关键词：配电自动化；闭环；论述；故障状态差动保护 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。两网改造结束后，配电网的布局得到优化，但是要进一步提高配电网可靠性，必须实现高水平的配电网自动化。 近年来一些地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试验，也取得了一定成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式［1］，故障恢复时间都在30 s以 上甚至数分钟。而那些对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经2年多的运行实践证明，系统功能和指标达到了设计要求，大幅度提高了配电网运行的可靠性。1 供电区域配电网概况及规划目标 该区共10km2，区内110 kV变电站1座，目前投入31.5 MV·A变压器2台。110 kV进线2回 内桥接线，分别引自上级500 kV变电站。出线为35 kV 10回、10 kV 14回，改造前为架空线路与 电缆出线混合方式，中性点不接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。 拟分2期全面实现配电网自动化。一期规划目标是：以全闭环运行方式实现区内配电网自动化；提高供电可靠性，达到“WTBXN-1”WT供电安全准则，供电可靠率99.99%；提高供电质量，电压合格率98%；线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电；实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能；同时容纳开环运行方式。 一期主要实现以下功能： SCADA、馈线自动化、GIS、负荷侧管理、与变电站RTU和上级调 度中心的通信。2 配电网改造内容2．1 变电站综合自动化改造 因该110 kV变电站原有保护远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变通信等功能， 故先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护装置。改造后具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度、上级配调、本级配调、客户端RTU/配电网监控远方终端FT U等通信。2．2 部分用户变改造 由于该区配电网自动化规划设计采用电缆出线方式，所涉及的用户变在改造后均以2 回电缆出线，与上下家企业连成环网，出线均安装可遥控的开关。在每户降压变加装DEP-900 型FTU，并以光纤为信道连成环。整个配电网采用手拉手环网方案，在线路故障时，就近断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障带来的弊端。2．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择 改造后全部改为电缆出线，电容电流比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障情况入手，尝试采用了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态、暂态进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻值确定为5 Ω ［2］ 。2．4 保护定值的调整 系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110 kV变各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500 kV变相应出线的保护定值也做了微调 。2．5 其它 将原架空线路全部改为排管电缆。在小区内敷设了多模光纤的环网通道，既为配电网自动化提供高速可靠的数字通道，又为抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。 由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网出现线路故障而导致保护动作、出线开关跳闸、故障线路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信电源和开关操作电源，故配置了专用小型220 V DC高频开关式直流操作电源。3 闭环式配电网自动化系统结构与功能3．1 配电网自动化系统的SCADA功能与系统结构 闭环式配电网自动化系统的SCADA功能与电网调度SC ADA功能类似，具备完善的数据采集、监视、事件记录与报警、控制调节、系统管理及通信等功能。 配电网自动化应用功能如下：配电网运行监视控制；故障判别及诊断；在保护拒动情况下实现故障自动隔离、负荷转移及恢复供电；AM/FM/GIS；远方抄表；无功优化与控制等。 配电控制中心的计算机系统配置先进，采用主流机型、双以太网、双服务器、双前置机、多人机工作站结构，大屏幕显示器和高速打印机。 系统在软件的使用设计上采用面向对象的设计思想，各模块按功能对象划分，自成一体，接口简洁明了。系统具有标准数据库接口，符合商用数据库规范；具有网络支持；遵循开放式系统标准；具有广泛的兼容性和扩展性，便于二次开发以及用户功能扩展和规模扩展，从而保护原有投资；很容易过渡到三层数据处理结构；基于客户/ 服务器（Client/Server）体系结构；支持跨平台运行环境，可以和其它系统互联。3．2 AM/FM/GIS功能 系统的AM/FM/GIS是配电管理系统的重要功能之一，它是将地学空间数据处理、计算机技术与电力系统相结合，为获取、存储、检索、分析、显示电力设备的空间定位资料和属性资料而建立的计算机化的数据库管理系统。其中AM为自动绘图，FM为设备管理，GI S为地理信息系统。 AM/FM/GIS是配电管理系统DMS的基本平台，它以地理概念组织并涵盖了 SCADA、LM、PAS等子系统。利用AM/FM/GIS集成DMS系统，建立统一的DMS数据库，为各子系统提供共享资料，减少冗余度，保证一致性，提供良好的全图形化的人机界面。它以电子化的地理图形为背景，生成、显示并输出电网结构图、发电厂变电站接线图、规划图等专业图形，支持导航、漫游、缩放、分块、分层等显示和查询方式；以地理信息的形式保存和管理电网资料；根据需求进行负荷预计、变电站选址、线路走向及优化、潮流计算、无功补偿、短路计算、可靠性计算等电网改造与规划方面的计算。 系统 AM/FM/GIS的基本功能是对电网接线、配电线路和设备等的各种图纸资 料进行综合管理，对变电站接线图进行管理，将线路和设备图纸资料等同馈线图结合进行综合管理，配电网运行维护管理，配电网停电复役管理和故障处理，配电网的规划和工程设计，以及多种统计功能网络互联功能。其在线应用主要在SCADA和停电管理方面，离线应用主要在设备管理、营业管理和规划设计方面。 系统 AM/FM/GIS与专业地理信息系统相比，更注重AM/FM和其它专业功能，尤其 符合配电的实际应用。开放的系统结构能兼容多种操作系统和商用数据库平台，并且与通用 GIS有着风格一致的界面。其突出的技术特点是具有高效的海量数据管理和实时多维图形显示能力，良好的网络协同作业环境，紧密的实时监控系统融合，高速的分级浏览查询。可以方便地定义基本图形窗口、菜单结构、数据格式以及相应的函数库，完成各地理信息应用所需的公共数据管理和操作，通过点、线、多边形、文本、路网等数据结构描述图形数据，并以块和类的方式管理和组织图形数据。设备管理有参数管理、图形管理、统计查询、模拟操作、挂牌操作等。3．3 其它DMS应用功能 系统的其它DMS应用功能主要有故障线路报警、自动隔离、供电恢复、网络重构、负荷管理、自动抄表、故障呼叫，能够满足各类配电网的应用需求。3．4 馈线自动化 馈线自动化是指变电站出线到用户用电设备之间的馈电线路自动化，其内容可以归纳为2方面：一是正常情况下的用户检测、资料测量和运行优化；二是事故状态下的故障检测、故障隔离、转移和恢复供电控制。本系统基于DEP-900馈线终端设备实现馈线自动化。 馈线自动化是配电网自动化的重要组成部分。要实现闭环馈线自动化，需要合理的配电网结构，具备环网供电条件；各环网开关、负荷开关和街道配电站内开关的操作机构必须具有远方操作功能；环网开关柜必须具备可靠的开关操作电源和供DEP-900、通信设备用的工作电源；具备可靠的通信系统。 馈线自动化的实现原则是：故障后的网络重构采用集中控制与分布控制相结合，优先采用分布式控制，以提高反应速度；实现配电网的闭环运行，在故障情况下，瞬时切断故障段并保持对非故障区的不间断供电；兼容开环运行模式。 DEP-900以变电室中线路为单元进行配置。所实现的功能包括：采集电压、电流等电气参数和设备状态并通过RTU主动上送、执行远方控制命令进行开关开合和参数调整、根据整定条件实现故障状态纵差保护。 10/35 kV线路故障处理原则为分布式控制和集中式控制相结合。分布式控制作为主要手 段，采用故障状态差动保护方式，通过DEP-900之间相互通信甄别故障地点，断开故障点两侧开关，隔离故障，保证健康段线路供电。集中式控制作为后备手段，在保护拒动情况下，由主站系统进行故障判别、隔离。由于本环网为电缆网，故障一般为永久性故障，所以不考虑重合闸方式，但DEP-900本身具备重合闸功能。 系统运行方式以闭环运行为主，兼顾开环运行方式。闭环运行发生故障时，装置将在5 个周波内做出判断，为了确保对侧和邻侧故障状态的准确，也需要一个时限，因此从发生故障到命令发出的时间约为0.15～0.2 s。单相接地故障、相间短路故障、三相短路故障均可 按照上述方案解决。 闭环和开环运行由主站系统根据系统一次侧接线方式和开关状态自行判别。当某开关状态变化时，变位信息上送，主站系统判别该环此时的运行状态。如果运行方式变化，则通知环上所有DEP-900修改其保护动作判据。 上述方案均基于小电阻接地系统。在不接地系统中，当发生单相接地故障时，先通过小电流接地选线装置判别故障线路，再由配电自动化软件通过成组顺序控制操作线路开关甄别故障段，断开相应断路器，并恢复非故障段负荷的供电。其它故障形式的判别与小电阻接地系统相似。3．5 配电网自动化终端装置 FTU负责对控制对象实时位置信号和测量值的接受以及对控制对象进行遥控。对不同的控制对象如配电站、开闭所、杆上型变压器、杆上型刀闸和大容量的高压用户等，需选用适当的FTU。 本系统配套的DEP-900的容量为8路遥测量、16路遥信量、2路遥控量、 4路 RS-232/485接口。其主要功能有：数据采集，馈线监控，故障检测，开关分合控制，故障自动隔离和故障线路供电的自恢复，自动负荷转移、存储和报告负荷值，接受远方操作指令及转发采集资料、信息，具备相适应的通信接口、采样接口和输出接口，适应户内外环境要求。FTU还具备故障电流状态差动保护的功能，它基于故障电流状态差动原理，可作为每个断路器的馈线保护。馈线断路器不设备用和后备保护，当主保护拒动时，变电站出线开关跳开，然后由配电网管理软件进行判别，以遥控方式隔离故障。3．6 配电环网状态差动保护方式 本方案保护方式采用故障状态差动保护方式，将闭环和开环运行状态分别考虑。由于故障电流状态是“0”和“1”的数字信号，容易传送并在FTU中综合处理，可靠性高，价格也远较纵差为低。3.7 通信 该区配电网的管理是一种分层结构，控制中心直接控制和管理用户变电所及110 kV变电 站的低压部分，并受控于上级配网中心，与调度中心有信息交换。因此各层设备之间的通信就显得尤为重要。 配网控制中心与用户变（开闭所、箱变等）RTU/FTU之间的通信是主要通信系统，其可靠性、经济性至关重要，因此选择多模光纤，采用主/从式自愈环形通信网。在正常情况下，只有1个环路在使用。当发生故障时，光端机能自动测量故障点，使用第2个环路完成通信，正常装置或正常光缆仍能保持通信畅通和链路完好。 变电站综合自动化系统与FTU之间、FTU和FTU之间的通信均采用同一光缆中的不同信道。 配网控制中心的配电自动化系统以载波和扩频的方式与上级配电中心和调度中心通信，并备有商用电话。3．8 远方抄表系统 远方抄表系统是负荷管理的一个重要组成部分，也是发展较快和相对成熟的配网技术之一。利用电力线通过载波传输电能表数据，能充分利用电力线的资源，成本低，管理维护简便，工程费用较低。 在每个用户站中都装有带脉冲和智能接口的电能表，其输出接入采集终端。采集终端的输出经 Modem直接接入380 V低压电力线与集中器通信。集中器经RS-485接口与RTU通信， 将各电能表的输出传送到RTU。智能电度表可直接与RTU通信。抄表后台系统列出每个用户的用电情况，如分时电能、日报、月报、电费清单等。4 问题与建议4．1 关于中性点接地方式及接地电阻阻值的确定 当前大部分配电网仍以架空线路为主，因此多采用小电流接地方式。但在部分重点供电区域，逐步改为电缆供电，接地故障电流一般在25～2 000 A甚至更高。当配电网络发展到以电 缆为主时，系统电容电流较大，用消弧线圈补偿有一定困难，配网中性点宜改为小电阻接地的方式。至于接地电阻阻值的选择，要根据实际情况因地制宜，所选阻值必须使接地故障电流大于电容电流。4．2 具有状态差动保护功能的FTU的配置 采用闭环方式运行的配电网系统必须采用断路器，具备光纤通信信道，配置具有状态差动保护功能的FTU，才能实现秒级恢复供电的要求，几个要素缺一不可。4．3 与开环运行方式的结合 由于各种因素的限制，不可能在一个供电区域内全部采用闭环运行方式，甚至有的区域主要采用开环运行。因此，DMS系统必须考虑兼容闭环和开环运行方式。这对DMS系统提出了更高的要求，需在系统设计时在底层考虑，否则所打的补丁很难与系统有机地结合在一起。系统在设计开发阶段即综合考虑了这些因素，故能完全满足这方面的需求。5 结束语 经济的发展对配电网自动化提出了更高的要求，配电网自动化也是电力系统现代化发展的必然趋势。实现闭环运行的配电网自动化是一项创举，也是配电网发展的更高阶段，秒级的故障恢复时间满足了绝大多数用户对供电可靠性的要求。 技术在发展，需求也在提高。参照发达国家和地区的经验，结合我国实情，综合考虑近期和远期、全局和局部、主要和次要的关系，设计开发出先进、通用、标准的配电网自动化系统，对电力市场的发展具有重要意义。参考文献 ［1］刘健,倪建立,邓永辉.配电自动化系统［M］.北京:中国水利水电出版社,1999.［2］周莎,周杰娜，许克明.10 kV城市电网中性点经电阻接地系统方式计算软 件的研究［J］.贵州电力技术，2000，（1）.
