简谈配网自愈控制技术及其应用

简谈配网自愈控制技术及其应用

陈朝滨

（广东电网有限责任公司潮州供电局  广东 潮州  521000）

摘 要:配电网是电力系统的关键组成部分，承担着电力系统中将电能传输至电力用户的责任，同时将电力系统主网和电力用户联系在一起。当前配电网的运行方式复杂化日益加剧以及自动化率不断提升，进一步发展与应用配网自愈控制技术以保证高要求的供电可靠性迫在眉睫。本文以广东某地区配电网为研究对象，论述配网自愈控制技术研究及实例分析。

关键词：配电网；运行方式；自愈；供电可靠性

1 引言

配网自愈是作为智能电网最主要的特征，其利用自动化终端和配电主站监视配电线路的运行状况，及时发现线路故障并诊断故障区域，同时实现故障区域的自我隔离和非故障区域的自我恢复。配网自愈建设应综合考虑配电线路、通信网路和开关设备等情况，充分考虑实用性、可靠性、经济性、先进性，合理选择相应的自愈类型。配网线路上在发生故障时利用合理的自愈类型可以快速、准确地实现故障定位、故障隔离及恢复非故障区域供电，继而减少停电区段及停电时间。随着配网环网率、自动化率的提高，又有配网自愈动作最大化的要求，在提升配网自愈控制技术的同时也要注重于配网自愈功能管理的规范性，这样才能不断提高供电可靠性、改善供电质量、提升电网运营效率。

2 配网自愈控制技术概述

配网自愈控制技术类型可分为就地自愈与主站自愈：

就地自愈：即通过自动化终端的保护配合、时序配合或相互通信，实现就地隔离故障以及恢复非故障区域供电。根据现场自动化设备投入的就地逻辑种类可分为级差保护式、电压-时间/电流式、智能分布式。该自愈类型的优点体现在能够快速地实现故障定位和隔离；但其缺点是在恢复非故障区域供电时，由于其不能掌握对侧线路的负荷情况，在转供电时可能会发生过载甚至导致二次故障发生，扩大停电范围。

主站自愈：对于主站自愈，根据主站与就地的协同程度，又可分为主站集中型和主站就地协同型。其中，主站自愈判断故障区域上游边界原则为：距离故障最近的一个有保护信号（一般是过流、零序告警等）的开关；判断故障区域下游边界原则为：距离故障最近的一个没有保护信号的开关。同时在满足故障点不位于联络开关前端或者不位于非可转供路径上的情况下提供转供策略辅助调度员遥控操作转供或主站自动转供。

其中主站集中型：是通过自动化终端与配电主站的双向通信，根据实时采集的配电网运行信息、故障信号，由配电主站自动计算或辅以人工方式远程控制开关设备投切，该自愈类型的优点体现在高灵活性和开关操作次数少；缺点则是过度依赖主站和通信，且需具备配网主站遥控变电站内开关的功能来恢复上游供电，涉及站内开关遥控的安全要求极高。

主站就地协同型：该类型与就地自愈技术的区别在于其自愈过程中增加了主站的参与，其实就是将主站自愈与就地自愈相融合：故障区域定位、隔离以及非故障区域上游的复电交给“就地”完成，非故障区域下游的复电则交给“主站”完成。该模式适合大部分地区。根据现场自动化设备投入的就地逻辑种类可分为：

（1）级差保护式主站协同模式：是由配电终端就地跳闸快速完成故障区域上游隔离，由主站完成故障区域下游的故障定位、隔离及非故障区段恢复。该模式下，主干线除了投入级差保护（通过电流、电压、阻抗定值+时间定值形成保护动作的选择性，需投入过流后加速功能及一次重合闸）的开关，其他自动化分段开关只实现告警功能，不进行跳闸。主站则通过收到的保护信号和现场开关分合闸状态，通过遥控分合开关完成故障下游的开关隔离及下游复电。若不是该线路站内开关至第一个站外投入级差保护的开关段线路发生故障，该站内开关不会跳闸，可以有效减少站内开关的重合闸次数继而减少对电网冲击。缺点是运行方式改变后需重新调整终端定值，且对于定值整定及压板投退要求较高。

（2）电压-时间/电流式主站协同模式：是由配电终端就地完成故障定位及隔离，由主站完成非故障区域转供；该类型的优点是故障的定位和隔离不依赖于主站，即便与主站断开通信，或是主站功能异常了，均不影响故障定位和隔离，且瞬时故障和永久故障恢复均较快。缺点是运行方式改变后需重新调整终端定值，且电压时间型开关（以有无残压和时间为判据）隔离故障需经过站内及站外开关多次分合闸，对配电网存在冲击。但是投入电压-电流型的开关因以有无残压和故障电流作为判据投入过流后加速功能进行开关闭锁隔离，可减少站内外开关多次分合闸。

（3）智能分布式主站协同模式：是由配电终端就地完成故障定位、隔离及恢复供电，主站验证就地动作正确性，并作为后备保护远程遥控优化故障处理情况。优点是快速的故障处理，毫秒级的定位及隔离和秒级的供电恢复以及停电区域小和定值整定简单；缺点则是其对通信可靠性和实时性要求极高，一般需要敷设光纤或5G技术。

同时，主站自愈根据运行状态又分为在线和离线，以及半自动方式与全自动方式。在线状态即自愈功能投入，离线则为自愈功能退出：在该线路完成自愈建设并确认具备投入自愈功能的前提下，配网调度员可根据配网主站自愈功能管理流程的工单在配网自动化系统投入该线路主站自愈功能：由离线-半自动/自动状态切换至在线-半自动/自动状态。主站自愈在线半自动方式：即由现场的自动化开关根据内设逻辑自动执行故障隔离，配网调度员通过主站提供的故障定位区域及转供策略，结合自动化开关闭锁信息加以决策并执行转供操作。主站自愈在线全自动方式：即从故障定位到故障隔离到非故障区域转供均由主站自动执行，全程无需调度员参与决策及操作，该模式下跳过人工判断可以实现快速自愈。采用配网自愈全自动方式的线路在遇到缺失上下游边界开关保护信号或闭锁信号等“迷惑”主站判断故障区域已隔离的行为导致主站无法确认是否满足转供条件的情况下，全自动方式则会转换为半自动方式。

3 自愈线路故障处理实例

3.1 背景

本文以广东粤东某地区配电网为研究对象，该地区电网受制于山区众多、架空线路长等原因导致单辐射线路较多。但近些年随着电网的智能化升级改造和配网自愈线路建设的逐步完善，截止至2022年该市自愈覆盖率约为82%，目前该地区配网自愈类型主要采用电压-时间/电流式主站协同模式和级差保护式主站协同模式，并逐步全面推进配网自愈“全覆盖、全自动”。

3.2 故障概述

【自愈成功案例1】

10kV北站丁线的自愈类型为级差保护协同型（半自动方式）：即主站处于在线交互状态，10kV北站丁线527站内开关、10kV北站丁线#1自动化柜603开关投入遥控、告警及保护跳闸（过流后加速）、重合闸等功能，10kV北站丁线#1自动化柜601仅投入遥控功能及告警功能。

【本次从故障发生到故障隔离恢复非故障区域供电历时】：12分钟

【故障位置】站内开关至站外第一个投入自愈功能的开关之间故障：10kV北站丁线银槐北路支线#1开关箱某出线电缆故障。

【自愈处理过程】22时27分，某变电站10kV北站丁线527零序动作，重合不成功：报文中站内开关有零序过流信号，但#1自动化柜603开关无零序电流信号。主站策略则判断故障范围位于10kV北站丁线527开关至10kV北站丁线#1自动化柜603开关之间。

【主站策略情况】

故障上游隔离：就地已隔离，无需操作；

故障下游隔离：主站策略推出遥控断开#1自动化柜601开关隔离故障（调度员执行）。

上游复电：无需操作；

下游复电：推出2种转供策略（转至凤新线或北站乙线），调度员执行其中较优的一种（即对侧线路为负载率低或无重要用户线路），合上10kV凤新线-北站丁线#01自动化环网柜603开关实现下游转供电。

【自愈成功案例2】

10kV詹厝线的自愈类型为级差保护协同型（全自动方式）：即主站处于在线自动状态，10kV詹厝线561站内开关投入自愈功能，10kV詹厝线#8自动化开关箱602至604开关、10kV詹厝线#10自动化开关箱602至604开关投入遥控、告警及保护跳闸（过流后加速）、重合闸等功能；10kV詹厝线#8自动化开关箱601开关、10kV詹厝线#10自动化开关箱601仅投入遥控功能及告警功能。

【本次从故障发生到故障隔离恢复非故障区域供电历时】：3分钟

【故障位置】站外第一个投入自愈功能的开关至站外第二个投入自愈功能的开关之间故障：10kV詹厝线#9开关箱603开关后段线路的用户设备故障。

【自愈处理过程】 15时23分，某变电站10kV詹厝线#8自动化开关箱604开关零序动作，重合不成功：报文中#8自动化开关箱604开关有零序过流信号，但#10自动化开关箱604开关无零序电流信号。主站策略则判断故障范围位于#8自动化开关箱604开关至#10自动化开关箱604开关之间。

【主站策略情况】

故障上游隔离：就地已隔离，无需操作；

故障下游隔离：主站策略推出遥控断开#10自动化开关箱601开关隔离故障（自动执行）。

上游复电：无需操作；

下游复电：推出唯一转供策略（转至田龙线），主站自动执行合上10kV田龙线#2开关箱604开关实现下游转供电。

3.3 小结

由以上两个成功案例可以看出，配电线路实施自愈方案后，实现了一定程度的精准抢修，快速对故障进行定位和隔离及非故障区域复电，同时使运行人员查找故障点的时间、查找的范围以及停电区域、停电时间大大减少，特别是全自动方式，大幅提高线路供电可靠性。

4 对于自愈不成功情况分析

自愈线路投入运行后，带来了配网故障精准隔离、快速查线、快速复电的成效，显著提高了供电可靠性。自愈成功的背后是需要前期合理的自愈建设以及后期合理的管理。但在实际运行中，也发现一系列影响线路自愈成功的因素。从2022年全年该地区的自愈失败案例中发现，按因素类型进行归集主要分为主站、设备、保护、操作、流程、规划和特殊故障等6类：

5 存在问题及解决措施

设备故障方面：开关机构故障、蓄电池故障、终端异常是造成自愈动作不成功的重要原因。同时，电压型的自愈模式下，经常出现开关一次设备动作正确，但上送信号缺漏导致自愈动作不成功。

解决措施：重点与难点在于日常运维工作中如何及时发现并消缺。同类问题归纳排查，一方面是对蓄电池进行定检或更换，结合设备故障率明确定检和更换周期，提高设备运行可靠性。另一方面是在终端遥控、遥传异常的专项排查上，通过异常单传递，需梳理同类问题开展整改并及时消缺处理。要从事后被动补救向日常运维强化逐步转变，不以自愈失败为发现设备缺陷的途径。同时尽可能将电压型自愈变更为级差型（受信号影响较小）。同时全面推进基于配网自愈动作逻辑原理在缺少某些信号的情况但其他终端提供的信息足以明确故障区域从而推出让配网调度员执行隔离操作的策略。

操作规范性方面：现场保护装置存在压板漏投、定值误执行、保护模式设置出错或者没有及时执行情况，导致无法正确失电分闸，得电合闸或越级跳闸等保护失配的情况。对于自愈线路路径上的普通开关：主干线上普通开关保护退出工作进度滞后，线路故障时普通断路器达到动作值则会跳闸（例如电压型自愈线路没跳到站内开关无法进行隔离），导致配网线路就地自愈不成功。

解决措施：加强站外10kV自动化开关安装位置变化管理，减小逻辑失配概率；在自愈功能投运前，所有配电设备的相关功能压板、出口压板、空开、切换把手等均需正确执行经审批的正式定值单且需确认配网终端相应功能投入正确且有效。同时注意该线路自愈失败原因已明确后需及时一次性排除缺陷，避免因同个原因导致自愈再次失败。

管理流程方面：部分自愈变更时效性差，申请发起节点准备工作不充分，具体表现为，未核实清楚线路核相信息、终端遥信状态、环网开关是否具备遥控条件等；变更周期过长，导致线路自愈功能长时间在退出状态；少量站外保护定值由于各种原因没有及时执行，暴露出部分配网综合班工作计划安排不合理、人员配置不足等问题。

解决措施：自愈管理流程应按照相关工作指引要求，与检修计划统筹安排，及时发起和闭环，减少线路自愈功能退出的空窗期；加强配网综合班、配网运维人员技术、技能培训；应加强装置现场调试、定值执行过程管理，做到“一执行，一反馈”，自愈变更管理流程与现场定值执行环节应保持同步，避免现场定值执行过渡超前或滞后。