1　前言 　　多年來，由于我國電力供需矛盾突出，電力投資的重點一直傾向于輸變電系統。當電力供需矛盾稍有緩解時，一直被忽視的配電系統的薄弱性就顯現出來了，成為供電系統與不斷增長的用戶需求之間的“瓶頸”。隨著電力部門對供電可靠性、供電經濟性要求的不斷提高，加之國家為促進經濟發展、加大基礎建設投資產業政策的出臺，配電自動化已被提到議事日程［1］。配電自動化的實現，將使供電更可靠、為用戶服務更全面、人員投入更節省、整個系統操作更有效。 　　饋線自動化是電力系統配電自動化的一個重要環節。長期以來，由于我國10　kV線路以架空線路為主，因此在城網改造的工作中，實現10　kV架空線路的饋線自動化是首要任務。面對量大面廣的10　kV配電線路，如何既經濟又高效地實現自動化的基本功能，是當前的主要任務。計算機、電力電子技術的日臻完善，使饋電自動化這一集計算機、自動控制、電子技術、通信技術和新型配電設備等技術為一體的自動化技術更容易實現，應用效益更為突出。 　　本文介紹一種電壓型饋線自動化系統方案。該方案是通過以下三個階段來實現的：桿上配電自動化階段、遙測遙控自動化階段和計算機控制配電自動化階段。這三個階段也就是從戶外一次設備的應用（第一階段）、信號的采集和傳送（第二階段）到實現計算機管理（第三階段）。這套方案的實施在日本歷經了近30年。我國10　kV電網中性點不接地運行方式與日本的電網相似，因此將此方案應用于我國的架空配電網系統較為適宜。 [b]2　電壓型饋線自動化系統 [/b]　　電壓型饋線自動化系統方案如圖1所示。 　　2.1　桿上配電自動化階段 　　桿上配電自動化設施由同桿架設的桿上真空自動配電開關（PVS）、具有故障診斷功能的遠方終端單元（RTU）和電源變壓器（SPS）組成。 　　桿上真空自動配電開關（PVS）采用真空滅弧室滅弧，SF6氣體外絕緣，開關內有與真空滅弧室相串聯的隔離斷口，使開關具有優越的滅弧和耐電壓性能［2］。由于滅弧和絕緣介質均為無油介質，避免了火災或爆炸的隱患。開關的高壓部分、低壓控制回路和操作機構均密封在開關箱體內，開關主回路引出端子采用絕緣電纜出線保護，帶電部分不外露，具有15年免維護的特性。開關結構設計緊湊，帶有懸掛式安裝金具和電纜引線使桿上安裝極為方便。具有手動/自動操作方式，使開關操作更靈活。 　　控制器可分為兩種。一種是故障搜查控制器（FDR），一種是遠方終端單元（RTU）。采用故障搜查控制器與桿上開關配合可以實現故障區段的隔離、非故障區段的供電恢復，但與站內的計算機通信需要另配單體RTU。遠方終端單元除了具有上述功能外，還具有與站內的計算機通信功能，通過配合適合于當地的地理地貌的通信系統，可以實現配電自動化的遙測、遙控、遙信和遙調。 　 圖1　電壓型饋線自動化系統的構成 　　 Fig.1　Configuration of feeder automation system 　　CB： 斷路器； PVS：真空開關； SPS：電源變壓器； RTU：遠方終端單元；FSI：故障指示器；TCR：遙控接收單元；TCM：遙控主站單元； CPU：中央處理單元；CD：控制臺； CRT：顯示器； G-CRT：圖形顯示器； LP/PRN/HC：打印設備 　　　電源變壓器從線路兩側采集配電線路上的電壓，以作為開關電源和用于故障檢測判斷的檢測信號。 　　整套設備以電壓延時方式，通過對斷路器從合閘到分閘延時的計算來找出故障區段。在此基礎上，實現采用一次設備，獨立完成自動隔離故障段、自動搜尋故障區間的功能。 　　下面列舉這套設備在環網線路運用時，實現故障區段的隔離和非故障區段的供電恢復過程。圖2為環網運用示意圖。圖中CB1、CB2分別為兩個變電站內的斷路器，LS1、LS2、LS3、LS5、LS6分別為線路上的分段開關，LS4為兩條線路的環點開關（常開），分段點開關的延時時間為7　s，環網點開關的延時時間為45　s。 　　假設當故障發生在c段，站內的斷路器CB1跳閘，LS1、LS2、LS3因失壓而斷開。隨后CB1一次重合閘，LS1、LS2按預定的延時順序關合，當合至故障段c時，若當時發生的故障為瞬時故障，因為此時線路已恢復正常，所以所有線路恢復供電。若故障是永久性故障時，LS2順序關合至短路時再次引起站內CB1跳閘，這時，LS2因感受短路故障、LS3因檢測到前端異常低電壓而記憶故障鎖扣。此后CB1送電，使區段a、b恢復正常。同時由于d段掉電，環網點上的開關LS4在感受到其一端掉電后開始延時，經過一段時間后，LS4合閘，將CB2電源供給d段。按照上述時間設定，因故障引起的正常線路停電時間最長的區段為d段，時間為45　s，系統實現了故障區間的隔離和非故障區間的供電恢復和調配。 　 　圖2　環網運用的示意圖 　　 Fig.2　Demonstration of ring network application 　　2.2　遙測、遙控自動化階段 　　遙測、遙控自動化階段的設施由下述裝置構成：發出通/斷命令的控制臺、顯示信息的CRT，進行收發信號聯系的遙控主控臺TCM和與主控臺之間進行收發信聯系的遠方終端單元RTU等。第二階段作為第一階段的延伸，能具體實現線路信息的傳遞和對一次設備的控制、監視。 　　作為一次設備和配電自動化系統承上啟下的中間環節，這一階段可實現以下功能： 　　（1） 當發生故障或停電作業時，遙控桿上開關的通或斷；進行過負荷時的系統轉換。 　　（2） 監視變電站內變壓器和饋線的電壓、電流以及站內繼電器操作；監視桿上開關、RTU的工作狀態。 　　（3） 通過計算機，在屏幕上顯示斷路器、開關等設備的狀態和系統信息。 　　（4） 進行操作記錄、打印狀態變化記錄、復印CRT畫面內容、記錄維護工作數據等。 　　這一階段的關鍵問題是選用合適的通信方式。目前通信方式可分為兩種：一種為外圍通信，主要是數據及語言的通道；一種是計算機軟件通信。外圍通信分為有線和無線兩大類。有線分光纖通信、音頻電纜通信、電力線載波通信；無線通信分微波通信、擴頻通信和無線電通信。計算機軟件通信主要實現數據庫、各種遠動裝置和各種計算機軟件按一定規約進行的數據交換。各種通信方式具有各自的優缺點，不同的通信方式應用于饋線自動化時所帶來的效果、經濟性和實用程度有較大的差別。在選擇合適的通信方式后，第二階段可以方便地由第一階段擴展。 　　2.3　計算機控制配電自動化階段［3］ 　　計算機控制的配電自動化是第二階段的延伸，將各子站的信息通過主站的電訊主控單元（TCM），送入主站的計算機系統，進行全面的計算機管理。這一階段是以計算機為主體的自動化階段。 　　在實現計算機控制配電自動化后，可以實現以下功能： 　　（1） 配電網監視功能　系統采集配電網的信息，進行配電網狀態的監測。 　　（2） 配電網控制功能　系統通過TCM按照操作者指令遙控開關和RTU。 　　（3） 配電網單線圖顯示功能　配電網每一條饋線以單線圖方式顯示。 　　（4）記錄功能　由監視、控制和數據維護處理的配電網狀態、操作記錄、系統故障等，可以通過記錄功能打印出來。 　　（5）數據維護功能　操作者可以用數據維護功能，更新計算機內的數據庫。 　　（6）模擬功能　可以模擬事故時的設備動作和網絡狀態，提供培訓功能。 　　（7）配電網的圖形顯示功能　顯示與街區圖相應的配電網網絡圖。 　　（8）變電站監測功能　對變電站內設備的狀態和測量數據進行遠方監測。 　　（9）配電網調配功能　計算調配配電網的操作過程，即通過使用數據如故障區的位置和配電網的電氣狀態，提供無故障區的電源來恢復掉電區域的供電。 　　這一階段與第二階段的區別在于，第二階段僅實現變電站內的管理，而第三階段則實現了計算機全面控制饋線自動化的管理，使管理系統更上一個層次。此外，還可以通過完成主站與主站之間的相互后備的連接，來實現更大范圍的配電系統管理調配自動化。 [b]3　電壓型系統的特點 [/b]　　目前，國內在配網自動化系統的應用上大致分為兩大類型：一類是電壓型系統，一類是電流型系統。兩個系統各有優缺點。這里著重分析電壓型系統應用于配電網的基本出發點。 　　（1）從10　kV配電網運行方式上來看，因為我國10　kV系統目前多為中性點不接地系統，與日本的網架結構較為相似，較適合采用電壓式設備；加之這種模式在日本已有近30年的運行經驗。因此，將其應用于10　kV架空線的配電自動化系統較為合適； 　　（2） 從電力系統運行可靠性方面來看，電壓型系統的優點較為突出。因為在自動化發展到第二、三階段，故障的隔離、定位仍是由一次設備獨立完成，而通信系統則主要用來完成潮流計算后的負荷調配以及日常的調配、維護、操作功能，這就提高了整個系統處理事故的可靠性。從桿上設備的故障判斷方式來看，電壓型設備僅需根據配電線路的電源有無來進行判斷，而電流型設備用RTU則要求開關CT配合來判斷故障電流的位置和方向，RTU自身的故障判據需要根據分段區間的負荷變化來整定，這對負荷經常變化的配電網來說，是相當麻煩的； 　　（3） 從桿上設備的維護性來看，電壓型設備工作電源取自線路，不需要額外提供；而電流型設備RTU雖然也可用電源變壓器作為正常時的供電電源，但在線路故障時，必須依靠蓄電池供電，才能保證通信的正常進行。蓄電池需要定期維護檢查，這使得系統一次設備的免維護性大大降低； 　　（4） 從線路的恢復供電方式來看，電壓型系統雖然由于采用逐級投入的方式，使開關動作次數增多，在縮短停電時間上不如電流型設備，但在實際應用時，因斷路器重合，分段開關逐級的投入，可以有效地避免線路因涌流而引起斷路器的誤動作。 4　系統通信方式的選擇 　　對饋線自動化系統而言，通信信道的選擇是一個關鍵問題。應用于電力網時，雖然配電線載波、雙絞線通信方式、無線電方式和光纜方式均可實現通信，但采用不同方式所帶來的效果、經濟性和實用性是不同的。 　　（1）采用配電線載波方式通信，優點是無需架線并且系統變化時方便易行，但由于電氣設備的投切都會對配電線上傳輸的信號產生干擾，導致網絡的傳輸和衰減特性發生顯著的波動，信號干擾嚴重；此外，配電網分支多，在分段點易發生信號衰減或信號盲點，傳輸可靠性低；傳輸速度慢，各種耦合設備造價不菲，因此電力線載波用于饋線自動化系統不是一種理想的通信方式。盡管目前已有文獻提出PLC技術有重大突破（DPL技術）［4］，但尚未進入實質性（上接第33頁 continued from page 33） 　　的使用階段； 　　（2）采用雙絞線通信方式。這種通信方式需要另外鋪設通信線，但它的傳輸可靠性較高，傳輸速度適中，在需要擴展時不受其他因素的限制，在綜合考慮經濟性、可靠性和實用性后，可以作為一種可行的饋線自動化通信方式； 　　（3）采用無線通信方式，無需架線，應用較方便。但這種方式存在以下問題：首先要遵守電波法的規定，需要申請頻率；其次，城市電訊發展使電波干擾和電磁噪聲很大，這樣造成的誤碼率較高，可靠性下降；RTU用電臺的發射功率大，造價較高。相比之下，這種方式較適用于區域小、空中干擾小的中小城市地區； 　　（4）光纖通信方式不失為一種好的通信方式，但光纜敷設的工程量、光端機等設備的費用昂貴，如果僅用于配電網信息傳輸的場合，那么整個系統造價太高，性能價格比太低，不經濟。 　　各地的電力部門可以根據當地配網自動化規劃的要求，因地制宜，選擇適合于當地地理地貌的通信方式，在綜合考慮經濟性、可靠性和實用性后再選擇通信方式。 5　結論 　　（1） 電壓型饋線自動化系統可分桿上配電自動化、遙測遙控自動化和計算機輔助配電自動化三個階段逐步實現。 　　（2） 這套方案較適合于國內10　kV配電網中性點不接地系統，一次設備具有免維護性，操作整定簡便，并且采用一次設備隔離故障、二次設備主要用于完成監控調配和計算機管理工作，保證了較高的系統可靠性。 　　（3） 通信方式的選擇是該方案實現的關鍵。根據國內不同地區的實際情況，可以選擇不同的通信方式用于饋線自動化。雙絞線通信方式從可靠性、經濟性、實用性等方面看均不失為一種較好的通信方式。 　　參考文獻 　　1　高嚴.抓住機遇，落實任務，加快城網建設和改造步伐.供用電,1998（8） 　　2　Ohshima I,Fujisawa A et al. 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