智能配电网自愈控制技术应用分析

卢永全

（广东电网有限责任公司 东莞供电局，广东 东莞 523000）

0 引 言

配电网运行过程中对安全性、可靠性以及稳定性的要求较高，需根据用户用电需求实现用电质量的优化提升。现阶段，我国配电网老化现象严重，由设备损坏、线路损坏以及超负荷等引起的区域断电问题频发，严重影响了用户的用电满意度。如何根据智能配电网建设需求对配电网架构进行调整和优化，实现安全风险实时预警和故障自愈有效控制，已经成为新时期智能配电网建设的重中之重。

1 智能配电网自愈控制技术概况

智能配电网自愈控制技术是由美国电力科学研究院和美国国防部在“复杂交互网络与系统计划”中提出的，要求利用数据采集技术、AMI技术、状态评估技术、故障诊断技术以及风险规避策略等实现配电网的自我感知、自我诊断、自我决策及自我恢复，形成稳定、可靠、安全且规范的智能控制系统[1]。

利用自愈控制技术提升智能配电网的故障风险防控效果，通过预防性控制、前瞻性处理等及时发现并消除故障。在用电负荷、平稳运行等需求基础上对智能配电网运行状态进行调整，在智能决策基础上最大限度减少用电经济损失，达到持续稳态输配电。

智能配电网自愈控制的理想状态是在故障后不断电的基础上减少事故发生率，完成网络架构和功能系统的优化调整，如图1所示[2]。

图1 智能配电网自愈控制要求

我国对智能配电网自愈控制技术的研究起步较晚，在21世纪初期才初具框架。现阶段故障自愈处理过程中主要利用配电开关监控终端（Feeder Terminal Unit，FTU）进行数据传输与单元互联，在智能采集、状态评估、故障诊断以及风险决策的基础上开展事故防控与自愈调整。

（1）数据采集。利用大数据、云平台等快速采集智能配电网运行中的关键信息，分析用户用电状态、用电行为、电力负荷以及线损能耗等，为智能配电网自愈控制管理提供参考依据。上述环节中，必须保证数据的实时性、有效性及真实性。

（2）状态评估。利用AMI技术对前端采集到的数据进行分析，确定智能配电网的安全风险状态。同时进一步开展状态评估和性能评估，根据设备状况、线路情况以及愈合能力等全面把握智能配电网的脆弱环节，找准风险要素[3]。

（3）故障诊断。针对异常智能预警、静态安装预警、保护智能预警、静态稳定预警以及电压稳定预警等分析安全系数。

（4）风险决策。利用专家模型评估故障发生的可能性，确定故障情况、故障风险等，制定智能配电网防控方案，实现各项运行状态的全面优化。

2 智能配电网自愈控制技术应用分析

本次研究过程中主要以广东省某市10 kV智能配电网为例，分析其自愈控制系统构建过程中的注意事项。

2.1 项目概况

2019年广东省某市开始推进主站就地协同自愈，推进初期地区主干线上装有负荷开关的数量约为2 800台，全网终端总数量6 600台，占比约为42%，大部分馈线已实现电压/电流型就地自愈，电压/电流协同型就地自愈基础较好。综合考虑覆盖率问题，就地隔离的技术路线选用电压/电流协同型。

2.2 应用分析

2.2.1 技术方案

广东省某市10 kV智能配电网改造过程中主要选用分布式智能就地控制模式，通过多重协作使故障自愈时间控制在毫秒级，在很大程度上提升了智能配电网的可靠性。同时，该模式可在无通道故障时实现自执行网络重构和升级，易于操作维护，应用效果非常显著。

工程前期综合考虑地区遥控成功率、一次设备类型、方式变更后定值管理以及站外开关分级情况等因素，采用电压/电流协同型技术路线[4,5]。但经向其他地市局了解，目前受现场设备影响，主站与就地级差保护协同型动作成功率普遍比主站与就地电压/电流协同型高，其具体方案如下。

（1）变电站开关A保护跳闸；

（2）故障点上游1号开关、2号开关和故障点下游3号开关失压分闸；

（3）变电站开关A重合；

（4）故障点上游1号开关得电合闸，合闸成功后闭锁分闸，2号开关得电合闸，故障点上游2号开关合到故障点，满足在时限内检测到故障电流和分闸条件，闭锁合闸，故障点下游3号开关实现残压闭锁合闸，此时变电站出现A开关-1号-2号线路恢复供电；

（5）主站系统根据以上信号完成自愈判断，最终遥控合上联络开关，恢复故障点下游供电，如图2所示。

图2 广东省某市10 kV配网自愈控制模式

2.2.2 优化处理

在就地电压/电流协同型自愈控制改造投入使用后，主站与就地电压/电流协同型成功率不高。对其进行分析后发现：主站与就地电压/电流协同型对现场设备稳定性要求较高，终端定值配置不正确或一次设备故障就地隔离不成功；终端二次问题导致相关遥信信号（包括分闸、保护和闭锁等信号）不能正常上送；现场一次运行方式发生变更，未按时通过自愈变更流程进行定值更改和通知主站同步修改自愈配置；自愈线路拓扑维护不正确，未开展非自动化开关置位管理等，影响主站对现场的综合判断。

为解决上述问题，在新纳入的自愈线路中可采用主站与就地级差保护协同型自愈技术路线，存量的线路逐步改造为主站与就地级差保护协同型，具体原则如下。

（1）存量已投入电压/电流协同型的线路，持续落实“一事件一分析”工作，提升设备动作的准确性。

（2）组织区局梳理已投入线路中符合主站与级差保护协同型的线路，重新配置定值，逐步完成主站与就地级差保护协同型投入。

（3）新投入主站自愈线路按主站与级差保护协同型模式运行。

2.3 效果评估

基于自愈控制技术的智能配电网改造完成后，广东省某市基本上实现了各区域的综合管理，利用分层、分区的分布协调自愈控制有效解决严重超负荷运行事故2起、接地保护事故24起以及失压转备用事故9起。上述自愈控制过程中，利用馈线自动化实现了故障应急处理和停电调度恢复，从根本上改善了广东省某市10 kV智能配电网的运行质量，其可靠性指标达到99.8%，应用效果非常显著。

3 结 论

智能配电网自愈控制系统构建的过程中要从自控装置、馈线调整、专家模型以及智能决策等方面形成完整的硬件单元和逻辑体系，利用好现阶段国内外先进的自愈控制技术，对配电网自愈控制的安全等级、可靠指标以及稳定系数等进行提升。同时，还要结合区域情况实施自愈控制的优化，逐步调整智能配电网自愈控制系统架构，优化模型算法和馈线系统，使其能够实现对配电网运行故障的早发现、早预防以及早处理，从而全面推动我国智能配网自愈控制建设进程。