电网调度自动化、变电站综合自动化、配电自动化构成当前电力系统自动化的主要内容。其中调度自动化是面向输电网的全网控制，实现输电网的SCADA/EMS/PAS；变电站综合自动化是面向输电网的重要节点——变电站的保护控制系统。这两项技术都比较成熟，在国内输电网中大量得以应用，而正在兴起的配电自动化则充分继承了调度自动化、变电站综合自动化的许多技术。在微观环节上，配电自动化既包括类似于调度自动化的SCADA/GIS/PAS，又包括类似变电站综合自动化的配电变电站、开闭所、馈线自动化。目前，在输电网自动化中形成了以网调、省调、重要变电站的分层控制，在变电站综合自动化中形成了保护功能相对独立，功能下放，就地安装的全分布式自动化系统。在配电自动化中，目前的故障处理及控制模式有多种，本文旨在讨论如何实现最优的控制模式。　　由于配电自动化起步较晚，故该技术能够充分借鉴其它自动化技术的优势，能充分吸纳通信技术、测控技术、软件技术的新成果。通信是配电自动化的关键，文献[1]总结了应用于配网的多种通信方式及现场总线技术。随着通信技术、网络技术的发展，配电自动化越来越趋向于分层控制。同时，中压配电设备的制造水平正在快速进步，其中具有代表性的是智能一体化开关技术，该技术采用永磁操作机构，开关本体与配电终端一体化，作为一个整体参与馈线自动化功能。随着真空灭弧技术的进步，断路器与负荷开关在成本上差异不大，这使得断路器在配网中作为分段开关得以应用，从而为配电终端直接控制断路器出口跳闸奠定了基础。　　配电自动化对供电可靠性的高要求同时也导致了对自动化系统自身可靠性的高要求。如何改进配电自动化的系统结构及控制模式来提高自动化系统本身的可靠性是值得充分研究的问题。　　2馈线自动化的实现层次及特点　　2.1主站监控式馈线自动化　　配电主站、配电子站、馈线配电终端是构成国内配电自动化的三大环节。主站监控式馈线自动化是指完全由主站实现的馈线故障紧急控制。配电主站是大型配网自动化建设的核心，作为控制中心，它依赖于通信，实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电主站的功能更综合、更紧密、更强大，成为提供配电网保护与监控、配电网管理与维护的全方位自动化运行管理系统[3]。在主站层实现的馈线自动化功能简单明了，参见图1所示系统，当在开关S1和开关S2之间发生故障F1（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，实现故障识别；再根据装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器B1，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。　　这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸功能，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。　　主站监控方案中故障识别、故障网络拓朴分析、故障定位、故障负荷转移都由配电主站集中处理，形成顺序控制策略，再通过远方通信逐项完成。配电网紧急控制功能及逻辑完全做在主站中，对配电终端仅要求具有RTU功能，对配电网通信的依赖性强，当通信系统发生故障或控制中心故障，则不可避免地导致整个控制系统瘫痪，失去故障隔离、恢复供电功能。如同在微机继电保护发展初期，变电站的众多保护功能仅由一台计算机实现一样，这种完全依赖通信的主站集中式控制模式可靠性较差，应当考虑紧急控制功能的分布实现与下放。　　2.2子站监控式馈线自动化　　配电子站通常位于变电站或配网分控制中心，其功能涵盖通信处理和就地监控，与变电站综合自动化一样，配电子站在子站层能够独立实现对馈线的信息采集与控制。在馈线故障处理中，故障识别、故障隔离功能可以由配电子站完成。这种控制方式实现了主站中紧急控制部分功能的下放，增强了子站的控制功能，减弱了馈线故障处理对主站的依赖，是目前比较流行的控制方式。　　该控制模式需要协调解决故障隔离与故障负荷转移的关系。主站能够基于配电网全局的拓朴信息给出全局最优的故障负荷转移方案，其优化目标函数的约束条件包括开关的操作次数、负荷转移的合理行、重构网络的合理行、网损等因素。一般情况主站在故障发生后进行负荷转移的分析，为调度给出最优恢复策略，由调度确认后实现负荷转移。　　实际上只有在复杂的大型配电网中发生大范围故障时，才会出现较大的负荷需要转移，自动化系统将通过复杂的拓朴分析给出一系列顺序执行的转移负荷方案。然而通常情况下，馈线故障的恢复供电措施都很简单，只需考虑联络开关投入备用电源是否能够完成负荷转移。对于这种单一操作可以考虑通过配电子站来完成。理想的方案是由主站在正常运行状态进行故障预想，在线生成控制策略，并下载到配电子站中，即对于哪些故障可以由配电子站直接进行故障负荷的转移，主站作为该项任务的后备。　　2.3终端监控式馈线自动化　　2.3.1重合器方式　　重合器方式就是一种最简单的终端控制式馈线自动化功能，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性，其突出优点是功能独立，无需外界干涉，封装性好，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响，影响电能质量。　　2.3.2馈线系统保护[3]　　馈线系统保护是利用良好的网络通信和分散安装的配电终端实现的具有特殊原理的全线速动式区域性馈线保护。　　该方案的基本原理如下：参见图2所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图A、B、C、D、E、F。对于变电站M，手拉手的线路为A至D之间的部分。变电站N则对应于E至F之间的部分。M侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元UR1至UR4组成，这些分散安装的终端通过总线式快速网络相连。</DIV　　图2应用馈线系统保护的典型配电系统　　Fig.2Typicalnetworkforfeedersystemprotection　　;当线路故障F1发生在BC区段，开关A、B处将流过故障电流，开关C处无故障电流。但出现低电压。此时系统保护将执行步骤：　　Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；　　Step2：保护计算故障区段信息；　　Step3：相邻保护之间通信；　　Step4：UR2、UR3动作切除故障；　　Step5：UR2重合。如重合成功，遥控UR3重合，转至Step9；　　Step6：UR2重合于故障，再跳开；　　Step7：UR3在△T内未测得电压恢复，通知UR4合闸，或由UR2在第二次调开口遥控UR4合闸；　　Step8：UR4根据故障前C、G两处的负荷情况判别是否合闸，恢复CD段供电；　　Step9：故障隔离，恢复供电结束。　　馈线系统保护在很大程度上延续了高压线路纵联保护的基本原则，在通信方案上借鉴了全分布式母线保护原理。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：　　（a）一次性快速处理故障，不影响非故障区段，进一步提高供电可靠性；　　（b）快速切除故障，由于故障切除时间很短，对于绝大多数电动机类负荷的电能质量没有影响；　　（c）同时处理故障隔离和负荷转移。　　3.实现最优性能的馈线自动化的标准　　3.1一体化的全局解决方案　　配电自动化是覆盖配电运行管理、配电网监控保护的大系统，包括以SCADA/GIS/PAS的一体化，以UNIX、NT跨平台技术为特征的配电主站系统；包括综合SDH数据通信网，光纤、载波、无线等混合通信方式，覆盖面大、节点众多的通信系统；包括计量、监测、控制、保护、补偿等多种功能的分散安装的大量终端设备。这些丰富而庞大的资源协同工作，共同实现配电系统的运行、维护、管理功能。因此，配电自动化采用一体化的全局解决方案是确保资源高效合理利用的有效途径。　　一体化的全局解决方案包括：将配电SCADA/GIS/PAS功能一体化，在此基础上实现功能灵活、丰富的配电管理功能；实现基于SCADA/PAS的配电网稳态运行、调度、控制功能，提高供电性能；实现功能独立、灵活的具有高可靠性的配电网故障处理、恢复供电功能，提高供电可靠性。　　3.2具有高可靠性的紧急控制功能　　馈线故障处理的目的是为了提高供电可靠性。影响故障处理可靠性的因素包括：配电终端的可靠性、馈线通信的可靠性、配电子站的可靠性、配电子站与配电主站通信的可靠性以及配电主站的可靠性。如果由配电终端直接实现紧急控制功能，将获得最高的可靠性。相反，由配电主站实现故障处理则可靠性最差。文献[4]例举了美国的一次配网事故，当配电网故障时，配电控制中心的光缆被拉断，配电主站失去全部控制功能。因此，具有高可靠性的馈线自动化控制模式应是分层分布的，从而减少对通信系统可靠性的依赖，由功能下放的馈线层设备直接处理馈线故障。　　4.最优控制模式及关键技术　　4.1最优控制模式　　在总结近几年来在配电自动化的技术规划、产品开发和现场应用情况的基础上，作者认为馈线自动化的最优控制模式是以单条馈线为控制对象的分层分布控制模式，具体包括将馈线的故障识别、故障隔离完全下放到配电终端实现。配电子站、配电主站在功能上保留集中式馈线自动化控制方式（即通过遥控来隔离故障），但是将该项功能作为配电终端的后备，只有在配电终端处理故障失败的情况下，才由配电子站处理故障；只有在配电终端及配电子站都失败的情况下，才由配电主站来处理。　　转移非故障区域的负荷问题可以由配电主站通过预想事故分析在线生成故障恢复的策略表，作为负荷转移方案，该方案分两种情况处理，如需操作多处开关则由主站统一执行；如只需操作联络负荷即可实现故障负荷的转移，则由主站在线下载到配电子站及终端中。这样配电终端在处理故障时，可以根据预先得到的策略表确定如何自动进行恢复供电。　　另外配电终端也可以在正常运行时，实时交换潮流信息，当故障发生后，联络开关后的FTU开关可以根据自身及故障区域内的配电终端的功率情况确定能否转移负荷[3，4]。　　这种控制模式将配电自动化的紧急控制功能尽可能下放到馈线终端装置上实现，强调保护功能（故障识别、故障隔离）的独立性、完整性；将非故障区域的负荷转移功能在配电主站预想事故的前提下由馈线终端装置完成。配电主站的在线功能更集中在SCADA/GIS/PAS中，当配电主站故障时，不影响馈线自动化功能，当配电主站到配电子站的通信失败时，该控制方案仍不失去馈线自动化功能。这与变电站综合自动化系统的保护功能相对独立，保护功能下放，保护装置按分层分布原则构成自动化系统是一致的。　　4.2关键技术　　4.2.1面向馈线的保护技术　　以一条馈线为对象，该馈线范围内的FTU，包括分段开关FTU、分支线路FTU、出线FTU、联络开关FTU共同组成保护单元集合。在集合内部实现该馈线的SCADA功能、故障识别、故障隔离功能，小电流接地故障的识别与定位功能以及电能质量的监测与补偿功能等。本文进一步的工作将探索如何更加合理地利用这一组配电终端集合实现非故障区域恢复供电功能[2]。　　这种面向馈线技术实现对与馈线相关的紧急控制功能的封装，从而实现了功能的独立性和完整性，在此基础上易于实现功能分层分布的、灵活的配电自动化系统。　　前面提到的馈线系统保护将是解决这项关键技术的有效方案。系统保护的分布性、无主性、全线速动性等优势是传统馈线自动化技术无法比拟的。　　4.2.2快速恢复供电技术　　方案1:改变主站“事故后分析”的紧急控制为“预想式”紧急控制。通过主站实时在线地预想馈线的各种故障，形成相应的策略表，下载到子站，进而下载到馈线，如果这种方案不能转移负荷，再等待主站去操作一组开关实现故障负荷的转移。　　方案2：配电终端在正常运行状态下，彼此实时交换潮流信息，联络开关后的配电终端根据故障隔离处终端的潮流情况和备用电源侧的潮流情况，确认故障隔离后，是否相邻电源有能力实现负荷转移。如何相邻电源允许负荷转移则可以由联络开关的终端自行合闸，实现恢复供电，否则，由主站给出负荷转移的策略。这种由联络开关的配电终端直接实现故障负荷转移将恢复供电功能与故障隔离一起处理，共同封装在馈线的紧急控制中，这对于实现功能完全独立的无主式馈线自动化是非常重要的。　　5．结论　　本文讨论了在三个层次上实现配电网馈线自动化的技术方案及其特点，认为：　　（a）具有柔性控制特征的以单条馈线为对象的分层分布式馈线自动化控制模式是实现馈线自动化的最优模式；　　（b）该最优模式将故障处理功能，即配电自动化的紧急控制功能，尽可能下放到馈线配电终端级快速实现，包括故障隔离和转移非故障区域负荷；　　（c）该最优模式能够提高现有的配电自动化系统在紧急控制下的可靠性，减轻自动化系统对通信可靠性及配电可靠性的要求；　　（d）具有系统保护功能的配电终端将是实现馈线自动化的最优控制不可或缺的。参考文献:1.Duhong,Bianjing“TheCommunicationSchemeofDistributionAutomation”,
TheThirdBeijingInternationalConferenceOnPowerTransmission&DistributionTechnology2001,Beijing,China,Nov.20012.焦邵华，焦振有，刘万顺，“配电网馈线系统保护原理及分析”，电网技术，已录。3.邹永正，2001年全国远动及厂站自动化技术交流会论文集，“美国配电终端的发展现状”，2001年12月，上海。4.www.energyline.com\IntelliTEAM.htm，IntelliTEAMAutomaticRestorationSystem