線重合閘停用。 架空線路第一級開關重合閘時間整定為2 s， 第二級開關整定為3～5 s。 配置為第二級保護的分支斷路器， 當其處于出線開關Ⅰ段保護范圍內時， 退出重合閘。

2 主要實踐內容及成效分析

2.1 主要實踐內容

1) 工作方案引領， 指導手冊支撐。 一是制定《配電自動化實用化應用工作方案》 《饋線自動化及繼電保護整定方案》， 明確應用技術原則， 以在線率和應用率為抓手推進實用化應用， 以周通報、月度例會進行管控。 二是編制《配電自動化入門手冊》， 組織省級培訓和市縣公司培訓， 支撐基層班組現場開展配電自動化應用。 三是推行設備現場驗收“一設備、 一卡片”， 通過項目竣工管控配電自動化設備安裝、 接入和應用。

2) 典型問題解析， 現場技術服務。 一是針對現場成套開關運行現場發現的TV 接線和參數配置不正確等典型問題， 編制《配電自動化實用工作手冊》， 組織開展存量設備全面排查和整改。 二是赴典型縣公司集中檢修現場， 以實戰方式開展現場技術服務， 覆蓋全省。

3) 持續推進配電自動化主站建設及應用。 一是啟動常德、 益陽等5 地市獨立主站建設， 完成廠內系統集成。 二是推進地市主站與省級主站數據貫通工作， 完成長沙、 湘潭主站遙測、 遙信和電量數據周期同步。 三是常態化開展配電網故障綜合研判應用， 實時推送設備主人和供電服務指揮系統， 支撐主動搶修。

2.2 應用成效

1) 支撐降低10 kV 整線停電。 通過應用主線饋線自動化和分支繼電保護， 全省10 kV 線路整線跳閘減少32.29%。 株洲、 長沙等地市積極開展饋線自動化應用， 其中， 株洲城區(配電檢修公司)降低10 kV 整線停電50.68%。

2) 支撐降低配電臺區停電。 通過主線故障分段隔離和分支故障就地切除， 大幅縮小停電范圍，全省臺區故障停電減少31.77%。 其中， 懷化、 永州等地市積極開展配電自動化設備消缺和接入應用， 臺區停運率分別降低46.56%和42.17%。

3) 支撐控制配變停運時長。 通過饋線自動化和故障綜合研判應用， 可準確定位故障區間， 改變了傳統人工巡線、 經驗勘察的工作模式， 極大縮短故障查找和搶修恢復時間， 全省通過配電自動化應用， 配電臺區停電時長減少34.16%， 其中， 長沙故障臺區平均停電時間縮短為3.2 h。

2.3 典型應用案例

1) 案例1

永州地區某10 kV 線路， 全線共764 基桿塔，主線226 基桿塔， 支線眾多， 近乎70%線路穿梭在樹竹之間， 日常運維及故障巡線難度極大。 于3 月10 日開展集中檢修， 在P090、 P147 桿裝設兩臺一二次成套開關， 實現主干線三分段， 并投入就地型饋線自動化， 具體如圖1 所示。

圖1 永州某10 kV 線路開關安裝位置

6 月15 日17 時00 分， 該10 kV 線路發生斷樹壓線短路故障， 經變電站出線開關322 斷路器兩次重合閘后， 最終P147 桿開關分閘， 正向閉鎖合閘， P147 桿前段線路均恢復供電。 此次故障影響公變臺區15 臺、 專變臺區1 臺， 前段73 個臺區恢復供電， 損失負荷124.8 kW， 占比14.6%。 歷時95 min 供電所查找到故障點位于P153 桿， 搶修后恢復供電。 相比以往故障巡線耗時半天甚至一整天， 節約故障查找時間10 h 以上。

2) 案例2

懷化地區某10 kV 314 線， 全長153.406 km，共安裝變壓器88 臺， 容量4 425 kVA， 其中公變78臺容量3 215 kVA， 專變10 臺容量1 210 kVA，2019 年全線跳閘8 次。 于6 月30 日進行了集中檢修， 新裝(更換) 柱上斷路器3 臺， 移位柱上斷路器1 臺， 在主干線安裝成套柱上斷路器2 臺， 實現主干線3 分段， 并投入了就地型饋線自動化功能， 如圖2 所示。

圖2 懷化10 kV 314 線開關安裝位置

7 月10 日晚21 時32 分， 314 線路由于分支樹障導致出線開關過流Ⅰ段動作跳閘， 出口浪支線(T 接在主干線53 號桿) 柱上斷路器跳閘(18 個臺區失電)， 實現分級故障隔離， 變電站出線開關2 s 后重合， 主干線46 號桿、 148 號桿柱上斷路器在線路來電后依次來電延時合閘成功， 避免了一次支線故障導致全線停電故障， 減少停電臺區數70臺， 根據故障定位區間指導巡線和搶修， 節約供電恢復時長6 h。

3 配電網自動化應用建議

配電自動化技術是減少線路跳閘次數和縮小停電范圍最有效的技術應用。 針對應用過程中出現的問題和積累的經驗， 將重點開展各項工作， 充分發揮已建設配電自動化設備的成效， 提升故障處理效率。

1) 加強配電自動化隊伍建設和培訓。 開展配電自動化取證培訓考核， 將配電終端調試運維工作納入設備主人日常工作， 組織開展配電自動化專業競賽， 以賽促培， 不斷提升配電自動化人員專業技術水平和培訓質量。

2) 強化配電自動化全過程線上管控。 充分應用數字化管理手段， 通過停電區域圖、 配網工程驗收等線上業務流程， 管控新增設備的圖模異動和現場安裝調試上線， 全面落實成套開關現場驗收“一設備一卡片”， 避免“前清后亂”； 對于存量設備， 加強維護， 建立問題缺陷庫， 通過移動應用巡視和業務工單閉環管控逐步“銷號”。

3) 推進新一代配電自動化主站建設和無線公網遙控應用。 開展無線公網遙控功能和信息安全測試， 按照“試點應用-總結提升-全面推廣” 有序放開無線公網遙控應用， 提升遙控使用率， 縮短倒閘操作和故障處理時間。

4) 加快饋線自動化投運。 結合配電自動化建設和設備消缺情況， 以集中型饋線自動化為主， 就地型饋線自動化為輔， 按照“具備一條、 投運一條” 的原則， 加快饋線自動化投運和分支繼電保護應用， 提升故障隔離水平。

5) 積極開展單相接地故障快速處置。 依托配電自動化成套開關的零序功能， 開展配電網單相接地故障的就地研判及切除[13-16]， 同步開展站內單相接地選線裝置梳理和整改， 融合站內接地選線信號和線路單相接地告警、 動作信息， 推進基于配電自動化系統的單相接地故障綜合研判應用， 實現單相接地故障的精準研判和快速處置。

6) 提升設備智能化和可靠性水平。 規范各全檢中心管理， 嚴把設備質量， 避免問題設備流向現場， 同時甄選優質合格供應商和優化配電自動化設備選型應用原則， 從可靠性設計、 材料、 工藝、 運維等方面提高標準， 推廣應用標準化、 高可靠、 易(免) 維護的技術產品， 確保設備現場運行可靠。