基于10kV配网分布式区域自动化方案应用研究

基于10kV配网分布式区域自动化方案应用研究

黄海清

（广东电网有限责任公司清远阳山供电局广东清远513100）

摘要：文章从提高供电可靠性的思路出发，分析了当前主流的各种配网自动化技术的特点，详细探讨分布式区域自动化应用方案。

关键词：10kV；配网自动化；供电可靠性；方案

引言

众所周知，配网环节是电力系统当中最为重要的一个部分，随着电网自动化技术整体工程的不断深化，那么配网自动化技术的改造与升级也在不断的推进。上述的配网自动化技术在10kV配网线路中能够有效的提高其完全与稳定性能，对于事故的自动化监测也有极大的帮助，如果发生事故之后维修也更为简单，整体提升了配网的管控效率。

1提高供电可靠性的思路

对于供电管理部门，要提高配电网的供电可靠性，有两个方向。

（1）从生产管理入手，进一步提高人员素质，提高运行维护的效率和质量，做到故障隐患提前发现，故障发生后能快速恢复。

（2）从设备入手，提高所用设备的质量，提高配电网的结构可靠性，提高设备自动化水平，最好能实现自动故障隔离和自动恢复供电。

对于生产管理方面，供电管理部门已经做了大量的工作，这方面本文再赘述。对于配电网的设备、配电网的网架结构、配电网的自动化等方面，目前有很多方案在不同的场合应用和推广。

1.1集中常见的馈线自动化方案介绍

配网的馈线自动化系统方案目前主要有以下几种。

1.1.1基于电压时间型开关的馈线自动化方案基于电压时间型开关的自动化方案，由重合器与分段负荷开关进行顺序重合控制，实现故障隔离和恢复供电。如图1。

图1基于电压时间型的自动化方案

该方案的优点是无需通讯联络，投资小，易于实施。但是该方案每次故障都会导致馈线出线开关跳闸。非故障段也会引起停电。永久性故障的隔离需要馈线出线开关二次重合闸配合，造成非故障区域的多次重复停电以及对系统的多次冲击。故障隔离时间在1～3分钟内，所需时间较长，需要逐段延时合闸分段负荷开关。

1.1.2基于负荷开关作为分段开关的主站集中式配网自动化方案

该方案中，线路故障的还是由变电站出线断路器开关跳闸来处理，而通过主站集中处理DTU（馈线终端）上传的故障检测信息，实现故障的定位、隔离，以及非故障段负荷的恢复供电。该方案由控制主站/子站通过通信系统集中收集各馈线终端（DTU）的故障检测信息，根据系统拓扑结构和预设算法进行故障定位，并通过遥控或手工实现转供电。该FA方式需要由现场开关的馈线终端（DTU）、通信网及控制主站三部分共同完成。

该方案实现中压配电网故障隔离与运行监视，功能相对完善，而且不要求变电站出口断路器进行重合闸配合，不会对系统造成多次过流冲击，对架空与电缆线路都适应。其不足之处是需要通信通道及控制主站，投资较大。对一些监控点比较多得配电网来说，系统庞大、复杂，一旦主站发生故障，整个配电网的故障无法都处理。由于通信以及主站进行故障信息处理花费的时间较长，自动供电恢复的时间在1～3分钟之间。

另外一点就是，每次线路故障都需要全线路跳闸停电。

图3本地备自投的自动化方案

2分布式区域自动化方案

无论应用何种配网自动化方案，最终目的是为了实现故障就地隔离，减少停电范围，实现快速转供电，恢复受影响区域的供电。

要实现快速的故障就地隔离，需要配置断路器分段分界开关，不依赖变电站出口开关，就地切除故障。

切除故障可以采取传统的通过定值分级配合实现保护的选择性。但一方面由于线路特别是电缆线路间隔距离太短，定值配合困难，另一方面分段开关多了后定值也无法配合。所以这种定值分级配合应用起来有一定困难。另外一旦转变运行方式，原来定值就无法使用。

因此，为解决馈线自动化定值配合困难、不适于不同运行方式的问题，应用光纤电流差动保护技术是必然选择。

为了实现线路故障切除后的快速转供电，网络备自投技术也应运而生。

为了自动化应用的灵活性和适应性，分布式自主控制方案无疑是更好的选择。

2.1电流差动保护技术

电流差动保护技术自20世纪初就已经研究出来并应用于电力系统。而且随着通讯技术、电子技术的进步不断发展，从最早的机电型保护装置，到半导体整流型保护装置、晶体管型保护装置、集成电路型保护装置等，以及到当前的微机型保护装置，而且这些装置广泛应用与高压输电线路的保护中。从差动保护的通道来看，也先后有导引线差动保护、电力载波差动保护、微波差动保护和光纤差动保护。电流差动保护，对电力系统继电保护来说，是最为理想的一种保护。其具有灵敏度高、简单可靠、动作速度快等优点，而且差动电流中消除负荷电流的影响，电流差动保护能适应各种复杂的故障运行状态，能应用于各种供电网络拓扑结构。这是普通的单端电气量保护无法比拟的。

但一直以来电流差动保护主要用于高压输电线路的保护。因为差动保护装置需要昂贵的通信通道支持，投资大，成本高。随着电子技术、通讯技术的突破性发展，新技术、新材料的应用，曾经昂贵的通讯设备、通信材料，如光纤设备、光纤电缆等等价格已经大大的下降，使得一直以来制约光纤差动保护的通信通道建设问题不再存在，为在配网应用光纤差动保护提供可能。

2.2基于光纤差动保护技术和网络备自投技术的分布式区域自动化系统

2.2.1系统目标

区域内主干线路故障快速切除。最快切除故障时间＜100ms。区域内分支线路故障就地切除。最快切除故障时间＜100ms。受影响的非故障区域自动快速转供电。最快转供电时间＜500ms。

2.2.2系统方案

区域内配电网主干线路由2路10kV电源供电，公用开关房开关全部配置断路器开关，公用电房相互间手拉手连接；2号公用电房环网开关作为联络开关，常开。

公用电房相互间通讯由光缆点对点连接，为智能测控单元的光纤差动保护提供通讯通道，也为网络备自投提供数据交换的通讯通道。如图4。

图4分布式馈线自动化系统方案

主干线路故障由光纤差动提供保护（过流和零序），实现快速就地切除故障。用户负荷分支由分界控制器提供就地保护。

2.2.3方案故障处理逻辑

（1）区域内如果1号公用电房和2号公用电房线路故障，光纤差动保护动作，故障线路2侧断路器开关分闸，切除故障；联络开关对应智能测控单元接收到差动保护动作标志，同时收到差动保护动作的2个开关位置为“分位”，而且其它相关备自投条件满足时，备自投控制联络开关合闸，2号公用电房变电站2号线恢复供电。

（2）区域内如果1号公用电房的负荷分支线路故障，分支线路开关保护动作，就地切除分支线路故障，其他用户负荷不受影响。如图6。

（3）区域内如果变电站1号线与1号公用电房之间线路故障，变电站1号开关保护动作，1号公用电房进线开关失压分闸，2号公用电房联络开关备自投控制动作，合上联络开关，恢复1号、2号公用电房供电。

（4）区域内其他主干线路和分支线路故障的处理与上述类似。

2.2.4方案应用的几个实际问题及建议

（1）关于相关定值设置及配合。一般情况下，10kV配网线路较短，用电流定值分级很难，建议用延时时间分级。变电站：速断延时值，建议0.2s～0.5s，根据实际情况而定。主干线路：差动速断延时值，0s分支线路：速断延时值，0s而快速断路器切除故障的时间约0.05～0.07s，所以上述定值配置，可保证实现系统目标，实现故障的选择性就地切除，以及快速恢复供电。（2）关于通讯。通讯光缆建议用12芯或以上的重铠光缆，保证足够的备用光芯，在必要时配置实时双通讯通道，进一步提高通讯的可靠性。

（3）关于网络备自投。网络备自投技术有几个关键点。

网络备自投是保护动作启动；网络备自投需要确认故障切除隔离，保证后备电源投入后不会投到故障点；网络备自投可以方便可靠闭锁，方便调试维护和管理。

3.2.5方案应用

上述基于光纤差动保护技术和网络备自投技术的分布式区域自动化系统，在人口众多、负荷密集的商住小区得到成功应用。

因为用户对可靠性要求高、停电影响大，旧有供电线路改造困难，改双电源供电根本不具备条件，在此情况下，应用分布式区域自动化系统来提高故障就地处理能力和快速转供电能力。使得原来平均故障处理时间2～3s，缩短到1～5s。供电可靠性大大提高。应用经验：

（1）分布式区域自动化系统，布置灵活，组合方便，规模可大可小。小，可以在10kV馈线的一个分支线路上，由几个配电房组成的互为后备联络的小自动化区域；大，可以将2条10kV线路组成N供一

备的自动化区域。自动化区域无论大小，都具备自主的故障切除隔离和自主的快速转供电，无需其他外部系统支持。

（2）自动化系统配置部署投入成本较低。相比较一次线路的改造投资，自动化装置、通讯设备、光缆等的成本明显更有优势。

（3）区域内与上一级配电网通讯可以灵活的根据需要采用无线或光缆实现，无缝接入调度控制主站。

总地来说，基于光纤差动保护技术和网络备自投技术的分布式区域自动化系统，是面对大中城市的重要负荷，提供的一种投入相对较低，组网合理，效果理想的新型智能配网自动化方案，能过大幅提高10kV供电线路可靠性的。

4结束语

随着我国网络技术和自动化技术的快速发展，那么这些技术在电网运行中的运用也越来越多。为了有效的将自动化技术在配电网中使用，从而及时的监测出各种线路的故障，提高线路的维修效率，这样一来会使得电力系统的运行更加稳定与安全。分布式区域自动化技术，作为一种技术水平较高、效果明显、组网灵活、方便实施的方案，是对于高供电可靠性要求区域实现配网供电可靠性指标的现实解决方案。

参考文献：

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