深镇站大潮线10kv配电网自动化改造及其成效分析

0引言

配电系统作为电力系统与用户之间的关键连接,其运行稳定性及可靠性直接影响用户的用电体验及社会经济的正常运转[1]。然而,受限于技术水平,传统配电系统存在运维效率低下、故障响应慢、电能分配不合理等问题,难以满足现代社会的高质量供电需求[2—3]。在此背景下,配电网自动化作为提高配电网运行效率、降低损耗、提高供电可靠性和服务质量的重要手段得到广泛关注与应用[4]。本研究以深镇站大潮线10 kv配电网为研究对象,阐述了当前运行状况下存在的监控与响应不足、设备与数据短板及运维模式局限等问题,并进行自动化改造,分析其改造成效,研究成果可为同类型系统的 自动化升级路径提供经验参考。

1深镇站大潮线自动化改造设计

1.1 工程概况

深镇站大潮线是位于茂名市高州市东岸镇境内,起始于深镇变电站,服务于大潮及周边区域供电任务的中压配电主干线路。作为区域供电的重要线路,其当前的运行状况存在以下亟待解决的痛点,严重制约了供电可靠性和服务水平的提升。首先,线路缺乏有效的 自动化监控手段,导致故障响应与处置效率低下,一旦故障发生,主要依赖用户报修和人工巡查定位,无法快速准确判断故障点,造成隔离时间长、非故障区段复电缓慢,用户体验差;其次,关键节点设备状态感知能力薄弱(如负荷、开关位置、故障电流等数据缺失),同时部分设备老化、智能化水平不足(尤其缺乏远程遥控智能开关),运维人员对线路运行“看不见、摸不着”,调整运行方式和负荷转移依赖经验,缺乏数据支撑,安全性和灵活性受限,同时也难以实现快速故障隔离和网络自愈;最后,传统的被动式人工运维模式效率低、成本高、安全风险大,加之缺乏自动化控制手段,难以充分挖掘和利用现有网架结构的优化潜力(如负荷均衡调配、灵活转供电),限制了供电能力和可靠性进一步提升的空间。

1.2 改造目标及方式

2021年4月,茂名供电局组织实施“深镇站大潮线自动化改造工程”,工程的核心目标即针对上述问题,通过拆旧建新,在保持既有线路路径及杆塔设置不变的前提下,对大潮线实施自动化改造。

本工程位于D类供电区域,其典型特征是负荷密度较低、终端用户相对分散,属于城郊或乡村环境,因此对自动化改造方案的可靠性、经济性以及环境适应性提出了更高要求。为此,本期自动化改造工程选择采用“电压—电流型”馈线自动化(FA)模式,其核心工作原理在于通过线路开关间的本地逻辑配合实现故障定位与隔离——具体表现为故障点上游开关基于检测到“失压+过流”的组合判据执行跳闸并闭锁,下游开关则依据“失压”信号闭锁,从而精准隔离故障区段,非故障区段则可通过联络开关快速转供电恢复。该模式的典型核心优势在于其特别适用于D类区域通信基础设施可能覆盖不足的现实场景,它仅依赖开关本地的电气量测量信息进行 自主决策(无须依赖主站远程遥控),从而具备了在通信中断或无通信条件下仍能独立完成故障处理的能力,可显著提升该区域配电网在应对故障时的韧性和供电恢复效率。改造实施过程中各开关操作机构、配电自动化终端和通信设备的主工作电源均在供电所配套电源PT的AC220 V侧接取。

1.3改造内容

自动化设备类型及全线部署策略如表1所示。一方面,通过设备组合布点,消除监测盲区,构建从变电站出线到用户接入点的全域感知网络,实现“主干—分支”全覆盖;另一方面,实现故障层级化处理,即故障指示器快速初判→二遥终端定位区间→ 自动化开关隔离故障→三遥终端执行网络重构。

本改造工程的核心改造在于安装 自动化断路器,自动化断路器安装方式如下:开关及PT底座安装在横担上,而开关控制器则通过固定金具在横担下方的电杆上固定(图1)。

10 kV自动配电开关装置的三相电气架构(电气接线图如图2所示),核心由电源侧隔离开关(QS)、负荷侧自动配电开关组(SPS)及专用端子构成。三相电源(A/B/C相)经QS接入,通过双侧SPS开关组实现双级保护;关键端子包含A/B/C相线路连接端、N接地保护端(接地电阻≤4 Ω)以及专为单相电压互感器(PT)设置的Q端子——典型接B相监测电源侧电压,为FA系统提供“U<7 kV”低压判据信号。装置通过PT采集电压与电流互感器(CT)采集的过流信号(>400 A)联动,触发SPS开关组在毫秒级切断故障电流。模块化设计杆塔自动化断路器改造需求,又以单相PT方案降低D类供电区改造成本30%,为“电压—电流型”FA提供硬件支撑。

2 改造前后效能对比量化分析

通过量化分析故障各阶段处理时间及可靠性指标,评估自动化改造成效。

2.1 故障自愈阶段耗时对比

如表2所示,改造后故障自愈阶段各环节耗时均大幅缩减, 自动化改造不仅实现了各环节快速响应,更攻克了传统人工模式无法快速恢复非故障区的瓶颈,推动了故障自愈完成从“小时级”到“分钟级”的质变。

2.2 可靠性指标量化计算

根据《供电系统供电可靠性评价规程》推荐的可靠性指标,本文采用系统平均停电时间(SAIDI)、系统平均停电频率(SAIFI)、停电用户平均停电时间(CAIDI)、平均供电可靠率(ASAI)进行配电网 自动化改造前后可靠性评价[5]。各指标计算方法如下:

根据茂名高州供电局及东岸供电所2018—2023年数据,计算改造前后可靠性指标,统计期间按一年即8 760 h计算,结果如表3所示。

从表3可知,本次自动化改造显著提升了供电系统的可靠性。系统平均停电时间(SAIDI)大幅降低,改造前后变化率达到66.88%,意味着用户每年经历的停电时长缩短了约2/3;系统平均停电频率(SAIFI)也明显减少,从2.10次/(户°年)降至1.67次/(户°年),表明用户遭遇停电的次数显著下降;同时,每次停电用户平均停电时间(CAIDI)缩短了58.44%,反映了更高效的故障修复能力;平均供电可靠率(ASAI)则从99.89%进一步提升至99.96%,巩固了供电的高可靠性水平。

综上所述, 自动化改造在减少用户停电时间和频率、加快故障恢复以及提升整体供电可靠性方面均取得了显著成效。

3结论

本文以茂名市高州市深镇站大潮线10 kv配电网为研究对象进行自动化改造并分析其成效,通过自动化设备部署,构建“主干—分支”全覆盖感知网络,实现故障层级化处理。结果表明,改造后故障自愈阶段各处理环节耗时大幅缩减,实现故障自愈从“小时级”到“分钟级”的质变;同时, 自动化改造显著提升了配电网的可靠性,在减少用户停电时间和频率、加快故障恢复以及提升整体供电可靠性方面均取得了成效。

[参考文献]

[1]孙戬全,贾有成,包玉林,等.配电网中新型馈线自动化技术的研究进展与应用趋势[J].电子科技,2025,38 (6):89-94.

[2]李伟.基于物联网技术的配电自动化系统设计[J]. 自动化应用,2025,66(12):233-236.

[3]冯爱丽.基于物联网技术的电力自动化系统设计与实现研究[J].家电维修,2024(6):68-70.

[4]张耀文.配电网自动化系统的分散式无功控制研究[J].电气开关,2025,63(3):65-67.

[5]供电系统供电可靠性评价规程第1部分:通用要求:DL/T836.1—2016[5].

《机电信息》2025年第21期第17篇