配电自动化发展中的若干问题_11

2019-07-05 11:40

  最近几年,一些已经建成的配电自动化系统暴露出运行不正常、管理维护困难等问题。归纳如下:一方面是一些地区配电网网架结构、一次装备薄弱,还不具备应用配电自动化的条件,出现超前建设;另一方面,有些系统的功能结构规划不合理、设备质量不过关,再加上供电企业对提高供电可靠性的认识不足,管理维护工作没有跟上。同时针对上述问题提出了应对措施。

  引言

  2015年,国家发改委和能源局发布配电网建设改造的指导意见,2015~2020年配网投资不低于2万亿元。随着我国配电网投资不断增长,智能电网建设提速发展,配电自动化将迎来新的发展机遇。但实践中还存在许多问题制约配电自动化的发展,对实施效果产生重要影响。

  1、一次网架、一次设备及其它基础设施的制约因素

  1.1一次网架不合理

  一些地区的变电站布点不足,主变负荷率居高不下,网架联络和转带能力较差。架空和电缆线路联络非典型、不规范、分段不足,也限制了转带能力。配电自动化的自愈就是切除故障区域、恢复非故障区域的正常用电。坚强的网架是实施自愈和网络重构的基础。一些地区由于网架制约使负荷难以转带,大规模的配电自动化改造就会造成用户大面积停电和电量损失,从而给实施配电自动化带来困难。

  建设坚强网架,增加变电站布点。通过增加线路投资,采用高质量、大容量的一次设备,优化配电线路结构和接线方式,完善分段、合理开关选型,有效提高供电可靠性、供电能力和供电经济性。建议供电公司与政府部门很好的结合,解决变电站用地及高压线路走廊问题。结合城市规划,合理安排城市基础管线建设,着重解决电缆排管制约。实现配电线路的灵活联络,自动隔离故障区段,缩小故障停电范围,减少故障停电时间,提高供电可靠性。基础管线建设不足也限制了光缆实施,使配电自动化光纤通讯的部署受到制约。

  1.2一次设备因素制约

  现有相当一部分站室不完全具备TV、TA、电操、辅助接点和后备电源,环网柜、箱变空间不足,改造难度较大,制约了配电自动化的正常实施。建议对线路的关键节点进行一次设备改造或更换一次设备,大多数的非关键节点安装故障指示器。这样既能非常经济的实现线路故障区间的准确判定,又能够实现对关键节点的远程控制和整条线路的自愈。

  2、相关技术因素的制约

  2.1接口与规约

  为避免重复采集,已配置进出线保护的站室普遍采用了保护管理机方式实施三遥。由于保护装置自身缺陷以及通讯规约不规范、不统一,造成保护管理机程序开发工作量较大。厂商程序开发后主要依靠现场测试,反复修改,反复测试,造成设备调试周期过长。为简化配电自动化实施与维护,配电自动化系统的终端设备急需支持即插即用。

  建议解决办法:①尽快出台基于IEC61850的ACSI补充和丰富相关数据模型,设计出合理的应答与识别机制来支持终端设备的即插即用。②保护、综自打包招标,如果保护和综自是同一厂商的产品,它们之间的配合问题相对会少些。

  2.2停电安装制约

  配电自动化的改造往往需要大规模的停电安装,在转带能力不足的情况下,往往对用户正常用电产生较大影响,增加了用户投诉,影响企业效益。另外由于停电时间不足,造成改造质量难以保证。

  解决的途径有两条:①改善网架,使负荷能转带出去。这样安装改造就不会受到停电时间的制约了;②发展不停电安装技术。例如:当前一些架空线路的故指安装采用卡接TA,利用绝缘杆即可不停电将TA挂接到线路上,TA与中央控制单元采用微功率无线传输。

  2.3配网通信制约

  到目前为止,配网还没有一种可靠、廉价的通信方式。光纤通信由于路径成本较高,实施较困难。无线GPRS通信为公网通信方式,安全性、可靠性相对较低。

  针对大面积廉价实施的需求,认为无线GPRS公网通信在当前技术条件下不失为一个较为合适的解决方案。遥控点按国网调2011-168号文进行加密,主站端进行必要的隔离。像配电网自动化这样大规模部署终端,不可能实现绝对安全,只要能物理上控制某一个终端,完全可以实现对整个网络的攻击(即使专网通信)。所以,我们应该平衡实现成本和所需安全性之间的关系,安全合理进行投入。另外,针对无线信号不稳定引起的掉线或频繁上下线,建议采用无线GPRS网管对终端进行监测,对信号不稳定区域安装无线信号放大器。

  3、管理因素的制约

  3.1物资采购

  3.1.1中标策略

  最近几年为了节省成本,国网系统内许多物资优先实施了低价中标策略,技术评分占比很小或者打分不允许拉开较大档次。一些厂家为了中标,不顾产品质量,大幅降低产品成本,造成产品质量和售后服务下滑很快。虽然近两年也采取了基准价中标等补救措施,但商务导向还是没有改变,技术评标很难对最终中标产生重要影响。如后备电源的使用寿命和后续服务问题就较为突出。

  建议国网相关部门评估一下各类物资的质量和服务现状,对一段时间内的各类产品的故障率实施考核,对售后服务的及时性进行备案。对一些质量下滑严重的设备类别,提高技术评分所占的比例,拉开档次。

  3.1.2招标

  一些设备无物资申报编号(如小容量UPS)。另外,以环网柜为例,分招柜内各类设备造成各设备间匹配问题较多,图纸再审查和协调工作量较大,也给具体协调、实施的人员带来不必要的风险。建议对相关性较高的设备进行打包招标,如

  保护装置、保护管理机和综自系统。通信EPON设备互通互联还存在问题。实践中每年都是不同的厂家中标,一个地区各厂家设备,还不能实现互通互联,给实施带来很大困难。建议对于此类设备,在一个地区首次中标后,根据互通互联性,修改该地区的技术招标文件,加入与原设备互联条款。

  3.2标准及管理方式

  3.2.1高层部门分工问题

  国网运检、调控、信通之间对配电自动化的一些事项的管理分工尚不明确。造成下级单位协调工作量较大,推进实施困难重重。地市公司调控主站及信通公司无配电自动化相关岗位配置,造成许多单位只能采取代维模式,对厂商的依赖过多。虽然主网主站和配网主站的运维在调控中心,但由于管理问题,无法获得对变电站10kV出口的遥控权,严重影响馈线自动化的实施效果。建议国网层面是否可考虑实施主配网一体化监控平台,实现主配网的一体化管理。另外,营销的用电信息采集系统与配电自动化系统都在部署TTU,重复采集变压器数据。建议运检配电方面停止部署TTU,通过与用采系统接口解决。

  3.2.2建设策略与政策措施

  1)由于网架和一次设备水平制约,配电自动化的实施效果受到很大影响。建议国网层面适度放缓配电自动化建设进程,优先完善网架,提高一次设备水平。积极推进实用性自动化模式的发展,如柱上断路器配合用户分界开关的馈线自动化实施模式。

  2)既要培育主流厂商,又要防止垄断。一些厂商内部改革和人员变动对我们造成影响,如何规避此类风险,也是需要我们考虑的问题。

  3)受利益驱动,供应商不愿在主站软件上投入过多精力,造成配电自动化主站问题较多、稳定性较差。一些主流厂商是否已经掌握核心技术,还要画一个问号。国网公司层面应统一组织对主站进行功能测试、压力试验,责令厂家整改,解决诸如重启通道后遥信位置零等地区主站通病。

  4)加强科学规划,应以实用化为导向,因地制宜的选择适合本地区实际的建设模式。国家电网层面要进行全过程管控,从规划、设计、物资采购、施工、验收、运维等方面实施全过程管理,才能真正提高配电自动化的实施效果。

  3.2.3信息交互

  配电网基础数据差,信息化手段落后。配电网管理涉及到发策、农电、运检、营销、调度等不同部门,基础数据分散在不同系统中。系统之间的数据标准、模型不一致,此外,缺乏数据共维共享机制。配电网投资少,建设水平低,导致配网通信及信息系统发展相对滞后,缺少信息获取渠道。体现为管理精细化程度差,数据、图形和信息无法对应,甚至存在某种意义上的盲。个人认为造成信息交互困难的根本因素是设备在各个系统中没有一个统一的ID。类似于某一个人,在不同的系统中有不同的身份证号码,那还怎么能进行交互。

  3.2.4培训与技术支持

  地市级配电自动化专业相应的规划、设计、施工、培训能力不足,国家电网层面应针对上述实施过程,分类组织专项培训。要用好国内专家,发挥专家们的潜力。各级电科院要加大对配电自动化专业的支持力度。北京公司成立的

  配网技术研究中心的经验就值得提倡。

  4、结语

  配电自动化是提高供电可靠性的必要手段,也是建设智能配电网的必由之路和高级阶段。配电自动化的实施,一方面可通过网络运行优化分析,提高转供能力;开展带电作业;优化停电计划管理,减少重复停电;优化抢修资源配置,提高工作效率,最终达到减少计划停电时间的目的。另一方面通过故障自动定位,减少故障查找时间;通过遥控操作,减少故障隔离操作时间;通过标准化抢修,减少故障修复时间,最终达到减少故障停电时间的效果。随着配网网架的改善,管理和技术手段的不断提升,配电自动化发展的春天一定会到来。

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