基于配网自动化技术的供电可靠性分析研究

(三峡大学，湖北 宜昌 443002)

1 引言

随着电网建设的不断加快和人民生活水平不断提高，用电客户对用电需求也是与日俱增，随之而来的供电可靠性以及稳定性要求也不断提高。配电网在电力系统中直接与用户紧密连接，直接关系到用户的用电质量，其可靠性受关注受关注程度也是居高不下[1]。

电力系统中针对配网可靠性的提高主要从以下两方面进行：降低配电网故障次数和降低故障给配网带来的影响。配网故障次数主要受实际运行条件和设备质量以及环境条件影响，变化系数很大，很难进行预估。在电力系统内，针对配网可靠性的提高，大多研究也是朝着降低故障对配网影响方向进行发展。配电自动化(DA)是一个集成微机技术，自控技术，数据传输技术，用户及地理图形于一体的自动化系统，它可以实现配网监控自动化管理以及信息化管理[2]。

目前，蒙特卡罗模拟法[3-5]和解析法已经在配网的可靠性评估中广泛应用。根据方法研究方向的不同，分析法又分为以下常用几种：故障模式影响分析法[6]，状态空间法，网络等效法以及最小路径法。但是现有的方法对于配网评估是将预想事故整体考虑，对于故障处理的流程并没有仔细研究，因此评估的准确性大打折扣。目前，随着电网的不断延伸发展，配网自动化出现各种各样的模式，不同模式的功能对配网可靠性的影响均有所不同。本文主要从四类配网自动化模式进行阐述，根据其不同功能进行实例分析并针对配网可靠性评估[7]进行定量分析。

2 配电网的可靠性指标

配电网可靠性指标根据功能不同分为如下两类：负荷点指标和系统指标[7]。负荷点指标主要又细分为三个小指标：平均故障率λ，平均断电时间U以及每次故障平均停电持续时间γ(γ=U/λ)，三个小指标构成一个简单的闭环。系统的可靠性指标根据功能又划分为如下几个小指标：平均供电可用度，长时停电效率，短时停电效率，长时停电持续时间，系统总电量不足以及系统平均电量不足等。

随着科技和经济的发展，越来越多的数字高科技设备在企业中应用，这些设备对用电质量有严格要求，停电甚至短期停电都会造成严重的经济损失。特别是配网自动化技术不断普及后，短时停电现象常有发生，给供电可靠性带来严重的影响，也使之成为在用户停电事件中的比重“巨头”，无法预期短期停电是现有配网可靠性评估方法的一种极为重要的缺陷。

3 配网自动化模式

3.1 故障定位系统模式

配网故障定位系统主要功能是当配网线路发生故障时，工作人员能通过后台监控及时发现故障信息，从而确定故障区域，采取有效措施解决故障。它一般只能对故障进行跟踪定位并且指示，不能自动进行故障处理，通过配网自动化技术，可实现故障信息集中上报，重要故障信息筛选以及在线监控。

图1为配网故障定位系统的结构模型图。在线路上由多个柱上开关组成，在图中用圆圈表示。其中实体代表开关闭合，空心代表开关打开；故障指示灯在图中用ID表示，当故障电流流过时会进行反转变色，其本身不具备远程通信功能。当故障发生在柱上开关J和K之间时，如果B、C及J开关处的故障指示灯发生变色而其他地方的故障指示灯不变色，从而可以判断故障发生在J和K柱上开关之间的区域。

图1 配网故障定位系统结构模型图

3.2 就地馈线自动化系统模式

就地馈线自动化系统主要功能是在配网线路发生故障时实现故障区域自动判断和隔离，并通过自动化技术实现故障区域供电自动恢复，它主要通过设备相互配合或采用光纤“网络式”来实现。就地馈线自动化系统模式具有自动处理故障功能，相比故障定位系统更具优势，配合先进的自动化技术，可扩展实现配网线路的运行监控，实现遥控，遥信，遥测及对时。

一般分为如下两种典型模式：自动重合器馈线自动化模式和智能分布模式。

智能分布式模式的工作原理示意图如图2所示，主要由开关、分合闸以及保护终端设备(FTU)组成，其中开关用矩形框表示，合闸、分闸分别用实心和空心表示，标有不同编号的开关都和相应保护终端设备(FTU)相互连接。在模式图中，通信线路用虚线表示，FTU的上行及下行方向分别用“A”和“B”表示。

图2 智能分布模式工作原理示意图

如图2所示，当2和3开关之间故障发生时，根据潮流方向保护终端设备1和2能够快速检测到故障电流并迅速中断保护。同时，根据保护装置的速动性和准确性，保护终端设备2向装置1和3分别发出分闸闭锁报文。根据保护装置的双向性，保护终端设备1也对保护终端设备2发出分闸报文。保护终端设备2和3接收到报文后立即进行开关分闸，保护终端设备1因收到分闸闭锁报文而维持相应的开关处于合闸状态。在经过短暂的延时，保护终端设备4检测到其一侧失压而启动延时合闸计数器进行驱动相应开关合闸，实现隔离故障区段，恢复受故障影响的健全区域段供电。

3.3 集中馈线自动化系统模式

集中馈线自动化主要功能是通过数据采集终端设备[8]在配网正常运行期间对配网实时在线监控及远程控制；当配网发生故障时，能够自动判断故障区域并确定远离故障区，自动完成受故障影响的健全区域的供电系统恢复[9]。

集中馈线自动模式根据功能不同可划分如下几种：故障处理，正常运行监控，变电站馈线监测。通过自动化技术进行功能扩展还可实现故障指示功能、变电站馈线遥控功能以及GIS等功能。具体而言，可分为两种类型：全自动和半自动。

(1) 全自动方式。配网主站或子站通过采集区域内配电终端信息进行配网运行状态的确定，通过故障识别及定位自动对故障进行隔离及非故障区的电源恢复。

(2) 半自动方式。配网主站或子站通过采集区域内配电终端信息进行配网运行状态的确定，通过故障识别及定位遥控或人工进行故障隔离及非故障区恢复供电。

3.4 调/配一体化平台的自动化系统模式

调/配一体化平台的自动化系统是一个能实现生产信息管理系统、集约化调度系统、GIS系统、计量自动化和配网集成系统数据共享的实时应用系统，能全面支持配电网生产管理，实现配网经济运行。调/配一体化平台的自动化系统能够对故障信息上报和自动排除，对配网运行具有监控功能以及实现变电站监控功能。还可以根据故障指示进行选择。调/配一体化平台的自动化系统可以将县级电网调度自动化系统和无人值班变电站控制系统集成在一起。城市配电网自动化系统和配电地理信息系统(GIS)功能，减少设备冗余并确保数据一致性。

4 配网自动化对供电可靠性的影响

配电自动化设备对于配网的故障诊断及故障处理具有重要的作业，一旦配网自动化设备失去作用，将导致整个馈线处于断电状态，同时实现故障定位也十分困难。故障定位需要人工进行逐项排查，现场查找故障点，而且排查期间受天气环境影响，故障所在馈线将长期处于停电状态，并且需要人工多次分合闸，对配网可靠性指标造成严重影响。引入配电自动化设备以提高供电可靠性主要体现在缩小故障范围和缩短故障处理时间。

4.1 缩小故障影响范围

如图3所示，是一个典型的“手拉手”环状配电网。A和G表示馈线出线开关，B、C、E和F为分段开关，D为联络开关。在配电网运行正常情况下，整个配网处于开环状态，D断开，B、C、E和F闭合，两条馈线的供电由两个配电站提供。

当故障发生在A和B之间时，如果配电网馈线监控终端安装在A～G开关上，通过网络连接到配电网主站的后台计算机，自动断开开关B、关闭开关D进行隔离故障，实现b、c区段供电，缩小故障影响范围。

图3 配网运行状态

4.2 缩短故障处理所需时间

以应用配电自动化系统的某供电公司为例。当配网主变发生故障时，自动操作只需要5min，工作人员人工操作需要30min；如果其他变压器组合其他配电站，由配网自动化系统完成需要15min，人工操作则需要120min。当配电网运行线路出现故障时，通过配电自动化系统自动控制恢复送电时间平均为3min，如果由人工操作则需要55min。

5 结论

在我国电力系统建设“一强三优”坚强智能电网的背景下，配网自动化建设是电网发展和人民需求的必然趋势和要求。通过现有的配网自动化技术对配网运行数据进行监控分析，通过分析进行故障诊断及隔离，及时高效进行反馈处理，提高供电可靠性。结合先进的大数据统计分析技术，配网自动化技术将得到新的发展，为供电可靠性带来进一步的提升。