10 kV 配電網自動化系統的數字化建設探討

陳 懿

（深圳供電局有限公司，廣東 深圳 518048）

0 引 言

我國電網規模位列世界第一，并在新技術、新科技的應用上不斷取得突破，使得配電自動化進程不斷加快。隨著大數據、通信技術、人工智能等多學科的發展與加持，數字化已經成為未來配電網系統的主要發展趨勢，對配電網自動化系統進行數字化升級具有現實意義。本文以10 kV 配電網為例展開相應研究。

1 配電網故障分析

短路是指配電網系統在運行中發生相線與其他相線或大地連通，使三相電壓失去平衡導致供電事故。短路故障是配電網故障中發生率較高的一種故障類型線路出現短路故障時常常造成嚴重的連鎖事故[1-3]。

1.1 故障類型

配電網的短路類型基本可以分為3 種，分別為三相短路、兩相短路、單相接地短路。三相短路指線路的A、B、C 三相之間出現線路連通導致短路，短路電流較大。兩相短路指在A、B、C 三相線中其中2 條線路互連發生短路，兩相短路電流略小，約為三相短路的86%。即使如此，在主網中二相短路的暫態電流的數值也會達上萬安培級別，造成較大的危害。單相接地是指A、B、C 三相中的一相線路出現與大地接通的情況。發生這類故障后，短路電流的大小與變電站中性點接地方式有關。若中性點采用的是直接接地，那么短路電流會更大；若中性點采用的是消弧線圈接地，那么短路電流會更小，在這種故障狀態下系統依然可以運行一段時間，這給技術人員進行故障診斷與維修提供了較大的操作空間。

1.2 故障原因

設備線路的絕緣出現損壞是配網線路發生短路故障的主要原因。絕緣損壞的原因包括雷電擊毀、絕緣設備老化、設計不合理、過電壓擊穿、外力損傷以及產品質量不合格等。不同的絕緣損壞形式表現出的故障特征不同，下面進行簡單介紹[4]。

（1）絕緣老化。雖然絕緣設備在投入生產前都經過了嚴格的質量測試，但是不同的使用環境會縮短其理論壽命。例如，在高溫潮濕條件下，絕緣設備的老化速度會大大加快，超過理論使用年限后，若檢修人員不及時更換就會導致發生短路事故。（2）產品質量。部分出廠絕緣設備的質量存在問題，導致設備的絕緣性能實際無法達到標準要求。例如，在生產環節工藝出錯、運輸環節部件受損、安裝環節出現物理損傷等，會導致設備一開始就“帶病”運行。（3）雷擊導致絕緣層擊穿。電路在受到雷擊后會出現劇烈的瞬態電壓增高現象，當達到一定程度后就會擊穿絕緣層使線路發生短路。相關數據顯示，因雷擊導致的配電網跳閘事故占比超過了30%。

1.3 短路故障危害

短路對配電網以及電力設備的運行有很大危害。發生短路時，由于電流急劇增加，會對整個配電網系統造成巨大沖擊。在10 kV 配電系統中，饋線電路要求電流不可超過400 A，但短路電流會達到上萬安培，嚴重時甚至引發火災和爆炸。具體而言，短路電流對配電網系統的沖擊體現在以下幾個方面[5]。

（1）短路會直接導致線路斷電，如果短路發生的故障位置距離變電站母線越近，那么引發的停電面積也會越大。對于一些工業園區，大面積的停電無疑會帶來嚴重的安全問題與極大的經濟損失。（2）距離短路故障點越近的位置，線路電壓下降越多，使大量用電設備無法正常使用。（3）由于短路電流很大，會引發熱效應，大量電氣設備會由于高溫而導致內部元器件損壞甚至爆燃。（4）短路會給配電網絡帶來沖擊，使電網穩定性下降。（5）不對稱短路會導致零序電流并形成磁場，如果磁場很強，就會給一些精密電子造成損害。

2 需求分析

面對10 kV 配電網的運行特點和發生各類故障的原因，在配電網自動化系統的數字化建設與故障管理中，需要對其進行需求分析[6]。

2.1 對故障位置快速定位與高效隔離的需求

數字化配電網可以根據現場情況對故障點位進行自動隔離，防止事故擴大化，同時相關的故障信息將自動向上位機傳送。系統對故障的隔離狀態進行實時監督，并向維修人員告警，督促其快速處理故障。配電網發生跳閘故障后，系統具備將所有信息準確上傳并快速定位故障位置的能力。

2.2 對非故障區域快速自動恢復的需求

智能系統對故障位置進行成功隔離后，配電網自動化開關系統將對非故障區域進行恢復供電，快速降低影響范圍。

3 配電網絡數字化系統總體建設

針對存在的問題，提出配電網自動化系統進行數字化建設的一體化原則。智能配電網應結合現代通信技術、計算機控制技術、大數據分析技術以及智能診斷技術等實現“一張網”結構，對配電網負荷、故障診斷、隔離保護、遠程遙控進行實時監控與動態管理。

3.1 配電網數字化系統設計總則

一方面，基于智能管理系統實現對配電網因各種因素導致短路故障的準確、快速、自動隔離，恢復對未發生故障的區域供電，降低故障影響范圍，準確定位故障點并規劃出路徑圖。另一方面，建立一套全面且細致的配電網數字化管理系統，可以快速對故障問題進行處理，降低現場作業風險，優化人力配置，挖掘配電網自動化系統的功能價值，全方位提高用戶滿意度。

3.2 配電網數字化系統

配電網數字化系統的主要組成部分包括主站/子站系統、配電終端、外部系統等，總體架構如圖1所示。

圖1 配電網數字化系統

3.2.1 配電網智能系統運行原理

配電網實現數字化的方法有2 種。

（1）就地型。就地型指配電終端設備監測到故障數據后，線路斷路器與負荷開關自動根據指令完成要求動作，相應的故障數據與合閘信息通過工業通信網絡傳送給子站系統，再由子站系統處理后發送至上位機。主站系統對數據和相關信息進行核實后向運維人員發送，提示故障位置、檢修策略以及到達路徑。

（2）集中型。集中型指故障點位的識別、開關分合閘等操作都由主站智能系統完成，而子站的開關、饋線終端單元（Feeder Terminal Unit，FTU）等終端設備僅僅發揮線路電壓、電流等數據的采集和接收等功能。通過FTU、配電終端單元（Distribution Terminal Unit，DTU）對現場數據進行實時采集，然后向主站智能系統發送電流、電壓、開關的動態信息。主站智能診斷系統根據現場數據的變化趨勢預測可能出現故障時，會向終端設備發送分合閘等操作指令，將可能造成的不良影響提前消除，同時向維護人員提示告警信息，為他們現場檢查提供依據，提升工作效率。

3.2.2 系統硬件選型及設計

主站系統可以選用東方電子集團有限公司生產的E8820 系統，用于對配電網進行調度。該系統配置了多核并行的嵌入式處理器，采用大容量固態硬盤。在實際應用中可以結合技術需求配備更合適的容量，還可以實現對配電網各子站、設備、線路以及電網負荷的動態監控、故障自動分析、歷史數據分析、智能診斷、告警發布等功能，同時會將電網潮流變化、新能源并網沖擊等信息發送至上位機，為后臺技術人員的電網運行監控提供便利。

3.3 數字化系統結構及功能

3.3.1 數字化系統結構

從功能分塊的角度，數字化電網的整體結構可以理解為以數字化電網信息平臺和智能決策支持系統為核心，電網規劃、設計、調度、運行、維護、電力市場以及保護監控等功能單元與“核心”在信息縱向、橫向高度共享的基礎上協同完成電網的分析決策及綜合管理，保證電網安全、穩定、經濟運行。數字化電網結構如圖2 所示。

圖2 數字化系統結構

3.3.2 數字化系統功能

第一，采取就地型自動化模式，故障點位的隔離與恢復不需要主站來控制，由斷路器自動完成；第二，不需要設計專門的通信系統，既可以利用移動無線信號，也可以利用工業通信網；第三，無論是遙信還是遙測等環節，都配置了信息加密功能，提高了系統的網絡安全防護等級；第四，終端設備是獨立的，并且可以接入以太網口進行單獨升級；第五，系統可以對各個開關的位置信息進行實時監控。

4 結 論

本文系統分析了10 kV 配電網發生故障的類型、原因，給出了對其數字化改進的需求方向。提出的配電網自動化系統數字化建設思路具有一定的前瞻性，但是在具體實施層面還需要進一步深入研究。