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北极星电力网技术频道 作者:刘清瑞 许树荆 2007/12/26 21:55:10
闭环运行方式配电网自动化系统的探讨
刘清瑞1，许树荆2
（1.上海申瑞电力自动化科技有限公司，上海 200233；
2.天津华苑电力有限公司，天津 300191） 摘 要：通过闭环运行配电自动化系统的实践，简要介绍了配电网自动化的规划功能目标及改造的主要内容。在对配电网自动化系统的软硬件结构和功能进行全面介绍和分析的基础上，着重对闭环运行需特殊考虑的问题以及具有故障状态差动保护功能的FTU进行了论述。最后针对闭环运行系统中的特殊问题进行了说明，并提出了解决方案。
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30s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110kV变电站1座，目前投入31.5MV·A变压器2台。110kV进线2回内桥接线，分别引自上级500kV变电站。出线为35kV10回、10kV14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110kV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FTU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5Ω［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110kV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500kV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220VDC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SCADA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，GIS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。
10/35kV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[1][2]下一页
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