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配电网自动化及其实现
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内容提示：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
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。（参考《建筑中文网》）
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。
2.3 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。
原文网址：http://www.pipcn.com/research/200611/5686.htm
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