南昌“高新區(qū)”配電自動化改造方案研究

石 娟，夏 陽，于 泳

（1.國網(wǎng)江西電力公司南昌供電分公司，江西南昌 330006；2.華北電力大學，河北保定 071003；3.國網(wǎng)石家莊供電公司，河北 石家莊 050000）

0 引言

隨著電網(wǎng)傳統(tǒng)發(fā)展模式的漸趨飽和及各種先進科學技術(shù)在電網(wǎng)運行中的應(yīng)用，智能化己經(jīng)成為電網(wǎng)發(fā)展的必然趨勢，發(fā)展智能電網(wǎng)也已在全球范圍內(nèi)達成共識。作為智能配電網(wǎng)的主要實現(xiàn)手段，配電自動化的主要研究內(nèi)容包括：

1）以自動化設(shè)備和通信網(wǎng)絡(luò)來實現(xiàn)配電網(wǎng)的全局監(jiān)測、控制、優(yōu)化電網(wǎng)運行方式及管理的集約化，提升電網(wǎng)整體可靠性和運行效率；

2）研究智能配電網(wǎng)自愈、智能配電網(wǎng)調(diào)度、經(jīng)濟優(yōu)化運行以及配電網(wǎng)負荷預測、狀態(tài)估計等功能和算法，并構(gòu)筑系統(tǒng)以支持；

3）研究與其他系統(tǒng)的互聯(lián)，擴展事故緊急處理等應(yīng)用功能[1][2]。

南昌市位于贛江下游，是環(huán)鄱陽湖經(jīng)濟區(qū)的核心城市，特別是近十年以來，南昌工業(yè)與城市發(fā)展速度迅猛，用電量增長較快，配電網(wǎng)規(guī)模呈爆炸式發(fā)展。因此，對配網(wǎng)進行自動化改造刻不容緩。2005年，南昌供電公司曾經(jīng)啟動過一輪配電自動化建設(shè)，涉及兩座變電站的9回10 kV線路。但因城網(wǎng)改造、運維沒有及時跟進，以及受當時技術(shù)水平所限等諸多原因，配電自動化系統(tǒng)未能投入實用化運行，因此研究一套適合南昌配網(wǎng)現(xiàn)狀的配電自動化改造方案是很有必要的。

1 南昌“高新區(qū)”配網(wǎng)現(xiàn)狀分析

1.1 網(wǎng)架及負載分析

本次工程實施區(qū)域10 kV線路共計29回，線路總長139.6 km，其中電纜線路70.9 km，占公用線路總長的55.7%，線路平均分段數(shù)為1.95段/條，聯(lián)絡(luò)比例70%左右。區(qū)域內(nèi)的線路雖以環(huán)網(wǎng)為主，目前已形成11個站間聯(lián)絡(luò)環(huán)，但仍有9回線路呈單輻射狀。一次網(wǎng)架現(xiàn)狀聯(lián)絡(luò)關(guān)系如圖1所示。

圖1 一次網(wǎng)架現(xiàn)狀聯(lián)絡(luò)圖

區(qū)域內(nèi)中壓公用線路負載不均衡，部分線路負載率較高，比如，炬街一線和江大線最大電流超過300 A，電池線最大電流接近300 A，接裝容量超過20 MVA，最大線路負載率接近100%，此外，部分線路網(wǎng)架結(jié)構(gòu)無法滿足N-1原則。因此，需進一步完善配電一次網(wǎng)絡(luò)，為配網(wǎng)自動化系統(tǒng)建設(shè)提供有力支撐。

1.2 現(xiàn)有設(shè)備狀況

本次工程實施區(qū)域現(xiàn)有開閉所1座，環(huán)網(wǎng)柜14臺，電纜分支箱46臺，柱上開關(guān)31臺，配變676臺，配變?nèi)萘?56 MVA。其中，環(huán)網(wǎng)柜多為二進四出，電纜分支箱進出線均未配備負荷開關(guān)。柱上開關(guān)中，主線開關(guān)有分段開關(guān)11臺、聯(lián)絡(luò)開關(guān)11臺共計22臺；另外，公用支線開關(guān)9臺。柱上開關(guān)均采用真空斷路器，配置彈簧操作機構(gòu)，采用手動分合閘操作方式。

1.3 通信系統(tǒng)現(xiàn)狀

目標區(qū)域電網(wǎng)通信以光纖通信為主，在原有城網(wǎng)622 M/155 M光通信網(wǎng)的基礎(chǔ)上，升級為光纖核心環(huán)網(wǎng)和光纖骨干環(huán)網(wǎng)。區(qū)域110 kV及以上變電站光纖化率97.78%，雙通道覆蓋率為91.78%，通信網(wǎng)絡(luò)運行情況良好，年平均通信通道保障率高于99.99%。

1.4 存在的問題

1.4.1 配電網(wǎng)架

經(jīng)過多年建設(shè)，實施區(qū)域配電網(wǎng)架趨于穩(wěn)定，但仍存在一些薄弱環(huán)節(jié)，具體表現(xiàn)在：

1）存在一定比例的單輻射線路，無法實現(xiàn)線路間的負荷轉(zhuǎn)移，如圖1中江大線及電池線；

2）聯(lián)絡(luò)方式不合理，聯(lián)絡(luò)點設(shè)置在線路首端，如圖1中火炬二線與民園二線聯(lián)絡(luò)；

3）線路分段少，區(qū)域線路平均分段率不到2段/條，部分電纜線路采用分支箱連接，無分段設(shè)備，如圖1中學院南線及星光線；

4）負荷分布不均衡，部分線路負荷電流已接近主線額定電流，限制了線路間的負荷轉(zhuǎn)移。以電池線為例，當電池線主線出現(xiàn)故障停電須聯(lián)絡(luò)線路（青春家園線）轉(zhuǎn)供時，青春家園線負荷電流最大將達到600 A，才能保證轉(zhuǎn)供后不丟失負荷，這遠遠超出了10 kV線路短時最大電流。

1.4.2 配電設(shè)備

1）設(shè)備老舊，健康水平低。

2）配電一次設(shè)備技術(shù)水平較低。電纜線路環(huán)網(wǎng)設(shè)備比例低，部分主線采用分支箱連接，無可靠分段，且仍有一定數(shù)量可靠性較低的高架空氣絕緣型分支箱在運。

3）配電設(shè)備的自動化改造難度較大。所有一次設(shè)備并未配備自動化終端、直流電源等設(shè)備，柱上開關(guān)大部分沒有電操機構(gòu)，環(huán)網(wǎng)柜未預留自動化設(shè)備柜位。

1.4.3 通信網(wǎng)絡(luò)

1）從變電站即骨干通信網(wǎng)節(jié)點向下覆蓋的配用電通信網(wǎng)尚未建設(shè)。

2）通信網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控管理不足。

3）運行維護人員不足。配電自動化通信網(wǎng)絡(luò)點多面廣，維護量大，需要配備一定數(shù)量并具備一定專業(yè)知識的通信檢修人員才能滿足配電通信網(wǎng)絡(luò)的正常運行，而公司現(xiàn)有的通信專業(yè)人員數(shù)量明顯不足，急需進行人才補充并組織相關(guān)人員的培訓和學習。

2 自動化改造方案研究

2.1 一次網(wǎng)架優(yōu)化改造

為滿足配電自動化建設(shè)要求，根據(jù)實施區(qū)域特點，按照安全可靠、經(jīng)濟實用的原則，本文暫擬定對實施區(qū)域配電一次網(wǎng)架進行改造并達到如下目標[3][4]：

1）實施區(qū)域線路聯(lián)絡(luò)比例由70%提高到100%，主要通過線路網(wǎng)架改造和新線路的假設(shè)來完成，重點改造線路有新東線、教育線、江大線、電池線等。

2）實施區(qū)域線路平均分段數(shù)從1.95段/條提高到2.5段/條，架空線路主要通過網(wǎng)架改造和加裝分段及分支開關(guān)來完成，電纜線路主要通過加裝環(huán)網(wǎng)柜，分支箱更換為環(huán)網(wǎng)柜等方式完成。

3）線路“N-1”比例由50%提高到100%，這就要求，在提高一次設(shè)備可靠性的同時，通過網(wǎng)架改造合理分配線路負荷壓力。

4）供電可靠性從99.96%提高到99.99%。

為達到以上目標，設(shè)計從以下幾方面進行改造方案的設(shè)計實施。

2.1.1 接線方式

根據(jù)負荷發(fā)展與供電可靠性需求，選擇合適的接線方式。為保證供電可靠性和故障狀態(tài)下的饋線自動化轉(zhuǎn)供的實現(xiàn)，必須實現(xiàn)線路的全聯(lián)絡(luò)，杜絕單電源線路引起的“跳閘即停電”的無轉(zhuǎn)供情況。綜合考慮成本和施工難度，電纜線路目標網(wǎng)架采用單環(huán)網(wǎng)和N供一備（二供一備、三供一備）接線方式。

圖2 N供一備接線

架空線路的故障率及運行穩(wěn)定性均不如電纜線路理想，因此，為防止由于轉(zhuǎn)供電不足的問題引起的線路停電，對于目標區(qū)域中尚未下地的架空線路，除單環(huán)網(wǎng)和N供一備接線外，在負荷密度較高及重要負荷區(qū)域考慮采用網(wǎng)格式接線。

圖3 網(wǎng)格式接線（四電源井字網(wǎng)架）

2.1.2 聯(lián)絡(luò)方式

目前實施區(qū)域已形成11個站間聯(lián)絡(luò)環(huán)，環(huán)內(nèi)最大供電距離不超過6 km。在現(xiàn)狀基礎(chǔ)上構(gòu)建聯(lián)絡(luò)關(guān)系，節(jié)省投資，施工難度相對較小。從加強配電網(wǎng)對上級電網(wǎng)的支撐，提高站間負荷轉(zhuǎn)供能力，降低局部停、限電風險出發(fā)，實施區(qū)域內(nèi)，特別是秀泊變供區(qū)，配電線路宜以站間聯(lián)絡(luò)為主。但高新變供區(qū)范圍大，區(qū)內(nèi)的7回單放射線路位于火炬二路以南，周邊沒有其它110 kV站點。若在該區(qū)域采用站間聯(lián)絡(luò)，不僅投資大，而且將導致供區(qū)重疊，交叉供電。因此，本次網(wǎng)架改造以現(xiàn)有的站間聯(lián)絡(luò)環(huán)為主，高新變供區(qū)采用站內(nèi)聯(lián)絡(luò)。

2.1.3 分段原則

在現(xiàn)有的基礎(chǔ)上，在部分架空主干線上加裝分段開關(guān)，保證單段分段不超過1 km，或者將每個分段的裝接容量控制在4 000 kVA以內(nèi)，裝接容量超過2 000 kVA或長度超過0.5 km的支線，加裝分支開關(guān)[5]。

2.2 配電設(shè)備改造與終端建設(shè)

對運行狀況較差的開關(guān)站設(shè)備進行整體更換。新設(shè)備配置PT（電壓互感器）、保護及測量CT（電流互感器）和DTU（配電站所測控終端），在條件允許的情況下，優(yōu)先采用專用光纖通信，實現(xiàn)三遙功能，出線配置微機保護，若條件不允許，則考慮無線公網(wǎng)通訊配合二遙的改造方式。

對運行狀況良好的環(huán)網(wǎng)柜進行自動化加裝和改造，加裝PT、CT、電動操作機構(gòu)和DTU，同樣優(yōu)先采用專用光纖通信，實現(xiàn)三遙功能；區(qū)域內(nèi)新增的環(huán)網(wǎng)柜和開閉所等配置DTU，實現(xiàn)三遙功能；對投運時間較長、功能不滿足自動化需要的戶外環(huán)網(wǎng)柜進行整體更換。

架空線路自動化改造除新增部分自動化開關(guān)外，對線路上現(xiàn)有的柱上開關(guān)進行更換，更換并配備電動操作機構(gòu)、PT和FTU（配電饋線測控終端），內(nèi)置CT，采用專用光纖（無線公網(wǎng)）通信方式，實現(xiàn)三遙（二遙）功能。對負荷較重的分支線路采用帶有電流速斷保護功能的分支分界開關(guān)，與變電站出線斷路器保護配合，實現(xiàn)本地自動隔離故障。

對電纜分支箱加裝故障指示器，采用無線公網(wǎng)通信，實現(xiàn)一遙功能。

2.3 通信系統(tǒng)建設(shè)

目前，我國配電自動化工程通信系統(tǒng)的構(gòu)建常用的主要有四種模式：基于以太網(wǎng)的無源光網(wǎng)絡(luò)（EPON），無線公網(wǎng)，無線專網(wǎng)，電網(wǎng)載波技術(shù)。

綜合考慮可靠性和成本，根據(jù)公司及線路實際情況，本次自動化改造確定以無源光網(wǎng)絡(luò)技術(shù)為主、無線公網(wǎng)作為補充的技術(shù)方案進行，既可保證自動化通信的可靠性和安全性，也可以在施工成本較大的情況下提供折中方式。

2.4 饋線自動化實施

通過配電自動化工程建設(shè)，配電主站系統(tǒng)可以根據(jù)配電終端采集的實時信息，及時掌握配網(wǎng)運行情況，準確定位配網(wǎng)設(shè)備故障，快速分析并制定最優(yōu)的重構(gòu)方案隔離故障，恢復非故障區(qū)供電，從而實現(xiàn)饋線自動化。本次配電自動化建設(shè)采用集中型饋線自動化方式，調(diào)試期間采用基于終端注入法的饋線自動化測試法完成饋線自動化實驗，保證調(diào)度轉(zhuǎn)供策略的正確性和科學性，在配電自動化建成的初期，在人工干預下實現(xiàn)故障的半自動處理，待條件具備后，再采用全自動方式。

3 預期成效分析

3.1 管理效益

1）建立較為完善的調(diào)控一體業(yè)務(wù)體系。

通過對目標區(qū)域的配網(wǎng)自動化改造，調(diào)控一體的工作流程將更加簡化，屆時，配網(wǎng)調(diào)度在執(zhí)行原有調(diào)度業(yè)務(wù)范圍的同時，還將負責對所轄范圍內(nèi)的開關(guān)和線路的運行狀態(tài)進行監(jiān)視；對站內(nèi)10 kV開關(guān)以及配電自動化線路開關(guān)進行遠方倒閘操作；在饋線自動化系統(tǒng)的輔助下，對開關(guān)事故變位信息或線路故障進行監(jiān)視并快速反應(yīng)處理，遙控隔離故障，迅速恢復非故障區(qū)域的供電。通過配電自動化系統(tǒng)的建設(shè)，實現(xiàn)調(diào)度指揮、配網(wǎng)運行監(jiān)控、配網(wǎng)事故應(yīng)急的工作融合[6]。

2）初步形成配電通信數(shù)據(jù)網(wǎng)。

3）提高供電企業(yè)服務(wù)水平。

配電自動化系統(tǒng)實現(xiàn)了配電網(wǎng)故障的快速定位、排除。線路切換、轉(zhuǎn)帶負荷等正常操作的時間也大為縮短，極大的減少了用戶的停電時間，通過停電信息預發(fā)平臺，使客戶能及時準確的掌握停電信息，從而切實提高供電可靠率，提高客戶服務(wù)水平，為客戶提供了準備及時的停電咨詢信息[7]。

4）提高配電網(wǎng)運行管理水平。

5）為規(guī)劃改造提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

6）一次網(wǎng)架指標提升預期效果。

配電自動化工程項目實施后，一次網(wǎng)架更加合理可靠，可預見的是，供電可靠性和電壓合格率等指標也將得到提升，10 kV綜合線損進一步降低。預期一次網(wǎng)架技術(shù)指標提升情況如表1所示。

表1 一次網(wǎng)架技術(shù)指標預計提升情況

7）配電自動化指標提升。

配電自動化主站和終端建設(shè)將初見成效，形成以“三遙”為主，“一遙”、“二遙”為補充的多樣化配電自動化模式，在保證遙信的前提下，在較關(guān)鍵節(jié)點和設(shè)備上實現(xiàn)遙測和遙控，以較小的成本實現(xiàn)了區(qū)域自動化的要求[8]，實施區(qū)域配電自動化指標對比見表2。

表2 實施區(qū)域配電自動化指標對比

3.2 經(jīng)濟效益

1）減少故障恢復時間。

故障恢復方式由原先的人工倒閘轉(zhuǎn)變?yōu)楦脑旌蟮酿伨€自動化轉(zhuǎn)供閉環(huán)，預期故障恢復時間由改造前的大于120 min，縮短為小于3到6 min，極大地保證了售電量。

2）減小故障停電區(qū)域。

通過優(yōu)化網(wǎng)架結(jié)構(gòu)及負荷的合理分配、增加線路分段、增加轉(zhuǎn)供方式等措施，減小了故障時的停電區(qū)域，保證了售電量。

3）減小電網(wǎng)運行成本。

通過自動化設(shè)備和主站系統(tǒng)的配合，極大減小了人工成本和操作失誤率，縮減運行成本。

4）減小線損及非正常電能損失。

通過對線路電流功率的實時監(jiān)測，幫助消除竊電及查找線損率不正常線路，減小非正常運營損失，提高配電網(wǎng)運行水平，預期線損率將降至4.5%以下。

3.3 社會效益

通過上文關(guān)于管理效益和經(jīng)濟效益的闡述可以看出，配電自動化改造將使試點區(qū)域的供電環(huán)境將得到極大的改善，無論是電能質(zhì)量還是供電可靠性，都將得到非常大的提升，由此極大地提高企業(yè)的社會形象和用戶滿意度，使企業(yè)收到明顯的社會效益。

4 結(jié)語

本文在對南昌高新區(qū)配網(wǎng)現(xiàn)狀進行深入調(diào)研的基礎(chǔ)上，明確了配電自動化建設(shè)的必要性。針對高新區(qū)配網(wǎng)的現(xiàn)狀，分析了存在的問題，并對應(yīng)地設(shè)計提出了南昌高新區(qū)配網(wǎng)自動化改造方案和實施方案，包括改造區(qū)域內(nèi)配電自動化主站、一次網(wǎng)架、一次設(shè)備、配電終端、通信系統(tǒng)等的建設(shè)方案及饋線自動化實施方案，具有可操作性和實際應(yīng)用價值，為南昌市將來的進一步配電自動化改造工程提供了標準與規(guī)范，同時本文提出的方案也可以為其他城市的相關(guān)配電網(wǎng)自動化改造工程提供了參考。

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