引言

隨著當前國家經(jīng)濟的快速發(fā)展,電力用戶對供電質(zhì)量和供電可靠性的要求越來越高。為了滿足用戶高質(zhì)量的用電需求,需要大力推廣和發(fā)展配網(wǎng)饋線自愈技術。目前饋線自愈技術尚處于發(fā)展期,涉及的技術較多,各類技術方案都存在一定的局限性,對新設備的投入要求也較高。因此,結合當?shù)嘏渚W(wǎng)現(xiàn)狀和需求,因地制宜地采用合適的技術方案成為提高供電可靠性的關鍵。

1饋線自愈技術

饋線自愈是配電自動化建設的重要組成部分,是指利用自動化裝置或系統(tǒng)監(jiān)視配電網(wǎng)的運行狀況,及時發(fā)現(xiàn)配電網(wǎng)故障,進行故障定位、隔離和恢復對非故障區(qū)域的供電。饋線自愈的典型設計方案主要包含主站集中型、就地控制型兩種。

廣東電網(wǎng)自2009年開始饋線自愈建設工作,建設模式為以中山、珠海為典型的就地型饋線自愈,其中中山局以電壓一時間型、電壓一電流時間型為主,智能分布式為輔建設:珠海局主要以電壓一時間型、電壓一電流時間型為主建設。兩局大部分線路按照就地隔離、故障上游恢復供電,少量線路就地隔離、故障上游及下游恢復供電的模式開展自愈。

2饋線自愈技術方案及保護配合過程

2.1主站集中型

借助通信手段,通過配電終端和配電主站的配合,在發(fā)生故障時依靠配電主站判斷故障區(qū)域,并通過自動遙控或人工方式隔離故障區(qū)域,恢復非故障區(qū)域供電。主站集中型饋線自愈控制包括半自動和全自動兩種方式。

主干線故障示例如圖1所示。動作過程及保護配合:(1）主干線發(fā)生故障:(2）變電站CB1開關跳閘,重合不成功:(3）主站通過線路的遠方監(jiān)控單元檢測到FS1、FS2開關有故障電流,而FS3開關沒有,判斷出故障點在FS2～FS3:(4）主站通過自動遙控或人工方式斷開FS2、FS3開關,隔離故障區(qū)域:(5）通過遠方監(jiān)控單元上傳的故障信息判斷,調(diào)度員可遙控合上變電站CB1開關,恢復前段非故障區(qū)域送電:(6）調(diào)度員通過人工方式遙控合上FB開關,恢復后段非故障區(qū)域送電:(7）故障處理完畢后,由人工操作,恢復線路正常運行方式。

優(yōu)點:(1）靈活性高,適應性強,適用于各種配電網(wǎng)絡結構及運行方式:(2）開關操作次數(shù)少:(3）現(xiàn)場配置要求少。

缺點:(1）由于集中控制需要主站與終端的大量數(shù)據(jù)通信,同時僅僅主站進行分析決策的時間很難滿足故障切除的快速性要求,因此現(xiàn)階段完全依靠集中控制方式實現(xiàn)自愈控制是不現(xiàn)實的:(2）故障發(fā)生后全線用戶停電,且主站控制需對線路故障區(qū)域判斷并隔離后,再送回跳閘開關,接著送環(huán)網(wǎng)開關轉(zhuǎn)供電,如果期間操作異常將延遲停電時間。

2.2就地控制型

2.2.1電壓一時間型

通過與變電站開關兩次配合,以電壓、時間為判據(jù),實現(xiàn)故障隔離和非故障段的恢復供電,并向主站上報處理過程和結果。

動作過程及保護配合:(1）主干線發(fā)生故障:(2）變電站開關第1次跳閘:(3）所有分段開關失壓,延時3S后分閘,聯(lián)絡開關單側(cè)失電開始計時:(4）變電站開關經(jīng)5S延時后重合閘:(5）FS1開關得電后,延時42S(至少>15S,躲過變電站開關重合閘充電時間）合閘:(6）其余分段開關得電后,延時7S合閘:(7）合于故障,變電站開關第2次跳閘,所有分段開關失壓分閘。FS2開關判斷得電后5S內(nèi)失電,閉鎖合閘,同時故障點后FS3開關檢測到殘壓(默認值1kV）閉鎖合閘:(8）變電站開關經(jīng)5S延時后第2次重合閘:(9）FS1開關得電后,延時42S合閘:(10）聯(lián)絡開關FB單側(cè)失電延時120S(大于線路末端故障時所有開關動作時間總和,并有一定裕度）后合閘,恢復非故障段送電。

優(yōu)點:(1）不依賴主站,故障隔離、恢復無需通信即刻就地完成:(2）不需要控制電源,對電流互感器配置無要求,設備配置簡單,投資小:(3）無需級差配合,可設置多個分段,適合長線路。

缺點:(1）變電站開關需重合兩次,故障隔離、恢復時間長,對系統(tǒng)和用戶沖擊大:(2）自愈投入管理及技術防控風險成本高。

2.2.2速動型智能分布式

應用于配電線路分段開關、聯(lián)絡開關為斷路器的線路上,配電終端通過高速通信網(wǎng)絡,與同一供電環(huán)路內(nèi)相鄰分布式配電終端實現(xiàn)信息交互,當配電線路上發(fā)生故障,在變電站出口斷路器保護動作前,實現(xiàn)快速故障定位、故障隔離和非故障區(qū)域的恢復供電。

動作過程及保護配合:(1）主干線發(fā)生故障:(2）全線終端進行光纖通信自檢(10mS內(nèi)）,若通信正常,啟用智能分布式邏輯:(3）FS1與FS2交互信息,兩者同時檢測到故障,判斷故障點在FS2后段,FS1不動作:(4）FS2與FS3交互信息,FS3檢測后段無故障,判斷故障點在FS2與FS3之間,FS2分閘切除故障(100mS）:(5）FS3隨后分閘并閉鎖合閘,故障隔離(200mS）:(6）FB收到轉(zhuǎn)電合閘命令,合閘恢復供電(2S）。

優(yōu)點:(1）快速故障處理,毫秒級定位及隔離,秒級供電恢復:(2）停電區(qū)域小:(3）滿足用戶高可靠性用電需要。

缺點:(1）變電站出線開關保護動作時限至少要0.3S及以上延時,出線電纜相間故障壓降大,影響敏感用戶:(2）邏輯復雜,運維難度較大:(3）對通信可靠性、實時性要求高。

從總體上說,主站集中型投入少,對通信依賴性強,但在實現(xiàn)光纖通信全覆蓋的地區(qū)比就地控制型具有明顯的優(yōu)勢。此外,隨著電子技術的發(fā)展,電子通信設備的可靠性不斷提高,成本也越來越低。預計未來將廣泛應用配電自動化主站系統(tǒng)配合負荷開關和分段器,對故障區(qū)段的電源進行定位、隔離和恢復,克服就地控制型的缺陷。

3結語

配網(wǎng)饋線自愈系統(tǒng)是一項高技術、高投入、高回報的系統(tǒng)工程。在短時間內(nèi)可以完成故障自動識別、定位、故障自動隔離和網(wǎng)絡重構,直至恢復供電,為提高配電網(wǎng)供電可靠性和質(zhì)量,提高電力企業(yè)效益提供了重要的技術手段。隨著電力技術的快速發(fā)展,在不久的將來智能化配電網(wǎng)系統(tǒng)可以實現(xiàn)故障一次性切除,非故障區(qū)段不停電或短期停電,并滿足安全可靠的需求,改變當前配網(wǎng)系統(tǒng)現(xiàn)狀,推進配電網(wǎng)系統(tǒng)的智能化發(fā)展。