從日本配網建設看我國配電網的發展

摘要:討論了日本電網供電可靠性及配電網的建設情況，推廣的配電自動化技術。文章著重介紹了九州在提高配電設備質量的同時，通過對配電網事故的故障隔離和供電恢復等自動管理，提高電網的供電質量。並結合我省實際情況提出了對配電網建設建設的幾點看法 日本電網按照電壓等級分為：500kV、220kV、66 kV、22 kV、6.6 kV和100V幾級，其中前三種為輸電網,後三種為配電網。日本在1950年代開始配電網的研究與建設，目前已將配電技術實用化並取得了明顯的效果。以1999年的統計數據顯示：日本全年售電量為81690億kWh，最大負荷為16567萬kW，而1999年全年日本的平均停電時間僅為3分鐘/戶。我國以上海為例，1999年的平均停電時間為7小時24分鐘/戶，由此可見，我們與其差距是很大的。 日本按地區由九個供電公司提供電力服務，由於各個公司的具體情況不同，由於歷史和自然的因素，他們在提高配電網可靠性方面的側重點也不一樣。例如：日本九州電力與東京電力公司都基本實現了中壓饋線的自動化。但是，東京區內人口密度大，自然環境相對穩定，東京電力公司因此強調設備的預防維護，在配電網建設中主要著眼於以設備安全性和可靠性的投入提高供電質量。而作為日本第四大電力公司九州電力的配電網主要以架空線為主，地下電纜只佔不到4%比例，並且由於地處日本最南端，經常受到颱風、雷電等自然災害的影響，高壓配電網事故多，1999年由於颱風、雷電等自然因素造成的配電網事故共266次，佔全年配電網事故的43%。公司認為受地理限制，自然災害導致的線路故障再所難免，因此應該在事故後的故障處理和供電恢復上花工夫，推廣了配電自動化技術。在提高配電設備質量的同時，通過對配電網事故的故障隔離和供電恢復等自動管理，提高電網的供電質量。 以下為部分國家和地區電力公司的供電可靠性的數據統： 公司名稱 紐約 舊金山 洛杉基 東京 九州 香港中電 每戶年停電時間 9.4 min 市區: 5min 城郊: 60~90 min 60~90min 5 min 1 min 5 min 我們看到：以現有的技術和規模而言，日本九州的配電網自動化水平是最先進的代表，可以作為我們建設的一個參考。 1. 配電自動化效果顯著 九州地處日本的南部，總面積為42000km2，人口為1300萬，整個電力公司分為八個供電區，由85個供電營業所管理。供電用戶超過800萬戶，這個用電量占日本的10%。1999年度售電量731億度，最大負荷1432萬kW，總的說來，其規模比廣東省電力系統的容量小一些。 九州電力配電網22 kV主要用於工廠和大型樓宇的供電，6.6 kV主要用於住宅區和小型工廠的供電。公司6.6 kV配電線16.3萬km，柱上變壓器81萬台，配電線開關12萬台。全公司80多個供電營業所平均控制1500個開關。福岡市是九州政治、文化中心，福岡市區供電營業所負責全市供電管理。此營業所下屬16個變電站，與相鄰營業所的6個變電站相連，有22kV、6.6 kV兩種配電電壓系統營業所控制室可以控制6.6 kV開關5000多台。 九州電力公司在1950年代開始配電自動化建設，1970年代完成了全部約500處變電站遠方信息的收集，1994年實現了對全部開關的遠方控制，到2000年為止共完成77個供電營業所計算機自動化控制系統的改造，並預計在2002年完成全部電力公司配電營業所計算機自動化控制系統的引入改造。 九州電力公司在重視配電自動化的同時，也注重配電設備的投入。公司對供電可靠性和供電質量的保證從兩個方面展開了工作：一方面減少事故的發生，包括加強了設備對雷電、鹽塵、颱風的抵抗能力；提高了設備的電氣絕緣水平，在運行方面也加強了對設備的在線監視和定期檢查。另一方面，加強了對事故的處理能力，包括加強配電網的結構、環網供電、增加開關數量，提供應急送電能力等。其中效果最明顯的是實現配電自動化。 根據記錄數據顯示，九州電力公司從1985年開始在配電系統中引入計算機技術，此時配電網的停電時間是18分/年戶，1994年實現全公司負荷開關的100%遠方控制後，到1999年為止的統計數據顯示，全公司配電網的停電時間保持在1~2分/年戶水平。用戶的停電次數也從1985年的0.32次/年戶降到1995年以後的0.02~0.03次/年戶。可見：配電自動化提高了系統的自動恢復能力，對用戶因事故而引起的停電時間大大縮短，提高了用戶供電的可靠性。 從九州電力配電自動化的效果看，配電網供電質量的提高建立在全網自動化系統實施的基礎上。以福岡營業所5000多個可控開關為例，其自動化的規模遠遠超出了我們常規設計的想像。就我國已經見諸報道的各個配電自動化的試點與實施系統規模看，最大的僅100多個可控負荷開關和斷路器。我省的各大城市對供電的需求應該與福岡具有可比擬性，按照福岡市的配電自動化規模，數目巨大的控制點，加上配電網結構的複雜性，使得我們在配電網的系統規划上必須十分慎重，必須考慮因為大容量控制開關而帶來的通訊網路的可靠性、通訊容量的冗餘度、遠方控制的實時性問題，因配電網拓撲結構的複雜性而導致網路故障識別的可信性、負荷轉移及供電恢復時網架結構的可行性等。由此得出：目前已經實現的國內部分試點工程，在我省今後的配電網規劃中只能夠作為參考，而不能以此為藍本照搬照套。 九州電力公司配電的建設經歷的時間長，但效果明顯，其主要原因還在於：九州電力公司的技術人員作為系統開發方，參與了整個配電網自動化系統的開發研製，並根據公司的運行經驗和使用要求，對系統進行了量身定做和不斷完善。因此，一個穩定、持續的系統維護隊伍，在配電網建設中也是不可缺少的。在國內部分配電網的試點工作中，採用了交鑰匙的建設方式，雖然業主比較省事，但由於配電網涉及的東西太多，系統的建設肯定不是一次可以完成的，由此會帶來規劃、建設與運行管理各方面的脫節，這一點是值得我們加以重視的。 2.可靠的供電設備與完善的配電網結構是配電自動化實施的基礎 配電系統涉及的範圍廣，規模大，而且用電環境、用電設備及用電系統的運行水平不同，導致配電系統供電可靠性各不一樣。在日本，提高配電線供電可靠性是從兩個方面來採取措施的： （一） 預防維護體制： 主要強調提高設備對異常電壓（雷電過電壓或開關過電壓）、異常電流（過負荷或短路）、以及異常環境（鹽害、灰塵、氣體、颱風及水災）的耐受水平，制訂用電設備合理的運行、維護和監測制度，加強對設備老化、破損的檢查，預防不必要的事故發生。 （二） 事故維修體制： 主要強調在事故發生後的故障處理能力，包括電網雙重化、故障點快速定位、故障隔離、健全用電區間的恢復供電，在必要的情況下還需要提供應急電源。 在九州配電網中的設備可靠性是相當高的，同樣以1999年配電網事故的統計信息表明：1999年因設備不良造成的高壓配電線事故佔全年總事故的8%。配電系統用到了大量的柱上開關和控制器，以開關為例，全部採用了耐鹽全封閉SF6式開關。在我國，由於製造方面的原因，設備免維護水平低，以1999年統計資料表明，因維護設備而停電的次數占計劃停電檢修次數的60%，平均使每戶每年多停電5.5小時。由此可見運行設備的質量好壞直接關係到配電網運行水平的高低。 在提高設備可靠性的基礎上，保證供電質量是配電系統的主要任務和目標，這是以完善配電網結構為前提的。 配電網建設的首要問題在於網路的規劃。合理的網路結構和電源布局才能實現配電系統負荷的可靠轉移和網路潮流的合理調度，保障配電系統供電的連續性並降低供電網線損。否則，空有一個內容豐富的配電管理系統是不能達到配電自動化的目的的。在此方面，日本採取了相應措施並在實際系統推廣使用。 日本22kV等級配電網主要用於構成配電主幹網，一種情況採用3回線並行布置互為備用的SNW地下電纜供電方式，用於城區1000kW以上用戶密集地區或對供電可靠性要求比較高的重點用戶和高科技企業；另一種情況採用箱式變電站供電方式，主要用於農村地區的遠距離送電以改善電壓質量並降低線損。隨著用電負荷的增加，在日本東京市中心地區的配電網也開始採用此電壓等級供電，其他部分地區則在研究11kV供電的可能性問題。在接線形式上，此電壓等級的電纜系統中性點採用了小電阻接地的方式。 日本6.6kV為通用配電方式，平均每條線路的供電長度為2.32kM，一般而言，單台配變的平均容量為34.8kVA，而線路每公里接掛的配變約10.3台，每台配變擁有低壓線路的長度約98米，每台配變的供電戶數為8.5戶，這種採用了就近直接通過小容量的配電變壓器接入用戶端的接線方式降低了配電網線損。同時，為提高配電網供電可靠性，此電壓等級的接線採用了3相3線中性點不接地的方式。網路結構上，日本採用了3分段4連接的環網供電方式。配電網故障時，配電線被分割成3部分，各部分可以分別從相連的其他配電線上進行負荷轉送，保證了配電線N-1的轉送能力。 對於配電網的供電方式，我國目前主要採用輻射樹枝裝結構，基本上處於「一台開關管一線，一條饋線供一片」的狀態，由此導致我國配電網的供電半徑大，無功補償不足。有數據顯示：以國電公司當前的狀態，配電網平均每條線路的供電長度為4~12kM，單台配變的平均容量為282kVA，而線路每公里接掛的配變約3.8台，每台配變擁有低壓線路的長度約400~1200米，每台配變的供電戶數為200~400戶。 此次全國範圍的城市、農村電網，其目的便包括降低配電網線損，提高供電質量和供電的連續性，因此，國內部分專家在對我國配網現狀調查的基礎上，提出了各種可行的配電網結構，其立足點在於保證N-1情況下，配電網供電的可靠性和連續性，例如目前典型的「手拉手」接線帶分段開關模式、三分段三連接的接線方式、環網接線方式、4´6網路接線方式等。但對於日本的SNW和三分段四連接的網路接線對我國配電網的滿足程度的研究的報道不多，由於這些方式在日本已經推廣普及，並在多個電力公司取得了良好的應用先例，特別是他們小容量、多布點、短距離的配電模式，比較適合我省部分經濟發達地區對供電系統的需求，可以為我們今後配電網的規劃和建設做一些參考和借鑒。 但也應該指出：雖然我國配電網10kV系統還主要以架空線為主，但部分城市供電地區由於電網規模的擴大和地下電纜的改造，導致單相接地故障時接地電容電流太大而無法自然熄弧，10kV系統的接地方式以逐漸由中性點不接地方式轉向中性經小電阻或消弧接地的模式，消弧接地模式因其技術的優勢，已逐漸被用戶接受而成為主要的系統接線方式，但由此產生了單相接點時故障迴路的識別和定位困難。 3. 配電自動化的通訊 日本對配電自動化的通訊方式進行了多方面的嘗試，並在目前的配電系統中確定了幾種主要的通訊模式，包括：基於FSK技術的音頻電纜通訊方式（PC）、中壓配電載波方式（RC），高速配電載波通訊方式（SS）和光纖通訊等。 日本在1970年代開始配電載波在電力系統控制中應用的研究，包括RC和SS兩種方式，但由於此種通訊方式在6kV配電網系統通訊時容易受到噪音干擾且傳輸速率不高。隨著配網環路可控開關數目的增加，此方式因傳輸信號的速率不高而導致控制延時的問題比較突出，所以在配網中使用的不多，且主要用於農村配網。1980年代中期。日本開始擴大實施PC方式的通訊網路。目前日本配網系統主要採用這種方式進行數據通訊。與配電載波相比，這種通訊方式的可靠性較高。但在運行中，3秒控制時間內網路可連接的控制對象仍不超過230台。這種方式僅用於對負荷開關的遙控是可行的，如果需要實現對負荷開關處用電情況的實時監

負荷（高壓用戶功率改善用電容器等）的增大，僅依靠變電站的輸出來合理管理電壓非常困難，因此從1999年開始引入可以測量多種信息（電壓、電流、功率和故障信息）的FTU。 5. 配電自動化中故障識別的方案 a.配電線路的故障點隔離 電壓動作法：用RTU的功能，按照電壓的有或無來接通或閉鎖斷路器。 電流動作法：根據RTU測得的故障電流信息、由計算機系統接通或閉鎖斷路器。 採用電壓動作法，故障識別在當地完成，而負荷轉移則依靠通訊網路，在配電營業所結合遙控開關實現故障後非故障區間的負荷轉移和供電恢復。此即所謂CB（Circuit Breaker）+DM（Delayed timer magnet switch）的故障檢測方式。日本所有電力公司採用此方式，並積累了五十多年的經驗。 b.變電站故障的處理 在變電站發生故障（母線停電或變電所停電故障）情況下，根據停電時間將故障處理分為下述二種： 1）停電時間不超過1分鐘：變電站複電後，立即由計算機發同時合閘命令，由電源側開始序次對開關合閘操作。 2）停電時間超過1分忡： 計算機對全配電線的停電區間實行最優化的負荷轉移供電。同時，在轉移供電過程中變電站複電的情況下，計算機保證在不至構成環路條件的狀態下發出同時合閘的指令。 需要注意的是：日本配電網廣泛採用架空線的接線模式。按照我國相關電力系統的運行規則可以知道，對架空線出現的故障，由於需要考慮瞬時性故障的影響，一般需要進行簡單的三相一次重合閘，以減少用戶的停電。因此，採用這種方案應該是最適合的選擇。在小規模配電系統中，基於成本因素考慮，基於電力線載波通訊模式的電壓動作法結合遙控開關的配電系統自動化方式，也是一個比較經濟、可行的方案。我省經濟發達地區的城市配電系統，多數已採用了地下電纜構成城市配電網，在系統出現故障後必須準確識別故障點，實現故障隔離後進行送電，此種配電系統模式無法滿足這種要求。 6. 我們對配電網建設建設的幾點看法 從前面介紹可以看到：日本配電網自動化的規模是十分大的，技術實用有效，整個技術的實施過程也是成功的。結合我國目前開展的配電自動化建設，我們有以下的看法： 1) 從九州電力公司配網自動化的規模建設，實施負荷開關遠程控制前後電網連續供電水平對比表明：一個合理規劃的配電自動化系統對縮短故障停電時間、提高供電質量其效果是十分明顯的。 九州電力在提高供電可靠性的措施中，將增加開關數量、減少區間用戶數目作為改善供電水平的措施，其具體的實施原則值得我們深入研究。福岡市配電自動化水平建立在負荷開關進行的3段4連接配電網供電模式的基礎上，其中6.6 kV開關的數目巨大，超出了我們所預先估計的數目，我們在系統規劃中必須引以注意。 2) 日本配電系統建設中，東京電力與九州電力不同，東京區與東京的周邊地區也不一樣。這種不同包括配電網的網架結構、配電網的電壓水平以及配電系統的控制方式、建設重點等。可見配電網的模式不固定，它依據配電網現有的結構、當地的自然環境以及未來的設計規劃而異。 我省沿海城市，由於受颱風影響大，部分地區還飽受雷電影響，日本九州的氣象信息系統和事故災害信息系統可以借鑒。我省發達地區與不發達地區在城市建設與用電水平上也相差較遠，配電系統的模式上應有區別。 3) 日本配電自動化從1950年代開始，經歷了五十多年的發展，其電網建設中許多設備的技術水平是參差不齊的，我們起步晚，可以跨越部分階段而提高自動化水平，但先進技術

必須建立在配電網合理規劃基礎上。配網的建設是有步驟的，不合理的配電網結網結構不會發揮先進技術的優勢，也不能保證配電系統的供電能力以及配電系統事故後的輸送能力。盲目的投入可能無效果，浪費人力、物力、財力。 4) 配電自動化的目的在於縮短事故停電時間，提供供電可靠性與電壓質量。在整個配電自動化的實施首先保證負荷開關、FTU等設備工作正常且通信等可靠，然後才能實現系統的自動化控制。作為配電自動化主要環節，負荷開關與FTU的技術指標是明確的，它的應用只是生產質量的控制問題，因此，此技術應該不是配電自動化實施的難點，而配電自動化的後台管理系統，則涉及到配電網的規劃、供電部門的習慣、應用系統擴充等。而必須分步實現，最後還包括系統的調試、工程服務、培訓、應用軟體的擴充、規模的擴充、軟體的升級等，內容複雜，是一種長期、持久性的工作。配網自動化的製造商難以完成全部的工作，而必須交由專業的配網系統的集成商完成，並由此負擔此系統運行的日常服務。如有可能，電力設備運行部門在系統形成的初期參與項目開發、規劃並最終承擔系統運行的日常維護。 5) 九州電力在重視配電自動化對縮短事故停電時間的作用時，也強調了配電設備質量品質的重要性以及配電網的網架結構合理性。由此說明配電自動化水平的高低與一次系統是密切相關的。特別是在日本配網中反覆論及的三分段四連接的配電網接線方式，變電站的出線開關保護（CB）與負荷開關（DM）的配合形式，三迴路備用的並列供電方式（SNW方式）以及中性點不接地的配電系統供電方式，正是由於它們的合理運用，才保證了日本供電網可靠性。目前，我們習慣於注重具體配電產品的質量與性能指標，但對於上所述影響配電網規劃的接線和配合方式，在理論上討論的不多，建議規劃管理部門對此予以高度重視。 6) 配網自動化方式在日本有不少經驗，但由於體系結構與我國不同，因此，有許多方面不適合我們的發展需要，如在日本配網中SNW方式，由於配網出線多、線路改造投資的規模大，可能不適合我國國情。配電網中性點不接地系統由於單相接地電容電流增多，無法消弧，我省已在部分地區該為消弧接地方式，由此而引入的單接地故障識別問題也較非接地系統中單相接地問題複雜，需要重新考慮。九州電力配網接線主要以架空為主，故障的識別通過多次重合的方式由FTU或負荷開關現場判斷，但由於我們部分地區更多採用電纜出線，故障後不允許重合，這就要求配電網故障的識別必須由配電自動化系統中心控制單元利用多種FTU的通信信息進行集中判斷。 參考我國電力技術的發展，我們認為，在我國現有的電網結構中，採用快速可控消弧系統的中性點接點方式，結合分布的基於殘流檢測的小電流檢測方法，與配電自動化系統的中心控制單元相結合，則可以在健全區間完全不停電的狀態下，實現故障區間的隔離和健全相的恢復供電，此種方案應該比日本現階段的配電方案應更加完美。 7) 配電網自動化的可靠性與安全性，關鍵在於通信的可靠性。根據日本的發展經驗，我們可以看到：對於民用設備的通信：如集中抄表，採用配電載波應是一個發展方向。對於6.6kV以上的電網，為了實現完全的配網自動化，應採用配電網設計規模，選擇配電載波或光纖通訊方式。但此種選擇的一個規劃難點在於如何在保證電網的控制可靠、保密、實時性要求的基礎上，尋找一個投次資收益的平衡點。 總之，配網建設是一個至少10 - 20年長期規劃的建設事情，系統的初期規劃十分重要，規劃錯誤可能導致投資失敗，甚至前期投入完全作廢。配電網的網架改造是在規劃完成後下一步配電網自動化要進行的重點工作。在配電網的規劃中，還必須明確通信方案的構成。實現配電網環路上各負荷開關點信息的遙測遙信和遙控只是配電自動化的初步實現，與配電網結構相適應的後台監控系統加上配網運用支持軟體才代表了當地配電網自動化的最高水平。配電系統的正常運轉還需要電網運行維護人員長期共同的參與和維護。