东北冬季低温寒冷地区配电网自动化建设及运行模式研究

李 斌,刘骏发,聂 宇,许国虎,鹿 军

(1.国网鞍山供电公司,辽宁 鞍山 114000;2.国网辽宁省电力有限公司,辽宁 沈阳 110006)

随着对供电可靠性与电网运行效率的要求不断提高，配电网自动化建设成为配电网发展的一个趋势。特别是在当前“碳达峰、碳中和”形势下[1]，分时限电政策的出台需要对配电网主要节点的数据掌控[2]，对配电网末端进行精准调度和控制。

本文参照国际上配电网自动化系统的发展情况[3]，特别是日本低温寒冷地区的配电网自动化设备的发展情况，根据东北地区的配电网网架结构和配电网自动化设备的选型情况，结合当前配电网设备的运行及故障情况，制定适用于东北冬季低温寒冷地区的配电网自动化建设及运行模式。

1 配电网自动化设备保护整定

目前配电网自动化设备选型，主干线路通常采用三遥负荷开关或断路器，分歧线路配备三遥断路器。东北地区配电网自动化设备保护配置主要为三段式电流保护，即电流速断保护、定时限速断保护、过流保护及零序电流保护。

以1条全架空线路为例进行说明[4]，架空线路网架及自动化设备配置如图1所示，配电网自动化设备选型均为断路器，断路器保护配置如表1所示。

图1 架空线路网架及自动化设备配置

表1 断路器保护配置

配电网短路电流计算难度大，计算精度不够[5]，主要因为配电网网架距离短，运行方式灵活，网架结构经常发生变化。故障短路电流受不同种类故障的影响较大，配电网故障中非金属性故障比重大，短路点电阻变化范围大，相对于线路阻抗和系统阻抗，短路点阻抗数值更大。

目前配电网自动化设备在低温寒冷地区的试验，只在配电网自动化设备型式试验报告中提及，不包括配电网自动化设备的保护动作时间及设备本体的可靠性，仅校验环境温度变化对性能的影响，具体试验包括电压电流、有功无功的测量变差，遥信、遥控及SOE事件顺序记录站内分辨率。配电网自动化设备型式试验报告中的温度区间为-40～70 ℃，进行24 h试验，并没有充分考虑到东北地区冬季漫长的低温寒冷条件。

低温寒冷环境对配电网自动化设备动作时间的影响，增加了配电网自动化设备保护定值整定与66 kV变电站10 kV线路出口保护配合的难度。在以往的配电网自动化设备保护整定方法上，可以将10 kV线路出口速断保护定值时限由0 s改为定时限速断保护[5]，但是由于配电网自动化设备在低温寒冷环境下动作保护时间的不确定性以及设备的不可靠性，如果解除线路出口断路器的0 s速断保护或者将速断保护定值提高，一旦自动化设备不能可靠切除故障，而由线路出口保护切除故障时，故障电流可达到(20～30)Ie，故障电流冲击主变压器，将造成一定的线损电量。

2 配电网网架

2.1 网架特点

配电网自动化系统的建设和应用要有规划成熟和完善的配电网网架做支撑，完善的配电网网架是配电网自动化设备各类保护配置的基础条件[6]。成熟可靠的配电网网架应具备以下特点：①分析区域内的负荷增长趋势，立足于解决现有电网薄弱环节、优化电网结构、提高电网供电能力和适应性；②在兼顾远近衔接、新建和改造结合的前提下，努力实现电网接线的规范化和设备选型的标准化，在供电区域划分基础上，进一步细分形成“供电区域、供电网格、供电单元”三级网络，分层分级开展配电网规划。

2.2 存在问题

当前配电网网架存在很多问题，不能满足配电网自动化系统的发展需求，以配电网电缆线路网架(见图2)、架空线路网架(见图3)为例，说明当前配电网网架存在的问题。

图2 电缆线路网架

图3 架空线路网架

主要分析配电网结构性问题[7]，如联络线不足、线路分段不合理、联络线冗余、迂回供电等，提升有效联络率，均衡各条线路负载率，优化线路网架结构。分析供电单元网架结构、运行水平、自动化及廊道现状、单元现状负荷。

a.分析66 kV沙河变，选出典型的10 kV沙河线、建国线、中华线。10 kV沙河线4号环网柜、7号环网柜分别与10 kV窑业线、羊沙线联络，7号环网柜为自动化环网柜，存在线路分段不合理的现象；建国线全线未配置自动化开关，存在分段不合理以及联络线不足的问题；中华线全线未配置自动化环网柜，存在分段不合理的现象。

b.分析66 kV羊草变。羊沙线存在联络冗余的结构性问题；羊钢线存在分段不合理现象；羊灵线存在分段不合理、联络线不足、迂回供电的问题。

2.3 目标规划

配电网网格化规划是指以地块用电需求为基础[8]，目标网架为导向，将配电网供电区域划分为若干供电网格，并进一步细化为供电单元，分层分级开展配电网规划。以远期规划指导近期规划，由低电压等级向高电压等级逐级延伸规划，并注重远近期、上下级衔接，远期为饱和负荷年，近期与公司配电网规划年限保持一致。将10 kV配电网构筑成“网络清晰、联络有序、负荷均衡、安全可靠”的目标网架，规范目标网架及其过渡过程，预留配电网网架所需廊道。

本文主要探讨优化配电网网架的结构性问题，为充分适应自动化设备不同的保护模式，结合当前配电网网架结构和已经建成投运的自动化系统改造工程，针对电缆线路和架空线路，提出典型接线形式，目标网架结构如图4、图5所示。

图4 电缆线路目标网架

图5 架空线路目标网架

3 配电网自动化设备存在的问题

由于前期对配电网自动化设备的布局、选型及整体规划缺少相关的经验和认识[9]，配电网自动化工程更换的自动化开关都是在原来负荷开关的基础上进行更换，并且由于配电网网架不完善和线路改造等问题，造成配电网自动化系统实际应用有较大难度。

存在问题包括架空线路分段不够即自动化负荷开关配置不到位、电缆线路自动化环网柜数量和位置配置不合理。以下针对上述问题进行说明。

a.10 kV羊沙线为架空线路，仅在羊沙干16号配备自动化负荷开关，其他位置未配备。实际上羊沙线线路出口到羊沙干16号并无负荷，在羊沙干16号至线路末端101号线路发生故障时，无法隔离故障点，配电网自动化系统未起到相应作用，实际配置自动化开关应按照网架规划进行。

b.10 kV沙华线为电缆线路(见图6)，其中5号、6号、9号、10号为自动化环网柜，1号、3号、7号环网柜安装远传型故障指示器，线路通过10号环网柜与羊沙线进行联络。按照目前配置，当故障发生在线路出口和8号环网柜进线之间时，通过9号自动化环网柜将故障隔离，8号环网柜所带负荷无法通过自动化系统进行转带，只能由运检人员现场操作负荷开关站联络开关，因此需改在8号、10号设置自动化环网柜。根据沙华线供电区域远期负荷预测结果，供电区域以河为界分为河北部和河南部，均为新建高层住宅区，无负荷需求，且线路负荷只有1个住宅小区，集中在线路末端。因此5号、6号配备的自动化开关为冗余自动化开关。

图6 沙华线电缆线路

4 配电网自动化系统保护方案

根据以上分析，配电网自动化系统的建设运行及保护方式需要根据配电网网架及配电网自动化设备选型等情况。但是东北冬季低温寒冷地区不适用常规的三段式电流保护，本文通过研究国内外配电网自动化系统的发展情况，借鉴配电网自动化系统的发展成果，提出一种适用于东北低温寒冷地区的配电网自动化保护配置方案。

保护方式的确定还需要兼顾配电网的故障及线路出口保护配置重合闸的情况[10]，配电网故障统计如表2所示。由表2可以看出，配电网故障多为瞬时性故障，可以通过线路出口一次重合闸或者二次重合闸恢复供电，配电网永久故障仅占全年故障的16.60%。针对全线路电缆化率超过60%的线路，考虑到电缆线路故障通常为永久性故障，不配置重合闸，可通过各点自动化设备采样电流判断故障位置，直接远程操作隔离故障区域，恢复非故障区域供电。

表2 配电网故障率统计

4.1 电缆线路保护方案

电缆线路的自动化环网柜电源进出线采用负荷开关，负荷出线采用断路器，其中断路器采用电流速断保护，定值为1000 A、时限为0 s,线路出口配备一次重合闸。若为瞬时性故障，可在重合闸时限后恢复供电；若为永久性故障，当故障发生在负荷出线，断路器可切断故障，再次重合可恢复供电，当故障发生在主干线路，可远程操作电源进出线负荷开关隔离故障。

4.2 架空线路保护方案

选用馈线自动化保护模式，电压-时间型馈线自动化通过开关“无压分闸、来电延时合闸”的工作特性配合变电站出线开关二次合闸来实现，一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电。

开关配置如图7所示，CB1、CB2模拟变电站出口断路器，具备短路保护、2次重合闸(时限5 s)功能。FS1、FS2、FS3为3个分段开关(把左侧线路分为a、b、c、d 4个区段)，分段开关来电延时合闸时限即X时限为7 s，合闸后失压闭锁时限即Y时限为5 s。LS为联络开关,在正常供电状态下为常分状态，当一侧电源失压后，该联络开关开始计时45 s，计时完成后，联络开关自动合闸投入，完成故障点后端非故障区域转供电。

线路在c区间发生短路故障时如图8所示,故障时开关动作如图9所示。

图7 开关配置

图8 c区间故障

图9 c区间故障开关动作

CB1开关检测到短路故障启动保护跳闸，FS1、FS2、FS3检测到线路失压开关自动分闸。cd区间故障后开关合闸如图10所示，CB1第1次重合闸，FS1开关检测线路来电后延时7 s合闸，FS2开关检测线路来电后延时7 s合闸，若是瞬时性故障，FS2、FS3合闸成功；永久性故障如图11所示，CB1开关再次保护跳闸，同时FS2检测负荷侧故障(Y时限内闭锁)，FS3检测电源侧故障(X时限内闭锁)；隔离故障后恢复送电如图12所示，CB1第2次重合闸，FS1延时7 s后合闸，FS2闭锁不合闸，完成c区段故障定位、隔离；非故障区间联络开关动作如图13所示，LS联络开关检测一侧失电，延时45 s后合闸，完成非故障d区间供电。

图10 cd区间故障后开关合闸

图11 cd区间永久性故障开关闭锁

图12 cd区间永久性故障恢复送电

图13 非故障区间联络开关动作

以上为主干线路故障时保护逻辑顺序动作情况，电压-时间型馈线自动化保护模式同样适用于带多分支线多联络的线路，X时限为7 s,Y时限为5 s，当线路由多分支多联络时，依次将时间顺延，按照顺序逻辑利用自动化系统短时间恢复供电。具体策略为先进行故障隔离，然后由联络线路恢复故障区外供电。

馈线自动化模式多种多样，根据配电网自动化设备的可靠性、配电网网架基本情况、自动化设备的选型和布局以及当前配电网运行维护水平、自动化主站系统的建设情况，经过分析比较，最终确定就地型馈线自动化模式中的电压-时间型保护模式。

5 结论

a.当前配电网自动化系统的发展已经有了良好基础，难点在于如何充分考虑各项因素，选择合适的发展模式。需要考虑当前配电网网架情况以及预期规划目标网架、配电网自动化设备选型、配电网故障特点等，还需要考虑终端设备和主站运维检修能力、日常运维使用能力、配电网自动化设备介入系统后在检修抢修时采取的安全技术措施，更好推进配电网自动化的实用性，保证配电网安全运行。

b.除了前期科学合理的规划外，在配电网自动化实际应用的过程中，需要及时发现和总结问题，如低温寒冷地区对自动化设备保护动作时间以及装置可靠性的影响，将会影响自动化设备保护模式的选定。本文提及的配电网自动化系统发展规划模式和自动化设备采用的保护方案都是基于实际情况，综合考虑各类因素提出一种适用于东北低温寒冷地区的配电网自动化发展模式。

c.在未来能源结构形式下，由于配电网分布式电源的快速发展，需要配电网自动化系统积极参与以适应愈加灵活、可靠和高效优质配电网。