2024年10月18日，在“第5届电力人工智能大会暨第3届电力行业数字化转型大会”上，第3届“智创奖”电力数智化转型技术创新应用评选结果公布。
国网浙江省电力有限公司丽水市莲都区供电公司凭借其配电自动化“多级速动+分布式自愈技术”创新应用案例，获得“新型配电网创新应用案例奖”。
创新点
丽水莲都辖区多山区，架空线路长且大分支较多。所以在实际保护配置中通常需要设置多级保护装置，如主保护、后备保护等。对于长线路而言，不同级别保护之间的配合变得更加复杂。由于故障电流的分布不均匀，各级保护装置需要根据不同位置的故障情况进行精确的整定值设置，以确保在故障发生时能够正确地动作，且为了满足故障选择性，各保护设备之间需要进行配合，行业内分级保护的级差时间一般按100ms-150ms进行整定，这就限制了分级保护的实用性。
所以在实际应用中，能够做到多极差快速动作就非常有必要。而基于纵联通讯应用的新型一二次深度融合型智能开关，在原智能终端基础上提升了开关切除故障速度，使得短路级差配置可以缩减到60ms，大大提升了实用性。且新型一二次深度融合型智能开关在原有的与主站通讯的基础上融入纵联通讯功能，根据线路拓扑结构形成自组网络，线路开关间互相通讯，使得整条线路开关形成一个“边缘计算”的网络，具有纵向感知故障、自动隔离故障及自动恢复供电的功能。具体架构如下图1。
图1
应用成效
1
故障影响范围更小
当线路发生故障时，为快速切除故障，保证故障准确隔离，不越级动作，目前行业内分级保护的级差时间一般按100ms-150ms进行整定，故经常出现分级保护级差不够配的情况。
此次试点改造智能终端，大大提升了智能开关切除故障的速度，将馈线终端研判故障逻辑进行优化，动作时间控制在60ms内，增加了分级保护可配置的级数。原分级保护级差不够配置情况，如下图2所示。
图2 分级保护级差不够配置
多级速动改造后，故障切除速度得到提升，动作速度更快，可以按照60ms整定级差，可以配置更多级级差，如下图3所示。
图3 多级速动改造后，分级保护级差配置更多级
2
动作速度更快
所有终端可不通过主站通讯，设备之间通过纵联模块相互通讯，分段开关终端将遥测、状态及告警数据实时共享给联络开关终端。
当线路发生故障时，分段开关按分级保护先分闸隔离故障，联络开关根据各分段开关负荷电流、开关状态量及告警数据，通过网络拓扑算法实现就地快速控制故障下游分段开关分闸闭锁，联络开关合闸，恢复非故障区供电，完成线路自愈，无需站内重合闸，整体处置时间控制在10s内。集中型FA处置流程与分布式自愈处置流程对比如下图4。
图4 集中型FA处置流程与分布式自愈处置流程对比
3
适用于单相接地故障
现有接地研判的准确性不高，投告警居多，当发生接地故障后，不能像短路故障一样直接跳闸隔离故障，需要通过站内选线试拉、选段试拉来查找故障点，避免不了非故障区域用户陪停的情况。
此次试点线路单相接地故障判断采用“零序功率方向”研判技术，通过真型试验、现场实际应用等数据统计准确率达到92%以上，解决单相接地故障检测的难点问题。“零序功率方向”应用与传统接地故障处置流程的对比如下图5。
图5 “零序功率方向”应用与传统接地故障处置流程的对比
技术路线
1
短路策略整定
泄川147线-西溪148线环网建设有较多的水电站及光伏电站，短路参数配置考虑分布式电源影响，在确定开关安装方向均为正装后，利用智能开关识别故障电流方向的功能，将线路反向保护退出，确保故障不受分布式电源影响。
2
接地策略整定
泄川147线-西溪148线环网，全线启用“零序功率方向”配合接地级差延时，同时策略整定考虑分布式电源对接地研判的影响，将研判方向固定为正向。
3
分布式自愈策略整定
当故障发生时，纵联模块会立即将故障事件通过纵联模块自组网，同步给其他智能开关；联络开关单侧失压转供延时配置10s，即当故障发生时，线路会在10s内执行故障点下游隔离，以及故障点下游恢复供电策略。试点线路拓扑以及策略整定情况如下：
应用场景
丽水莲都辖区10kV泄川147线供电半径19.387公里，10kV西溪148线供电半径16.708公里，两条线路故障频率偏高，为解决低可靠线路故障处置时间长的问题，开展新型自愈技术创新应用。公司运检部联合、调控、供指、信通等相关专业成立工作小组，编制技术方案，细致审定拓扑结构、保护整定与参数配置，建立成效跟踪评价机制，确保技术应用取得实效。
典型经验和推广前景
典型经验
国网丽水市莲都区供电公司在10千伏泄川线-西溪线架空环网率先应用“多级速动+分布式自愈”技术。使用该技术，线路故障后可先通过60毫秒速动保护快速隔离故障段，然后以联络开关为“边缘大脑”计算自愈修复策略，通过终端间纵联通信执行非故障段转供复电，整个自愈过程仅耗时5秒，相比传统集中型FA可显著减少非故障区域停电范围，适应单相接地故障处置场景，将故障自愈时长压缩90%以上，显著提升配网可靠供电水平。项目实施后，将解决如下问题：
1、所有终端可不通过主站通讯，设备之间仅通过纵联模块相互通讯，分段开关终端将遥测、状态及告警数据实时共享给联络开关终端。
2、当线路发生故障时，分段开关按级差保护（60ms）先分闸隔离故障，联络开关根据各分段开关负荷电流、开关状态量及告警数据，通过网络拓扑算法实现就地快速控制故障下游分段开关分闸闭锁，联络开关合闸，恢复非故障区供电，完成线路自愈，无需站内重合闸。
3、可将故障从传统人工操作的小时级别的控制或现有电压时间型的分钟级的控制缩小到秒级，无需站内开关重合闸配合。大大缩短故障隔离及自愈时间，提高供电质量可靠性，创造更高的经济效益。
4、纵联保护通讯模块与量子通讯是互相独立的关系，纵联保护通讯模块负责终端之间点对点的通讯工作；量子通讯负责与一区主站间通讯工作；
5、线路拓扑关系用于定义联络开关分段开关，若线路运行方式联络开关位子改变，需要通过主站远程写文件功能或现场进行更新维护；同一手拉手线路内所有开关均使用同一份拓扑关系。
6、针对末端有分布式电源的线路，终端具备高低频/过压等保护功能，满足线路解列需求。
推广前景
1、降低用户经济损失
线路故障后可先通过60毫秒速动保护快速隔离故障段，然后以联络开关为“边缘大脑”计算自愈修复策略，通过终端间纵联通信执行非故障段转供复电，整个自愈过程仅耗时5秒，大大提高了供电可靠性，降低了用户的损失。
2、提高客户满意度
有效控制停电范围，停电次数减少，停电时间缩短，电力通信安全系数高，供电质量提高，自然会增加用户对供电部门的满意度，提高电力部门的社会形象，也有助于增加潜在用户数和售电量。
3、加快故障处理效率，提高供电可靠性
通过故障区段的准确定位，可以将故障点范围缩小到分段间，非故障线路自愈，大大加快故障点的查找速度，大大减少停电时间和停电范围，明显提高了供电可靠性。
4、显著减少发生重大事故的隐患
据统计，配电网中的重大事故大部分由单相接地故障引发。通过该应用项目，实现分布式单相接地故障诊断，并且在线路发生单相接地故障时，在几分钟内完成线路故障区段隔离，可基本消除单相接地故障引发的配电网重大事故。
5、提高企业安全管理效率
通过故障区段的准确定位，可以将故障点范围缩小到分段间，大大加快故障点的查找速度，减少巡线工人工作量三分之二，提高了线路维护工作效率。自动化程度的提高，工作量的减少也大大减少了人身及设备的事故概率，使得安全管理水平大大提高，为企业带来极大的经济及社会效益。
6、实现配网精益化线损管理
成套设备能够测量各相正反向有功功率、无功功率、视在功率、有功能量、无功能量，同时还能测量频率、各相电流及电压有效值、功率因数等参数为线损管理提供数据支撑实现配网精益化线损管理。当前，在能源短缺的情况下，努力降低线损，提高能源利用效率，向用户提供更多的电力，对促进工农业生产，节约动力资源，降低供电成本，具有不可低估的经济价值和现实意义。
7、产业的带动引领作用
将能够唤醒能源互联网形态下多元融合高弹性电网中海量电力设备的敏捷响应、数智管控的能力。促进“多级速动+分布式自愈”技术与电力设备的有机融合，扩大应用范围，拓展应用场景。为配电网营造更为安全可靠的环境，持续加快推动以新能源为主体的新型电力系统建成促进电力行业的科技进步和行业竞争力的提高。
END
