配電自動化支持下閉環配電網的可靠高效運行研究

杜倩媛

（金華八達集團有限公司科技信息分公司，浙江 金華 321000）

電網的配電自動化（DA）系統受能源轉型的影響，小型分布式發電機（DG）的廣泛引入和家庭能源消費的持續電氣化都將影響配電系統操作（DSO）的能源格局。當峰值負荷增加時，潮流將更多變，并可能出現反向[1-2]。隨著峰值負荷增加，需要更大的電網容量，DSO可以通過增加網絡容量來應對這些變化。盡管這在技術上是可行的，但不是最經濟的方法，因此可以通過多種智能電網解決方案來降低峰值負荷。

1 閉環操作

1.1 改進的電壓分布

閉環操作可影響配電網中的電壓分布。由于配電網中與電壓相關的問題會隨著DG的實施而增加，因此對具有DG的電網來說，尤其需要關注閉環運行[3-5]。由地下電力電纜組成的電網的X/R值通常為1/3～3。當DG裝置向電網提供電流時，電壓V將變為。這些電壓間的差值（）如公式（1）所示。

電壓差的分量?VDG，r、和分量?VDG，x垂直于。這2個分量可以近似表達為公式（2）～公式（4）。

式中：PDG和QDG是DG單元注入的有功和無功功率；XSC和RSC是電網的短路電抗和電阻；SSC是電網的短接功率。

從上述公式可以看出，DG單元的有功功率和無功功率引起的電壓變化取決于短路阻抗的X/R比，還有連接點處額定DG功率（SDG）和短路功率（SSC）間的比率。公式（2）和公式（3）相加可得公式（5）。

從上述分析可以看出，當短路功率增加（與DG功率相比時）時，由于局部發電引起的電壓變化變小，因此cos（θ）的值增加，短路阻抗的X/R比降低。X/R比主要取決于（電纜）電網的物理特性，但在閉環中運行電網，短路功率（SSC）將增加。由此可以得出結論，閉環運行電網中的電壓分布較少受DG機組注入功率的影響，從而有效提高了DG的托管容量。

1.2 可靠性

與配電環的開環運行相比，閉環運行有許多優點，而無法在閉環布局中運行的主要原因是閉網運行電網的可靠性降低。由于整個環在故障期間會受影響，因此預計客戶損失的分鐘數（CML）將顯著增加。除此之外，受影響的客戶數量也將增加，導致系統平均中斷持續時間指數（SAIDI）和系統平均中斷頻率指數（SAIFI）均有增加。當常開觸點（NOP）兩邊的客戶數量相同時，兩指數約將翻一番。故障檢測、隔離和恢復（FDIR）時間對特定故障引起的CML有很大影響。DA的實現可在較大程度上減少FDIR所需時間，并減少封閉操作對CML的影響。通常，CML可以降至無DA、類似開環操作的配電網的更低水平。

2 閉環電網中的配電自動化

2.1 配電自動化

配電自動化（DA）是實現開關設備遠程或自動化操作的所有概念的通用背景，通常由遠程可讀傳感器設備支持，從而可以基于配電網的實時狀態進行切換。DA采用電動開關設備，利用支持硬件提供通信服務和計算能力。該文示意性地描述了該系統的外觀，如圖1所示。

圖1 DA系統示意圖

通常配電環內只有少數幾個特定變電站會配備DA設備。此外，根據功能要求和可用預算，變電站會有不同的設置。在實踐中，只有一個輸入或輸出隔間配備了自動負載斷路開關，中壓/低壓變壓器間通常沒有自動化，以相對較低的成本實現了具有實質性水平的功能。變電站內的多個隔間配備自動開關將增加成本，但也能提高DA系統的技術性能。

2.2 可靠性的提高

DA可以提高電源的可靠性，主要原因是DA能在故障發生后快速執行切換。由于DA系統可以遠程操作，或者可以自動完全自主操作，因此可以縮短故障恢復人員的操作時間，該方法是在短時間內將盡可能多的客戶重新連接到電網中未受影響的部分。以傳統方式恢復故障的典型時間如公式（6）所示。

恢復過程時間（Tr）取決于機組人員的平均行程時間和恢復過程中基本步驟的執行情況（Tg）、饋線中環網供電單元（RMU）的數量（NRMU）以及檢查每個變電站花費的時間（Ts）。由于維修人員到達受影響電網所需時間通常較長，因此對總恢復時間有較大影響。通過減少前往受影響電網的時間，可使大部分客戶重新連接到電網中未受影響部分，并可減少對CML和SAIDI的影響。CML的計算如公式（7）所示。

式中：Ti表示故障事件i的停機持續時間；Ni表示在故障事件i中受影響的客戶數量。

CML通過取固定時間段內Ti和Ni的總和來確定。CML的減少量在很大程度上取決于自動化站的數量和確切位置。閉環電網A和閉環電網B如圖2所示。在具有8個變電站和恒定電纜長度、故障率和連接客戶的配電網中，隨著DA實施增加，CML減少。由此可以看出，第一個自動化站的實施對CML的影響最大。隨著更多的自動化站點被納入電網，這種影響會迅速減弱。

圖2 閉環電網A（左）和閉環電網B（右）

3 閉環操作電網中的試驗

3.1 閉環電網構建

該文給出了閉環運行電網中電網損耗降低的初步現場測試結果。可以觀察到電網損耗減少了約2%。以往研究中提出的測量是在相對較短的時間內進行的，會造成臨時影響，如天氣、季節變化等，對測量結果的影響相對較大。該文介紹的現場測試歷時14周。網格是根據若干技術和實際要求選擇的。決定電網是否適合臨時閉環運行的主要因素如下：電網在配電環內的位置配備了足夠的自動化站；網格盡可能是環形的，具有源自環形的最小數量的短截線；電網沒有連接到關鍵負載；該電網絡具有通常能在“平均”電網絡中找到的客戶的尺寸和數量。該文選擇的2個電網絡均符合這些標準，下文將更詳細地描述這2個電網絡。

如圖2所示，閉環電網A有12個中壓/低壓變電站，其中2個是自動化的。此外，每個饋電裝置開始饋電時的斷路器都是自動的。其中一個自動開關位于變電站7，其實際上充當了NOP（原始位置）中的斷開開關。另一個自動開關位于變電站4，出線電纜上的開關是自動的。閉環電網B有14個中壓/低壓變電站。同樣，其中2個變電站是自動化的，饋線開始處的2個斷路器是自動化的。一個自動開關位于變電站6，用作NOP（常開觸點）的斷開開關（在開環操作下）。在變電站3，出線電纜配備了一個自動開關。

3.2 試驗結果

現場測試結果基于8月初—11月中旬的測量結果。該文分別列出了每個網格的結果。以15min為間隔進行測量，每24h產生96個測量樣本。

A電網中，主要是輕工業客戶連接到電網。通過關閉該電網中的NOP，可以觀察到配電網內的潮流差異。A電網閉環運行中通過閉合NOP觀察到的功率流如圖3所示。從圖3的示例中可以看出，通過關閉NOP，配電環的2個饋線間存在雙向功率流。表明在一天中，NOP的理論最佳位置變化較大，進而表明可以通過在閉環中運行來降低電網損耗。現場試驗期間觀察到的平均功率流（開環和閉環操作）見表1。

表1 在開環和閉環操作中，經過配電環每一半環的平均功率流

圖3 A電網閉環運行中通過閉合NOP觀察到的功率流

從這些結果可以看出，關閉NOP時，平均功率流幅度發生了顯著變化。此外，總平均功率流增加了1.55%，可能的原因是現場測試期結束時白天較短，天氣較冷。

A網開環和閉環操作選定天數的損失及其相對差異的對比見表2。

表2 A網開環和閉環操作選定天數的損失及其相對差異對比

這些結果表明，在閉網運行的情況下，電網損耗降低了。隨著每天功率流變化，對每個特定日子的總輸送能量的相對差異進行校正。為了更好地了解整個現場測試期間電網損耗的減少情況，該文進行了平均損耗對比，見表3。從這些結果可以看出，在閉環運行下，電網平均損耗減少了3.05%。

表3 A網每日平均損失對比

在閉環電網B中，商業和輕工業客戶的混合體連接到電網中。通過關閉該電網中的NOP，可以觀察到配電網內的潮流差異。B電網閉環運行中通過閉合NOP觀察到的功率流如圖4所示。

圖4 B電網閉環運行中通過閉合NOP觀察到的功率流

在B電網中可以觀察到配電環兩半環間的功率流發生了明顯變化，表明通過閉合操作可降低電網損耗。B電網在整個現場測試期間的平均功率流、選定天數的損失以及平均每日損失對比見表4～6。從一個饋線到另一個饋線的功率流的顯著變化（表4）對應圖4所示的通過NOP的大功率流。值得注意的是，在閉環操作下，絕對損耗（表5）較高，但與總輸送能量相比則較低。

表4 在開環和閉環操作中，經過配電環每一半環的平均功率流

表5 B網開環和閉環操作選定天數的損失及相對差異對比

由于總功率流增加了9.6%，而損耗僅增加約3%，因此與預期一致（基于通過NOP的大功率流），在比較選定的開環和閉環運行天數時，觀察到電網損耗顯著降低。盡管在閉環操作前和操作期間可以觀察到功率流相對較大的差異，但與開環操作相比，閉環操作下的相對損耗已經降低。因此可以得出結論，閉環運行在總體上提高了電網運行的效率。由于缺乏對帶電配電網中負載的控制，并且電網不能同時在開環和閉環布局中運行，因此開環和閉環運行下的潮流會有所不同。在開環和閉環運行下，從表6的損失相對差異中可以得出結論，絕對損耗較高，但相對損耗較低，盡管閉環操作期間的絕對損耗和功率流較高，但閉環操作的損耗較低。在整個現場測試期間，在各自電網布局中運行時傳輸的總能量平均損耗低于配電網開環運行期間的損耗。

表6 B網每日平均損失對比

4 結論

在DA的支持下，從配電系統操作的角度看，配電網的閉環運行具有許多優勢。閉環運行改善了電壓分布，增加了DG的托管容量，降低了電網損耗。通過實施先進的保護計劃，并使用DA進行快速故障檢測，可將不良影響降至最低。模擬計算和詳細的現場測試表明電網損耗可以減少4%～6%。結果表明，DA支持的閉環運行電網可以為配電操作系統提高現有電網基礎設施利用率。