石文波

(國網(wǎng)鹽池縣供電公司，寧夏 鹽池751500)

0 引言

由于歷史原因，我國配電系統(tǒng)的管理水平不高，供電損耗大、自動化程度低、故障處理恢復(fù)慢，已經(jīng)嚴重制約了供電企業(yè)的降耗、增效，尤其不適應(yīng)電力體制市場化改革的要求。完善的配電管理系統(tǒng)將有助于解決此問題。但是，建立配電管理系統(tǒng)是一個復(fù)雜龐大的工程，我國用電負荷的快速增長導(dǎo)致配電網(wǎng)建設(shè)在全局性規(guī)劃上存在缺陷；區(qū)域電網(wǎng)中不同自動化程度的設(shè)備同時運行，給設(shè)備改造和控制系統(tǒng)升級帶來難題。

1 饋線自動化系統(tǒng)的層次劃分

饋線自動化系統(tǒng)分為一次設(shè)備、控制設(shè)備、配電網(wǎng)二級主站（饋線自動化控制主站）及配電管理系統(tǒng)主站等四個層次，各層次間通過網(wǎng)絡(luò)通信連接。

1.1 一次設(shè)備包括

1.1.1 開關(guān)。實現(xiàn)饋線自動化首先要求配電網(wǎng)采用環(huán)網(wǎng)分段開關(guān)的供電結(jié)構(gòu)，故障區(qū)段的定位、隔離及自動恢復(fù)供電是一個重要功能，實現(xiàn)這一功能有兩種方式： 按順序重合及SCADA 監(jiān)視系統(tǒng)配合遙控負荷開關(guān)、分段器。后一種方式利用SCADA 監(jiān)視系統(tǒng)數(shù)據(jù)，可智能地給故障區(qū)段定位，通過網(wǎng)絡(luò)遙控負荷開關(guān)、分段器，實現(xiàn)故障區(qū)段的隔離和非故障區(qū)段的自動恢復(fù)供電，可以避免按順序重合方式下多次重合到永久性故障引起短路電流對系統(tǒng)的沖擊和開關(guān)反復(fù)動作及負荷冷啟動從配電網(wǎng)上攝取大量功率，是一種較合理的方式。

1.1.2 電壓、電流互感（傳感）器。一般使用體積小、造價低的傳感器。

1.2 控制設(shè)備包括

1.2.1 遠方控制終端。分為柱上遠方控制終端（架空線）和環(huán)網(wǎng)柜（地下電纜）控制終端。按照面向?qū)ο蟮脑瓌t，每個遠方控制終端對應(yīng)一個一次設(shè)備或設(shè)備組合，負責(zé)其保護、測量、重合閘、遙控分合閘、事件記錄、開關(guān)的在線監(jiān)測等功能。

1.2.2 操作箱。配合遠方控制終端進行保護跳合閘、就地手動跳合閘、遙控跳合閘操作，指示開關(guān)狀態(tài)和開關(guān)操作回路是否完好，實現(xiàn)電氣防跳。

1.2.3 開關(guān)操作控制電路和不間斷供電電源。

2 饋線自動化的設(shè)計要求

2.1 饋線自動化相對獨立模式

饋線自動化是配電自動化中很重要的一部分，也是電力系統(tǒng)和用戶都很關(guān)心的部分，實現(xiàn)故障的定位、隔離和恢復(fù)對于提高供電質(zhì)量有著重要的作用，而要保證供電可靠性的指標，沒有饋線自動化是不可能實現(xiàn)的。所以在系統(tǒng)設(shè)計時，可以優(yōu)先考慮饋線自動化的實現(xiàn)，在設(shè)計時要注意饋線自動化的相對獨立運行模式，可以在有限投資的情況下，大大改善供電質(zhì)量。

2.2 兼容多種通訊方式和規(guī)約

由于目前的饋線遠方控制終端形式多樣，通訊系統(tǒng)非常復(fù)雜，通訊方式和規(guī)約多樣。在我國現(xiàn)有的條件下，開關(guān)和終端設(shè)備的不標準和多樣化將長期存在，所以饋線自動化的設(shè)計必須兼容多種通訊方式和規(guī)約，才能適應(yīng)實際的需求。

2.3 通過遠方控制終端實現(xiàn)數(shù)據(jù)中繼

遠方控制終端技術(shù)發(fā)展迅速，功能不斷增強和完善，在實現(xiàn)配電網(wǎng)SCADA 時，可以利用遠方控制終端實現(xiàn)數(shù)據(jù)中繼，減少通訊系統(tǒng)的投資。

3 饋線自動化的功能要求

（1）數(shù)據(jù)采集與監(jiān)控：檢測運行狀態(tài)，將實時運行數(shù)據(jù)送往控制中心。

（2）故障區(qū)段的定位、隔離和非故障區(qū)段的自動恢復(fù)供電。

（3）分析應(yīng)用軟件：包括潮流計算、電壓/無功自動調(diào)節(jié)、網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)、負荷調(diào)整、操作順序自動生成的防誤系統(tǒng)、事故分析軟件、狀態(tài)檢修分析軟件。

（4）自動繪圖/設(shè)備管理或地理信息系統(tǒng)：包括配電網(wǎng)接線圖，設(shè)備實時位置、狀態(tài)、運行參數(shù)顯示，操作記錄、事故記錄，開關(guān)變位、故障區(qū)段隔離及網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)顯示等。

饋線自動化和二級主站結(jié)合應(yīng)用的一個重要內(nèi)容是 “故障定位、隔離和自動恢復(fù)供電（FDIR）”。它主要是依靠新型遠方控制終端具有數(shù)據(jù)采集、控制和通信功能，實現(xiàn)對故障的一次性定位和隔離，既可免去開關(guān)試投所增加的“冷負荷”，又可縮短恢復(fù)供電的時間。利用遠方控制終端的智能和通信能力，還可進一步開發(fā)網(wǎng)絡(luò)重組和負荷的自動轉(zhuǎn)移功能。遠方控制終端沿線路安裝，運行環(huán)境比較惡劣，需要有較好的環(huán)境適應(yīng)性和很高的電磁兼容能力。

4 二級主站系統(tǒng)系統(tǒng)規(guī)劃

4.1 二級主站的必要性

4.1.1 采用二級主站（FA 控制主站），可以實現(xiàn)繼電保護類似的故障識別和恢復(fù)供電系統(tǒng)，獨立性強，宜閉環(huán)工作。

4.1.2 通過二級主站的就近控制，免除信息的逐層傳送，實時響應(yīng)快，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)靈活，可擴展性好，可以簡化饋線自動化系統(tǒng)與其它系統(tǒng)的配合。

4.1.3 如果采用安裝在變電站/開閉所的二級主站取代RTU 和遠方控制終端通訊，原RTU 不動，較為符合國情。

4.1.4 作為后臺主站的配調(diào)DA 服務(wù)器，不僅起到后備保護作用，還可和地理信息系統(tǒng)、 按負荷平衡原則選擇開環(huán)點以降低網(wǎng)損相結(jié)合，既保證了安全、又擴大了應(yīng)用范圍。

4.2 二級主站的功能

4.2.1 提供人機接口。

4.2.2 FDIR 功能：自動處理來自線路的遠方控制終端數(shù)據(jù)，對故障點定位，遙控線路開關(guān)，實現(xiàn)故障的隔離恢復(fù)提供人接口。

4.2.3 數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)發(fā)功能：作為配電自動化的節(jié)點，與上一級SCADA/DMS主站通訊，上傳與接收SCADA 監(jiān)控及配電系統(tǒng)管理信息。

4.3 二級主站的兩種建設(shè)思路

4.3.1 一個變電站設(shè)置一個FA 控制主站： 這種方式FA 主站接受與管理來自遠方控制終端及變電站RTU 或智能監(jiān)控裝置的信息，完成FA 主站及變電站監(jiān)控功能。如不想影響變電站已有的二次系統(tǒng)或二次系統(tǒng)軟硬件資源有限不宜再擴展自動化功能時，可考慮單獨設(shè)置一個基于PC 機的FA 控制主站，該主站與變電站自動化系統(tǒng)的主站或主RTU 通訊，接受來自變電站內(nèi)饋線監(jiān)控保護裝置的信息。這種以變電站為單元設(shè)置控制主站的做法，系統(tǒng)層次分明，有利于與變電站自動化綜合考慮，共享軟硬件資源，但從通訊通道的靈活性及成本等因素來考慮，不一定十分適合，特別是當本變電站的出線與其它變電站的出線構(gòu)成環(huán)網(wǎng)時，該主站需要與其它變電站的主站或出線上的RTU 交換信息，在此種情況下這種設(shè)置方式的缺點就明顯了。

4.3.2 設(shè)置區(qū)域控制主站：為防止上一方案中FA 主站出現(xiàn)問題影響變電站的系統(tǒng)監(jiān)控功能，可采取設(shè)置區(qū)域控制主站（集控站）的措施：在一定的地理范圍或小區(qū)內(nèi)，設(shè)置一個控制主站，對變電站及其出線上的設(shè)備進行監(jiān)控。它一般被放在小區(qū)的一個變電站內(nèi)，亦可放在變電站外，由該主站完成饋線自動化的功能。這一做法的優(yōu)點是有利于配電自動化系統(tǒng)的通道設(shè)置，每一個變電站及線路開關(guān)的RTU 與控制主站就近相連，避免了與SCADA/DMS 主站之間的長距離直接相連，可顯著地減小對通訊通道建設(shè)的投資。

5 結(jié)束語

總之，實行配電自動化的首要目標是增強可靠性，提高效率，降低成本，對這些目標實現(xiàn)情況的評價要從全局效益出發(fā)，既要建立一個健全的配電管理系統(tǒng)，又要考慮配電系統(tǒng)運行部門的實際設(shè)備狀況，還要顧及用戶的經(jīng)濟承受能力。

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