10kV配网自动化的发展与应用

　　在供电系统中配电网是其重要的组成,加强配电网自动化建设对于提升供电稳定性具有积极的影响。在10kV配网运行管理中应用自动化技术可减少电压波动,对电网事故进行防范。在日常管理过程中对10kV配网的运行状态和电气参数等信息进行深入分析和研究,可在较短时间迅速确定故障位置,对故障顺利解决产生积极影响,使系统更加稳定、安全。

　　1 配网自动化发展趋势

　　随着科学技术的不断创新,自动化已在多个领域中得到广泛应用[1]。早在二十世纪就已有学者提出了自动化概念,最早的自动化主要就是对故障进行监测,使用人工的方式进行隔离,并在此基础上研究出自动化负荷开关,当发生故障时可自动控制开关,后续又在其基础上研究出自动化断路器。目前配网自动化充分运用了通信技术,可直接定位故障位置,对故障进行隔离[2]。配网自动化的综合型受控端主要是以稳定的系统为基础采集和处理电网信息,在提高系统性能的基础上控制受控端的数量,使系统配置更加安全、可靠,满足现实的发展需要,简化内部规模[3]。这种受控端功能非常多元,可进行针对性的检测和管理,及时向主控方传输数据信息,为主控方作出正确的决策提供重要的参考。

　　在配网自动化技术没有出现之前,电力系统自动化的运行管理和监视控制范围非常有限,只能了解到设备的运行状态和运行数据。如在其他环境中将会对设备情况了解产生制约,无法及时获取设备信息。应用配电网自动化技术可使监视范围更加广阔,无论处于哪一位置都可快速了解电力系统的运行情况,使电力系统运行管理效率显著提升,为突发事件处理提供便利,使电力网管理更加规范、有序。

　　2 配网自动化建设、运行情况

　　2018年开始对开平市城区及周边乡镇全面推动10kV配网自动化的建设,2019年完成实现配网自动化改造项目71个,配套通信项目2个,实现B类地区三遥点光纤通信全覆盖。

　　2.1 配网自动化建设基本概况

　　以线路为单位统计。共有171回10kV线路已全线完成馈线自动化改造,馈线自动化覆盖率(严格口径)为80.67%,188回10kV线路覆盖有“三遥”终端,馈线自动化覆盖率(宽松口径)为89.2%,210回10kV线路覆盖有自动化终端,配网自动化覆盖率为99.1%。

　　以终端为单位统计。共有898套自动化终端接入配电主站,终端主站接入率为100%,其中开关柜自动化成套设备终端(DTU)72套、柱上开关自动化成套设备终端(FTU)473套、故障指示器终端353套;配网通信光缆长度18.4公里,光纤通信终端5个、GPRS无线公网通信终端893个;“三遥”终端545套,均安装了加密模块,二次安防加密改造完成率100%。

　　2.2 配网自动化设备运行情况分析

　　遥控成功率。自2018年5月起,在中压故障处理、计划停电过程中,配网调度对自动化开关常态化开展遥控操作。2018年配调共执行遥控操作109次,遥控成功88次,遥控成功率为80.7%,其中21次不成功中有2次是因运维单位将“远方/就地”打到“就地”状态,导致调度执行遥控操作失败,其余19次是因开关现场信号问题、主站通道问题导致遥控操作指令执行失败。通过对配网自动化实施细则、相关知识进行培训及宣贯,现已基本杜绝人为因素导致自动化开关遥控不成功的情况。

　　实施效果统计分析。2018年配网10kV中压线路永久故障119次,站内出线开关跳闸41次(接地跳闸24次),站外开关正确隔离故障74次,错误动作4次(因保护设备质量问题拒动3次,因定值计算错误误动1次);瞬时故障自动重合成功217次,台风应急期间重合成功152次。线路实现馈线自动化功能,能自动恢复瞬时故障线路供电,准确隔离永久故障区段,有效提高供电可靠性,也大大减轻了基层运行人员的工作负担。上述数据充分表明馈线自动化改造的实用化效果非常明显。在配电网运行的过程中虽然运行稳定性不断提升,但有时仍无法对故障进行完全规避,短路故障是发生频率最高的一种故障,成为关注重点。为对故障问题有更加清晰的了解和认识,减少故障产生的影响,需对故障定位系统的应用进行深入分析和研究。

　　2.3 10kV配电网故障智能定位系统应用

　　2.3.1 主站集中控制系统的应用

　　为使配网可在安全、稳定的环境中运行,可通过主站统一进行控制,使故障可在短时间内迅速解决,避免因为故障问题产生更大范围的影响。主站集中控制技术可对配电终端运行进行监测,及时发现问题并提醒工作人员进行处理。该系统在故障信息采集方面具有一定优势,可使相关人员及时了解故障详细信息,根据故障类型选择合理的故障措施,降低故障影响[5]。该控制技术操作没有繁琐的步骤,非常简单、便利,但通过该技术确定故障位置并进行故障控制需充分依赖主站,同时需花费大量的资金。

　　2.3.2 智能分布式故障定位系统的应用

　　开平市城区及周边乡镇地理环境复杂,配网线路以架空线路为主。随着该地区工业的不断发展,电力网络规模不断延伸,用户对于供电稳定性更加重视。同时线路会经过多种地质环境,很容易发生故障问题。当故障产生时,如果只按照以往方式进行排查很容易耽误故障抢修,使停电产生更加严重的损失。为此应用智能分布式故障定位系统已成为该地区配网的必然需要。

　　应用智能分布式故障定位系统可对配网终端进行全面检测,一旦在检测过程中发现故障,系统会将故障信息快速传输到主站并对信息进行科学的分析,对故障位置进行确定,向主站统一传输判断结果,为工作人员解决故障提供准确的依据,使10kV配网自动化发展速度不断加快。在应用该系统时,为对系统进行有效保护会配置一系列保护装置,一般性能比较稳定的地区可采用该方案。主干线所有节点都会配置自动化断路器,在隔离和切除故障时可以充分光纤通信技术使配电网实现秒级自愈控制。

　　2.3.3 远程故障点处理技术的应用

　　在进行10kV配网通信铺设时,如线路路程比较远将直接增加铺设难度,为了可以对故障进行实时检测,可通过安装故障指示器对故障位置进行确定,使配网具有更加良好的性能。同时可结合可视化优势直接观察故障问题,使故障处理更加具有针对性。无论哪种配置都具有不同性,而远程故障点处理技术的多种模式可满足不同需要,其中单一故障指示器、故障指示器与通信终端进行结合等都是比较常见的模式。

　　智能型故障指示器的功能非常丰富,不仅可对故障进行检测,同时可远程进行控制,一旦出现输电线路故障可充分依托通信平台向终端系统发送故障信息,为线路运维人员了解故障信息提供便利,使故障可在最短时间内迅速解决,进一步提升配网的可靠性,使其可在安全的环境中持续运行。应用智能型故障指示器需对外观和结构进行科学的设计,操作非常简单,即使线路处于运行的状态也不会对指示器安装产生任何的影响。