中国石化胜利石油管理局有限公司电力分公司 杜正旺 李来鸿 张金梅

配网自愈是指利用自动化装置或系统监视配电线路的运行状况，及时发现线路故障，诊断出故障区间并将故障区间隔离，自动恢复对非故障区间的供电。配电网自愈控制目标是：避免故障的发生；如故障发生故障后不失去负荷；以故障后失去部分负荷为基本控制底线；如发生电网瘫痪事故则意味着电网自愈控制失败。要实现配电网的自愈，对配电网的设备、网架结构、通信等多个方面提出更高的要求，简单的讲，实现自愈需智能化的一次设备、灵活可靠的网架结构、先进的通信网络、智能决策与先进控制技术、自动化实时软件处理系统等，而馈线自动化是配电网自愈的支撑技术。

1 油田配电网自动化的现状

胜利油田所辖配电网有6～10kV 配电线路1085条、9656km，点多面广，易发生故障和跳闸，对油井供电影响较大。目前虽然在各个区域建立了初步的配网自动化系统，但是由于配电自动化终端覆盖率低，配电网自动化主站系统功能不完善，变电站综合自动化保护与配网自动化保护不完全配合，还不能够一次性将故障隔离与恢复健全区域供电进行到位，造成非故障区域的恢复供电时间仍较长，跳闸时仍对油井供电影响较大，因此有必要进一步提升配网自动化应用水平。

配电自动化终端覆盖率低。大部分供电管理区线路自动化覆盖率只有40%左右，与国家能源局《配电网建设改造行动计划（2015-2020年）》规定的90%的覆盖率还有很大差距；配网自动化主站功能不完善。主站只具有SCADA 功能，DA 功能不完善，GIS 功能和TMR 重要功能都没有。且目前集中型馈线自动化方案对于故障判断、隔离及恢复完全由人来判断处理，非故障区段的恢复供电时间仍较长[1]。

配网自动化方面的先进技术应用较少且不能充分整合。目前国内配网自动化已把录波型故障指示器、小电流接地选线等功能整合到一个系统里，能更好的进行故障判断和处理。同时以DMS 配电自动化系统为基础，融合了EMS 系统量测信息、用电信息采集系统信息、营销系统信息、配网生产管理系统信息，打通了各系统间的壁垒实现数据共享；在此基础数据上实现了基于多源数据的主动故障研判体系，而油田配电网主站均不具备这些功能，落后于国内的发展。

2 配电网自愈控制的方式

2.1 基于时间顺序相互配合的就地控制模式

这种供电方式并没有完全依靠配电机组和自动化的主站，主要是利用开关设备相互配合来实现馈线自动化。即可采用一种具有就地切断控制隔离功能的各线路自动切断重合器和自动分段器，实现对电力配电线路设备在各线路中一旦发生电源故障时的自动切断隔离及及时恢复电源供电。就地检测控制系统中的自动馈线检测自动化按照所有的检测所得到的馈线电气源和物理元件质量的大小差异，又通常可依次划分为馈线电流计数型和具有时间性的电压测量计数型。

电流型电压解决办法方案广泛指分别采用电流重合器、过程直流电压脉冲型和计数型等多种分段器互相配套，以自动检查每个馈线的实时电流电压作为技术基础，对其电流进行自动监视、保护；实时电压型电流解决办法方案是在两种基础上分别采用了电流重合器及时-过流电压型两种分段器互相配套，以自动检查每个馈线的实时电压电流作为技术基础，对其电压进行了自动控制及进行保护。

2.2 基于配电自动化主站的集中控制方式

主要是通过自动化地安装一个配电终端来监控所有设备，并在现场内搭建可靠有效的无线通讯网络把监控终端和一个由配电互联网控制中心(scada)系统紧密地联接起来，再配以相关的处理软件所构成的高性能系统。正常使用情况下，远方馈线可实时自动监视远方馈线自动开关的实际工作运行状态和远方馈线的工作电流、电压等波动情况，实现对开关线路自动开关远方馈线合闸和近地分闸的实时操作，在开关发生特定故障时，通过远方馈线传感器自动获取特定故障发生数据源并进行实时记录，并自动分析判别和判断隔离远方馈线的特定故障发生区段，以及自动恢复向非特定故障地段的区域开关提供电源供电[2]。

2.3 基于分布式智能终端的就地控制方式

智能线路分布式安全故障保护控制系统主要采用了对等式中断通信终端网络，发生开关故障时，线路上的开关智能机与分布式通信终端相互进行通信，收集并得到与其他线路相邻的中断开关发生故障相同中断位置的开关信息，分析数据定位后可得出开关故障相同的开关具体位置，进而自动控制与开关故障相同的中断开关并使接入点最近的开关隔离中断开关防止跳闸。智能就地分布式监控终端就地时间监测技术是采用了全新的就地时间监测技术配合故障管理技术思路，能尽可能减少就地时间监测系统受到各种故障事件影响的主要使用者以及群体，并有效率地避免了在各种传统就地时间监测中因就地时间监测测量电流与就地时间测量级差的正确配合而导致出现系统实现困难。

3 适合油田配网自愈控制方式的设计及实现关键与测试

3.1 适合油田配网自愈控制方式的设计

分段器/重合器方案不利用信道交换信息，动作效率不高，多次重合闸对电网冲击大；集中故障控制处理模式故障处理依赖主站、依赖通道，处理时间长、系统可靠性低；智能分布式保护采用对等式的通信网络，有无比的优越性，但其依赖光纤和5G 可靠的通信，在通信方面需要很高的投资，高昂的投资是油田无法承受的。原有的配电网自愈控制技术存在着各种各样的弊端，不适用于油田电网现状。为提高供电可靠性、保障原油生产效率，实现运营管理智能化，快速实现故障区段隔离，故对配电网自愈智能分布式保护技术进行研究，提出一种适应油田配电网的自愈方式。

这种自愈方式利用LORA 无线通信技术研发具有避免上级保护误动的无线远传闭锁装置，主要通过采集FTU 的保护动作信号，将FTU 跳闸回路中串入闭锁装置节点，实现线路故障的二次判断，当最末一级FTU 检测到故障电流动作时，会将这一动作信号以无线方式传到其上级FTU，对上级开关跳闸回路实现保护闭锁，确保有故障电流流过的最末一级开关跳闸，上级其它开关均已被闭锁，因此不会越级跳闸，实现选择并切除故障，可有效解决配电网上下级的保护配合问题。

在进行设计时，每一级断路器所在线路上配置有相互通讯接连的一个FTU 设备及一个DTU 设备；其中DTU 设备中包括有保护闭锁主控单元，以及分别与保护闭锁主控单元相连接的LORA 通讯模块、至少一组的FTU 闭锁控制模块、串口测试单元、RS232通讯单元；LORA 通讯模块由射频控制开关、无线发射模块、无线接收模块以及IPEX 天线座构成。这种防误动闭锁装置将lora 无线通讯技术应用于配网自动化保护中，实现了配电网的过流、速断保护，准确选择了故障段跳闸、并防止了非故障部分的误跳，具有良好的应用前景及广阔的市场价值。

3.2 油田配电网自愈控制技术实现关键

要在规定时间内完成上级开关的跳闸闭锁和末端有故障电流流过开关的跳闸。从FTU 接收到保护触发信号到上级FTU 接收到保护闭锁信号不超过80毫秒，同时120ms 以内通过LORA 通讯判断故障发生的准确线路段并完成相应开关的跳闸。此外，需安装闭锁装置的线路上所有FTU 的速断和过流定值调整为0时限，变电站出口的过流及速断保护时限调整为0.2s 以上；组网及远程维护状态下根据自适应逻辑自动切换频率方式，解决通讯频段干扰问题，确保附近节点同时工作互不干扰；解决远程调试维护问题，实现设备远程配置参数和状态诊断。

3.3 油田配电网自愈控制技术测试

主要涉及射频无线通讯信号质量测试、4G 无线通讯信号质量测试、分合闸信号检测及保护闭锁动作测试、保护闭锁远程启停测试、保护闭锁远程参数设置测试等内容。

通过在相邻级FTU 装置安装位置放置保护闭锁通讯模块，发送指令并读取返回值（信号频率、速率、强度）来获取两级间的信号质量；在每个FTU装置安装位置使用工控机连接保护闭锁装置获取运营商4G 网络连接状态及信号质量；模拟FTU 故障跳闸信号输入，保护闭锁立即检测到分闸信号将分闸动作闭锁，同时启动延时分闸任务。若在40ms时间内接收到其下级保护闭锁上传的闭锁信号则判定为非本级故障，保持本次闭锁操作直到分闸信号消失；若40ms 超时时间已到还未收到下级保护闭锁的信号则判定为本级故障，启动分闸操作使FTU动作。

模拟故障发生时的保护闭锁装置通过4G 网络上传数据，监控平台检测信息，包括保护闭锁的本级地址及其上级地址、在整条线路所处等级[3]、工作模式（保护闭锁模式、重合闸模式、不启用模式）、超时时间、无线频率、无线信号强度、平时运行心跳故障次数、下发信号时长、接收信号时长、启动分闸操作时长；通过4G 网络监控平台发送测试信号，现场检测装置根据指令可靠停用和恢复运行状态；通过4G 网络监控平台远程检测运行状态信息，包括及历史故障日志、异常日志等，并及时返回成功确认信息；通过4G 网络监控平台远程下发频率、速率等参数的设置指令并返回接收确认信息，装置能准确更改及时返回设置成功确认信息，通过装置打印输出本地验证准确无误。

综上，该研究首次将LORA 无线通讯用于配网自动化保护，尤其用于电力配网线路FTU 保护间的选择性配合，这在国内也是首创，与传统光缆通讯的高成本相比节省了大量资金。该技术借鉴了对等式网络保护下智能保护算法及闭锁逻辑，并将其简化为故障闭锁信号的传输，大大提高了故障判断效率，降低了对网络的依赖[4]，且很好地解决了集中故障控制处理模式和就地故障控制处理模式必须先跳闸、后判断故障的问题，实现了不停电状态下的故障判断及隔离，有效解决配电网上下级的保护配合问题，防止非故障部分的误跳，适合胜利油田配电网的应用，具有很大的应用和推广价值。