配网调度自动化自愈系统的设计与实现

摘 要：

针对配网调度现状进行相应需求分析并提出配置方案，着重研究和设计了配网自愈系统。使用配网自愈系统可以减少故障处理时调度员等候操作人员到达现场浪费的时间，由主站控制分段开关及环网联络开关，实现故障上、下游恢复供电，最终达到快速、准确处理故障，减少用户故障停电时间，提高线路供电可靠性的目的。

0 引言

观察配网调度员日常操作可以发现，当前调度员的工作效率无法满足现有工作量需求；进一步研究得出其原因，并针对该原因提出和设计了配网自愈系统，以减轻调度员的工作量，提高调度员的工作效率。

1 应用系统需求背景

随着电网企业转型改革，提升客户用电服务水平成为企业的重要经营目标，而配网线路停电次数多，停送电操作时间长，延时送电率高，严重制约了客户服务质量的提升。利用配电自动化系统或终端，可以监视配电线路的运行状况，及时发现线路故障，诊断出故障区间并将故障区间隔离，自动恢复对非故障区间的供电。鉴于此，本文主要研究了不同类型线路之间开关保护定值配合与自愈的实现方式[1]。

2 具体实施

电压-时间型负荷开关：在分闸位置有明显可见断开点，带有简单灭弧装置，能够关合和开断负荷电流及过载电流，不能开断短路电流。靠配套配网自动化终端与变电站出线断路器保护、重合闸配合，依靠配网自动化终端自身电压-时间逻辑判断功能实现故障隔离和非故障区间的供电恢复。

X时限（TX）：对分段用开关，X时限为开关单侧来电后开关合闸的时延；对联络用开关，X时限为在开关两侧有电压、分闸状态下，单侧失压后合闸的时延。

Y时限（TY）：合闸确认（故障检测）时间，开关合闸后未超过Y时限的时间内又失压，则该开关分闸被闭锁在分闸状态。

Z时限（TZ）：失压分闸延时，即失压后开关自动分闸的时延。

电压-电流型负荷开关：在电压-时间型负荷开关的基础上，结合故障电流复合判据实现故障隔离和非故障区的快速恢复供电。主要技术参数与电压-时间型负荷开关相同，但多了闭锁分闸功能。

具备自愈能力：发生站外永久故障时，线路具备隔离故障区域并恢复部分或全部恢复非故障区域供电的能力，不包括单个配电房或单台配变通过备自投装置恢复供电（瞬时故障重合成功不属于永久故障，不纳入计算）。

永久故障：线路跳闸重合不成功、线路跳闸无重合、单相接地故障时手动断开线路、线路跳闸重合成功且自动化开关隔离故障。

切实执行省公司配网规划技术指导原则关于配网自动化的整体原则和技术路线，充分发挥馈线自动化快速隔离故障作用，在就地馈线自动化模式实现部分非故障区域自动恢复供电的基础上，通过主站智能分析实施遥控恢复非故障段联络转供，实现全部非故障区域恢复供电，达到最大化自愈目标。

3 配网保护配置原则

3.1配置原则

（1）变电站出线开关投入二次重合闸；配电线路主干线所有分段自动化断路器退出保护，投入电压-电流型自动化逻辑功能（变电站10 kV接地系统采用消弧选线跳闸方式时退出检测“故障电流”功能）。

（2）分支线第一级自动化断路器投入保护功能，投入二次重合闸，其余分支线自动化断路器退出保护功能，按主干线自动化逻辑原则整定。

（3）联络自动化断路器退出保护和自动化逻辑功能，保留三遥功能。

（4）与专变用户分界的公用开关（看门狗）：投入保护功能，退出重合闸。

（5）主干线及分支线中途涌流控制器保护功能全部退出，架空线路保护和自动化逻辑投退原则示例如图1所示。

（6）整定原则按《江门电网配网保护整定计算工作手册》执行。

“具备自愈能力”定义：发生站外永久故障时，线路具备隔离故障区域并恢复部分或全部非故障区域供电的能力，不包括单个配电房或单台配变通过备自投装置恢复供电（瞬时故障重合成功不属于永久故障，不纳入计算）；主干线故障通过变电站出线保护结合馈线自动化分段开关动作实现对故障区域进行隔离，并自动恢复前段非故障区域供电，前期通过主站提供转供策略，当值调度人工遥控分段开关和联络开关，在15 min内对故障后段非故障区域通过联络线转供，后期通过主站智能分析制定转供策略并遥控实施在分钟级恢复故障后段供电；分支线故障通过第一级自动化断路器保护结合后段分支线自动化分段开关动作对故障区域进行隔离，并自动恢复前段非故障区域供电。

3.2自愈功能整定

图2所示为变电站A某10 kV馈线配网接线图，变电站开关CB投入二次重合闸，分支线12为重要分支线，分支线11、13为一般分支线。

（1）变电站开关CB投入二次重合功能；主干线开关FB1、FB2投入自动化逻辑；联络开关LB退出保护及自动化逻辑；分支线第一级开关ZB11、ZB21、ZB31投入保护功能，投入二次重合闸；其他分支线开关ZB12、ZB13、ZB22投入自动化逻辑；用户分界开关KG投入保护，退出重合闸。

（2）变电站开关CB定值按速断0.3 s，相过流、零序过流0.6 s，一次重合9 s，二次重合65 s，二次重合闭锁1 s，二次重合充电65 s，后加速0.1 s整定。

（3）分支线第一级开关ZB11、ZB21、ZB31定值按速断0.1 s，相过流、零序过流0.35 s，一次重合12 s，二次重合60 s，二次重合闭锁2 s，二次重合充电65 s整定，退出后加速。

（4）主干线上全部自动化开关有压合闸延时TX取7 s，对于分支线装设的自动化开关，按主干线、重要分支线、普通分支线的优先顺序原则整定，分支线12为重要分支线，当变电站CB断路器重合后线路电压恢复，此时各级自动化开关的得电合闸动作顺序为：FB1→FB2→ZB22→ZB12→ZB13。

（5）用户分界开关KG定值按速断0 s，相过流、零序过流0.2 s整定。

3.3自愈功能实现

由于自愈功能依靠线路中途自动化开关实现，自愈时间与线路中途自动化开关数量息息相关。为平衡自愈效率和复电用户数量，规定每一条线路上面最多安装三个自动化开关。

（1）电压-电流型馈线自动化故障隔离过程如图3所示（瞬时故障）。

1）瞬时故障发生；

2）CB1保护动作分闸；

3）FS1、FS2、FS3经失压分闸延时TZ分闸（8 s）；

4）CB1一次重合闸动作合闸（9 s）；

5）FS1经有压合闸延时TX合闸（7 s）；

6）FS2经有压合闸延时TX合闸（7 s）；

7）FS3经有压合闸延时TX合闸（7 s），全部供电恢复。

（2）电压-电流型馈线自动化故障隔离过程如图4所示（永久故障）。

1）永久故障发生；

2）CB1保护动作分闸（速断0.3 s，过流0.6 s）；

3）FS1、FS2、FS3经失压分闸延时TZ分闸（8 s）；

4）CB1一次重合闸动作合闸（9 s）；

5）FS1经有压合闸延时TX合闸（7 s）；

6）FS2经有压合闸延时TX合闸（7 s）；

7）CB1保护动作分闸（速断0.3 s，过流0.6 s）；

8）FS2检测到有压又瞬时失压且有故障电流闭锁在分闸状态不再合闸，FS3检测到残压（无压状态下电压出现又消失）闭锁在分闸状态不再合闸，FS1经失压分闸延时TZ分闸（8 s）；

9）CB1二次重合闸动作（60 s）；

10）FS1经有压合闸延时TX合闸（7 s）；

11）LS经单侧失压合闸延时合闸。

注：联络开关保护功能不投，为防止线路停电时联络开关自动合闸对停电线路反送电，容易造成人身触电事故，故退出自动化逻辑功能。

4 重合闸退出原则

（1）配网调度负责主线变电站侧重合闸管理和操作，操作完成后告知配电运行单位。

（2）配电运行单位负责分支线路的分段开关重合闸管理和操作。

（3）涉及分支线的带电作业，配电运行单位必须确认主线变电站侧重合闸已退出，并退出各电源侧分支线分段开关重合闸后，方可许可带电作业开工。如果开关冷备用/检修转热备用/运行操作前不退出开关合闸压板，可能出现带负荷合刀闸误操作风险，极大威胁操作人员人身安全。

正确的停电操作顺序应为[2]：

1）开关具备遥控功能：①遥控断开开关；②将开关切换至就地操作模式；③退出开关合闸压板；④将开关由热备用转冷备用/检修。

2）开关不具备遥控功能：①将开关切换至就地操作模式；②退出开关合闸压板；③将开关由运行转冷备用/检修。

送电操作顺序相反：

1）开关具备遥控功能：①检查开关已切换至就地操作模式并检查开关合闸压板在“退出”位置；②将开关由冷备用/检修转热备用；③投入开关合闸压板；④将开关切换至远方操作模式；⑤遥控合上开关。

2）开关不具备遥控功能：①检查开关已切换至就地操作模式并检查开关合闸压板在“退出”位置；②将开关由冷备用/检修转运行；③投入开关合闸压板；④将开关切换至远方操作模式。

在配网自愈系统上，通过保护定值整定的更改，使不同开关配合动作，充分发挥馈线自动化快速隔离故障作用，在就地馈线自动化模式实现部分非故障区域自动恢复供电的基础上，通过主站智能分析实施遥控恢复非故障段联络转供，实现全部非故障区域恢复供电，达到最大化自愈目标[3]。

5 结语

下一步将继续开发和优化更高级的配网自动化支持应用系统，实现自动发令功能，调度员可以“一键下令”，操作完成后自动复令。调度员的精力可以更加集中于故障判断和故障流程处理，使系统运行更加智能，故障查找、隔离更快，用户停电时户数更少，用户满意度更高。远期将结合电源智能化建设，使电网调度更加智能化、自动化，为构建江门智能化能源互联网打好基础。

审核编辑：汤梓红