饋線自動化和配電網二級主站系統的規劃及實施問題研究

石文波

(國網鹽池縣供電公司，寧夏 鹽池751500)

0 引言

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

1 饋線自動化系統的層次劃分

饋線自動化系統分為一次設備、控制設備、配電網二級主站（饋線自動化控制主站）及配電管理系統主站等四個層次，各層次間通過網絡通信連接。

1.1 一次設備包括

1.1.1 開關。實現饋線自動化首先要求配電網采用環網分段開關的供電結構，故障區段的定位、隔離及自動恢復供電是一個重要功能，實現這一功能有兩種方式： 按順序重合及SCADA 監視系統配合遙控負荷開關、分段器。后一種方式利用SCADA 監視系統數據，可智能地給故障區段定位，通過網絡遙控負荷開關、分段器，實現故障區段的隔離和非故障區段的自動恢復供電，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的沖擊和開關反復動作及負荷冷啟動從配電網上攝取大量功率，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）和環網柜（地下電纜）控制終端。按照面向對象的原則，每個遠方控制終端對應一個一次設備或設備組合，負責其保護、測量、重合閘、遙控分合閘、事件記錄、開關的在線監測等功能。

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，指示開關狀態和開關操作回路是否完好，實現電氣防跳。

1.2.3 開關操作控制電路和不間斷供電電源。

2 饋線自動化的設計要求

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，也是電力系統和用戶都很關心的部分，實現故障的定位、隔離和恢復對于提高供電質量有著重要的作用，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的。所以在系統設計時，可以優先考慮饋線自動化的實現，在設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，大大改善供電質量。

2.2 兼容多種通訊方式和規約

由于目前的饋線遠方控制終端形式多樣，通訊系統非常復雜，通訊方式和規約多樣。在我國現有的條件下，開關和終端設備的不標準和多樣化將長期存在，所以饋線自動化的設計必須兼容多種通訊方式和規約，才能適應實際的需求。

2.3 通過遠方控制終端實現數據中繼

遠方控制終端技術發展迅速，功能不斷增強和完善，在實現配電網SCADA 時，可以利用遠方控制終端實現數據中繼，減少通訊系統的投資。

3 饋線自動化的功能要求

（1）數據采集與監控：檢測運行狀態，將實時運行數據送往控制中心。

（2）故障區段的定位、隔離和非故障區段的自動恢復供電。

（3）分析應用軟件：包括潮流計算、電壓/無功自動調節、網絡重構、負荷調整、操作順序自動生成的防誤系統、事故分析軟件、狀態檢修分析軟件。

（4）自動繪圖/設備管理或地理信息系統：包括配電網接線圖，設備實時位置、狀態、運行參數顯示，操作記錄、事故記錄，開關變位、故障區段隔離及網絡重構顯示等。

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

4 二級主站系統系統規劃

4.1 二級主站的必要性

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

4.1.2 通過二級主站的就近控制，免除信息的逐層傳送，實時響應快，系統結構靈活，可擴展性好，可以簡化饋線自動化系統與其它系統的配合。

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DA 服務器，不僅起到后備保護作用，還可和地理信息系統、 按負荷平衡原則選擇開環點以降低網損相結合，既保證了安全、又擴大了應用范圍。

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據，對故障點定位，遙控線路開關，實現故障的隔離恢復提供人接口。

4.2.3 數據轉發功能：作為配電自動化的節點，與上一級SCADA/DMS主站通訊，上傳與接收SCADA 監控及配電系統管理信息。

4.3 二級主站的兩種建設思路

4.3.1 一個變電站設置一個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 或智能監控裝置的信息，完成FA 主站及變電站監控功能。如不想影響變電站已有的二次系統或二次系統軟硬件資源有限不宜再擴展自動化功能時，可考慮單獨設置一個基于PC 機的FA 控制主站，該主站與變電站自動化系統的主站或主RTU 通訊，接受來自變電站內饋線監控保護裝置的信息。這種以變電站為單元設置控制主站的做法，系統層次分明，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成環網時，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置方式的缺點就明顯了。

4.3.2 設置區域控制主站：為防止上一方案中FA 主站出現問題影響變電站的系統監控功能，可采取設置區域控制主站（集控站）的措施：在一定的地理范圍或小區內，設置一個控制主站，對變電站及其出線上的設備進行監控。它一般被放在小區的一個變電站內，亦可放在變電站外，由該主站完成饋線自動化的功能。這一做法的優點是有利于配電自動化系統的通道設置，每一個變電站及線路開關的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的投資。

5 結束語

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，對這些目標實現情況的評價要從全局效益出發，既要建立一個健全的配電管理系統，又要考慮配電系統運行部門的實際設備狀況，還要顧及用戶的經濟承受能力。

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