配电自动化支持下闭环配电网的可靠高效运行研究

杜倩媛

（金华八达集团有限公司科技信息分公司，浙江 金华 321000）

电网的配电自动化（DA）系统受能源转型的影响，小型分布式发电机（DG）的广泛引入和家庭能源消费的持续电气化都将影响配电系统操作（DSO）的能源格局。当峰值负荷增加时，潮流将更多变，并可能出现反向[1-2]。随着峰值负荷增加，需要更大的电网容量，DSO可以通过增加网络容量来应对这些变化。尽管这在技术上是可行的，但不是最经济的方法，因此可以通过多种智能电网解决方案来降低峰值负荷。

1 闭环操作

1.1 改进的电压分布

闭环操作可影响配电网中的电压分布。由于配电网中与电压相关的问题会随着DG的实施而增加，因此对具有DG的电网来说，尤其需要关注闭环运行[3-5]。由地下电力电缆组成的电网的X/R值通常为1/3～3。当DG装置向电网提供电流时，电压V将变为。这些电压间的差值（）如公式（1）所示。

电压差的分量∆VDG，r、和分量∆VDG，x垂直于。这2个分量可以近似表达为公式（2）～公式（4）。

式中：PDG和QDG是DG单元注入的有功和无功功率；XSC和RSC是电网的短路电抗和电阻；SSC是电网的短接功率。

从上述公式可以看出，DG单元的有功功率和无功功率引起的电压变化取决于短路阻抗的X/R比，还有连接点处额定DG功率（SDG）和短路功率（SSC）间的比率。公式（2）和公式（3）相加可得公式（5）。

从上述分析可以看出，当短路功率增加（与DG功率相比时）时，由于局部发电引起的电压变化变小，因此cos（θ）的值增加，短路阻抗的X/R比降低。X/R比主要取决于（电缆）电网的物理特性，但在闭环中运行电网，短路功率（SSC）将增加。由此可以得出结论，闭环运行电网中的电压分布较少受DG机组注入功率的影响，从而有效提高了DG的托管容量。

1.2 可靠性

与配电环的开环运行相比，闭环运行有许多优点，而无法在闭环布局中运行的主要原因是闭网运行电网的可靠性降低。由于整个环在故障期间会受影响，因此预计客户损失的分钟数（CML）将显著增加。除此之外，受影响的客户数量也将增加，导致系统平均中断持续时间指数（SAIDI）和系统平均中断频率指数（SAIFI）均有增加。当常开触点（NOP）两边的客户数量相同时，两指数约将翻一番。故障检测、隔离和恢复（FDIR）时间对特定故障引起的CML有很大影响。DA的实现可在较大程度上减少FDIR所需时间，并减少封闭操作对CML的影响。通常，CML可以降至无DA、类似开环操作的配电网的更低水平。

2 闭环电网中的配电自动化

2.1 配电自动化

配电自动化（DA）是实现开关设备远程或自动化操作的所有概念的通用背景，通常由远程可读传感器设备支持，从而可以基于配电网的实时状态进行切换。DA采用电动开关设备，利用支持硬件提供通信服务和计算能力。该文示意性地描述了该系统的外观，如图1所示。

图1 DA系统示意图

通常配电环内只有少数几个特定变电站会配备DA设备。此外，根据功能要求和可用预算，变电站会有不同的设置。在实践中，只有一个输入或输出隔间配备了自动负载断路开关，中压/低压变压器间通常没有自动化，以相对较低的成本实现了具有实质性水平的功能。变电站内的多个隔间配备自动开关将增加成本，但也能提高DA系统的技术性能。

2.2 可靠性的提高

DA可以提高电源的可靠性，主要原因是DA能在故障发生后快速执行切换。由于DA系统可以远程操作，或者可以自动完全自主操作，因此可以缩短故障恢复人员的操作时间，该方法是在短时间内将尽可能多的客户重新连接到电网中未受影响的部分。以传统方式恢复故障的典型时间如公式（6）所示。

恢复过程时间（Tr）取决于机组人员的平均行程时间和恢复过程中基本步骤的执行情况（Tg）、馈线中环网供电单元（RMU）的数量（NRMU）以及检查每个变电站花费的时间（Ts）。由于维修人员到达受影响电网所需时间通常较长，因此对总恢复时间有较大影响。通过减少前往受影响电网的时间，可使大部分客户重新连接到电网中未受影响部分，并可减少对CML和SAIDI的影响。CML的计算如公式（7）所示。

式中：Ti表示故障事件i的停机持续时间；Ni表示在故障事件i中受影响的客户数量。

CML通过取固定时间段内Ti和Ni的总和来确定。CML的减少量在很大程度上取决于自动化站的数量和确切位置。闭环电网A和闭环电网B如图2所示。在具有8个变电站和恒定电缆长度、故障率和连接客户的配电网中，随着DA实施增加，CML减少。由此可以看出，第一个自动化站的实施对CML的影响最大。随着更多的自动化站点被纳入电网，这种影响会迅速减弱。

图2 闭环电网A（左）和闭环电网B（右）

3 闭环操作电网中的试验

3.1 闭环电网构建

该文给出了闭环运行电网中电网损耗降低的初步现场测试结果。可以观察到电网损耗减少了约2%。以往研究中提出的测量是在相对较短的时间内进行的，会造成临时影响，如天气、季节变化等，对测量结果的影响相对较大。该文介绍的现场测试历时14周。网格是根据若干技术和实际要求选择的。决定电网是否适合临时闭环运行的主要因素如下：电网在配电环内的位置配备了足够的自动化站；网格尽可能是环形的，具有源自环形的最小数量的短截线；电网没有连接到关键负载；该电网络具有通常能在“平均”电网络中找到的客户的尺寸和数量。该文选择的2个电网络均符合这些标准，下文将更详细地描述这2个电网络。

如图2所示，闭环电网A有12个中压/低压变电站，其中2个是自动化的。此外，每个馈电装置开始馈电时的断路器都是自动的。其中一个自动开关位于变电站7，其实际上充当了NOP（原始位置）中的断开开关。另一个自动开关位于变电站4，出线电缆上的开关是自动的。闭环电网B有14个中压/低压变电站。同样，其中2个变电站是自动化的，馈线开始处的2个断路器是自动化的。一个自动开关位于变电站6，用作NOP（常开触点）的断开开关（在开环操作下）。在变电站3，出线电缆配备了一个自动开关。

3.2 试验结果

现场测试结果基于8月初—11月中旬的测量结果。该文分别列出了每个网格的结果。以15min为间隔进行测量，每24h产生96个测量样本。

A电网中，主要是轻工业客户连接到电网。通过关闭该电网中的NOP，可以观察到配电网内的潮流差异。A电网闭环运行中通过闭合NOP观察到的功率流如图3所示。从图3的示例中可以看出，通过关闭NOP，配电环的2个馈线间存在双向功率流。表明在一天中，NOP的理论最佳位置变化较大，进而表明可以通过在闭环中运行来降低电网损耗。现场试验期间观察到的平均功率流（开环和闭环操作）见表1。

表1 在开环和闭环操作中，经过配电环每一半环的平均功率流

图3 A电网闭环运行中通过闭合NOP观察到的功率流

从这些结果可以看出，关闭NOP时，平均功率流幅度发生了显著变化。此外，总平均功率流增加了1.55%，可能的原因是现场测试期结束时白天较短，天气较冷。

A网开环和闭环操作选定天数的损失及其相对差异的对比见表2。

表2 A网开环和闭环操作选定天数的损失及其相对差异对比

这些结果表明，在闭网运行的情况下，电网损耗降低了。随着每天功率流变化，对每个特定日子的总输送能量的相对差异进行校正。为了更好地了解整个现场测试期间电网损耗的减少情况，该文进行了平均损耗对比，见表3。从这些结果可以看出，在闭环运行下，电网平均损耗减少了3.05%。

表3 A网每日平均损失对比

在闭环电网B中，商业和轻工业客户的混合体连接到电网中。通过关闭该电网中的NOP，可以观察到配电网内的潮流差异。B电网闭环运行中通过闭合NOP观察到的功率流如图4所示。

图4 B电网闭环运行中通过闭合NOP观察到的功率流

在B电网中可以观察到配电环两半环间的功率流发生了明显变化，表明通过闭合操作可降低电网损耗。B电网在整个现场测试期间的平均功率流、选定天数的损失以及平均每日损失对比见表4～6。从一个馈线到另一个馈线的功率流的显著变化（表4）对应图4所示的通过NOP的大功率流。值得注意的是，在闭环操作下，绝对损耗（表5）较高，但与总输送能量相比则较低。

表4 在开环和闭环操作中，经过配电环每一半环的平均功率流

表5 B网开环和闭环操作选定天数的损失及相对差异对比

由于总功率流增加了9.6%，而损耗仅增加约3%，因此与预期一致（基于通过NOP的大功率流），在比较选定的开环和闭环运行天数时，观察到电网损耗显著降低。尽管在闭环操作前和操作期间可以观察到功率流相对较大的差异，但与开环操作相比，闭环操作下的相对损耗已经降低。因此可以得出结论，闭环运行在总体上提高了电网运行的效率。由于缺乏对带电配电网中负载的控制，并且电网不能同时在开环和闭环布局中运行，因此开环和闭环运行下的潮流会有所不同。在开环和闭环运行下，从表6的损失相对差异中可以得出结论，绝对损耗较高，但相对损耗较低，尽管闭环操作期间的绝对损耗和功率流较高，但闭环操作的损耗较低。在整个现场测试期间，在各自电网布局中运行时传输的总能量平均损耗低于配电网开环运行期间的损耗。

表6 B网每日平均损失对比

4 结论

在DA的支持下，从配电系统操作的角度看，配电网的闭环运行具有许多优势。闭环运行改善了电压分布，增加了DG的托管容量，降低了电网损耗。通过实施先进的保护计划，并使用DA进行快速故障检测，可将不良影响降至最低。模拟计算和详细的现场测试表明电网损耗可以减少4%～6%。结果表明，DA支持的闭环运行电网可以为配电操作系统提高现有电网基础设施利用率。