1、1使整个配电网线损降至最小，提供优质的供电质量。2在整个配电网事故情况下，系统能适时分析确定事故原因，排除因瞬间故障造成的不必要的停电事故；对于永久性故障，系统将及时分隔故障段，进行电网重构，保障非事故线路段尽快恢复供电。（四）可靠性原则 实施配网自动化的首要目标是提高配电网的供电可靠性，实现高度可靠的配网自动化系统要遵循原则：（1）具有可靠的电源点；（2）具有可靠的配电网网架（规划、布局、线路）；（3）具有可靠的设备（一次智能化开关、二次户外FTU、TTU等）；（4）具有可靠的通信系统（通信介质、设备）；（5）具有可靠的主站、子站系统（计算机硬件、软件、网络）。二、配网自动化系统的基本构成配
2、网自动化系统是一项系统工程，它大致可分为三个子系统：配网自动化主站系统；配网自动化子站系统；配网自动化终端。（一）配网自动化主站系统 主站系统由三个子系统组成：配电SCADA主站系统；配电故障诊断恢复和配网应用软件子系统DAS；配电AM/FM/GIS应用子系统DMS构成 1配电SCADA主站系统由前置机服务器（RTU服务器）、SCADA服务器、调度员工作站（MMI）、报表工作站、DA服务器、GIS服务器等组成。前置机服务器：它包括若干台前置机服务器。其中一台为主前置机服务器，当服务器出现故障时，从前置机服务器中的一台自动成为主前置机服务器，以保证系统的正常运行，这是由nap来完成的。主前置机服
3、务器通过dater接收子站通过交换机发送来的数据，由vcterm经过规约解释存入当地内存，形成生数据实时共享内存。主前置机服务器通过rawd向若干从前置机服务器发送生数据，各从前置机服务器通过datsrv接收主前置机服务器发送来的生数据形成自己的生数据实时共享内存。SCADA服务器：它包括若干台SCADA服务器。其中一台为主SCADA服务器，当服务器出现故障时，从SCADA服务器中的一台自动成为主SCADA服务器，以保证系统的正常运行，这是由nsp来完成的。主SCADA服务器通过datsrv接收主前置机服务器发送来的生数据，经过处理形成熟数据。将形成的熟数据存入内存，形成实时库。同时将形成的熟
4、数据存入硬盘，形成历史库，历史库全系统唯一只有一个。需要历史数据时，从历史库取数据。取数据的方式有：polling方式；stream方式；sql方式。整个主站系统为一个局域网，通过交换机或HUB连接在一起。2为保证配网自动化系统投运后，能够完全满足本系统的技术要求，必须对本系统起至关重要作用的配电故障诊断和恢复功能（即DA功能）进行联调测试。在进行DA联调测试前，必须保证以下条件完整无误：（1）主站置库完毕并经反复检查无误；（2）主站、子站和FTU之间的通讯正常；（3）对要进行DA测试的FTU进行遥测、遥控、遥信调试，并保证其功能正常；（4）恢复无故障区段的供电时，必然涉及到变电站出口断路器，
5、因此要对变电站的出口断路器进行遥控测试。另外，在DA测试中采用继电保护测试仪模拟故障引起开关跳闸的方式启动配电自动化系统的DA功能，完成一次设备的实际动作。实现故障的自动隔离、非故障区段的恢复可以采取多种方法，取决于自动化装置的技术特点和整体方案。一般有就地控制和主站远方控制两种方式。就地控制以馈线终端单元（FTU）之间的配合为主，不需要通信通道，通过对线路过流或过压的检测，以及对开关分合闸的逻辑控制实现故障区段的隔离和非故障区段的供电恢复；主站远方控制方式需要有可靠的通信通道，通过主站软件对FTU上传信息的分析判断，制定合理的隔离策略和网络重构策略，远方控制配电开关实现故障区段的隔离和非故障
6、区段的供电恢复。3配电管理系统DMS。（1）从输电系统自动化的发展来看，中国目前已普及了以SCADA功能为主的地调自动化系统，但作为更高层次的能量管理系统（EMS）却尚未全面达到，尽管如此，输电系统SCADA已经发挥了巨大的作用。由于配电系统较输电网更复杂、更分散，实现综合管理系统水平的配电管理系统（DMS）的难度也就更大。因此，应当学习输电系统自动化发展经经验，在使用中不断提高系统自动化水平。（2）DF9100配电主站系统中的AM/FM/GIS是配电管理系统的重要功能之一。它是将地理学空间数据处理、计算机技术与电力系统相结合，为获取、存储、检索、分析和显示电力设备的空间定位资料和属性资料而建
7、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是地理信息系统，AM/FM/GIS是配电管理系统DMS的基本平台。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，从而减少资料的冗余度，保证资料的一致性，提供良好的全图形化的人机界面。地理信息系统GIS的引入为电力系统应用提供了全新的表达形式，更具有现实性，更直观易用，并对现有应用进一步扩展，使其具备空间管理、运用能力，实现更高一级的管理。（3）配电地理信息系统GIS与配电SCADA系统互联，使实时数据在地理信息图上显示并为GIS的空间分析子过程提供数据，该局配网GIS与SCADA实时
8、数据同步。配网GIS系统本身就支持SCADA实时数据的显示，但由于GIS系统运行在该局办公自动化10网段上，而SCAD系统运行在191网段上，目前为了实现GIS系统的实时显示，利用WEBSRV（双网卡设置191和10段IP）机器作为CADA实时数据转发服务器，10段的GISSRV（10网段的SCADA服务器）作为SCADA实时数据接受服务器，利用转发程序实现两个不同网段的实时数据同步。（二）配网自动化子站系统 因为配网监控设备点多面广，配电SCADA系统的系统测控对象既包含较大容量的开闭所、环网柜，又包含数量较多、分布较广的柱上开关，不可能把所有的站端监控设备直接连接到配电主站，因此必须增设中
9、间一级，称为配电子站（SUB-STATION），由其管理其附近的柱上开关、开闭所、配电站端监控设备，完成“数据采集器”、馈线监控、当地监控及馈线重合闸的功能；并将实时数据转送配电主站通信处理器，这样既能节约主干通道又使得配电自动化主站SCADA网络可以继承输电网自动化的成熟成果。（三）配网自动化终端 城市配网自动化终端负责对城域所辖的柱上开关、开闭所、环网柜、配电变压器等进行监控，既要实现FTU、TTU等的三遥功能，又要实现对故障的识别和控制功能，从而配合配网自动化主站及子站实现城区配网运行中的工况检测、网络重构、优化运行以及网故障时的故障隔离和非故障区域的恢复供电。为本系统配套的WPZD-1
10、10型FTU，其容量为9路遥测量，8路遥信量，4路遥控量，具有与上级站通讯的RS-232接口，也有与下级站通讯的RS-485接口。其主要功能有：数据采集和处理，远方控制与当地控制，故障识别、故障隔离和负荷转移，接受远方指令及转发采集的数据信息，具备相适应的通信功能等。该市城局配电网采用环网结构，电源取自馈线的不同母线，按闭环方式运行。配电网络的构成有电缆和架空线路两种方式。其中架空线路双电源手拉手供电是以往最基本的形式。线路主干线分段的数量取决于对供电可靠性要求的选择。理论上讲，分段越多，故障停电的范围越小，但同时实现自动化的方案也越复杂。那么要实现系统对各段的故障能够自动准确识别并切除，且最
11、大限度缩短非故障区域的停电时间的愿望，也就更有难度。三、通信配网自动化的通信包括主站对子站、主站对现场终端、子站对现场终端、子站之间、现场终端之间的通信等广义的范围。通信是实施配网自动化的一个重点和难点，区域不同、条件不同，通信方案也多种多样，主要有光纤、有线电缆、电力载波、微波、扩频等，但就目前配网自动化技术不够成熟的情况下，采用混合通信方案是比较符合实际的原则。四、配网自动化实施中应注意的问题配网自动化的实施涉及的部门多，投资大，是一项系统工程，因此配网自动化的规划是必不可少的，必须结合当地配电网的发展规划，制定详细的配网自动化的实施计划，整体考虑，分期分批实施，同时要和供电企业内部信息化
12、建设相协调。另外，从供电局的实际需要和发展需求出发，目前的配网自动化系统应该实现配（网）调（度）合一的设计，技术上统一平台，管理上易于维护，经济上节约资金，同时也奠定了将来电力企业信息化的基础。在实施过程中，注重已有的调度自动化的升级改造与建设配网自动化统一考虑，新上调度自动化与建设配网自动化统一考虑。配电线路设备的户外运行环境，对开关设备、配电终端设备等提出了更高的要求，必须考虑雷击过电压、低温和高温工作、雨淋和潮湿、腐蚀、风沙、振动、电磁干扰等因素的影响，在开关的外绝缘材料、电子设备的设计、元器件的筛选等方面应综合考虑其性价比。此外，配电自动化系统中的站端设备进行远方控制的频繁程度比输电网
13、自动化系统要高得多，因此要求配电自动化系统中的站端设备具有更高的可靠性。配电终端设备中的电源用于控制开关动作，正常情况下从线路中取得，线路失电后的后备电源应具有较高的可靠性。在实施配网自动化后，降低了运行人员的劳动强度，提高了劳动效率，使运行人员对网络的运行状况掌握得更全面更快捷，为供电企业创造更好的经济效益和社会效益。配网自动化的实施，改变了配电网传统的运行管理方式，但对运行人员提出了较高的要求。五、结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。技术在发展，需求也在提高，最终目的都是为了扩大供电能力，提高供电可靠性，优化电力服务。从目前的应用情况
14、，有些内容只限于开发、研制和试用阶段，因此，应本着从实际出发，统筹安排，循序渐进的原则，综合考虑近期与远期、全局与局部、主要与次要的关系，进一步设计开发出先进、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。作者简介：李兴明（1978），男，广东电网湛江吴川供电局助理工程师，研究方向：电力配网管理。配电网自动化及其实现1 引言80年代以来，我国的电力工业得到了快速发展，90年代中后期，电力工业的发展重点由增加装机容量转变为加强电网建设。电力工业发展的这种特殊性，使得我国适合采用更先进的技术，从高起点进行电网改造。目前在我国220kV及以上系统中运行的微机保护超过一万台，有1000多
15、个基于分布式网络的综合自动化变电站投入运行。这些技术以其良好的可靠性、灵活性和可扩展性为电力系统广大用户所接受。在信息时代来临的今天，我国正在进行大规模的配电网改造建设，一批城乡电网改造工程正在兴建，可以预见，基于信息技术的配电网自动化将会得到广泛推广并发挥巨大作用。2 基于信息技术的配电网自动化的基本功能配电网长期以来只能采用手工操作进行控制，自90年代开始逐步发展实现了一批功能独立的孤岛自动化，今后的发展趋势必然走向基于先进通信技术的网络自动化。配电网自动化主要包括馈线自动化、自动制图/设备管理/地理信息系统及配电网分析软件，它是配电自动化的基础部分。与传统的孤岛自动化相比，基于信息技术的
16、配电网自动化的关键在于以下三点：大量的智能终端、通信技术和丰富的后台软件。针对我国配电网的具体情况，配电网自动化应当分期分批逐步发展完善，最终实现对配电系统资源的综合利用。2.1 馈线自动化图1所示为典型的配电网手拉手环网结构，联络开关S3处于常开状态，负荷由变电站A和变电站B分别供电。当在开关S1和开关S2之间发生故障（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，传统的故障隔离和恢复供电的方法是通过重合器和分段器的配合，经重合器多次重合实现的，该方法不依赖于通信1.但是，由于重合器的多次重合对配电系统造成的扰动在某些情况下是不能接受的，为了实现具有更好性能的馈线自动化人们在开
17、关上装设了智能终端，即配电终端单元（FTU），并通过通信系统实现集中式馈线自动化。这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障（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，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，快速跳开S1和S2实现故障隔离并合上线路出口的断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。这种依赖通信系统和FTU实现的馈线自动化是配电网自动化的基础，对于配电系统的运行与监控是十分重要和必要的。2.2 小电流接地系统的单相接地保护我国绝大多数配电网采
18、用小电流接地方式。小电流接地系统在发生单相接地故障后，规程允许带故障运行两个小时，由于非故障相的电压升为线电压，长时间运行有可能导致绝缘破坏，因而需要快速实现故障定位。传统的接地选线的方法是利用零序电流的基波或5次谐波的大小及方向。实践中该原理的效果并不理想，大多数供电部门仍在采用“拉线法”进行故障选线，这对于提高供电可靠性是十分不利的。在图1所示系统中，分布安装在配网各点的FTU及集中通信将为这一传统问题的解决注入活力，位于接地点两侧的相邻的两个 FTU对某些小电流接地的故障特征的测量将有明显区别，初步的研究表明，建立在FTU与通信基础之上的馈线自动化技术有可能很好地解决小电流接地问题。2.
19、3 配电网优化运行统计资料表明，与超高压电网、高压电网相比，配电网的网损是最高的，三者之间的比例关系如表1所示2.有了分布式的FTU及通信系统后，该问题可以从以下两方面得到更好的解决。2.3.1 优化配网负荷如图1所示，配电网自动化系统通过对智能终端和手拉手环网中的负荷开关的控制，可以方便地改变环网的开环点已达到调整潮流的目的。自动化的后台软件将给出优化潮流的方案，最终实现减小网损。2.3.2 无功/电压控制在后台系统的支持下，通过对电容器和有载调压配电变压器等分布式无功电源的控制，可以实现全网的无功/电压控制，这不但可以降低网损，而且可以实现对电能质量的补偿。2.4 先进的配电管理系统配电管
20、理系统是配电网自动化的核心部分，主要包括配电图资系统及配电网分析软件。2.4.1 配电图资系统（AM/FM/GIS）配电图资系统由自动绘图AM（Automatic Mapping）、设备管理FM（Facilities Management）和地理信息系统 GIS（Geographic Information System）组成。其中，图资系统（AM/FM）是配电自动化的基础，该系统建立在地理信息系统（GIS）的基础上，与动态SCADA相结合，将大大提高配电网的运行管理水平。2.4.2 配电网分析软件（DPAS）配电系统的高级应用软件为配电网的运行提供了有力的分析工具，主要包括：潮流计算、负荷预
21、测、状态估计、拓扑分析、电流/阻抗计算及无功电压优化等。3 基于网络化的配电载波配电网自动化的关键在于通信，选择通信方式应当适合我国配电网的具体情况。目前主要的通信方式包括光纤、载波、有线及无线方式，配电网自动化的最终通信方式将是多种通信方式的混合应用，尤其以光纤、载波为主。其中光纤通信得到广泛认可，而网络化配电载波以其良好的鲁棒性、安全性、易于实现、投资较低等突出优点，在多种通信方式中倍受瞩目。3.1 电力线载波技术的发展最初的电力线载波是为了传输高频保护信号和话音信号设计的。它是基于线路两端阻波器的点对点的通信。配电网节点众多，这种点对点的通信方式不能满足配电自动化的要求，因此配电载波将不
22、再使用阻波器。第二代的载波技术基于扩频原理，能够在很低的信噪比情况下工作，具有很强的通信能力。最新一代的载波技术基于数字信号处理芯片（DSP），由于DSP具有强大的实时解码功能，这种载波技术具有非常理想的通信能力。如今，基于DSP解码的载波技术已经可以利用10kV配电线路作为计算机总线构成总线式网络，称为网络化配电载波（NDLC）。采用NDLC技术，在10kV配网中的任一位置注入信号，都可以在同一10kV网络中任意位置的节点正确接收。目前已有集成了这种载波技术的芯片问世。其发信功率不大于1w，典型的接收能力为-80dB.理论研究与试验表明该技术是一项完全可行的、很有发展前途的新技术。3.2 各
23、类衰耗的估算在大量仿真研究和现场试验的基础上，文献3给出了配电载波的通道建模和对各类衰耗的估算，如表2所示：对于以电缆线路为主的配电网，采用光纤通信实现配电自动化更为有利，对于以架空线路为主的配电网，网络化配电载波具有突出优点。实际上，架空线很有可能与很短的电缆线路混合连接，如图3所示。配电系统的节点间的最主要的通道衰耗来自变电站母线，包括变压器的杂散电容、母线的对地电容、变电站的其他馈线等的影响。这里需要强调的是故障发生后，断路器A断开，在切除故障的同时使故障线路与变电站断开，此时的通信衰耗将不受变电站的影响。网络化配电载波的通信节点在变电站的出线处由双绞线与通信主站相连，因此馈线的出口保护
24、动作不影响故障线路的FTU与变电站通信主站的通信。3.3 网络化配电载波在线路故障时的情况当采用网络化配电载波实现故障定位、故障隔离时必须考虑载波信号在故障线路上的传输情况。这是NDLC技术实用化的主要问题之一。对该问题的分析如下：（1）在线路故障后，故障线路出口的保护动作，断路器将线路与变电站断开，载波信号不受变电站的影响。由于线路停电，线路上几乎没有了噪声，这些都将有利于载波通信。（2）由于10kV配电网的载波耦合设备与超高压系统相比成本很低，价格便宜，完全可以采用相相耦合方式，相相耦合方式比相地耦合方式具有更高的可靠性，在单相接地时可以退化为相地耦合方式继续工作，仅是在三相故障时需做特殊
25、考虑。（3）即使发生三相短路故障，如果故障使得载波通道中断，在故障点后面的FTU不能与变电站主站通信，该节点将通过联络开关处的桥节点与对侧系统联系，桥节点的存在使得载波通信具有手拉手的双路由。（4）实际上，断路器跳开后，绝大多数情况故障点的故障电弧熄灭，绝缘恢复，这对于不足1w的载波信号的衰耗很小。3.4 网络化配电载波的节点管理配电网络可以被视为天然的总线网，该总线上的每两个节点都可以通信。但是，考虑到配电系统的节点众多，节点的管理十分重要，下面讨论通过节点管理提高网络化配电载波的可靠性和可扩展性。（1）面向对象的寻址配电系统的每个节点都可以通过以下三个元素确定地址：域、子网和节点号。域对应
26、于变电站，域内的子网对应于该变电站内的一条馈线，子网的节点则对应于该馈线上的各FTU.在图1所示的手拉手环网中，当S3处于常开状态时，节点B1、S1和S2属于与变电站A相对应的域，而节点B2、S4和S5属于与变电站B相对应的域。作为数字通信桥的联络节点如图2所示，正常情况下，联络节点一侧的节点“听不到”另一侧节点的声音，属于不同变电站的域之间互不影响。仅当一个子网的某节点被其所在的变电站主站丢失或其他原因，诸如线路断开、线路严重故障等，节点将通过桥节点向对侧申请漫游。定义每一条馈线的第一个节点为第一子站，该节点是这一子网的管理节点，它在作为该子网所有节点与变电站主站的路由的同时，还记忆了这些节
27、点的基本信息，如节点地址、节点类型，这将大大有利于NDLC系统的可扩展性。（2）自动设置中继当一个子网中的某节点远离变电站时，变电站主站可能不能与该节点成功通信，这时主站可以通过下载定值，定义最近的节点为中继节点，该节点将完成对通信不畅的节点的中继转发，这将大大提高了通信系统的可靠性。（3）节点漫游网络化配电载波系统在运行中不断进行自检，一旦子网的第一子站发现该子网的某节点丢失，将向主站汇报，主站通过自动设置中继试图找回丢失了的节点，如仍未成功，被丢失的节点将主动向桥节点申请漫游，这一措施对于提高通信系统的可靠性十分有利。3.5 网络化数字载波的现场试验下面介绍在河北唐山某10kV电网进行的一
28、次现场试验。NDLC系统的通信功率为0.5w.配电网络如图3所示。变电站有5条出线，即5个子网，图中仅详细给出试验线路的接线。FTU分别装在节点A、B、C、D和E处。A为第一子站，AB间距离为4km，中间包含两段各为300m长的电缆，BC间距离为2km，中间包括一段200m长的电缆，CD、AE间的距离分别为3km和2.5km.利用表2中的结果估算的通道衰耗如表3所示：表 3衰耗 （dB）AB 43 AC 60 AD 72 AE 30噪声 2030试验中的通信报文的长度为20字节。分别在两种情况下进行测试，一是在断路器A闭合的情况下，存在变电站的母线衰耗和10kV系统的噪声的干扰，测试结果见表4
29、；二是在断路器A断开时，测试结果见表5.表4中只有AD间的通信是不理想的，AD间的距离为9km，这已接近10kV配电网的最大长度，并且中间包含三段电缆。当定义节点B为节点D中继后，通信效果理想。而当断路器A断开后，如表5所示，在没有中继的情况下AD的通信也是理想的。4 结论信息技术的快速发展，为我国的大规模配电网改造使用更先进的自动化技术提供了强有力的支持。采用基于信息技术的配电网自动化系统将在很大程度上改善配电网的运行状态，更好地实现资源的综合利用。城市配电网建设应当在做好规划的基础上结合实际试点逐步实现。当前实施配电网自动化的关键是在实践的基础上开发出经济的、可靠的、实用的配电网通信系统。光纤和配电载波将成为主要的通信方式，理论分析和试验证明网络化配电载波是可行的、可靠的、经济的。本篇文章来源于 “中国建筑文摘” 转载请以链接形式注明出处 网址：城市电网10kV配电系统继电保护的分析探讨摘要：文章介绍了城市电网10kV配电系统在电力系统中的重要位置
