10 kV 配电网自动化系统的数字化建设探讨

陈 懿

（深圳供电局有限公司，广东 深圳 518048）

0 引 言

我国电网规模位列世界第一，并在新技术、新科技的应用上不断取得突破，使得配电自动化进程不断加快。随着大数据、通信技术、人工智能等多学科的发展与加持，数字化已经成为未来配电网系统的主要发展趋势，对配电网自动化系统进行数字化升级具有现实意义。本文以10 kV 配电网为例展开相应研究。

1 配电网故障分析

短路是指配电网系统在运行中发生相线与其他相线或大地连通，使三相电压失去平衡导致供电事故。短路故障是配电网故障中发生率较高的一种故障类型线路出现短路故障时常常造成严重的连锁事故[1-3]。

1.1 故障类型

配电网的短路类型基本可以分为3 种，分别为三相短路、两相短路、单相接地短路。三相短路指线路的A、B、C 三相之间出现线路连通导致短路，短路电流较大。两相短路指在A、B、C 三相线中其中2 条线路互连发生短路，两相短路电流略小，约为三相短路的86%。即使如此，在主网中二相短路的暂态电流的数值也会达上万安培级别，造成较大的危害。单相接地是指A、B、C 三相中的一相线路出现与大地接通的情况。发生这类故障后，短路电流的大小与变电站中性点接地方式有关。若中性点采用的是直接接地，那么短路电流会更大；若中性点采用的是消弧线圈接地，那么短路电流会更小，在这种故障状态下系统依然可以运行一段时间，这给技术人员进行故障诊断与维修提供了较大的操作空间。

1.2 故障原因

设备线路的绝缘出现损坏是配网线路发生短路故障的主要原因。绝缘损坏的原因包括雷电击毁、绝缘设备老化、设计不合理、过电压击穿、外力损伤以及产品质量不合格等。不同的绝缘损坏形式表现出的故障特征不同，下面进行简单介绍[4]。

（1）绝缘老化。虽然绝缘设备在投入生产前都经过了严格的质量测试，但是不同的使用环境会缩短其理论寿命。例如，在高温潮湿条件下，绝缘设备的老化速度会大大加快，超过理论使用年限后，若检修人员不及时更换就会导致发生短路事故。（2）产品质量。部分出厂绝缘设备的质量存在问题，导致设备的绝缘性能实际无法达到标准要求。例如，在生产环节工艺出错、运输环节部件受损、安装环节出现物理损伤等，会导致设备一开始就“带病”运行。（3）雷击导致绝缘层击穿。电路在受到雷击后会出现剧烈的瞬态电压增高现象，当达到一定程度后就会击穿绝缘层使线路发生短路。相关数据显示，因雷击导致的配电网跳闸事故占比超过了30%。

1.3 短路故障危害

短路对配电网以及电力设备的运行有很大危害。发生短路时，由于电流急剧增加，会对整个配电网系统造成巨大冲击。在10 kV 配电系统中，馈线电路要求电流不可超过400 A，但短路电流会达到上万安培，严重时甚至引发火灾和爆炸。具体而言，短路电流对配电网系统的冲击体现在以下几个方面[5]。

（1）短路会直接导致线路断电，如果短路发生的故障位置距离变电站母线越近，那么引发的停电面积也会越大。对于一些工业园区，大面积的停电无疑会带来严重的安全问题与极大的经济损失。（2）距离短路故障点越近的位置，线路电压下降越多，使大量用电设备无法正常使用。（3）由于短路电流很大，会引发热效应，大量电气设备会由于高温而导致内部元器件损坏甚至爆燃。（4）短路会给配电网络带来冲击，使电网稳定性下降。（5）不对称短路会导致零序电流并形成磁场，如果磁场很强，就会给一些精密电子造成损害。

2 需求分析

面对10 kV 配电网的运行特点和发生各类故障的原因，在配电网自动化系统的数字化建设与故障管理中，需要对其进行需求分析[6]。

2.1 对故障位置快速定位与高效隔离的需求

数字化配电网可以根据现场情况对故障点位进行自动隔离，防止事故扩大化，同时相关的故障信息将自动向上位机传送。系统对故障的隔离状态进行实时监督，并向维修人员告警，督促其快速处理故障。配电网发生跳闸故障后，系统具备将所有信息准确上传并快速定位故障位置的能力。

2.2 对非故障区域快速自动恢复的需求

智能系统对故障位置进行成功隔离后，配电网自动化开关系统将对非故障区域进行恢复供电，快速降低影响范围。

3 配电网络数字化系统总体建设

针对存在的问题，提出配电网自动化系统进行数字化建设的一体化原则。智能配电网应结合现代通信技术、计算机控制技术、大数据分析技术以及智能诊断技术等实现“一张网”结构，对配电网负荷、故障诊断、隔离保护、远程遥控进行实时监控与动态管理。

3.1 配电网数字化系统设计总则

一方面，基于智能管理系统实现对配电网因各种因素导致短路故障的准确、快速、自动隔离，恢复对未发生故障的区域供电，降低故障影响范围，准确定位故障点并规划出路径图。另一方面，建立一套全面且细致的配电网数字化管理系统，可以快速对故障问题进行处理，降低现场作业风险，优化人力配置，挖掘配电网自动化系统的功能价值，全方位提高用户满意度。

3.2 配电网数字化系统

配电网数字化系统的主要组成部分包括主站/子站系统、配电终端、外部系统等，总体架构如图1所示。

图1 配电网数字化系统

3.2.1 配电网智能系统运行原理

配电网实现数字化的方法有2 种。

（1）就地型。就地型指配电终端设备监测到故障数据后，线路断路器与负荷开关自动根据指令完成要求动作，相应的故障数据与合闸信息通过工业通信网络传送给子站系统，再由子站系统处理后发送至上位机。主站系统对数据和相关信息进行核实后向运维人员发送，提示故障位置、检修策略以及到达路径。

（2）集中型。集中型指故障点位的识别、开关分合闸等操作都由主站智能系统完成，而子站的开关、馈线终端单元（Feeder Terminal Unit，FTU）等终端设备仅仅发挥线路电压、电流等数据的采集和接收等功能。通过FTU、配电终端单元（Distribution Terminal Unit，DTU）对现场数据进行实时采集，然后向主站智能系统发送电流、电压、开关的动态信息。主站智能诊断系统根据现场数据的变化趋势预测可能出现故障时，会向终端设备发送分合闸等操作指令，将可能造成的不良影响提前消除，同时向维护人员提示告警信息，为他们现场检查提供依据，提升工作效率。

3.2.2 系统硬件选型及设计

主站系统可以选用东方电子集团有限公司生产的E8820 系统，用于对配电网进行调度。该系统配置了多核并行的嵌入式处理器，采用大容量固态硬盘。在实际应用中可以结合技术需求配备更合适的容量，还可以实现对配电网各子站、设备、线路以及电网负荷的动态监控、故障自动分析、历史数据分析、智能诊断、告警发布等功能，同时会将电网潮流变化、新能源并网冲击等信息发送至上位机，为后台技术人员的电网运行监控提供便利。

3.3 数字化系统结构及功能

3.3.1 数字化系统结构

从功能分块的角度，数字化电网的整体结构可以理解为以数字化电网信息平台和智能决策支持系统为核心，电网规划、设计、调度、运行、维护、电力市场以及保护监控等功能单元与“核心”在信息纵向、横向高度共享的基础上协同完成电网的分析决策及综合管理，保证电网安全、稳定、经济运行。数字化电网结构如图2 所示。

图2 数字化系统结构

3.3.2 数字化系统功能

第一，采取就地型自动化模式，故障点位的隔离与恢复不需要主站来控制，由断路器自动完成；第二，不需要设计专门的通信系统，既可以利用移动无线信号，也可以利用工业通信网；第三，无论是遥信还是遥测等环节，都配置了信息加密功能，提高了系统的网络安全防护等级；第四，终端设备是独立的，并且可以接入以太网口进行单独升级；第五，系统可以对各个开关的位置信息进行实时监控。

4 结 论

本文系统分析了10 kV 配电网发生故障的类型、原因，给出了对其数字化改进的需求方向。提出的配电网自动化系统数字化建设思路具有一定的前瞻性，但是在具体实施层面还需要进一步深入研究。