湖南电网配电自动化应用实践

张帝， 唐海国， 张志丹， 康童， 李红青

(国网湖南省电力有限公司电力科学研究院， 湖南 长沙410007)

0 引言

国网湖南省电力有限公司在国家电网有限公司内作为第二批17 个配电自动化建设试点单位之一，在2011 年启动长沙配电自动化工程建设[1]， 相继完成长沙、 湘潭、 株洲、 衡阳四个地市配电自动化主站建设。 2017 年底启动省级配电主站建设， 并于2018 年11 月底上线试运行， 实现全省配电终端集中接入和图模集中管控[2]， 并开展终端管理[3-4]、 故障综合研判[5-6]等实用化应用。 截至2020 年10 月， 全省主站共计接入配电自动化终端设备32 185 套(其中一二次成套环网箱4 954 套，一二次成套柱上开关8 772 套， 故障指示器18 459套)， 已基本具备实用化应用条件。

1 技术路线

1.1 湖南电网技术路线选择

馈线自动化是配电自动化建设的重要组成部分， 是指利用自动化装置或系统， 监视配电网的运行状况， 及时发现配电网故障， 进行故障定位、 隔离和恢复对非故障区域的供电[7-11]。

馈线自动化实现故障处理可采用集中型[12]和就地型模式。 其中， 集中型馈线自动化借助通信手段， 通过配电终端和配电主站的配合， 在发生故障时依靠配电主站判断故障区域， 并通过自动遥控或人工方式隔离故障区域， 恢复非故障区域供电。 就地型馈线自动化不依赖配电主站控制， 在配电网发生故障时， 通过配电终端相互通信、 保护配合或时序配合， 隔离故障区域， 恢复非故障区域供电， 并上报处理过程及结果， 就地型馈线自动化包括分布式馈线自动化、 不依赖通信的重合器方式、 光纤纵差保护等。

国家电网有限公司自2009 年开展配电自动化建设以来， 综合应用效益初步显现。 不同电网公司均选择了典型的馈线自动化模式进行应用， 江苏、浙江等发达地区已完成地市配电自动化主站全覆盖， 故障处理以集中型馈线自动化为主， 1 min 内可实现故障的定位、 自动隔离和恢复。 北京、 山东等地在城郊架空线路区域采用了就地型馈线自动化， 通过重合闸实现故障隔离与恢复。 广东、 上海等地试点了智能分布式馈线自动化， 可实现秒级故障处理。

为深化配网自动化建设， 推广应用遥控、 馈线自动化等技术决策部署， 结合湖南电网变电站出线开关保护配置级差不够、 地市主站建设覆盖不全等现状， 湖南电网配电自动化应用优选为“主线馈线自动化、 支线继电保护” 的技术路线， 即通过主线馈线自动化实现主线故障自动定位、 隔离和非故障区域恢复， 通过支线继电保护实现分支故障就地切除， 降低整线跳闸次数和缩小停电范围， 支撑“两降一控” 工作目标。

1.2 继电保护配置原则

配电网保护整定按照变电站10 kV 出线开关(第一级保护)、 分支开关(第二级保护)、 用户分界断路器(第三级保护) 配置整定原则考虑。 一般而言， 采用变电站10 kV 出线开关、 分支开关(或用户分界断路器) 两级保护模式， 三级保护只针对长分支线路带专变用户的情况。 设置成第二级保护的分支断路器(含用户分界断路器)， 按电流Ⅰ段和电流Ⅲ段保护进行配置， 电流Ⅰ段零时限切除故障电流， 电流Ⅲ段防止线路过负荷。 设置成第三级保护的用户分界断路器， 按电流Ⅰ段和电流Ⅲ段保护进行配置， 电流Ⅰ段保护定值根据配变容量来确定， 电流Ⅲ段保护动作定值按躲本分支最大负荷电流整定， 动作时限应与上一及分支断路器电流Ⅲ段配合， 形成0.3～0.5 s 的级差。

1.3 馈线自动化配置原则

根据湖南电网的网架结构和城、 农网特点， 在建有地市公司主站且有光纤的城网线路选择集中型馈线自动化， 无地市主站纯电缆线路不投馈线自动化， D 类地区架空线路宜采用就地式电压时间型馈线自动化， 具体配置见表1。

表1 馈线自动化配置模式

1.4 重合闸配置原则

电缆线路、 电缆占比达30%以上混合线路，全线重合闸停用。 架空线路第一级开关重合闸时间整定为2 s， 第二级开关整定为3～5 s。 配置为第二级保护的分支断路器， 当其处于出线开关Ⅰ段保护范围内时， 退出重合闸。

2 主要实践内容及成效分析

2.1 主要实践内容

1) 工作方案引领， 指导手册支撑。 一是制定《配电自动化实用化应用工作方案》 《馈线自动化及继电保护整定方案》， 明确应用技术原则， 以在线率和应用率为抓手推进实用化应用， 以周通报、月度例会进行管控。 二是编制《配电自动化入门手册》， 组织省级培训和市县公司培训， 支撑基层班组现场开展配电自动化应用。 三是推行设备现场验收“一设备、 一卡片”， 通过项目竣工管控配电自动化设备安装、 接入和应用。

2) 典型问题解析， 现场技术服务。 一是针对现场成套开关运行现场发现的TV 接线和参数配置不正确等典型问题， 编制《配电自动化实用工作手册》， 组织开展存量设备全面排查和整改。 二是赴典型县公司集中检修现场， 以实战方式开展现场技术服务， 覆盖全省。

3) 持续推进配电自动化主站建设及应用。 一是启动常德、 益阳等5 地市独立主站建设， 完成厂内系统集成。 二是推进地市主站与省级主站数据贯通工作， 完成长沙、 湘潭主站遥测、 遥信和电量数据周期同步。 三是常态化开展配电网故障综合研判应用， 实时推送设备主人和供电服务指挥系统， 支撑主动抢修。

2.2 应用成效

1) 支撑降低10 kV 整线停电。 通过应用主线馈线自动化和分支继电保护， 全省10 kV 线路整线跳闸减少32.29%。 株洲、 长沙等地市积极开展馈线自动化应用， 其中， 株洲城区(配电检修公司)降低10 kV 整线停电50.68%。

2) 支撑降低配电台区停电。 通过主线故障分段隔离和分支故障就地切除， 大幅缩小停电范围，全省台区故障停电减少31.77%。 其中， 怀化、 永州等地市积极开展配电自动化设备消缺和接入应用， 台区停运率分别降低46.56%和42.17%。

3) 支撑控制配变停运时长。 通过馈线自动化和故障综合研判应用， 可准确定位故障区间， 改变了传统人工巡线、 经验勘察的工作模式， 极大缩短故障查找和抢修恢复时间， 全省通过配电自动化应用， 配电台区停电时长减少34.16%， 其中， 长沙故障台区平均停电时间缩短为3.2 h。

2.3 典型应用案例

1) 案例1

永州地区某10 kV 线路， 全线共764 基杆塔，主线226 基杆塔， 支线众多， 近乎70%线路穿梭在树竹之间， 日常运维及故障巡线难度极大。 于3 月10 日开展集中检修， 在P090、 P147 杆装设两台一二次成套开关， 实现主干线三分段， 并投入就地型馈线自动化， 具体如图1 所示。

图1 永州某10 kV 线路开关安装位置

6 月15 日17 时00 分， 该10 kV 线路发生断树压线短路故障， 经变电站出线开关322 断路器两次重合闸后， 最终P147 杆开关分闸， 正向闭锁合闸， P147 杆前段线路均恢复供电。 此次故障影响公变台区15 台、 专变台区1 台， 前段73 个台区恢复供电， 损失负荷124.8 kW， 占比14.6%。 历时95 min 供电所查找到故障点位于P153 杆， 抢修后恢复供电。 相比以往故障巡线耗时半天甚至一整天， 节约故障查找时间10 h 以上。

2) 案例2

怀化地区某10 kV 314 线， 全长153.406 km，共安装变压器88 台， 容量4 425 kVA， 其中公变78台容量3 215 kVA， 专变10 台容量1 210 kVA，2019 年全线跳闸8 次。 于6 月30 日进行了集中检修， 新装(更换) 柱上断路器3 台， 移位柱上断路器1 台， 在主干线安装成套柱上断路器2 台， 实现主干线3 分段， 并投入了就地型馈线自动化功能， 如图2 所示。

图2 怀化10 kV 314 线开关安装位置

7 月10 日晚21 时32 分， 314 线路由于分支树障导致出线开关过流Ⅰ段动作跳闸， 出口浪支线(T 接在主干线53 号杆) 柱上断路器跳闸(18 个台区失电)， 实现分级故障隔离， 变电站出线开关2 s 后重合， 主干线46 号杆、 148 号杆柱上断路器在线路来电后依次来电延时合闸成功， 避免了一次支线故障导致全线停电故障， 减少停电台区数70台， 根据故障定位区间指导巡线和抢修， 节约供电恢复时长6 h。

3 配电网自动化应用建议

配电自动化技术是减少线路跳闸次数和缩小停电范围最有效的技术应用。 针对应用过程中出现的问题和积累的经验， 将重点开展各项工作， 充分发挥已建设配电自动化设备的成效， 提升故障处理效率。

1) 加强配电自动化队伍建设和培训。 开展配电自动化取证培训考核， 将配电终端调试运维工作纳入设备主人日常工作， 组织开展配电自动化专业竞赛， 以赛促培， 不断提升配电自动化人员专业技术水平和培训质量。

2) 强化配电自动化全过程线上管控。 充分应用数字化管理手段， 通过停电区域图、 配网工程验收等线上业务流程， 管控新增设备的图模异动和现场安装调试上线， 全面落实成套开关现场验收“一设备一卡片”， 避免“前清后乱”； 对于存量设备， 加强维护， 建立问题缺陷库， 通过移动应用巡视和业务工单闭环管控逐步“销号”。

3) 推进新一代配电自动化主站建设和无线公网遥控应用。 开展无线公网遥控功能和信息安全测试， 按照“试点应用-总结提升-全面推广” 有序放开无线公网遥控应用， 提升遥控使用率， 缩短倒闸操作和故障处理时间。

4) 加快馈线自动化投运。 结合配电自动化建设和设备消缺情况， 以集中型馈线自动化为主， 就地型馈线自动化为辅， 按照“具备一条、 投运一条” 的原则， 加快馈线自动化投运和分支继电保护应用， 提升故障隔离水平。

5) 积极开展单相接地故障快速处置。 依托配电自动化成套开关的零序功能， 开展配电网单相接地故障的就地研判及切除[13-16]， 同步开展站内单相接地选线装置梳理和整改， 融合站内接地选线信号和线路单相接地告警、 动作信息， 推进基于配电自动化系统的单相接地故障综合研判应用， 实现单相接地故障的精准研判和快速处置。

6) 提升设备智能化和可靠性水平。 规范各全检中心管理， 严把设备质量， 避免问题设备流向现场， 同时甄选优质合格供应商和优化配电自动化设备选型应用原则， 从可靠性设计、 材料、 工艺、 运维等方面提高标准， 推广应用标准化、 高可靠、 易(免) 维护的技术产品， 确保设备现场运行可靠。