李 斌,劉駿發(fā),聶 宇,許國虎,鹿 軍

(1.國網(wǎng)鞍山供電公司,遼寧 鞍山 114000;2.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司,遼寧 沈陽 110006)

隨著對供電可靠性與電網(wǎng)運行效率的要求不斷提高，配電網(wǎng)自動化建設(shè)成為配電網(wǎng)發(fā)展的一個趨勢。特別是在當前“碳達峰、碳中和”形勢下[1]，分時限電政策的出臺需要對配電網(wǎng)主要節(jié)點的數(shù)據(jù)掌控[2]，對配電網(wǎng)末端進行精準調(diào)度和控制。

本文參照國際上配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)的發(fā)展情況[3]，特別是日本低溫寒冷地區(qū)的配電網(wǎng)自動化設(shè)備的發(fā)展情況，根據(jù)東北地區(qū)的配電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和配電網(wǎng)自動化設(shè)備的選型情況，結(jié)合當前配電網(wǎng)設(shè)備的運行及故障情況，制定適用于東北冬季低溫寒冷地區(qū)的配電網(wǎng)自動化建設(shè)及運行模式。

1 配電網(wǎng)自動化設(shè)備保護整定

目前配電網(wǎng)自動化設(shè)備選型，主干線路通常采用三遙負荷開關(guān)或斷路器，分歧線路配備三遙斷路器。東北地區(qū)配電網(wǎng)自動化設(shè)備保護配置主要為三段式電流保護，即電流速斷保護、定時限速斷保護、過流保護及零序電流保護。

以1條全架空線路為例進行說明[4]，架空線路網(wǎng)架及自動化設(shè)備配置如圖1所示，配電網(wǎng)自動化設(shè)備選型均為斷路器，斷路器保護配置如表1所示。

圖1 架空線路網(wǎng)架及自動化設(shè)備配置

表1 斷路器保護配置

配電網(wǎng)短路電流計算難度大，計算精度不夠[5]，主要因為配電網(wǎng)網(wǎng)架距離短，運行方式靈活，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)經(jīng)常發(fā)生變化。故障短路電流受不同種類故障的影響較大，配電網(wǎng)故障中非金屬性故障比重大，短路點電阻變化范圍大，相對于線路阻抗和系統(tǒng)阻抗，短路點阻抗數(shù)值更大。

目前配電網(wǎng)自動化設(shè)備在低溫寒冷地區(qū)的試驗，只在配電網(wǎng)自動化設(shè)備型式試驗報告中提及，不包括配電網(wǎng)自動化設(shè)備的保護動作時間及設(shè)備本體的可靠性，僅校驗環(huán)境溫度變化對性能的影響，具體試驗包括電壓電流、有功無功的測量變差，遙信、遙控及SOE事件順序記錄站內(nèi)分辨率。配電網(wǎng)自動化設(shè)備型式試驗報告中的溫度區(qū)間為-40～70 ℃，進行24 h試驗，并沒有充分考慮到東北地區(qū)冬季漫長的低溫寒冷條件。

低溫寒冷環(huán)境對配電網(wǎng)自動化設(shè)備動作時間的影響，增加了配電網(wǎng)自動化設(shè)備保護定值整定與66 kV變電站10 kV線路出口保護配合的難度。在以往的配電網(wǎng)自動化設(shè)備保護整定方法上，可以將10 kV線路出口速斷保護定值時限由0 s改為定時限速斷保護[5]，但是由于配電網(wǎng)自動化設(shè)備在低溫寒冷環(huán)境下動作保護時間的不確定性以及設(shè)備的不可靠性，如果解除線路出口斷路器的0 s速斷保護或者將速斷保護定值提高，一旦自動化設(shè)備不能可靠切除故障，而由線路出口保護切除故障時，故障電流可達到(20～30)Ie，故障電流沖擊主變壓器，將造成一定的線損電量。

2 配電網(wǎng)網(wǎng)架

2.1 網(wǎng)架特點

配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)的建設(shè)和應用要有規(guī)劃成熟和完善的配電網(wǎng)網(wǎng)架做支撐，完善的配電網(wǎng)網(wǎng)架是配電網(wǎng)自動化設(shè)備各類保護配置的基礎(chǔ)條件[6]。成熟可靠的配電網(wǎng)網(wǎng)架應具備以下特點：①分析區(qū)域內(nèi)的負荷增長趨勢，立足于解決現(xiàn)有電網(wǎng)薄弱環(huán)節(jié)、優(yōu)化電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、提高電網(wǎng)供電能力和適應性；②在兼顧遠近銜接、新建和改造結(jié)合的前提下，努力實現(xiàn)電網(wǎng)接線的規(guī)范化和設(shè)備選型的標準化，在供電區(qū)域劃分基礎(chǔ)上，進一步細分形成“供電區(qū)域、供電網(wǎng)格、供電單元”三級網(wǎng)絡(luò)，分層分級開展配電網(wǎng)規(guī)劃。

2.2 存在問題

當前配電網(wǎng)網(wǎng)架存在很多問題，不能滿足配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)的發(fā)展需求，以配電網(wǎng)電纜線路網(wǎng)架(見圖2)、架空線路網(wǎng)架(見圖3)為例，說明當前配電網(wǎng)網(wǎng)架存在的問題。

圖2 電纜線路網(wǎng)架

圖3 架空線路網(wǎng)架

主要分析配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)性問題[7]，如聯(lián)絡(luò)線不足、線路分段不合理、聯(lián)絡(luò)線冗余、迂回供電等，提升有效聯(lián)絡(luò)率，均衡各條線路負載率，優(yōu)化線路網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。分析供電單元網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、運行水平、自動化及廊道現(xiàn)狀、單元現(xiàn)狀負荷。

a.分析66 kV沙河變，選出典型的10 kV沙河線、建國線、中華線。10 kV沙河線4號環(huán)網(wǎng)柜、7號環(huán)網(wǎng)柜分別與10 kV窯業(yè)線、羊沙線聯(lián)絡(luò)，7號環(huán)網(wǎng)柜為自動化環(huán)網(wǎng)柜，存在線路分段不合理的現(xiàn)象；建國線全線未配置自動化開關(guān)，存在分段不合理以及聯(lián)絡(luò)線不足的問題；中華線全線未配置自動化環(huán)網(wǎng)柜，存在分段不合理的現(xiàn)象。

b.分析66 kV羊草變。羊沙線存在聯(lián)絡(luò)冗余的結(jié)構(gòu)性問題；羊鋼線存在分段不合理現(xiàn)象；羊靈線存在分段不合理、聯(lián)絡(luò)線不足、迂回供電的問題。

2.3 目標規(guī)劃

配電網(wǎng)網(wǎng)格化規(guī)劃是指以地塊用電需求為基礎(chǔ)[8]，目標網(wǎng)架為導向，將配電網(wǎng)供電區(qū)域劃分為若干供電網(wǎng)格，并進一步細化為供電單元，分層分級開展配電網(wǎng)規(guī)劃。以遠期規(guī)劃指導近期規(guī)劃，由低電壓等級向高電壓等級逐級延伸規(guī)劃，并注重遠近期、上下級銜接，遠期為飽和負荷年，近期與公司配電網(wǎng)規(guī)劃年限保持一致。將10 kV配電網(wǎng)構(gòu)筑成“網(wǎng)絡(luò)清晰、聯(lián)絡(luò)有序、負荷均衡、安全可靠”的目標網(wǎng)架，規(guī)范目標網(wǎng)架及其過渡過程，預留配電網(wǎng)網(wǎng)架所需廊道。

本文主要探討優(yōu)化配電網(wǎng)網(wǎng)架的結(jié)構(gòu)性問題，為充分適應自動化設(shè)備不同的保護模式，結(jié)合當前配電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和已經(jīng)建成投運的自動化系統(tǒng)改造工程，針對電纜線路和架空線路，提出典型接線形式，目標網(wǎng)架結(jié)構(gòu)如圖4、圖5所示。

圖4 電纜線路目標網(wǎng)架

圖5 架空線路目標網(wǎng)架

3 配電網(wǎng)自動化設(shè)備存在的問題

由于前期對配電網(wǎng)自動化設(shè)備的布局、選型及整體規(guī)劃缺少相關(guān)的經(jīng)驗和認識[9]，配電網(wǎng)自動化工程更換的自動化開關(guān)都是在原來負荷開關(guān)的基礎(chǔ)上進行更換，并且由于配電網(wǎng)網(wǎng)架不完善和線路改造等問題，造成配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)實際應用有較大難度。

存在問題包括架空線路分段不夠即自動化負荷開關(guān)配置不到位、電纜線路自動化環(huán)網(wǎng)柜數(shù)量和位置配置不合理。以下針對上述問題進行說明。

a.10 kV羊沙線為架空線路，僅在羊沙干16號配備自動化負荷開關(guān)，其他位置未配備。實際上羊沙線線路出口到羊沙干16號并無負荷，在羊沙干16號至線路末端101號線路發(fā)生故障時，無法隔離故障點，配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)未起到相應作用，實際配置自動化開關(guān)應按照網(wǎng)架規(guī)劃進行。

b.10 kV沙華線為電纜線路(見圖6)，其中5號、6號、9號、10號為自動化環(huán)網(wǎng)柜，1號、3號、7號環(huán)網(wǎng)柜安裝遠傳型故障指示器，線路通過10號環(huán)網(wǎng)柜與羊沙線進行聯(lián)絡(luò)。按照目前配置，當故障發(fā)生在線路出口和8號環(huán)網(wǎng)柜進線之間時，通過9號自動化環(huán)網(wǎng)柜將故障隔離，8號環(huán)網(wǎng)柜所帶負荷無法通過自動化系統(tǒng)進行轉(zhuǎn)帶，只能由運檢人員現(xiàn)場操作負荷開關(guān)站聯(lián)絡(luò)開關(guān)，因此需改在8號、10號設(shè)置自動化環(huán)網(wǎng)柜。根據(jù)沙華線供電區(qū)域遠期負荷預測結(jié)果，供電區(qū)域以河為界分為河北部和河南部，均為新建高層住宅區(qū)，無負荷需求，且線路負荷只有1個住宅小區(qū)，集中在線路末端。因此5號、6號配備的自動化開關(guān)為冗余自動化開關(guān)。

圖6 沙華線電纜線路

4 配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)保護方案

根據(jù)以上分析，配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)的建設(shè)運行及保護方式需要根據(jù)配電網(wǎng)網(wǎng)架及配電網(wǎng)自動化設(shè)備選型等情況。但是東北冬季低溫寒冷地區(qū)不適用常規(guī)的三段式電流保護，本文通過研究國內(nèi)外配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)的發(fā)展情況，借鑒配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)的發(fā)展成果，提出一種適用于東北低溫寒冷地區(qū)的配電網(wǎng)自動化保護配置方案。

保護方式的確定還需要兼顧配電網(wǎng)的故障及線路出口保護配置重合閘的情況[10]，配電網(wǎng)故障統(tǒng)計如表2所示。由表2可以看出，配電網(wǎng)故障多為瞬時性故障，可以通過線路出口一次重合閘或者二次重合閘恢復供電，配電網(wǎng)永久故障僅占全年故障的16.60%。針對全線路電纜化率超過60%的線路，考慮到電纜線路故障通常為永久性故障，不配置重合閘，可通過各點自動化設(shè)備采樣電流判斷故障位置，直接遠程操作隔離故障區(qū)域，恢復非故障區(qū)域供電。

表2 配電網(wǎng)故障率統(tǒng)計

4.1 電纜線路保護方案

電纜線路的自動化環(huán)網(wǎng)柜電源進出線采用負荷開關(guān)，負荷出線采用斷路器，其中斷路器采用電流速斷保護，定值為1000 A、時限為0 s,線路出口配備一次重合閘。若為瞬時性故障，可在重合閘時限后恢復供電；若為永久性故障，當故障發(fā)生在負荷出線，斷路器可切斷故障，再次重合可恢復供電，當故障發(fā)生在主干線路，可遠程操作電源進出線負荷開關(guān)隔離故障。

4.2 架空線路保護方案

選用饋線自動化保護模式，電壓-時間型饋線自動化通過開關(guān)“無壓分閘、來電延時合閘”的工作特性配合變電站出線開關(guān)二次合閘來實現(xiàn)，一次合閘隔離故障區(qū)間，二次合閘恢復非故障段供電。

開關(guān)配置如圖7所示，CB1、CB2模擬變電站出口斷路器，具備短路保護、2次重合閘(時限5 s)功能。FS1、FS2、FS3為3個分段開關(guān)(把左側(cè)線路分為a、b、c、d 4個區(qū)段)，分段開關(guān)來電延時合閘時限即X時限為7 s，合閘后失壓閉鎖時限即Y時限為5 s。LS為聯(lián)絡(luò)開關(guān),在正常供電狀態(tài)下為常分狀態(tài)，當一側(cè)電源失壓后，該聯(lián)絡(luò)開關(guān)開始計時45 s，計時完成后，聯(lián)絡(luò)開關(guān)自動合閘投入，完成故障點后端非故障區(qū)域轉(zhuǎn)供電。

線路在c區(qū)間發(fā)生短路故障時如圖8所示,故障時開關(guān)動作如圖9所示。

圖7 開關(guān)配置

圖8 c區(qū)間故障

圖9 c區(qū)間故障開關(guān)動作

CB1開關(guān)檢測到短路故障啟動保護跳閘，F(xiàn)S1、FS2、FS3檢測到線路失壓開關(guān)自動分閘。cd區(qū)間故障后開關(guān)合閘如圖10所示，CB1第1次重合閘，F(xiàn)S1開關(guān)檢測線路來電后延時7 s合閘，F(xiàn)S2開關(guān)檢測線路來電后延時7 s合閘，若是瞬時性故障，F(xiàn)S2、FS3合閘成功；永久性故障如圖11所示，CB1開關(guān)再次保護跳閘，同時FS2檢測負荷側(cè)故障(Y時限內(nèi)閉鎖)，F(xiàn)S3檢測電源側(cè)故障(X時限內(nèi)閉鎖)；隔離故障后恢復送電如圖12所示，CB1第2次重合閘，F(xiàn)S1延時7 s后合閘，F(xiàn)S2閉鎖不合閘，完成c區(qū)段故障定位、隔離；非故障區(qū)間聯(lián)絡(luò)開關(guān)動作如圖13所示，LS聯(lián)絡(luò)開關(guān)檢測一側(cè)失電，延時45 s后合閘，完成非故障d區(qū)間供電。

圖10 cd區(qū)間故障后開關(guān)合閘

圖11 cd區(qū)間永久性故障開關(guān)閉鎖

圖12 cd區(qū)間永久性故障恢復送電

圖13 非故障區(qū)間聯(lián)絡(luò)開關(guān)動作

以上為主干線路故障時保護邏輯順序動作情況，電壓-時間型饋線自動化保護模式同樣適用于帶多分支線多聯(lián)絡(luò)的線路，X時限為7 s,Y時限為5 s，當線路由多分支多聯(lián)絡(luò)時，依次將時間順延，按照順序邏輯利用自動化系統(tǒng)短時間恢復供電。具體策略為先進行故障隔離，然后由聯(lián)絡(luò)線路恢復故障區(qū)外供電。

饋線自動化模式多種多樣，根據(jù)配電網(wǎng)自動化設(shè)備的可靠性、配電網(wǎng)網(wǎng)架基本情況、自動化設(shè)備的選型和布局以及當前配電網(wǎng)運行維護水平、自動化主站系統(tǒng)的建設(shè)情況，經(jīng)過分析比較，最終確定就地型饋線自動化模式中的電壓-時間型保護模式。

5 結(jié)論

a.當前配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)的發(fā)展已經(jīng)有了良好基礎(chǔ)，難點在于如何充分考慮各項因素，選擇合適的發(fā)展模式。需要考慮當前配電網(wǎng)網(wǎng)架情況以及預期規(guī)劃目標網(wǎng)架、配電網(wǎng)自動化設(shè)備選型、配電網(wǎng)故障特點等，還需要考慮終端設(shè)備和主站運維檢修能力、日常運維使用能力、配電網(wǎng)自動化設(shè)備介入系統(tǒng)后在檢修搶修時采取的安全技術(shù)措施，更好推進配電網(wǎng)自動化的實用性，保證配電網(wǎng)安全運行。

b.除了前期科學合理的規(guī)劃外，在配電網(wǎng)自動化實際應用的過程中，需要及時發(fā)現(xiàn)和總結(jié)問題，如低溫寒冷地區(qū)對自動化設(shè)備保護動作時間以及裝置可靠性的影響，將會影響自動化設(shè)備保護模式的選定。本文提及的配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃模式和自動化設(shè)備采用的保護方案都是基于實際情況，綜合考慮各類因素提出一種適用于東北低溫寒冷地區(qū)的配電網(wǎng)自動化發(fā)展模式。

c.在未來能源結(jié)構(gòu)形式下，由于配電網(wǎng)分布式電源的快速發(fā)展，需要配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)積極參與以適應愈加靈活、可靠和高效優(yōu)質(zhì)配電網(wǎng)。