云南电网配电自动化省级主站建设分析

2021-07-22赵勇帅王洪林李维

云南电力技术 2021年3期

赵勇帅，王洪林，李维

（云南电网有限责任公司电力科学研究院，昆明 650217）

0 前言

2020年以来，国内各电网公司纷纷建设配电自动化省级主站，如吉林电网公司建设的配电自动化省级主站，主要用于配电自动化实用化指标的监测统计和线路故障分析，广东电网公司建设的省级配网技术支持管理平台，以配网故障快速复电指挥为核心功能，实现配网调度、故障抢修与客户服务的业务协同以及配网运行管理相关系统的信息集成和展示。

对配电自动化主站的研究，文献[1]利用信息化手段，建立了以设备为中心、以标准为依据、以计量和试验为手段的三位一体的网络化技术监督体系；文献[2]介绍了配电自动化主站平台系统结构；文献[3]介绍了配电自动化的规划思路；文献[4]对比分析了国内不同配电自动化主站的差异性；文献[5]分析了起调度自动化系统通道数据异常的原因；文献[6]研究了智能终端功能应用方案对快速故障隔离及恢复；文献[7]提出农村配电网的“鱼骨形”接线方式改为“葡萄状”接线方式；文献[8]建立了面向供电可靠性分析的配电系统简化模型；文献[9]分析了配电主站模型分片的技术原理和前置分布式采集的结构组成，提出了配电分布式SCADA并行处理机制及整体测试方法；文献[10]通过通信网络优化，提升电力通信网的安全性和可靠性；文献[11]基于配电主站、通信通道和配电终端结构，对馈线故障节点判断、故障定位、故障区域恢复供电进行了分析和研究。

目前，云南电网16家地市供电局已建成配电自动化主站或OS2配网模块，具备对配电自动化终端的接入、遥控操作、实用化指标的统计分析和智能告警等功能，配电自动化运行数据以5分钟一个断面的频率上传到中调服务器，但省公司层面无统一的配电自动化数据应用管理平台，无法实现对全省配电自动化实用化6个一类指标自动统计，均是人工统计核实，且中调可接收到的信息只有运行数据，无线路的图模信息及现场巡线查找结果，无法对实用化关键指标故障隔离准确率进行核实。而且中调缺少小电流选线装置定值、馈线出口断路器定值、终端定值和线路图模等信息，无法快速协助供电局找到原因并及时指导整改。无终端的故障录波数据，无法对一些特型故障，如不明原因的、重合闸成功的、间歇性、高阻等进行分析、辨识和定位，无法指导供电局现场运维人员快速找到隐患点或故障点。

因此，有必要建设一个配电自动化省级主站系统，融合各地市局的配电自动化主站运行数据、终端定值、线路图模、终端故障录波数据、故障情况等信息进行综合分析，从省级层面对16家地市局配电自动化实用化指标进行监控管理，借助省公司的技术力量协助指导供电局用好配电自动化快速隔离故障、恢复非故障区域供电和停电转电等，大幅度提高云南电网供电可靠性。

1 主站建设目标

云南电网配电自动化省级主站系统建设目标是通过对16家地市局配电自动化终端的运行数据、SOE动作信息、终端的故障录波数据、OMS系统上的定值信息及4A抢修模块中故障处理信息等专业系统信息的融合分析，实现省公司对16家供电局配电自动化实用化指标更准确地监控管理，同时协助供电局用好配电自动化，提高自动化开关故障隔离准确率、三遥开关的遥控次数及成功率、加强故障分析减少不明原因故障次数，进而缩小停电范围和时间，提高供电可靠性。

2 主站建设方式

配电自动化省级主站系统需融合16家地市局配电自动化运行数据信息（3种交互方式）、4A模块中的故障抢修模块信息（1种交互方式）、主网OMS系统定值信息（1种交互方式），总体构架如图1所示。

图1 信息交互总体架构

地市局配电自动化系统数据接入模式有三种：

1）从配电自动化终端直接接入，数据实时性高，但需要各供电局配合对安装现场的配电自动化终端进行调试（配IP地址），调试工作量巨大；

2）从各地市供电局配电自动化主站获取，无需对终端进行调试，可直接获取终端的运行数据、SOE动作信息、图模信息、故障录波数据等，但需要开发主站间接口程序（1个接口程序开发周期大概1个月，成本5万），而且需要与各地市局配电自动化主站进行逐一调试；

3）从省公司中调服务器获取，无需对终端进行调试，无需开发主站间的接口程序，可直接从中调服务器获取各地市局终端的运行数据、SOE动作信息、图模信息、故障录波数据等。因此省级配电自动化主站推荐采用第三种接入模式。软硬件架构如图2、图3所示。

图2 省级主站软件架构图

图3 省级主站硬件结构图

3 需要解决的问题

现有配电自动化系统需要完善以下功能：

各地市局配电自动化系统上传中调服务器的数据只有配电自动化系统的运行数据，无线路的图模信息，需供电局上送此部分数据；

中调服务器不能从主网OMS系统上直接获取小电流选线装置定值、馈线出口断路器定值、终端定值，需打通中调服务器与各地市局主网OMS系统定值模块的数据交互功能；

各供电局配电自动化主站系统均未实现对终端的远程运维功能：远程读取终端定值、远程调取故障终端录波数据、远程升级、远程修改定值等，需各供电局加快完善配电自动化主站系统远程运维功能建设；

配电自动化省级主站系统需从4A系统中的故障抢修模块中获取10 kV配电线路的故障处理信息，需开发两个系统之间的接口程序。

4 主站功能运用

4.1 实用化指标监控管理

全省配电自动化实用化指标等数据集中上云，动态监测终端运行情况，实现省地县三级配电自动化实用化评价指标自动统计、月报数据自动生成等功能，有效监控各供电单位实用化应用水平，通过开展各项指标的横向和纵向对比，促进各单位差异化制定提升措施。

4.2 故障隔离准确性分析

按月梳理分析全省配电自动化覆盖线路故障情况，筛选出自动化开关动作不准确的故障。针对未正确隔离的故障，结合馈线出口断路器动作信息、终端SOE动作信息、定值信息、线路图模信息、终端故障录波信息和4A系统中故障抢修模块信息等进行综合分析，找到原因并指导供电局排查整改，提升自动化开关故障隔离准率和自愈正确率。

4.3 录波数据应用

收集全省配电自动化终端的故障录波数据，对终端动作准确性进行校核；根据故障类型对故障录波数据进行分类处理，建立不同故障类型（绝缘子击穿、树障、避雷器击穿、导线坠地等）的录波数据库，结合故障辨识方法对故障进行辨识和定位，指导供电局现场运维人员快速找到隐患点或故障点；根据暂态录波信息中的扰动信息，评估部分配网设备的绝缘状态，通过对暂态扰动信号进行分析和辨识，对配电线路的绝缘薄弱点发出预警。