智能配電網自愈控制技術應用分析

盧永全

（廣東電網有限責任公司 東莞供電局，廣東 東莞 523000）

0 引 言

配電網運行過程中對安全性、可靠性以及穩定性的要求較高，需根據用戶用電需求實現用電質量的優化提升。現階段，我國配電網老化現象嚴重，由設備損壞、線路損壞以及超負荷等引起的區域斷電問題頻發，嚴重影響了用戶的用電滿意度。如何根據智能配電網建設需求對配電網架構進行調整和優化，實現安全風險實時預警和故障自愈有效控制，已經成為新時期智能配電網建設的重中之重。

1 智能配電網自愈控制技術概況

智能配電網自愈控制技術是由美國電力科學研究院和美國國防部在“復雜交互網絡與系統計劃”中提出的，要求利用數據采集技術、AMI技術、狀態評估技術、故障診斷技術以及風險規避策略等實現配電網的自我感知、自我診斷、自我決策及自我恢復，形成穩定、可靠、安全且規范的智能控制系統[1]。

利用自愈控制技術提升智能配電網的故障風險防控效果，通過預防性控制、前瞻性處理等及時發現并消除故障。在用電負荷、平穩運行等需求基礎上對智能配電網運行狀態進行調整，在智能決策基礎上最大限度減少用電經濟損失，達到持續穩態輸配電。

智能配電網自愈控制的理想狀態是在故障后不斷電的基礎上減少事故發生率，完成網絡架構和功能系統的優化調整，如圖1所示[2]。

圖1 智能配電網自愈控制要求

我國對智能配電網自愈控制技術的研究起步較晚，在21世紀初期才初具框架。現階段故障自愈處理過程中主要利用配電開關監控終端（Feeder Terminal Unit，FTU）進行數據傳輸與單元互聯，在智能采集、狀態評估、故障診斷以及風險決策的基礎上開展事故防控與自愈調整。

（1）數據采集。利用大數據、云平臺等快速采集智能配電網運行中的關鍵信息，分析用戶用電狀態、用電行為、電力負荷以及線損能耗等，為智能配電網自愈控制管理提供參考依據。上述環節中，必須保證數據的實時性、有效性及真實性。

（2）狀態評估。利用AMI技術對前端采集到的數據進行分析，確定智能配電網的安全風險狀態。同時進一步開展狀態評估和性能評估，根據設備狀況、線路情況以及愈合能力等全面把握智能配電網的脆弱環節，找準風險要素[3]。

（3）故障診斷。針對異常智能預警、靜態安裝預警、保護智能預警、靜態穩定預警以及電壓穩定預警等分析安全系數。

（4）風險決策。利用專家模型評估故障發生的可能性，確定故障情況、故障風險等，制定智能配電網防控方案，實現各項運行狀態的全面優化。

2 智能配電網自愈控制技術應用分析

本次研究過程中主要以廣東省某市10 kV智能配電網為例，分析其自愈控制系統構建過程中的注意事項。

2.1 項目概況

2019年廣東省某市開始推進主站就地協同自愈，推進初期地區主干線上裝有負荷開關的數量約為2 800臺，全網終端總數量6 600臺，占比約為42%，大部分饋線已實現電壓/電流型就地自愈，電壓/電流協同型就地自愈基礎較好。綜合考慮覆蓋率問題，就地隔離的技術路線選用電壓/電流協同型。

2.2 應用分析

2.2.1 技術方案

廣東省某市10 kV智能配電網改造過程中主要選用分布式智能就地控制模式，通過多重協作使故障自愈時間控制在毫秒級，在很大程度上提升了智能配電網的可靠性。同時，該模式可在無通道故障時實現自執行網絡重構和升級，易于操作維護，應用效果非常顯著。

工程前期綜合考慮地區遙控成功率、一次設備類型、方式變更后定值管理以及站外開關分級情況等因素，采用電壓/電流協同型技術路線[4,5]。但經向其他地市局了解，目前受現場設備影響，主站與就地級差保護協同型動作成功率普遍比主站與就地電壓/電流協同型高，其具體方案如下。

（1）變電站開關A保護跳閘；

（2）故障點上游1號開關、2號開關和故障點下游3號開關失壓分閘；

（3）變電站開關A重合；

（4）故障點上游1號開關得電合閘，合閘成功后閉鎖分閘，2號開關得電合閘，故障點上游2號開關合到故障點，滿足在時限內檢測到故障電流和分閘條件，閉鎖合閘，故障點下游3號開關實現殘壓閉鎖合閘，此時變電站出現A開關-1號-2號線路恢復供電；

（5）主站系統根據以上信號完成自愈判斷，最終遙控合上聯絡開關，恢復故障點下游供電，如圖2所示。

圖2 廣東省某市10 kV配網自愈控制模式

2.2.2 優化處理

在就地電壓/電流協同型自愈控制改造投入使用后，主站與就地電壓/電流協同型成功率不高。對其進行分析后發現：主站與就地電壓/電流協同型對現場設備穩定性要求較高，終端定值配置不正確或一次設備故障就地隔離不成功；終端二次問題導致相關遙信信號（包括分閘、保護和閉鎖等信號）不能正常上送；現場一次運行方式發生變更，未按時通過自愈變更流程進行定值更改和通知主站同步修改自愈配置；自愈線路拓撲維護不正確，未開展非自動化開關置位管理等，影響主站對現場的綜合判斷。

為解決上述問題，在新納入的自愈線路中可采用主站與就地級差保護協同型自愈技術路線，存量的線路逐步改造為主站與就地級差保護協同型，具體原則如下。

（1）存量已投入電壓/電流協同型的線路，持續落實“一事件一分析”工作，提升設備動作的準確性。

（2）組織區局梳理已投入線路中符合主站與級差保護協同型的線路，重新配置定值，逐步完成主站與就地級差保護協同型投入。

（3）新投入主站自愈線路按主站與級差保護協同型模式運行。

2.3 效果評估

基于自愈控制技術的智能配電網改造完成后，廣東省某市基本上實現了各區域的綜合管理，利用分層、分區的分布協調自愈控制有效解決嚴重超負荷運行事故2起、接地保護事故24起以及失壓轉備用事故9起。上述自愈控制過程中，利用饋線自動化實現了故障應急處理和停電調度恢復，從根本上改善了廣東省某市10 kV智能配電網的運行質量，其可靠性指標達到99.8%，應用效果非常顯著。

3 結 論

智能配電網自愈控制系統構建的過程中要從自控裝置、饋線調整、專家模型以及智能決策等方面形成完整的硬件單元和邏輯體系，利用好現階段國內外先進的自愈控制技術，對配電網自愈控制的安全等級、可靠指標以及穩定系數等進行提升。同時，還要結合區域情況實施自愈控制的優化，逐步調整智能配電網自愈控制系統架構，優化模型算法和饋線系統，使其能夠實現對配電網運行故障的早發現、早預防以及早處理，從而全面推動我國智能配網自愈控制建設進程。