杨云萍
（云南电网有限责任公司玉溪供电局，云南 玉溪 653100）
摘要：为加快现代供电服务体系建设，建全建好全域智能电网，玉溪电网全面推进故障自愈建设工作进程，本文详细阐述了3种适用于玉溪地区故障自愈建设的技术路线，以及建设过程的风险管控措施，为云南其他地区开展故障自愈建设提供了参考。
关键词：故障自愈；应用技术；风险管控
0引言
社会经济发展大步向前，电已然成为人民生活、企业生产、社会进步无法替代的能源。2010年电力线路发生故障，非故障段客户常常需要忍受长达12小时以上的停电时间。2015年，随着时代进步和配电自动化的建设发展，非故障段停电时间缩短至约8小时以内，但对于客户而言依旧无法忍受。为了满足社会人民对美好电力生活的迫切需求，加快建设现代供电服务体系，玉溪电网以客户为中心，聚焦影响客户用电感知的“故障排查时间长、非故障段复电慢”的难点、痛点，深入推进故障自愈建设工作。
1故障自愈的概念
馈线发生故障后，配电主站根据馈线出口开关跳闸及保护动作信号、配网终端上送的故障信号，进行故障诊断定位，自动执行故障隔离方案及故障上、下游恢复方案，自动研判故障区域并完成自动隔离，自动恢复非故障区域的供电。
2故障自愈技术路线
玉溪地区10kV配电网线路运行环境较为恶劣，受前期规划投资建设影响，网架结构不够完善、设备质量不够高，通信方式大多采用无线方式、少部分采用光纤方式，配电自动化运维力量、技术力量较为薄弱。根据南方电网配网主站自愈技术方案，结合玉溪地区配电网现状，主站集中型、电压-时间/电流协同型、智能分布式协同型（缓动型）3种技术策略较为适合玉溪地区开展配电故障自愈建设。
2.1主站集中型自愈模式
工作原理：主站集中型自愈模式的配电自动化主站、终端及通信通道较为完整。配电主站通过双向通信通道实时采集配电网和配电终端设备保护、故障等运行信息，并自动计算、分析研判故障区域、非故障可转供电区域，远程控制开关设备投切，自动隔离故障、恢复非故障区域供电。
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图1故障自愈动作逻辑分析图
以图1为例，当故障点发生永久性故障时，变电站出线断路器S1检测到故障电流，保护动作出口跳闸；同时A1、A2开关也检测到故障电流，并将故障信号传递到配电主站系统；经配电主站系统拓扑分析，判定A2~A3区域为故障区域，并自动远程控制A2、A3开关分闸闭锁，从而将故障区段有效隔离；故障隔离后，主站自动遥控合上 S1、联络开关A9或者A6，对非故障区段恢复供电。
优点：一是适用面较广，可灵活应用于众多配电网络结构及运行方式。二是开关操作次数少。
缺点：一是需要主站和通信联动配合来进行故障处理。二是主站故障处理环节较多。三是对通信条件要求较高，架设光纤投资较大。
2.2电压-时间/电流协同型自愈模式
工作原理：电压-时间/电流式主站协同模式由配电终端就地完成故障定位、隔离，由主站完成非故障区段转供复电。
以图1为例，当故障点发生永久性故障时，变电站出线断路器S1检测到故障电流，保护动作跳闸，随之S1供电线路上所有配电自动化开关失压自动分闸；断路器S1重合闸动作合闸成功，A1、A2依次检测到一侧有压一侧无压并重合；当A2开关合到故障点后，断路器S1再次发生跳闸，造成A1、A2再次失压分闸；符合时限设置要求，A2闭锁合闸、A3感应残压闭锁合闸，将故障区域有效隔离；断路器S1经过一定时间后重合闸再次动作并成功，恢复故障上游正常供电。主站根据采集到的开关保护动作信息、分合闸信息，提供下游复电策略，自动远方遥控联络开关A9或者A6，对故障下游恢复供电。
优点：能就地完成故障定位和隔离，不需要主站和通信的配合。
缺点：非故障段转供需要终端与主站交互，若发生终端掉线等问题，将影响主站自愈策略启动。
2.3智能分布式协同型（缓动型）自愈模式
工作原理：智能分布式主站协同模式通过配电终端之间共享相邻开关运行信息，自动分析研判，就地完成故障定位、隔离及恢复供电；主站则负责检验就地动作是否正确，并作为后备保护自动优化故障处理情况。
以图1为例，当故障点发生永久性故障时，变电站出线断路器S1、配电自动化开关A1、A2均能检测到故障电流，断路器S1保护动作跳闸，A2“智能分布式保护”功能动作并自动分闸，A3“联锁失电延时分闸闭锁”功能动作并自动分闸，从而将故障区域成功隔离；随后，联络开关A9或者A6“检闭锁单侧失压延时合闸”功能动作自动合闸恢复故障下游供电，断路器S1重合闸成功恢复故障点前段区域的供电。
优点：故障处理耗时特别短，能在毫秒级内完成故障定位及隔离，在秒级内恢复正常供电。
缺点：对通信质量要求较高，若发生终端掉线等问题，将扩大故障隔离区域。
3故障自愈应用风险管控
自愈环投入运行后，存在自愈功能误动、拒动、不可用的风险，为保证自愈环的正常使用，可从以下5个方面进行风险管控：
3.1严控自愈环并网风险
严格审核自愈环投入条件，投运前需提供配电自愈环逻辑图、自愈环设备台账信息表、保护定值单、自愈环逻辑图，经相关专业审批同意后方可投入运行。
3.2严控自愈环现场运行风险
一是现场开展停电检修、带电作业等一、二次设备检修工作影响自愈功能时，需退出自愈功能。二是当自愈环中相关设备发生缺陷影响自愈功能时，缺陷发现单位应及时向值班调控员申请退出相关线路的自愈功能，缺陷处理完成并通过验收后，再投入相关线路自愈功能。
3.3严控自愈环调控运行风险
一是开展故障自愈应用培训，教授不同场景下自愈环的功能投退、运行监视、风险管控要求，确保调控员会操作、会管控、愿意用、常态用。二是编制故障自愈应用策略，指导调控员在运行方式变化、负荷激增等情况发生时，主动研判故障自愈策略适用性，辨识管控电网运行风险。
3.4严控自愈环图模异常风险
一是定期对自愈线路开展图模及终端四遥信息核查，发现异常情况及时处理，必要时退出自愈功能。二是严把源端图模质量，保证图实一致。
3.5严控自愈环系统风险
开展加量测试、仿真测试，模拟故障验证自愈环动作逻辑、闭锁策略的正确性，防控自愈环系统功能误动、拒动风险。
4结语
在新时代发展背景下，故障自愈建设有效缓解了配网故障停电与用户供电可靠需求之间的矛盾。据历史应用数据分析，故障自愈技术相较于传统操作模式、远方人工调控模式均能节约数量可观的时户数。但在实际应用中，不能盲目建设、一昧求快，应充分结合本文提供的技术分析和电网现状开展建设，并做好风险管控，才能发挥好配电故障自愈建设实效。
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