商海濤 ，吳 林 ，趙 淵 ，蘆晶晶

（1.中國電力科學研究院，北京 100192；2.國網綿陽供電公司，綿陽 621000；3.重慶大學 輸配電裝備及系統(tǒng)安全與新技術國家重點實驗室，重慶 400044）

0 引言

饋線自動化可有效實現故障自動定位、自動隔離以及非故障設備區(qū)快速恢復供電，可顯著提升配電網供電可靠性水平［1-2］。從對配電網可靠性影響出發(fā)，對饋線自動化系統(tǒng)進行可靠性建模，計及其運行邏輯和失效模式，實現含饋線自動化的配電網可靠性評估具有重要的理論與實際意義。

含饋線自動化的配電網是由一次設備子系統(tǒng)和二次饋線自動化子系統(tǒng)構成的統(tǒng)一整體，2個子系統(tǒng)交互作用共同影響配電網的可靠性。目前在配電網可靠性評估模型和算法上已有較多研究，如為提高配電網可靠性評估效率，文獻［3-4］提出分塊算法；考慮新能源發(fā)電隨機性，文獻［5］提出了計及分布式發(fā)電的配電網可靠性評估算法，文獻［6］提出了反映微電網對配電網可靠性和經濟性影響的新指標。但上述文獻僅對一次設備子系統(tǒng)進行評估分析，不涉及二次饋線自動化子系統(tǒng)。

已有少量文獻針對集中式饋線自動化系統(tǒng)對配電網可靠性的影響進行了初步探索。文獻［7］將供電恢復過程分為自動與人工2個階段，分析了三遙終端安裝比例對可靠性的影響；文獻［8］依據負荷點上下游饋線終端單元以及電源分布情況，對負荷點進行分類評估；文獻［9-10］使用事件樹推演配電網故障后饋線自動化系統(tǒng)的處理結果并計算負荷點可靠性指標；文獻［11］考慮了集中式饋線自動化系統(tǒng)控制中心、通信網的失效以計算配電網可靠性指標；文獻［12］提出一種考慮配電系統(tǒng)自動化特性的復雜輻射狀配電系統(tǒng)可靠性評估的故障分類及遍歷算法。上述文獻中，文獻［7-11］僅適用于簡單配電網評估，未計及饋線自動化系統(tǒng)輔助定位功能對配電網可靠性的影響；文獻［12］采用配電網分區(qū)思想對負荷點進行分類評估，但所提負荷分類方法未涵蓋所有可能情形，也沒有考慮供電恢復策略以及自動化系統(tǒng)故障概率特性等問題。

已有文獻所提模型沒有充分考慮集中式饋線自動化系統(tǒng)的自身特性（饋線自動化系統(tǒng)的故障概率特性、系統(tǒng)的輔助定位作用）、運行邏輯和恢復策略對配電網可靠性的影響。鑒于此，本文依據饋線自動化系統(tǒng)失效模式建立其可靠性模型，在配電網故障后根據饋線自動化系統(tǒng)的概率失效特性，從運行邏輯角度計算自動定位區(qū)、自動隔離區(qū)處于不同形態(tài)的概率，同時通過各負荷區(qū)域與自動隔離區(qū)、手動隔離區(qū)在網絡拓撲上的相對位置關系以及是否存在聯絡，完整定義了負荷區(qū)域類型，推導出含饋線自動化的配電網可靠性指標計算公式，并比較了不同供電恢復策略與不同饋線終端配置方案對配電網可靠性影響的差異。本文所提模型能準確量化集中式饋線自動化對復雜配電網供電可靠性的影響。

1 集中式饋線自動化運行邏輯與特征區(qū)域定義

1.1 集中式饋線自動化運行邏輯

集中式饋線自動化系統(tǒng)主要由主站、通信網與饋線終端單元（FTU）（下文簡稱終端）三部分組成［2］，原理圖如圖1所示。運行邏輯為：饋線段4發(fā)生永久性短路故障，饋線出口斷路器跳閘并重合失敗，饋線終端將故障過程中的遙測量和遙信量上傳給主站，基于二遙終端FTU3和三遙終端FTU4的遙測量和故障定位算法［13-15］，主站定位故障點位于FTU3和FTU4之間，若其中FTU3遙測量失效，則利用FTU2的遙測量，并粗略定位故障點在FTU2和FTU4之間。故障定位完成后主站向三遙終端FTU2和FTU4下達遙控分閘命令，將故障區(qū)域自動隔離在FTU2和FTU4之間；若遙控FTU4失敗，則向FTU5下達遙控分閘命令［15］；故障隔離后主站向 FTUB與 FTU6下達遙控合閘命令，實現非故障區(qū)域恢復供電。

圖1 饋線自動化系統(tǒng)原理簡化圖Fig.1 Simplified schematic diagram of FA system

1.2 特征區(qū)域定義

下文模型描述中涉及的開關類型為：保護開關（斷路器和熔斷器）、三遙開關（配置三遙終端）、二遙開關（配置二遙終端）和普通開關（未配置任何終端的隔離開關）。計及集中式饋線自動化的運行邏輯及概率特性，定義以下特征區(qū)域。

a.手動隔離區(qū)：通過手動操作能夠隔離故障元件的最小區(qū)域。

b.自動定位區(qū)：主站通過二遙和三遙終端遙測量所確定的故障元件所在區(qū)域。如果緊鄰故障元件的二遙和三遙終端遙測正常，所確定的區(qū)域稱為基本自動定位區(qū)；若存在遙測失效，主站依靠距離故障元件更遠的饋線終端實現故障定位，此時自動故障定位區(qū)會擴大，稱為擴展自動定位區(qū)。

c.自動隔離區(qū)：主站遙控三遙終端進行故障自動隔離所形成的區(qū)域。如果緊鄰故障元件的三遙終端遙控正常，則故障自動隔離后的區(qū)域稱為基本自動隔離區(qū)；如果存在遙控閉鎖或遙控失敗，則主站依靠距離故障元件更遠的三遙終端實現故障隔離，此時自動隔離區(qū)將會擴大，稱為擴展自動隔離區(qū)。

圖2為配電網示意圖。圖中，元件18故障，元件（17，18，19，20，31）構成手動隔離區(qū)，元件（17，18，19，20，21，22，23，31）構成基本自動定位區(qū)，元件（17，18，19，20，21，22，23，31，36）構成基本自動隔離區(qū)；若三遙終端S9隔離功能失效，則形成虛線框所示的擴展自動隔離區(qū)。

圖2 配電網示意圖Fig.2 Schematic diagram of distribution network

2 饋線終端的可靠性模型

a.三遙終端：當緊鄰故障元件的饋線終端遙測失效時，距離故障元件更遠的饋線終端成為故障自動定位的依據［13-15］，并導致故障自動定位區(qū)擴大；如果遙測失效的終端中含有三遙終端，則距離故障元件更遠的三遙終端也是故障自動隔離的依據，故障隔離區(qū)同樣會擴大。若緊鄰故障元件的三遙終端遙控失效，則依靠距離故障元件更遠的三遙終端進行故障隔離，故障隔離區(qū)會擴大；若緊鄰故障元件的三遙終端遙信功能失效，則饋線自動化系統(tǒng)無法判定該三遙終端對應開關的實際分合閘狀態(tài)，此時三遙開關將處于遙控閉鎖狀態(tài)，其后果與遙控功能失效類似。

綜上所述，本文從能否完成故障自動定位和自動隔離功能的角度，將三遙終端按遙測、遙信和遙控功能的失效模式分為8種狀態(tài)，并合并為“定位和隔離正?！?、“定位正常隔離失效”和“定位和隔離失效”3種組合狀態(tài)，出現概率分別用P1、P2和P3表示，見表1。

表1 三遙終端運行狀態(tài)Table 1 Operational conditions of FTU with three remote functions

b.二遙終端：其基本功能是支持主站實現故障自動定位，而故障時的短路電流分布信息是主站故障定位算法的關鍵依據［15］。本文按二遙終端遙測的失效模式分為遙測正常和遙測失效2種狀態(tài)，出現概率分別用 P4、P5表示，見表2。

表2 二遙終端運行狀態(tài)Table 2 Operational conditions of FTU with two remote functions

集中式饋線自動化系統(tǒng)的正常運行還依賴于通信網的正常運行，而通信網可靠性評估涉及通信網拓撲結構、通信方式、路由算法等諸多因素，屬通信學科研究范疇［16-17］，本文只簡單考慮通信網的可用度Anet和主站可用度Ams，它們可由通信系統(tǒng)及主站歷史運行記錄統(tǒng)計得到［11］。

3 含集中式饋線自動化的配電網可靠性評估

3.1 特征區(qū)域的范圍與概率

如果主站或通信網失效，則集中式饋線自動化系統(tǒng)失效，元件故障后只能進行人工查找、隔離故障和人工操作恢復停電用戶，此時的配電網可靠性評估模型與傳統(tǒng)方式［3-4］相同。饋線自動化系統(tǒng)的可用概率Paut可按式（1）進行估算。

假設：中壓配電網有R個元件（編號為r=1，2，…，R）；L 個負荷點（編號為l=1，2，…，L），其中負荷點l的負荷功率為Ll；用戶數為Nl。若饋線自動化系統(tǒng)正常，則整個供電恢復過程分為故障自動定位、故障自動隔離和人工手動操作3個階段。為避免可靠性評估模型過于復雜而難以應用，考慮到多個饋線終端同時出現定位失效或隔離失效的概率非常小，因此對于供電恢復過程的每個階段最多考慮出現一個二遙或三遙終端失效，即只考慮饋線終端的單重故障。

a.故障自動定位階段：從配電網發(fā)生故障開始，到自動定位故障并形成自動定位區(qū)為止。

假設元件r故障，從故障元件r分別向上游和下游（順潮流方向為下游）寬度優(yōu)先搜索故障定位區(qū)的上、下游邊界（保護開關、二遙 /三遙開關、聯絡開關或線路末端）。上、下游邊界所圍區(qū)域構成基本自動定位區(qū)，若某些邊界二遙或三遙終端定位功能失效，則從失效終端向基本自動定位區(qū)外進行寬度優(yōu)先搜索，直到搜索到新的故障定位區(qū)邊界，由此形成擴展自動定位區(qū)?？梢?，僅當基本自動定位區(qū)邊界終端都定位正常時，自動定位區(qū)才等于基本自動定位區(qū)，否則其等于擴展自動定位區(qū)，并且隨基本自動定位區(qū)邊界終端的不同失效狀態(tài)而具有不同形態(tài)的擴展自動定位區(qū)。設x、y分別為基本自動定位區(qū)的二遙、三遙邊界終端數量，x′、y′分別為其中定位功能失效的終端數量，若只考慮一階故障，則有x′+y′≤1，元件r故障后自動定位區(qū)共有Gr個可能形態(tài)：

自動定位區(qū)為形態(tài) g（g=1，2，…，Gr）的概率Pg，loc為：

b.故障自動隔離階段：從形成自動定位區(qū)開始，到自動隔離故障形成自動隔離區(qū)并自動恢復非故障區(qū)供電為止。

從自動定位區(qū)的邊界二遙開關向區(qū)外寬度優(yōu)先搜索自動隔離區(qū)的邊界（保護開關、三遙開關、線路末端、聯絡開關），搜索到的區(qū)域和自動定位區(qū)一起構成基本自動隔離區(qū)。若基本自動隔離區(qū)的某些邊界三遙終端隔離功能失效，則從失效三遙終端向基本自動隔離區(qū)外再次進行寬度優(yōu)先搜索，搜索停止條件同上，由此形成擴展自動隔離區(qū)。

當基本自動隔離區(qū)的邊界三遙終端都為“定位與隔離正常”狀態(tài)時，自動隔離區(qū)等于基本自動隔離區(qū)，否則等于擴展自動隔離區(qū)。基本自動隔離區(qū)邊界三遙終端的不同失效情況將導致不同形態(tài)的擴展自動隔離區(qū)，當擴展自動定位區(qū)為形態(tài)g時，設其邊界三遙開關數量為k，從其邊界二遙開關向區(qū)外搜索形成基本自動隔離區(qū)時共搜索到h個三遙邊界開關，k′和h′分別表示其中隔離功能失效的數量。若只考慮一階故障，則有k′+h′≤1，自動隔離區(qū)的可能形態(tài)數ng為：

由于自動定位區(qū)的k個邊界三遙終端已成功完成故障自動定位，因此不可能處于“定位和隔離失效”狀態(tài)，在此已知條件下，其處于“定位和隔離正?！焙汀岸ㄎ徽?，隔離失效”狀態(tài)的條件概率可分別用P′1與P′2表示：

擴展自動隔離區(qū)形態(tài)f的出現概率為：

c.人工手動操作階段：當元件故障并由饋線自動化系統(tǒng)形成自動隔離區(qū)后，在自動隔離區(qū)中人工查找故障元件的確切位置，并手動操作開關，將故障元件的隔離區(qū)范圍進一步縮小到手動隔離區(qū)，并最終修復故障元件和恢復全部負荷供電。

3.2 負荷區(qū)域分類

依據與自動隔離區(qū)的相對位置關系，將配電網分為4類區(qū)域。

a.a類區(qū)域：位于保護開關（斷路器或熔斷器）上游，不受故障影響。

b.b類區(qū)域：位于保護開關與自動隔離區(qū)之間。

c.c類區(qū)域：位于自動隔離區(qū)下游。c類區(qū)域負荷點的供電恢復情形較復雜，依據與故障元件所在手動隔離區(qū)的相對位置關系，可將c類區(qū)域劃分為8個子類區(qū)域c1—c8，分類條件如表3所示。子類區(qū)域劃分條件中“有間接聯絡”指：該子類區(qū)域可通過在自動隔離區(qū)內但在手動隔離區(qū)外的區(qū)域與聯絡開關有間接連接，在人工手動操作階段將故障元件隔離在手動隔離區(qū)后，該類子區(qū)域可通過聯絡開關恢復供電。

表3 c類子區(qū)域劃分條件表Table 3 Conditions for classifying sub-areas of type-c

d.d類區(qū)域為自動隔離區(qū)本身，同樣依據與手動隔離區(qū)相對位置關系分成5個子類區(qū)域d1—d5，如表4所示。

表4 d類子區(qū)域劃分條件表Table 4 Conditions for classifying sub-areas of type-d

圖2 中，元件（1，2，3）組成 b 類區(qū)域；c1類區(qū)域為元件（8，9，10，11）；c2類區(qū)域為元件（41，42，…，54）；c4類區(qū)域為元件（24，25，…，30）；c5類區(qū)域為元件（12，13）；c6類區(qū)域為元件（37，38，39，40）；c8類區(qū)域為元件（32，33，34，35）；d1類區(qū)域為元件（4，5，6，7，14，15，16）；d2類區(qū)域為元件（36）和元件（21，22，23）；d5類區(qū)域為元件（17，18，19，20，31）。

3.3 各類負荷區(qū)域供電恢復時間

各類負荷區(qū)域的供電恢復時間不但與負荷區(qū)域類型有關，也與供電恢復策略有關。先假定供電恢復策略為：饋線自動化系統(tǒng)自動隔離故障并恢復b類區(qū)域供電，耗時為t1（自動隔離時間）；自動切換聯絡恢復c1與c2類區(qū)域供電，耗時為t2（自動切換時間）；運行人員在自動定位區(qū)中現場查找具體故障元件，耗時為t3（故障查找時間）；確認具體故障元件后，手動操作開關隔離故障，形成手動隔離區(qū)，并使用原電源點恢復 c3、c5、c7類及 d1、d3類區(qū)域供電，耗時為t4（手動隔離故障時間）；手動切換聯絡恢復c4、c6與d2類區(qū)域供電，耗時為t5（手動切換時間）；修復故障后，恢復c8與 d4、d5類區(qū)域供電，耗時為t6（修復時間）。不同的供電恢復策略對系統(tǒng)可靠性有不同的影響，本文所提負荷區(qū)域分類方法涵蓋了所有可能類型的負荷區(qū)域，且能適用于不同的供電恢復策略，在算例分析中將對不同供電恢復策略進行比較。

集中式饋線自動化系統(tǒng)的輔助定位故障功能可使故障元件查找范圍從整條饋線縮小到自動定位區(qū)，減小了故障查找時間。假設人工查找故障元件所需時間與查找范圍內的元件數量成正比。設形態(tài)g的自動定位區(qū)包含元件數bg個，整條饋線元件數為B個，t7為無饋線自動化系統(tǒng)時人工查找故障元件所需時間，則t3的計算公式為：

根據供電恢復策略，可推導各類負荷區(qū)域的供電恢復時間：a類區(qū)域不受影響，供電恢復時間為Ta=0；b類區(qū)域供電恢復時間Tb=t1，即為自動隔離時間。設c1類負荷區(qū)域有h個自動切換聯絡，聯絡開關的自動切換成功率為Psw，若自動切換失敗，則在人工隔離故障后由原電源點恢復供電，故其自動恢復供電概率Pc1與期望供電恢復時間Tc1分別為：

c2類負荷區(qū)域自動供電恢復概率Pc2的計算與Pc1相同。若自動切換失敗，則在人工隔離故障后手動切換聯絡開關以恢復供電，其期望恢復供電時間Tc2計算式為：

ci（i=3，4，…，8）與 dj（j=1，2，…，5）類區(qū)域中沒有可自動切換的直接聯絡，其中 c3、c5、c7及 d1、d3類區(qū)域供電恢復時間為，c4、c6與d2類區(qū)域供電恢復時間為。考慮到故障隔離、聯絡切換等時間遠小于故障元件修復時間，對于需要修復故障元件才能恢復供電的負荷點，其停電時間近似等于故障元件修復時間，即c8與d4、d5類負荷區(qū)域的供電恢復時間Tc8=Td4=Td5=t6。

若通信系統(tǒng)或主站故障導致饋線自動化系統(tǒng)失效，此時的負荷區(qū)域分類與傳統(tǒng)方法一樣［4］：a′類負荷區(qū)域為保護開關上游區(qū)域，不受故障影響；b′類為保護開關與手動隔離區(qū)之間區(qū)域，供電恢復時間T′b=t7+t4，為人工故障查找和隔離時間；c′類為有聯絡的手動隔離區(qū)下游區(qū)域，供電恢復時間T′c=t7+t4+t5，為人工故障查找、隔離時間和切換時間；d′類區(qū)域為手動隔離區(qū)本身以及無聯絡的手動隔離區(qū)下游區(qū)域，供電恢復時間 T′d=t6。

3.4 負荷點可靠性指標解析表達式

饋線自動化系統(tǒng)并不改變配電網中的元件故障概率特性，即元件故障率不會改變，因此負荷點l的停電頻率fl不會改變。當配電網中元件r（r=1，2，…，R）故障后，保護開關下游區(qū)域將停電，Lr表示停電負荷點集合，故負荷點l的停電頻率為：

當 l?Lr（r=1，2，…，R）時，指示函數 Il?Lr＝1，反之為0，下文中和同理；fr為元件r的故障頻率，約等于元件r的故障率λr。

如果饋線自動化系統(tǒng)不可用，則當元件r故障后只能采用人工方式查找、隔離故障和切換聯絡開關，此時負荷點l的期望停電時間U′l為：

其中，Lrb′、Lrc′與 Lrd′分別表示 b′類、c′類與 d′類停電負荷點集合。

如果饋線自動化系統(tǒng)可用，則當元件r故障后，考慮饋線終端失效可能性，饋線自動化系統(tǒng)形成擴展自動定位區(qū)形態(tài)g及自動隔離區(qū)形態(tài)f，其中b類、ci（i=1，2，…，8）類和 di（i=1，2，…，5）類負荷區(qū)域的停電負荷點集合分別為Lrb、Lrci（i=1，2，…，8）和 Lrdi（i=1，2，…，5）。負荷點 l的期望停電時間 U″l為：

考慮所有元件 r（r=1，2，…，R）故障，則負荷點 l的年停電時間Ul與平均停電時間rl為：

在獲得各負荷點可靠性指標后，系統(tǒng)可靠性指標系統(tǒng)平均停電時間（SAIDI）、系統(tǒng)平均停電頻率（SAIFI）、停電電量損失（ENS）計算式分別如式（16）、（17）和（18）所示。

4 算例分析

4.1 集中式饋線自動化對可靠性影響的基本分析

對文獻［8］的配電網算例進行評估分析，電氣和可靠性參數詳見該文獻，供電恢復策略（即下文策略1）詳見該文獻的2.4節(jié)。文獻［8］中無二遙終端，且假定遙控開關100%可靠，忽略饋線自動化系統(tǒng)輔助作用。因此本文先在不計輔助定位作用的條件下，分3種情況進行計算：含集中式饋線自動化系統(tǒng)，但不計其故障概率特性；含集中式饋線自動化系統(tǒng)，且考慮其故障概率特性；無饋線自動化系統(tǒng)。

依據文獻［17-18］對遙測、遙控、遙信、通信系統(tǒng)和主站計算機系統(tǒng)的技術指標規(guī)定，構建了饋線自動化系統(tǒng)可靠性參數，如表5所示。

表5 饋線自動化系統(tǒng)可靠性參數Table 5 Reliability parameters of FA system

文獻［8］中配電網絡的可靠性評估結果見表6。表6中，情況1的計算條件和計算結果都與文獻［8］完全吻合，由此驗證了本文模型的正確性；相對情況3，情況1的可靠性有所改善，說明饋線自動化系統(tǒng)能明顯提升配電網供電可靠性水平；相對情況1，情況2的可靠性有所惡化，可見饋線自動化系統(tǒng)故障概率特性會導致自動隔離區(qū)擴大，甚至自動隔離故障及自動復電完全失敗，從而降低了可靠性提升效果。

表6 文獻［8］中配電網的可靠性評估結果Table 6 Results of reliability evaluation for distribution network of reference［8］

文獻［8］中的配電網算例為典型的輻射狀無聯絡結構，三遙終端數量很少，且無二遙終端，因此饋線自動化對可靠性的改善效果并不特別顯著。為此采用策略1，對圖2所示的配電網進行可靠性評估，其中變壓器（10，16，19，38，44，50）、（3，13，7，34，35，40）和（23，26，29，47，52，54）分別為商業(yè)負荷點、農業(yè)負荷點及居民負荷點，用戶數分別為10、1及100個。配電網元件可靠性參數為：每段線路故障率為0.10次/a，變壓器故障率為0.015次/a；線路維修時間為8 h；變壓器更換時間為24 h；人工故障查找時間t7=1.60 h；手動隔離時間t4=0.40 h，手動切換時間t5=1.00 h；自動隔離故障時間t1=0.05 h，自動切換聯絡時間t2=0.05 h。系統(tǒng)可靠性評估結果見表7。

表7 圖2配電網的可靠性評估結果Table 7 Results of reliability evaluation for distribution network shown in fig.2

a.對比表7中的情況3和情況1、2可知，饋線自動化系統(tǒng)顯著改善了配電網的供電可靠性水平。由于圖2所示的配電網中主饋線及分支線分段數較多，且變壓器采用替換維修，維修時間短，因此，由故障隔離與切換聯絡導致的負荷停電時間占總停電時間的比例較高，而饋線自動化系統(tǒng)可自動隔離故障與切換聯絡，快速地恢復 b類與 ci（i=1，2）類負荷點供電，使得饋線自動化對配電網可靠性的改善作用被充分體現出來，所以計入饋線自動化系統(tǒng)影響后，SAIDI改善百分比高達50%。

b.對比表7中括號內外的計算結果可見，當忽略饋線自動化輔助定位作用（認為查找故障時間不受饋線自動化影響，即不使用式（7）修正，t3=t7）時，會使可靠性評估結果明顯偏大。

c.另外，饋線自動化系統(tǒng)具有故障概率特性，并不一定能將故障定位在基本自動定位區(qū)或隔離在基本自動隔離區(qū)，而且聯絡也可能自動切換失敗，因此忽略饋線自動化故障概率特性會高估系統(tǒng)可靠性。

4.2 不同供電恢復策略對可靠性的影響分析

在含饋線自動化系統(tǒng)的配電網中，不同供電恢復策略對供電可靠性水平有一定影響。為驗證這一點，本文采取供電恢復策略2進行可靠性評估，該策略中步驟①、②與策略1一致，不同的步驟是：③運行人員手動切換聯絡恢復c3、c4類區(qū)域供電，耗時為t5；④查找故障元件，耗時為t3；⑤確認故障元件后，手動隔離故障元件，并恢復 ci與 dj（i=5，7；j=1，3）區(qū)域供電，耗時t4；⑥再手動切換恢復c6與d2類區(qū)域供電，耗時t5；⑦修復故障元件后，恢復c8、d4與d5類區(qū)域供電，耗時為t6。此外，若 ci（i=1，2）自動切換聯絡失敗，則在步驟③中手動切換恢復供電，停電時間計算方式同文獻［8］中的2.4節(jié)。負荷區(qū)域恢復供電時間為：。評估結果見表8、9。

表8 圖2配電網在供電恢復策略2下的可靠性評估結果Table 8 Results of reliability evaluation for distribution network shown in fig.2 with recovery strategy-2

表9 無自動聯絡切換時策略1和2下的SAIDI指標Table 9 Values of SAIDI for recovery strategy-1 and strategy-2 without automatic tie-line changeover

對比表7、8可見，采取策略1時的可靠指標SAIDI優(yōu)于策略2。當系統(tǒng)的運行條件改變，例如所有自動切換聯絡全部改為手動切換后，2種策略下的可靠性評估結果見表9，可見此時策略2下的供電可靠性指標反而更好。因為此時系統(tǒng)不能通過自動切換聯絡恢復ci（i=1，2）類區(qū)域供電，必須在人工手動操作階段恢復，而策略2通過手動切換聯絡恢復ci（i=1，2，…，4）類負荷區(qū)域供電所需時間少于策略 1，因此在無自動切換聯絡的運行條件下策略2更優(yōu)?？梢?，針對實際的配電網，使用本文所提模型對不同的供電恢復策略進行詳細的可靠性評估對比論證具有重要的實際意義。

4.3 二遙和三遙終端配置方案對可靠性影響分析

饋線終端不同配置方案對配電網可靠性有較大影響，為驗證這一點，設置2種配置方案。

方案 1：圖2 中開關 S2、S9、S12、S16、S18與聯絡開關S6配置三遙終端，其余開關配置二遙終端。

方案2：三遙終端數量與方案1相同，但安裝位置不同，即開關 S4、S7、S15、S17、S23與聯絡開關 S19配置三遙終端，其余開關配置二遙終端。

2種配置方案下2類饋線終端的數量都相同，但安裝位置不同，基于供電恢復策略1的可靠性評估結果見表10，可見2種方案的SAIDI指標有明顯差異。配電網拓撲結構及負荷分布決定了不同饋線段安裝三遙終端帶來的可靠性效益有較大差異，因此通過優(yōu)化三遙終端安裝位置可以最大限度地發(fā)揮饋線自動化系統(tǒng)對配電網可靠性的改善作用。在規(guī)劃設計時，可通過不同饋線終端配置方案下的可靠性成本效益分析，擇優(yōu)確定終端配置方案。

表10 不同饋線終端配置方案下的可靠性評估結果Table 10 Results of reliability evaluation for different FTU configuration schemes

5 結論

本文提出一種計及集中式饋線自動化的配電網可靠性評估模型，該模型計及了饋線自動化系統(tǒng)物理特性（饋線自動化系統(tǒng)的故障概率特性和系統(tǒng)的輔助定位作用）對配電網可靠性的影響，適用于復雜配電網。同時，通過算例分析驗明了本文模型可有效應用于不同供電恢復策略與終端配置方案的可靠性量化對比分析。

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