基于自愈技术的山区配电网自动化策略研究

张展宇，党晨阳

（国网汉中市供电公司，陕西 汉中 723000）

在山区，受地形因素限制，供电可靠性受到挑战。山区配电网的智能化设备的配置比例不高，发生故障时，恢复供电难度较大，断电时间较长，影响范围较大[1]。发生跳闸后，非故障区的快速恢复供电也是亟须解决的问题。本文结合某山区配电网改造升级项目，研究自愈技术在山区配电网自动化控制中的应用，提出山区配电网的自愈改造方案，并在第一阶段的实际线路改造中应用，验证提升供电可靠性的效果，为后续阶段的线路改造提供参考。

1 项目概况

某山区供电管理局，辖区10 kV 配电线路共42 回，线路里程约1 551 km，其中电缆线路约180 km，架空裸导线约365 km，其余线路为架空绝缘导线。该地区以山地、丘陵为主，人口分布较为分散，用电负荷密度较小，供电半径较大。馈线网络受山区地形影响，许多支线跨越山区、林地、河流等，雨季容易发生地质灾害，引发杆塔倾倒、供电中断等情况，运维难度较大。经过调研发现，该山区配网架空线路共有配电开关监控终端（Feeder Terminal Unit，FTU） 79 台，站所终端数据传输单元（Data Transfer Unit，DTU） 共计66 台，多数配电终端设备老旧，仍沿用老一代“二遥”产品，智能化电气设备不足，发生断电故障，需要人工合闸送电，无法实现配电自动化。为了保证供电可靠性，拟分阶段对供电线路进行升级改造。

2 基于自愈技术的配电网自动化

为了保障配电网络的可靠运行，减少供电中断情况发生的可能性，将自愈理念引入自动化配网中。配电网的自愈能力是通过主站的智能控制决策来实现的，电网系统通过智能监测方法，快速诊断系统运行状态，及时做出科学决策，确定隔离故障点，及时恢复非故障线路的正常供电，实现自我诊断、自我隔离、自我恢复[2]。

2.1 配电网自动化系统构成

配电网自动化系统具有预测分析、故障诊断、控制保护功能，包括3 层结构，分别是决策层、评估层和感知层[3]，见图1。

图1 配电网自动化系统

1） 决策层。决策层是整个配网自动化系统的核心，通过主站的一系列主机整理评估层设备运行信息，针对具体的运行状态或者故障类型，做出相应的控制决策，切除故障点，将断电的影响范围降至最小，保证配电系统安全稳定的运行。

2） 评估层。评估层连接配电网的终端设备，对终端设备采集到的数据，进行初步的整理和分析，诊断配电网的状态是否存在异常，感知定位故障点。

3） 感知层。感知层是配电自动化的物理底层，主要是由线路的智能终端设备所组成，如“三遥”功能的馈线FTU、DTU 和智能保护设备等，实现配电网运行状态数据的采集、监测和控制指令下发等功能。

2.2 配电网故障自愈技术

自愈技术的实现，依赖于配电网自动化系统的决策策略和底层终端设备的遥控功能。发生故障时，主站接收到智能终端上传的故障信息，根据馈线网络的拓扑关系，判断出故障点位置和影响范围。然后自动下发指令，将故障点两侧的开关断开，再对非故障区恢复供电。从发现故障点，到非故障区恢复供电，响应时间为ms 级[4]。分析配电网故障自愈技术，见图2。

图2 故障自愈技术示例

T1～T3 为10 kV 配电线路的出线断路器，位于配电站内，D1～D10 为架空线路的一二次融合成套开关设备（含柱上断路器和馈线FTU），F1～F15 为各用户侧的控制开关，X1、X2 为架空线路的联络开关。当D2、D3 段线路发生故障时，T1、D1、D2流过短路电流，T1 开关保护动作跳闸。

1） 故障识别。主站接收到T1 开关的跳闸信号和保护动作信号，触发决策系统的故障识别条件，启动故障识别和分析。

2） 故障定位。基于馈线网络的拓扑结构，对各个站所出线断路器、开关状态等进行分析，对故障点进行准确定位。成套开关设备D1、D2 的过流信号动作，而其他成套开关设备的过流信号未动作，结合故障指示器，将故障点定位在D2 与D3之间。

3） 故障隔离。经过分析诊断，确定出最小范围的故障隔离方案，仅需要断开成套开关设备D2和D3，即可切除故障线路。

4） 故障恢复。故障点切除后，上游用户可通过闭合站所出线断路器T1 恢复供电，下游用户可通过闭合联络开关X1 或X2 恢复供电。

2.3 典型故障自愈处理

2.3.1 母线侧多点故障自愈处理

图3 为母线侧多点故障接线图，共有2 处故障，发生故障后，断路器T1 分闸，T1 的保护动作；成套开关设备D1、D2、D3、D4 保护动作；用户侧开关F4 保护动作。

图3 母线侧多点故障

系统根据上传的故障信号，D4 和F4 保护都有动作，故障点位于D4 和D5 之间以及F4 下游，判别出属于多点故障。此种情况下，断开D4、D5 和F4，将故障隔离。对于D4 的上游用户，可通过闭合站所断路器T1 恢复供电，对于D5 下游侧，通过闭合联络开关X1 恢复供电。隔离的故障未修复前，严禁闭合联络开关X2。

2.3.2 母线侧、用户侧同时故障自愈处理

图4 为母线侧、用户侧同时出现故障的接线图，有3 处故障点。发生故障后，断路器T1～T3 均分闸，且保护动作；成套开关设备D1、D10、D9、D7 保护动作；用户侧开关F9 保护动作。

图4 母线侧、用户侧同时出现故障

系统根据上传的故障信号，站所断路器T1～T3均动作，结合D1、D9、D7 的故障电流方向，判别出D1～D2、D9～D10、F9 下游3 处故障。综合分析智能馈线FTU 的故障信号数据，做出故障隔离决策。D1、D2 断开，隔离第一处故障，此时上游没有用户，T1 保持断开状态；断开F9 切除该末端支线，闭合T3 恢复其他支线的供电；断开D8、D9，闭合T2 为上游用户恢复供电，闭合联络开关X2，为下游用户恢复供电。

3 山区配电网自愈技术改造

山区配电网的馈线，用户较为分散，半数以上线路无法实现故障后自愈处理。山区运维难度较大，供电可靠性难以保证。为此，按照用电负荷密度以及近3 年来的故障率统计情况，分阶段逐步实施自愈技术改造。

3.1 线路开关升级

供电局的主站已配置智能化的自愈控制策略，亟须改造的是辖区线路的终端设备。结合变电所区域位置，故障断电影响的中压用户数、低压用户数、负荷密度、用户重要性等级因素，综合判断风险等级，风险等级见表1。

表1 风险等级表

经统计，辖区内无1 级风险的配电线路，2 级风险的配电线路12 条，3 级风险的配电线路52 条。对于4 级、5 级风险和无风险线路，暂时不考虑改造升级。

对于2 级、3 级风险的线路，若所有联络开关和重要节点的成套开关本身已经具备“三遥”功能，则检查保护功能是否投运；若本身不具备“三遥”功能，则进行升级换代，确保“三遥”功能投入运行。对于无联络供电的线路，按照就近原则，引入第二路供电电源，通过联络开关接入配电网。

3.2 电缆馈线为主的线路自愈改造

K17 线路是以电缆为主的典型线路，支线结构见图5。

图5 以电缆为主的F15 线路

根据电缆线路改造原则，对主干线上的D1、D2 开关进行升级，增配测量和保护于一体的计算机断层扫描（Computed Tomography，CT） 检查装置传感器，配置“三遥”功能的馈线FTU。支线末端增设联络开关X2，与K11 线路联络，投入原有X1联络开关的保护功能，修复与主站断联的通信。对于B1～B10 环网柜，均配置集中式DTU，实现智能化改造，所有节点的开关均具备远程遥控功能。

改造完成后，测试线路发生N-1 对地故障，在最不利情况下，采用自愈恢复供电策略，受影响的中压用户为5 户，低压用户为46 户，停电负荷为2.1 MW，与改造前的对比见表2。改造后K17 线路的风险等级降为4 级，且满足自愈投运条件，供电可靠性得到极大提高。

表2 K17 线路改造前后故障影响对比

3.3 架空线为主的线路自愈改造

K11 线路是典型的架空线路，线路总长31.4 km，支线结构见图6。

图6 以架空线为主的K11 线路

K11 线路改造前为2 级风险，主干线的D1、D9 已配置先进的一二次融合智能化成套设备，馈线终端为“三遥”型FTU，但是保护功能长期处于退出状态，仅需要投运保护功能即可。线路中的联络开关X1 和X3 与之相似，做相同处理即可。重要节点的D2、D3、D5、D6、D7、D8 线路开关为老旧产品，需要升级为一二次融合成套柱上开关设备，配置“三遥”型馈线终端。增加开关X2，与K10 线路实现联络。

改造完成后，测试线路发生N-1 对地故障，在最不利情况下，采用自愈恢复供电策略，受影响的中压用户为8 户，低压用户为79 户，停电负荷为4.7 MW，与改造前的对比见表3。改造后K11 线路的风险等级降为4 级，且满足自愈投运条件，供电可靠性得到极大提升。

表3 K11 线路改造前后故障影响对比

第一阶段共改造线路24 条，其中5 条2 级风险的配电线路全部降为4 级，7 条3 级风险的配电线路，有8 条线路降为5 级风险，4 条线路降为无风险等级。基于自愈技术的改造方案得到验证，效果良好，供电可靠性大幅提升。

4 结论

结合某山区配电网改造项目，对山区馈电网络的自愈技术展开研究，得出如下结论。

1） 基于自愈技术的自动化供配电系统，能够快速诊断、隔离故障，并恢复故障区外供电，将断电影响控制到最小范围。

2） 提出配电线路自愈改造方案，优化线路联络点配置，在24 条线路中实际应用。与改造前相比，发生N-1 对地故障，在最不利情况下，停电负荷显著降低，受影响的用户数量显著减少，提升了供电可靠性。