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实现配电线路自动化是提高城网供电可靠性的必然趋势

作者:张传民     文章来源:本站原创    更新时间:2011年05月16日     
内容预览

一、城网供电可靠性现状和差距

        随着经济建设突飞猛进地发展和人民生活水平日新月异地提高,城市配电网正日益面临着提高供电可靠性的迫切要求。拔地而起的高楼大厦、办公设施的现代化、生活用品的电气化以及生产过程的自动化都无法忍受任何理由的哪怕是很短时间的停电。但与之极不相称的城市配电线路的现状是:设备陈旧落后、检修任务繁重、人工查询故障、一点故障全线停电、恢复供电速度慢,而且开关设备的主要灭弧介质仍然是油。因此,造成城网供电可靠性较低,即使是相对较好的大城市市区的供电可靠性也仅为99.90%左右,用户年平均停电时间约为8.76h。而发达国家的配电网在70年代就实现了线路的自动查寻并隔离故障和灭弧介质的无油化,之后又一直保持了久盛不衰的配电自动化发展浪潮。目前已实现了以“四遥”为特征的计算机实时控制,使配电网处于安全可靠、经济优质的运行状态。国外现代化大都市的供电可靠率可达99.99%以上,用户全年平均停电时间仅几十分钟,投资回收仅为2—3年,效益十分可观。

二、实现配电线路自动化提高供电可靠性的构想

        配电线路自动化是指对配电线路的故障进行快速诊断、自动隔离,以减少故障停电范围,恢复非故障段供电,提高供电可靠性。配电线路自动化的开发是一个高投入、高技术、高难度、长周期、多方位的系统工程。如何立足于国情和网络现状,借鉴发达国家的经验,多快好省地开发出有中国特色的配电线路自动化系统,广大技术人员正在积极的探讨。我们在此提出以下设想:

1.以配电线路远方监控自动化为主攻方向,制定开发计划

        发达国家的配电线路自动化经历了三个阶段,分别是柱上开关设备自动化、运方监控自动化和计算机配电自动化。

        第一阶段是柱上开关设备自动化,由柱上重合器、分段器等自具检测与控制操作能力的设备组成,能自动隔离故障点,较快恢复无故障部分的供电,无需通讯手段。国外已有半个世纪的使用历史,但由于设备自身的局限性,柱上开关设备自动化存在着明显的缺陷:一是可能多次重合到永久故障点,多次短路电流对系统冲击较大,对于市区尤为突出。二是电压时间型重合式分段器在故障后按时限顺序送电,使无故障线段恢复供电时间延长。三是过流脉冲计数型分析器的下级整定次数比上一级少了一次,减少了对瞬时故障的重合次数,降低了供电可靠性。这些缺点决定了第一阶段被第二个阶段取代的必然性,也是我们不选择第一阶段为主攻方向的原因。

        第二个阶段是远方监控自动化。将柱上开关加装远方终端装置(RTU)及 操作电源,即使在停电情况下,也能通过载波或通讯线或无线电与中央控制总站保持通讯,传送数据,摇控负荷开关进行合或分操作。第二阶段比第一阶段的最大优点是不会再次重合到故障电流上,可以更短的时间内恢复供电。我们在二十世纪末期开发配电线路自动化就不应重复发达国家几十年前的模式,避免走弯路,要有起点高、技术尽快赶上的决心。供电系统已在负荷控制管理和变电站综合自动化方面积累了多年的开发经验,成绩斐然。因此,选择第二阶段即远方监控自动化作为配电线路自动化开发的主攻方向是实事求是的、恰如其分的。

        第三个阶段是计算机配电自动化,是在第二阶段的基础上将远动控制主机与调度和变电所计算机自动化系统在线连接,实现配电系统的以“四遥”为特征的计算机实时监控。我们应充分发挥计算机软件人员素质的优势,把第三个阶段作为配电线路自动化开发的远期目标,统筹规划,连续发展。

2.推进灭弧介质的无油化进程,采用免维护开关设备,以提高供电可靠性

        灭弧介质的无油化程度是衡量配电系统现代化的重要标志之一。用油作绝缘和灭弧介质,时刻潜伏着火灾和爆炸危

险,且检修维护工作量大,不适应故障自动检测和负荷调整中的频繁操作。配电运行规程中规定柱上油开关的外部检查与清扫应每年进行一次,绝缘电阻试验应二年一次,油开关大修应五年一次,这已成为导致供电可靠性水平低下的关键问题。真空或SF6作灭弧介质的断路器,因其电寿命长,免维护等优点已成为配电网取代油断路器的主导产品,这是实现配电自动化,提高供电可靠性的必然趋势。

        总之,实现配电线路自动化以提高供电可靠性是市场经济建设和贯彻《电力法》的需要,已刻不容缓,势在必行。


 

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