云南電網10 kV配電自動化有效覆蓋的研究與分析

陳晨，陳陽，李維，宋優樂，段生江，吳雪松，聶鼎

（1.云南電網有限責任公司大理供電局，云南 大理 671000；2.云南電網有限責任公司電力科學研究院，昆明 650217； 3.云南電網有限責任公司紅河石屏供電局，云南 紅河 662200；4.云南電網有限責任公司德宏芒市供電局，云南 德宏 678499； 5.云南電網有限責任公司紅河蒙自供電局，云南 紅河 661100）

0 前言

隨著云南地區的經濟發展，工業、居民用電量持續增加，10 kV配網線路已經成為各城市發展的重要任務之一。目前云南電網共有10 kV公用線路近1萬條，但由于配網線路結構相對復雜，加之云南地區海拔較高、山區多，且近年來惡劣天氣頻發，故障發生幾率大，給配網線路運維帶來的前所未有的挑戰。故障發生后，往往會受天氣、路程等客觀原因影響，會耗費大量時間、人力和物力，給故障搶修效率、作業人身安全、優質客戶服務、供電可靠性等都帶來了不同程度的挑戰。10 kV配電自動化的實施有效解決了10 kV配網故障停電導致的客戶投訴壓力、查找故障耗費資源等問題，同時也能顯著降低對供電企業各類指標的影響，從而保證10 kV配網線路安穩運行。而10 kV配電自動化的建設對實際應用就起到了至關重要的開局作用，本文通過對云南地區10 kV配電自動化的現狀和情況進行了分析，提出了適用于云南電網的10 kV配電自動化開關布點原則。

1 10 kV配電自動化現狀和特點

1.1 10 kV配電自動化系統組成

文獻[2]介紹了10 kV配電自動化的基本定義。云南電網10 kV配電自動化系統主要由配電自動化主站、配電自動化遠方終端、配電通信網等組成。主要以配電網透明化、智能化為導向，重點解決實際工作中“故障在哪里，負荷在哪里”的問題，提升供電可靠性、改善供電質量、提升電網運營效率和服務水平。

云南電網10 kV配電自動化建設起步稍晚，結合云南電網現狀，通過對8種不同類型的應用模式對比分析，結合通信、重合閘、保護整定要求及網架適應性幾個方面，云南電網10 kV配電網自愈路線最終采用主站集中型、主站與電壓-時間/電流協同型。

1.2 10 kV配電自動化的現狀

針對架空或混架線路，云南電網在已具備光纖通信條件的試點區域建設了集中式配電自動化，在暫不具備光纖通信的其他區域建設了“就地控制型+運行監視型”配電自動化，配置斷路器的線路優先采用的是電壓-時間型保護方式，部分具備條件的區域也采用了少量的電流級差型保護方式。針對純電纜線路在已具備光纖通信條件的情況下，優先安裝了三遙開關，實現集中型自動化；對不具備光纖通信條件的，優先安裝了故障指示器，實現運行監視型自動化。

云南電網在“十三五”中期全面啟動全省配電自動化建設工作，經過近三年的建設，10 kV配電自動化覆蓋率達62.37 %，有效覆蓋率達52.81 %。目前，全省10 kV配電自動化處于建設的高峰期、攻堅期，實用化的初期。雖然局部地區成效初顯，但整體水平不高，配電終端仍需大量布點建設，基礎數據亟需專項治理，以提升配電網可觀可測可控水平。在開關布點方面沒有結合線路運維實際情況考慮，導致存在開關布點不合理的問題。該問題如無法在建設初期進行控制，可能會導致部分開關無法有效配合、開關動作不正確、開關實用化情況不滿足實際需求等問題，同時還會存在投資不準確、投資浪費的問題，對云南電網10 kV智能配電網的建設將帶來巨大的挑戰。

2 10 kV配電自動有效覆蓋的分析

2.1 10 kV配電自動化的基本模式

針對云南地區主要以架空線路為主、通訊條件受限的情況，云南電網配電自動化建設以“主干投邏輯、分支投保護、聯絡開關宜退出”為主要原則。

1）“主干投邏輯”是指10 kV線路主干線上采用“電壓-時間型”饋線自動化，通過開關“失壓分閘、得電延時合閘”的工作特性配合變電站出線開關CB二次合閘來實現，一次重合閘隔離故障區段，二次重合閘恢復非故障段供電。

2）“分支投保護”是指安裝在10 kV線路分支線首端的自動化開關投入過流Ⅰ段保護與CB過流Ⅰ段保護形成級差配合，實現分支故障的定位隔離，其中CB過流Ⅰ段時限若有級差可調整為0.2 s出口，分支斷路器過流Ⅰ段保護時限設為0 s出口且投入1次重合閘功能。

3）“聯絡開關宜退出”是指退出10 kV線路聯絡自動化開關自動轉供電功能即退出“單側失壓延時合閘功能”，但轉供電可通過遠方遙控方式進行。

下圖為云南電網架空線路以及電纜線路的配電自動化建設原則圖。

圖1 云南電網架空線路配電自動化建設原則

圖2 云南電網電纜線路配電自動化建設原則

2.2 10 kV配電自動化布點建議

2019年至2020年云南地區10 kV配電自動化處于建設的高峰期，但對云南地區16家地市供電單位的10 kV配電自動化布點情況進行核實后發現，大多數地區仍存在布點不合理問題，該問題會導致在實用過程中出現不滿足預期的實際情況（如無法有效隔離故障、故障電未有效集中導致開關越級動作、開關信息回傳延時等問題）。從而進一步導致工作人員無法有效利用SOE報文進行故障分析和查找，對配網供電可靠性、客戶服務造成的壓力將無法得到有效緩解。

綜上，10 kV配電自動化開關的安裝位置對實際工作起著至關重要的作用，在確定開關安裝位置時應綜合考慮線路上的用戶數、線路長度、故障特點、現場信號強度等情況，對配電自動化開關及終端進行布點。

1）主干線布點建議：主干線應先根據線路長度確定需要布置的開關數量，其次充分利用上一年度可靠性的運行數據，對不同線路主干線故障區域進行劃分，結合線路實際運維情況、用戶數和故障特點綜合考慮具體布點位置，做到合理分段的同時能保證有效、快速、集中隔離故障點。

建議10 kV配電線路以不超過3臺自動化分段開關為宜，線路較長的可結合線路實際情況增加1臺自動化分段開關，以中壓用戶5-30戶且低壓客戶不超過2500戶為宜進行分段，并優先把故障易發區域（如雷擊頻發、樹障區段、覆冰區段）集中隔離分段，縮小故障引起的停電范圍。一般情況下，主干線路長度在10 km以內的原則上配置2臺及以下饋線自動化開關；主干線路長度在10—30 km的原則上配置3臺及以下饋線自動化開關；主干線路長度超過30 km以上的原則上配置不超過4臺及以下饋線自動化開關；對于主干線線路長度超過50 km以上的超長線路，可根據實際情況增加分段開關。開關過于密集或過于分散會導致無法有效隔離故障易發區段，或造成故障停電范圍擴大，而不能有效發揮自動化開關的功能。

2）分支線布點建議：分支線是10 kV配網最易發生故障的區域，特別是山區、老舊線路、線路長度較長的分支線。針對分支線線路長度超過6 km的可以適當根據實際情況增加開關數量，不過過程中同樣要充分利用上一年度可靠性運行數據，對高故障支線、長支線、特維支線等分支線，要綜合分析已發生故障區域和易發生故障區域進行劃分，結合線路實際運維情況、用戶數和故障特點、以及面臨的痛難點問題綜合考慮具體布點位置。

建議分支線除考慮主干線的情況外，還要綜合考慮中、低壓用戶數、客戶故障出門等實際工作中遇到的問題（如大檔距支線、覆冰區域支線等）。中壓用戶數量超過10戶或低壓客戶超過1000戶，可在該分支線首端安裝1臺自動化開關投入速斷保護功能，并投入1次重合閘功能；對于長度超過6公里大分支或者中壓用戶數超過20戶且線路故障“特征”突出的，根據分支負荷、線路長度、故障情況，可在分支線中段增設1臺自動化開關，投入速斷保護0 s出口且不投入重合閘功能。分支（含用戶支線）故障每年5次及以上的支線，可在該分支線首端裝設1臺分支自動化開關，投入速斷保護（0 s出口）功能，因用戶故障出門導致的公司配電設備跳閘事件，應由市場部門督促用戶進行整改，原則上應由用戶自行出資建設用于資產分界的自動化開關。

對于分支負荷及線路長度大于主干線的分支線，應以分支線為邏輯主干進行布點。邏輯主干線的正確選擇在實際運用中會發揮意想不到的作用，能更快速的隔離故障區段，滿足自愈條件的線路也可以更快速的實現非故障區域用戶的轉供電。

3）聯絡開關的配置建議：聯絡開關的配置可有效解決工作人員現場操作帶來的耗時、人身設備安全等問題。其次，在配電自動化有效覆蓋后可實現線路自愈功能，即線路前、中段發生故障后，可以通過聯絡開關快速實現后段線路的轉供電。建議將可進行負荷轉供的聯絡開關換成自動化開關，投運時退出聯絡自動化開關自動轉供電功能，合上斷路器兩側隔離開關讓斷路器處于熱備用狀態和并把終端上的“遠方/就地”切換開關切換到“遠方”位置，方便以后遙控轉供電。原則上1條10 kV配網線路不應超過2個配電自動化聯絡開關；為避免重復建設和投資浪費，首端聯絡、無法實現轉供等聯絡不建議安裝配電自動化開關。

4）其他技術要求建議：首先，開關安裝位置的信號強度對開關三遙功能以及和主站通訊功能有著非常重要的作用，對開關實用化情況影響較大。建議開關點位確定之前需對開關安裝位置處的無線信號進行測試，信號強度值應介于“-40至-90”之間，選擇信號強度滿足要求的點位，避免實用過程中無法正常傳遞SOE信息或因信號問題無法實現三遙功能。

其次，因配電自動化成套設備較多，現有的單顆水泥電桿無法滿足強度要求，建議開關點位選擇時應盡量選擇雙桿或鐵塔安裝，若受到地理條件限制只能單水泥桿安裝時，要進行桿塔承載力校驗并滿足相關要求。

針對一些特殊情況，如小水電上網線路，建議可在分界點處安裝1臺自動化開關，投入低頻低壓等保護功能，禁止投入重合閘功能，發生任何故障時自動解列并將開關變位信息上傳調度主站，現場只有接到調度員的合閘指令后才能合閘并網，從而保障線路、設備安全運行。

2.3 10 kV配電自動化布點實例

目前，在無法全面改善10 kV配網網架的前提下，配電自動化是提升供電可靠性簡單直接、見效快的手段和方式之一，文獻[6]介紹了兩者間的作用和影響，10 kV配電自動化有效覆蓋是影響實用化情況最重要的因素之一，而每一條線路在實際運行過程中都有各自的特點，要把握不同線路的“不同性格”，才能有效的利用好10 kV配電自動化開關。因此，要在10 kV配電自動化建設初期把好源頭關，在10 kV配電自動化有效覆蓋的問題上不僅僅是單獨依靠線路的長度或用戶數就能確定開關安裝位置，一定要結合線路的“性格”特點，把10 kV配電自動化開關的覆蓋轉換成有效覆蓋，做到一次建成，避免重復建設和投資浪費的同時，還能在生產運維中起到關鍵作用。

以云南電網10 kV某線為例，該線路屬山區線路，總長度超過80 km。2020年該線路故障19次，影響時戶數超10萬。其中天氣原因是引發該線路故障最多的原因共計13次，影響時戶數超過4萬時戶。停電時長最長的是10.58小時，影響時戶數1.3萬。該線路因天氣原因引發故障后工作人員無法第一時間前往現場查找線路故障點，導致線路長時間停供，損失時戶數較多。

該線路原有實施中的配電自動化開關共6臺，雖已滿足配電自動化覆蓋，但未實現有效覆蓋，從而在實用過程中出現問題。若按照上述布點建議，還需新增5臺：

1）主干線長度超過10 km，且主干線的故障主要集中在145號桿后段，結合實際情況在原有布點的基礎上在135號桿新增1臺配電自動化開關作為分段保護。其中135號桿布點原因一是安裝位置在路邊便于后期運維；二是距離運維單位較遠，遠程遙控可以減少因路途等客觀原因損失的時戶數；三是故障發生后能迅速隔離，減少停電范圍。

2）針對19+1號桿T接的10 kV某新支線長度超10 km，結合實際情況除原有的3號桿、73號桿布點外，在8號桿T大某村支線1號桿新增1臺配電自動化開關，并投入相應保護。該自動化開關新增的原因為8號桿T大某村支線共6 km，且為大檔距的山區路線，一是林區線路難運維且情況復雜；二是故障易發且故障率高，該開關布點可以有效避免該分支線故障影響10 kV某新支線其他用戶供電。

3）針對68號桿T接的10 kV某大支線首端1號桿的布點保護不變。

4）針對83號桿T接的10 kV某坡支線屬超6 km 的長支線，在原有的支線1號桿布點的基礎上，在支線后段10 kV某2號變支線1號桿新增1臺配電自動化開關，并投入相應保護；雖然此臺自動化開關的后段保護范圍有限，但可使故障高發且難運維的山區路線故障后第一時間隔離，減小故障停電范圍。

5）針對108號桿T接的10 kV某村支線，雖然該支線中壓用戶數僅5戶，但該支線在上一年度故障超過5次，可以在支線首端1號桿新增1臺配電自動化開關，并投入相應保護，縮小停電范圍避免高故障支線影響主干線停電。

6）針對該線路小水電并網問題結合自身實際情況，在并網點安裝1臺自動化開關，投入低頻低壓等保護功能。

圖3 云南電網10 kV某樂線原自動化開關布點簡易圖

若以上述布點建議實施，按照上一年度故障情況分析，一是在供電可靠性方面預計節約時戶數約6.8萬；二是故障巡視方面大量節約了故障點查找的時間，從原來最長故障10.58小時預計減少至不超過5小時；三是在人力資源方面，原來故障最少需要安排4組人外出查找故障，安全風險居高不下，而滿足有效覆蓋后僅需要2組人即可。

圖4 云南電網10 kV某樂線簡易自動化開關布點簡易圖

2.4 10 kV配電自動化有效覆蓋的效果

綜上所述，通過分析和對比，上述布點建議仍然存在一些不足之處。一是在原有審核資料的基礎上要核實大量新增數據資料，對數據的準確性和人員的技能素質有較高的要求；二是需要掌握線路實際運維中的痛點、難點、急點問題，并需要熟悉線路運行情況的運維人員配合，從而快速掌握線路特點；三是因為核實數據量的增加投入的時間成本也將會有所增長。

雖然該方式存在一些不足，同時面臨一些挑戰，但是該布點建議能在10 kV配電自動化建成后的實用過程中起到很好的提升和促進作用。除了能更好的發揮配電自動化開關原有作用外，一是結合上一年度可靠性運行數據可以更精準的判斷線路故障特點，從實際出發隔離上一年度高故障區段，降低該區域對其他區域的影響，切實提高供電可靠性；二是通過對大量數據的分析比對，充分利用分析結果為開關布點提供強有力地支撐依據，同時該數據分析結果也可運用到配網生產、配網規劃中，作為線路運維和精準規劃的支撐材料；三是該建議是從云南地區10 kV配網線路實際情況和地域情況出發，如小水電問題，更適用于現有的云南電網現狀，同時可以針對不同地市單位的地域特點進行靈活性的調整；四是從管理方面和技術方面均提出了改進建議，結合線路覆冰、雷擊、大檔距等“性格”特點，有針對性的隔離不同“性格”引發的故障缺陷，解決實際運維方面的壓力和難題。

3 結束語

隨著社會發展對供電可靠性日益嚴格的要求，以及電力系統的發展，配電自動化將勢必以優越的性能和實用價值取代傳統的斷路器。普通斷路器在故障發生時依靠人工排查故障、隔離、搶修、復電的傳統方式需要消耗大量的時間、人力和物力，對于非故障區域造成的經濟損失也是無法估量的。目前配電自動化已成為配電網建設發展的前進方向，配電自動化技術在節約時戶數，減少巡線時間上的優勢已經展現出來，配電自動化有效覆蓋對配電自動化的實用將會起到至關重要的作用。

文章通過對配電自動化在建設初期出現的配電自動化開關布點不準確問題進行分析，采取因地制宜、實用經濟的方式，形成有效的解決方案，切實在配網規劃、生產運維中起到關鍵作用，做到統一規劃、分布實施、一次建成，避免重復投資建設和資源浪費。