智能配电网运行管理改进技术研究

摘要：智能配电网运行面临分布式电源接入、调度管理和故障处理等挑战，针对这些问题，提出了分布式电源接入、调度管理和自动化检测三个方面的改进技术，解决了电网设备使用效率偏低、电力资源供应不稳定、配电自动化水平有待提升的问题。探讨了量子计算和物联网边缘计算技术在智能配电网运行管理中的应用前景，为促进智能配电网的安全稳定、高效可靠发展提供了科学的参考依据。

关键词：智能配电网；运行管理优化；电网企业；分布式电源；自动化检测

中图分类号：TM72 文献标识码：A

文章编号：1009-3044（2024）35-0095-03 开放科学（资源服务） 标识码（OSID） ：

智能配电网作为新型电力系统，融合了网络、电子、控制等多种技术，实现了可视化管理和自动化运维，能够更好地满足用户用电需求。

智能配电网的运行管理对于保障电网安全稳定运行至关重要，从当前运行管理工作出发，分析当前智能配电网面临的问题和挑战，进一步优化运行管理改进技术，针对性解决智能配电网运行面临的问题，全面提高配电网的稳定性和自恢复性，提升配电网供电品质和安全性，是智能配电网当前的主要优化方向。

1 智能配电网运行中的常见问题及运行管理改进技术

1.1 智能配电网运行中的常见问题

1.1.1 分布式电源接入问题

智能配电网依托物联网、人工智能等技术，实现了配电网络的自动化、智能化管理，有效提升了供电质量、可靠性和效率[1]。随着分布式发电站的大力建设，其容量、并网形式和运行条件的差异性给配电网运行带来了新的挑战。一方面，分布式能源接入网会给配电网运行带来扰动，即使是微小扰动也会影响电压波动，需要保证在不同模式和工况下运行都能保证电压稳定。另一方面，智能电网存在独立运行以及联网运行两种模式，切换模式可能会影响电气量变化，从而面临着解列问题，需要配电网能够识别问题和故障进行自动化处理故障。

1.1.2 配电网调度问题

传统调度方式难以实现对分布式配电网的调度，同时随着用户数量的增长，还会增加调度系统运算难度，更无法对区域电网进行单独调度。因此需要对智能配电网调度系统进行优化升级，以适应系统正常运行工况及故障工况下的监测、保护、控制任务，完成用电和配电管理的智能化管理目标[2]。特别是在电力资源调度这一主要任务中，为了更好地完成调度工作，更需要配电网能够掌握用户更详细的信息，解决信息不对称的情况下难以实现调度问题。

1.1.3 配电网故障问题

智能配电网充分利用自动化运维技术实现了自动化检修维护，自动化技术可以实现快速定位故障，并对该区域进行隔离，快速恢复其他非故障区域的正常供电。但当前自动检测技术仍然存在故障定位错误、隔离恢复供电迟缓等问题，在一定程度上影响到配电网运行稳定性和供电质量。

1.2 智能配电网运行管理改进技术

智能配电网运行管理的目标是保障供电质量，降低故障率，预防非计划性停电，并通过自动化调度满足用户用电需求，提高用电效率。除了对配电网硬件配置进行完善外，更需要在技术层面上予以改进，不断提高运行管理体系技术水平和自动化水平，从根本上保证配电网的稳定运行。基于上文中提到的三类问题，本文提出运行管理改进技术，以期借助于运行管理改进技术能够提高配电网运行质量和稳定性。

1.2.1 分布式电源接入技术

分布式电源接入会改变配电网的结构和运行特性，可能导致电压波动、设备信息多向互动、谐波污染等问题，因此需要采用相应的技术措施保障配电网安全稳定运行。

考虑到分布式能源系统主要为小量级能源系统，采取逆变电路形式接入网，不可避免存在一定时变性，而随着系统运行工况不同，也意味着配电网运行控制面临着电压波动的问题。分布式电源并网后，输出电能存在一定不确定性，通过利用合适的调度技术进行分布式电源的调度，从而提高电能利用率。取代传统集中式调度技术，可应用分布式调度技术，分布式调度技术只需要少部分用户数据即可，充分解决信息不对称的问题。根据用户集群模型对用户进行分组，并对用户群组建立模型，实现分布式调度，全面提高调度效率。在上层中央管理系统中仍然采取集中调度模式，底层采取分布式电源调度系统，两层调度系统之间满足双向通信功能。在分布式调度系统中，由分布式设备控制每个分布式电源的调度，协同配合电网调度工作，从而全面提高电网设备使用效率。

智能配电网最大优势在于互动性特征，为了更好地服务于分布式电源并网，需要进行设备信息的多向互动，以此充分满足智能电网互动需求。因此应用需求侧响应模式，即用户参与智能电网互动的管理模式，这是实现电力系统交互以及各子系统协调发展的关键。一方面，通过用户侧终端允许用户参与配电系统的运行和资源配置，让用户侧终端提供电网的监测数据，更能满足智能电网对需求侧用户的协调和交互工作，协助智能配电网提供更为智能化的服务。另一方面，给用户带来全新的体验感，更满足电力系统市场化的发展需求。分布式电源不仅作为独立能源系统，同时也作为电力传输和电力销售的重要节点，智能电网接入网技术不仅要关注于分布式电源系统并网的稳定性，更需要积极进行需求侧交互工作，推动电力行业市场化发展。

分布式电源经过增加电子装置实现全面控制，但随着电子装置增加也不可避免面临着谐波污染。同时受到单相负荷的影响，三相系统存在严重不平衡问题，更需要密切关注分布式电源电能质量是否稳定。用户侧也受到分布式电源功率不稳定、间歇式工作的影响，产生电压波动问题，造成供电质量降低。为解决这一问题，建议应用无功补偿装置等高性能元件，更好地进行谐波治理，提高电压稳定性，保证用户侧电能供应质量。

1.2.2 调度管理技术

电力系统是一个复杂的非线性系统，受多种因素影响，需要通过对配电网数据的实时监测和分析，才能准确掌握其运行状态，并制定合理的调度策略。如今用电需求大幅增加，同时也在不断调整能源结构，电力调度关系到电网能否稳定供电。因此应重点关注调度工作能否准确落实，并不断优化调度效率。基于智能技术建立电网调度系统主要从以下几个方面进行改进：

首先完善数据传输网络，该项技术作为调度系统的核心技术，其主要职责在于将终端信息传递至智能决策层，方便于将决策信息传至终端。如今用电需求和用户数量逐渐增多，对于电网系统运行稳定性以及供电质量提出更高要求。为了保障电力企业能够保持和用户的互动和沟通，更需要借助于完善的通信网络支持通信互动的有效性和流畅性。目前配电数据通信网主要采取电力光纤设施，但仍然存在安全性不高，容量不足的问题。因此还需要积极应用5G技术进行通信网络的建设，5G通信网络建设能够获得更为广泛的通信范围，通信信息也能得到无损化和高速传播，为电网通信和运行奠定基础。同时还需要积极建设无线专网，最大程度上规避网络信号的干扰，保证电力系统内部通信和信息传输安全高效。

其次需要全面推进传感技术作为电力系统的主要测量技术，传感技术可以成为配电网调度的基础技术，更能推动智能电网自动化水平、智能化水平的全面提高。利用智能传感技术准确采集主站和自站数据，均统一收集在信息系统内，服务于电力调度。自动化技术实时监控配电网上数据的变化，能够避免设备故障或人为失误引起的错误调度操作，以全面保证配电网稳定供电。通过应用参数量测技术，准确测量并记录电网数据，以参数形式实时反映出来，经过对电费和电量的计算，能够对用户的电力需求进行分析，提高电力计量精确度。同时经过对配电网系统各部分节点电流和电压测量，也能为电网负荷调查、电网故障预警提供可靠的数据支持。通过对配电网的测量，能够为电力调度工作提供数据支持，提高电力调度的可靠度和准确性。

最后应用电力分配自动化技术，如今通信网络、计算机技术以及自动化控制技术的快速发展，进一步完善了高级配电自动化水平。智能电网的改进更需要提高电网调度系统的自动化水平和效率，自动化水平也是影响智能电网建设水平的关键。在配电自动化上通过引进SCADA系统，将故障服务、信息系统等功能进行整合，能够实现对配电调度自动化处理，全面提高调度效率。智能配电网的优化还可以减少电能在输电过程中的损耗，提高电网效率，降低能源成本，对于提高电力系统的可持续性和经济性至关重要[3]。

1.2.3 自动化检测技术

行业对于电力系统的认知及其中不同专业的职能划分也产生了多次较大的变化[4]，检测技术也在趋向于智能化发展。智能配电网采取自动化检测技术可分为就地式和集中式两种模式。前者可进一步划分为重合式和分布式。其中重合模式是借助于重合闸实现多次开关，保证电力供应。分布式模式可通过设备和结构优势，跳开开关保护非故障区域正常供电，对故障区域进行隔离，在电路修复后可以恢复正常供电。在结构中应用定向耦合器可以实现自动化采集运行数据，实时掌控电网状态，以便于第一时间获取故障数据，立即启动处理方案。后者技术核心在于光纤技术以及GPRS技术，支持终端和主站实时通信，主站可以接收信号，快速定位故障位置，并对故障完成初步诊断。再经由光纤通信和GPRS通信的支持，隔离故障区域，对供电网络进行暂时性规划，以保证其他区域电力正常供应。

1） 故障检测。

利用自动检测技术可以依据正极电压变化过程的时间之比，快速诊断并识别故障线路，时间比值代表着线路电压变化的特征值，在故障线路和正常线路中存在一定差异，能够根据数据变化进行准确反应。再按照不同故障类型存在的特征，能够进一步检测故障线路，以量化方式准确识别线路故障。考虑到配电网对于自动化检测时效性要求，可应用电压差法来确定电压升高和降低时间。若故障线路和正常线路之间没有直接联系，换流器位置的故障行波波头削弱，使得电压降低时间表现出延长，因此时间比值减小。在变频器单侧测定时间比值，若时间比值超过故障特征值，其他正常线路时间比值并未超过故障特征值，即说明该监测点存在故障，经单端检测实现双极故障检测。

2） 故障定位。

采取行波法定位故障位置，即利用故障行波抵达两端的时间能够计算故障位置，从而实现对故障位置的定位。假设故障位置抵达左侧检测位置的距离为x，左侧检测故障信号的时间为t1，右侧检测故障信号的时间为t2，那么可以由公式计算出故障信号到达量测电压波形过零点时间的差值（左侧ta，右侧tb） ，公式表示为：

其中，ta表示左侧检测到故障信号抵达左侧电压波形过零点存在的时间差，t1表示故障信号被左侧检测的时间，tx表示首个电压过零点与左侧电压过零点的时间差值，tb表示右侧检测到故障信号抵达右侧电压波形过零点存在的时间差，t2表示故障信号被右侧检测的时间，t0表示首个电压过零点与右侧电压过零点的时间差值。

由此可以得到故障行波抵达两侧时间差和故障位置的关系，公式为：

Δt = 2x - l／v = | t1 - t2 | （2）

其中，△t 表示行波波动到两侧的时间差，v 表示波速。

通过检测信号并计算，可以确定故障位置和配电网检测点距离，进行精准故障定位。

3） 故障隔离。

根据配电网故障主要位置的不同，设置相对应的隔离程序。如电源开关处检测到信号，将电源开关及临近开关立即跳闸处理，将电源开关重合功能进行关闭处理。如站出线位置检测到故障，跳出开关，将控制开关稳定在分闸状态，利用故障电流传递开关信息至控制开关，对非故障区域控制开关进行断开处理。如检测到主干线路故障，传递故障电流信息给控制开关后，接收到信息后，将开关断开，将故障区域隔离开。具体隔离区域的划分是根据故障位置不同划分不同隔离区域。

4） 供电恢复。

供电企业管理者应当提升对配电工作的重视程度，推动配电系统向智能化、集约化方向发展，保证在电力系统发生故障时依然能够向城市输送电能[5]。供电恢复方面可以根据故障种类不同可以进一步划分为暂时性故障以及永久性故障。检测到故障电流后，开关跳闸，短暂延时重合闸，若无法重合，将开关闭锁在分间状态。在单位时间内将控制开关从闭合状态改为断开状态。故障点最近位置的开关，未通过故障电流，由于故障隔离处于跳闸状态，无须打开控制开关时间控制功能。切换跳闸状态后，如果控制开关接收到邻近控制开关发出的重合失败信号，或者没能收到任何状态信息，控制开关处于分叉状态。收到邻近开关成功重合信息，可以让控制开关处于合闸状态。控制开关在分间状态下，可以通过人工或者遥控方式对闭锁开关恢复。控制上游开关保持闭合状态，可以保证故障区域下游的正常线路可以稳定供电。此种方式的运用在一定程度上满足日常工作需求，减少传统人工操作的时间，保证电力供应稳定性[6]。