智能配网在县配电网中的应用

2012-11-19舒伟

云南电力技术 2012年1期

关键词：分段断路器配电网

舒伟

(嵩明供电有限公司，云南昆明 651700)

1 前言

某县配网Ⅰ～Ⅵ回线路为双变电站供电，实现了Ⅰ～Ⅵ回线路之间的互联，即县城Ⅰ回线路实现“三分段二联络”的接线方式，而Ⅱ～Ⅴ回线路则全部实现“多分段三联络”的接线方式，因而构成了非常完整的10kV配电网络，为智能配网建设创造了良好基础。

2 常规配网自动化技术的不足

2.1 难以应用微机维护

线路均为多分段多联络方式，由多回电源供电，运行方式和潮流复杂，使得常规的微机保护难以应用。

1)由于10kV电流保护依赖延时实现保护的选择性，多分段线路保护的串联级数过多导致某些故障的切除时间偏长，影响设备安全。

2)运行方式改变导致潮流方向改变，保护定值难以整定。

3)由于城网中大量的短馈线、T接线、双T接线，环型接线等复杂接线，线路保护整定配合困难。因此在城网中，若采用常规微机保护技术和设备，就只能将整条线路视为一个单元，在变电站出线断路器或线路首端断路器配置保护，而分段、联络断路器难以配置保护。当线路故障时，需将整条线路切除，导致保护范围过大，保护的选择性较差。

同时，由于中压保护装置一般为非三相式保护，对于单相接地故障不能快速识别切除。城网属于小电流接地系统，即中性点不接地或者经消弧线圈、电阻接地。发生单相接地故障时，接地电流很小，常规微机保护装置难以准确快速地切除，并且故障查找困难。

2.2 保护与控制分离

实现线路分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础，为提高供电可靠性，需要对线路实现快速的故障隔离和非故障区负荷转供，这是配网自动化系统的主要作用。但是，线路分段、联络断路器难以配置常规的微机保护，使得配网自动化系统与微机保护装置脱节，需要在线路首端保护动作后才能由配网自动化系统实施故障隔离和非故障区负荷转供的控制。目前主要有两种方式:

1)FTU方式:线路故障时，在线路首端保护跳闸后，由各个分段、联络断路器配置的FTU向配网自动化主站发送故障信息，由主站分析判断故障位置，以主站遥控方式将故障区域周边线路开关跳闸，实现故障隔离，确认后遥控合闸首端断路器和相应的联络开关，恢复非故障区供电。通常在几十秒的时间内实现故障隔离，在几分钟内实现恢复供电。

2)重合器方式:采用重合器与分段器的配合，在线路故障时，依照预定的延时和顺序进行多次重合后，可将故障点自动限制在一个区段内，但不能实现负荷转供。相对于传统的微机电流保护有较大的优势。但缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对系统产生冲击，并且变电站出线的速断保护延时过长，对变电站运行产生影响。

上述两种方式都存在故障保护、故障隔离和负荷转供三个环节难以统一的问题，三个环节难以协同动作、快速实施，并都会导致非故障区域停电和多次冲击，不利于提高供电可靠性和电能质量。

2.3 配网自动化孤岛

由于10kV配电线路只在首端配置电流保护，供电区域内的故障都将导致整个区域停电，因而分支线采用分界断路器，它的主要作用是:在运行中自动断开分支线(用户侧)相间短路故障和接地故障，以保障分支线故障不影响主干线的运行。

目前分界断路器一般仍游离于配网自动化体系之外，通常带有通信功能，多采用GPRS等公网通信，受通道限制，通信仅只起到向主站通报故障信息的作用，暂未能与配网自动化系统协同控制，从而成为新的自动化“孤岛”

同时，分界断路器的保护整定与线路首端保护之间也只能采用延时配合，可靠性尚有不足，越级跳闸问题难以从根本上解决。

3 智能电网技术优势

3.1 标准体系

IEC61850标准是基于通用网络通信平台的变电站自动化系统唯一国际标准。规定系统内的智能电子设备(IED，测控单元和继电保护)均采用统一的协议，通过网络进行信息交换。

IEC61850－9－2具有对象建模、抽象通信服务接口、采样值发送和接收、可与GOOSE通信共网等特点。

3.2 GOOSE通信

面向通用对象的变电站事件(GOOSE－－－Generic Object Oriented Substation Event)是IEC 61850标准中用于满足智能系统快速报文需求的机制。

GOOSE通信是一种实时应用报文，主要传送实时性很强的间隔闭锁和跳闸信号，可以快速反应电力系统故障和异常工作状态，并可靠的切除故障元件。另外，GOOSE消息还包含数据有效性检查和消息的丢失、检查、重发机制，以保证通信的可靠性。

智能系统采用IEC61850 GOOSE通信标准，利用快速以太网特性，通过GOOSE实现保护之间信息交换和监控间隔联闭锁功能，与保护系统统一建模、统一组网，共享统一的信息平台，提高二次系统的安全性、可靠性。

4 智能系统的主要特征

基于IEC 61850标准体系智能系统的主要优势:一次设备智能化、二次设备网络化、数据交换标准化、设备检修状态化、管理运维自动化。

基于IEC61850标准体系和GOOSE高速高可靠通信，实现跨间隔协同保护、流程化自动控制成为智能系统的主要特征。

4.1 跨间隔协同保护

智能故障定位:在系统辖内(如配电网、厂站内部)建立区域优化保护的概念，故障发生时，利用GOOSE通信机制的高速和高可靠性，智能装置之间高速横向通信、智能分析，在速断保护允许时延内完成故障定位。

防越级跳闸:故障时，先行启动快速智能故障定位，按预定规则针对性跳闸，防止越级跳闸，提高保护的选择性。

分布式保护:基于智能装置之间的高速通信、协同配合，分布式实现集中类保护功能，如故障录波、小电流接地选线等。

4.2 程序化自动控制

自动倒闸操作:“一键”实现整个倒闸操作的全过程自动闭环控制。

智能网络重构:在系统辖内实现快速的故障隔离、负荷转供，恢复非故障区域的供电。

智能减载联切:根据实际运行负荷和电源供电余量，在可能过载时，按照预案快速切除部分次要负荷，保障重要负荷供电。

5 智能配网系统应用实例

将智能电网相关技术引入配网自动化领域，针对某电网实际进行配网智能化改造，探索县城智能配电网建设的模式，以Ⅳ回线为例，见图1。

图1 嵩明县城网接线图

5.1 防越级跳的智能网络保护

随着用户对供电可靠性要求的提高，需要解决线路故障时保护动作的选择性，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。需要在线路的分段、联络断路器上都配置保护装置，并且各个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离。

智能网络保护系统是将就地保护和远方保护相结合，系统基于GOOSE通信，当线路出现故障时，线路主干线首端、分段、联络断路器等相关串联保护智能模块间基于GOOSE高速横向通信，在电流速断保护允许的时限内实现高速故障定位，闭锁上游保护，仅故障点在保护范围内的智能模块速断动作，切除故障点，防止越级跳闸导致扩大故障停电范围，从而构成一个区域配电网的网络化智能保护系统。基于网络化智能保护技术的智能配网，具有快速定位故障点，就地处理故障，减少系统冲击，迅速恢复供电等优点。

当G1位置发生故障时，K1、K2、K3均流过故障电流，若K1、K2、K3断路器均配置保护，则因定值难以整定而易导致越级跳闸，因而常规配网自动化方式只在K1断路器配置保护，K1保护跳闸后，主站遥控K3、K4分闸隔离故障，然后遥控K1合闸送电，从而导致K1～K3间非故障区域停电，且难以快速恢复供电。如果采用智能网络保护系统，K1、K2、K3断路器配置的保护装置基于GOOSE高速横向通信实现高速故障定位，仅由K3断路器速断保护跳闸，防止越级跳闸扩大故障区域，同时隔离故障，保障K1～K3间非故障区域不停电，不受故障影响。

5.2 智能化分界断路器

分界断路器与主干线的FTU采用相同的技术和设备，一同通过光缆通信，不仅可实现分支线和用户专线的“三遥”监控和电量采集(可选功能)，而且同样纳入一体化的网络保护、故障隔离、负荷转供等快速自动控制。

如图1所示，当 G2位置发生故障时，K1、K2、K3、K4、K7均流过故障电流，各断路器配置的保护装置通信，协同实现高速故障定位，仅由K7断路器速断保护跳闸，防止越级跳闸，同时隔离故障，主干线不停电，不受故障影响。

5.3 带智能联切的快速网络重构

由于智能网络保护是基于快速故障定位，而不是基于保护定值配合，因而能够实现配网运行方式变化时保护系统自动匹配，从而不需要在运行方式发生变化时重新整定保护定值，使得网络重构能够自动、快速实现。

如图1所示，当G1位置发生故障时，K3断路器速断保护跳闸，同时相关各断路器配置的智能装置基于GOOSE高速横向通信，确定故障区域G1的边界断路器如K4也同步分闸，实现对故障区域的快速隔离。

确认隔离状态后，根据预先设置的预案，①K5合闸，石塘变供电;②K5、K8合闸，K6分闸，由Ⅴ回线供电;③K5、K9合闸，K6分闸，由Ⅲ回线供电。自动在这三回供电路径中选择最优路径，快速恢复对K4～K5区域的供电，实现负荷转供。根据实际运行负荷，如果这三回供电路径均不能对K4～K5区域全额供电，则根据预案选择某回供电路径，并自动将该路径所供负荷中的部分一般负荷切除，以保障不过载，然后实施网络重构控制，保障该回供电路径下重要负荷的供电，从而实现智能化的快速网络重构。