刘健，赵树仁，张小庆 (陕西电力科学研究院，陕西省西安市710054) 摘要：总结了近年来配电自动化技术方面的进展，主要包括：配电自动化主站通过符合IEC61968标准的信息交互总线与其
4006-054-001 立即咨询发布时间：2022-10-05 10:03 热度：
刘健，赵树仁，张小庆
(陕西电力科学研究院，陕西省西安市710054)
摘要：总结了近年来配电自动化技术方面的进展，主要包括：配电自动化主站通过符合IEC61968标准的信息交互总线与其他信息系统交互;成熟可靠的故障处理策略并具有必要的容错能力;广泛采用以太网无源光网络(EPON)、工业以太网、通用分组无线业务(GPRS)、WiMax、电缆屏蔽层载波等通信技术;采用超级电容器作为其备用电源的储能元件。论述了配电自动化系统测试技术的重大突破，即通过模拟各种故障现象和场景，测试配电自动化系统的故障处理性能。对于配电自动化技术的进一步发展提出了3条建议：继电保护与配电自动化协调配合;借助配电自动化提高配电网供电能力;借助配电自动化提高配电网应急能力。
关键词：配电自动化;IEC61968;故障定位;故障隔离;供电恢复;通信;超级电容;配电自动化测试
0引言
配电自动化是提高供电可靠性的重要手段[1-4]，也是智能电网的重要组成部分。在20世纪末到21世纪初，也曾掀起了一轮配电自动化试点建设的热潮，但是许多早期建设的配电自动化系统没有发挥应有的作用，主要存在技术和管理2个方面的原因。技术方面的问题包括早期技术不够成熟、通信手段落后和早期配电网架存在缺陷;管理方面的问题主要包括缺乏指导配电自动化规划、设计、建设、运行和维护的标准和规范，追求一步到位、“大而全”造成规划过大而后期运行、维护不够。
经过近10年的探索与实践，目前配电自动化技术已经成熟，通信技术取得了革命性进展[5]，电力企业已经制定了配电自动化设计、建设、运行和维护等一系列标准和规范。随着智能电网的建设，配电自动化系统又迎来了新一轮建设高潮。国家电网公司分3批进行配电自动化项目方案审查，完成第1批全部4个城市配电自动化试点项目实用化验收，完成第2批全部19个城市配电自动化试点项目工程验收。无论是自动化技术、测试技术还是工程管理与实用化等方面，这一轮配电自动化系统都较上一轮有着本质的进步。
本文总结目前配电自动化系统及其测试技术的进展，在此基础上，对配电自动化技术今后的发展提出建议。
1配电自动化技术的进展
随着智能电网的建设以及通信技术的发展，作为智能电网重要组成部分的配电自动化技术取得了重大进步，在配电自动化主站、终端、通信网络、测试技术等方面都取得了许多建设性的进展，为配电自动化系统的实用化应用奠定了坚实的基础。
1.1配电自动化主站的进展
与上一轮配电自动化研究相比，目前配电自动化主站的最大进步在于2个方面：建立了符合IEC61968标准[6-8]的信息交互总线，与其他信息系统进行统一标准的信息交互;具有完备和实用的故障处理应用模块。
1.1.1符合IEC61968标准的信息交互总线
实际应用中，配电自动化系统需要与上一级调度自动化、生产管理系统、电网地理信息系统、营销管理信息系统、95598等进行数据交互，在上一轮配电自动化建设中，采用如图1所示的“点对点”的私有协议实现配电自动化系统与其他应用系统的互联，不仅需要维护的接口众多，而且因采用的私有协议不标准，互换性差且扩展困难。图中，EMS为能量管理系统。
在智能电网建设中，配电自动化系统依据“源端数据唯一、全局信息共享”的原则，采用符合IEC61968标准的信息交互总线，通过基于消息机制的总线方式完成配电自动化系统与其他应用系统之间的信息交换和服务共享，如图2所示。不仅大大减少了接口数量，而且具有标准化、互换性强和便于扩展等优点。
1.1.2具有完备和实用的故障处理应用模块
故障定位、隔离与健全区域快速恢复供电等配电网故障处理功能是配电自动化系统最主要的功能之一[9]，也是配电自动化系统提高供电可靠性的主要途径。
在上一轮配电自动化建设中，由于缺乏测试手段，需要长期等待故障发生才能检验和完善故障处理功能，各制造企业的配电自动化产品的故障处理功能普遍不够完善。
在智能电网建设中，南瑞科技、珠海许继、积成电子、北京四方、电研华源等制造企业在陕西电力科学研究院开发成功的配电自动化故障处理性能测试平台的支撑下，迅速完善了故障处理功能，不仅能够实现准确的故障定位和交互式或全自动故障隔离及健全区域快速恢复供电，而且还具有一定的容错性能[10]，具体表现如下。
1)单重、多重故障准确定位，故障隔离和健全区域恢复供电策略自动生成。
2)对于多供电途径配电网，可以根据负荷分布和电流极限约束优选健全区域恢复供电策略，包括优选健全区域负荷转供路径、健全区域负荷自动分解转供、最小甩负荷供电恢复等。
3)对于故障信息漏报等非健全故障信息的情形，故障定位具有一定的容错性。
4)对于开关拒动的情形，故障处理策略能够自适应进行调整。
5)在生成故障处理策略时，可以将检修、保电、禁止操作等多种因素纳入考虑。
6)当故障修复后，可自动生成返回正常运行方式的开关操作策略。
1.2配电自动化终端的进展
与上一轮配电自动化建设相比，在智能电网建设中，配电自动化终端的进展除了终端在户外恶劣条件下工作的可靠性大幅提高以外，还表现在采用超级电容器(supercapacitor)作为其备用电源的储能元件[11]。
在上一轮配电自动化建设中，配电自动化终端大都采用蓄电池作为储能部件。从技术上看，蓄电池的寿命不长，对充放电管理的要求较高，工作于恶劣环境条件下时，对其性能和寿命的影响尤其突出。从管理上看，配电自动化终端数量众多且位置分散，更换和维护蓄电池需要花费大量的人力和物力，为确保可靠工作，一般1至2年就要更换一次蓄电池，运行成本比较高。
实际上对于绝大多数户外智能终端设备，在失去电源时仅需要维持较短的工作时间即可，比如：对于柱上开关监控终端(FTU)或环网柜监控终端(DTU)，只需在失电时上报故障信息和开关状态，并能接受遥控命令将作为故障区域端点的开关分断即可。
超级电容器是近年来发展成熟的一种大容量储能部件，其单体容量可达几百至上千法拉。与蓄电池相比，超级电容器具有下列优点。
1)更高的功率密度，为蓄电池的10～100倍，能够快速放出几百到几千安的电流，这个特点尤其适合作为开关的操作电源。
2)充电速度快，可以采用大电流充电，能在较短的时间完成充电过程。
3)使用温度范围广，低温性能优越，其工作温度范围为-40～85℃。
4)高可靠性，维护工作量极少。
因此，超级电容器已经作为一种高效、实用的新型储能装置被广泛应用，作为配电终端的备用电源储能部件也非常合适。
在智能电网建设中，天津、西安等城市采用超级电容器代替蓄电池作为配电自动化终端备用电源的储能元件，失电后维持工作时间可以达到15min以上，并且大大减少了维护工作量。
1.3配电自动化通信网络的进展
在上一轮配电自动化建设中，通信手段曾是困扰建设者的突出问题之一，因受到通信技术发展水平的限制，大都采用屏蔽双绞线、中压配电线载波、无线扩频、无线数传电台等通信方式，而屏蔽双绞线传输距离短，中压配电线载波传输速率低，无线扩频易受遮挡，无线数传电台当轮询站点较多时效率低。随着光纤通信技术的发展，21世纪初曾采用光modem作为配电自动化通信手段。但上述通信方式基本为“点对点”或“点对多点”通信方式，一般只能采用串行通信口并由配电子站集结后与配电自动化主站交互，通信可靠性和效率都不太高。
近年来，以太网无源光网络(EPON)、工业以太网、通用分组无线业务(GPRS)、WiMax、电缆屏蔽层载波等通信技术的飞速发展和成熟，使它们在智能电网建设中成为了配电自动化系统的主要通信方式。以光纤为传输媒介的EPON和工业以太网技术，不仅支持网络通信协议，而且具有自愈性能，可以确保高效可靠的数据通信;WiMax和电缆屏蔽层载波技术适合于实现光纤不便于敷设的部分(如：直埋电缆等)的数据通信;GPRS特别适合实现距离较远且分散的两遥终端(如：故障指示器等)的数据通信。
EPON、工业以太网、GPRS、电缆屏蔽层载波、WiMax等通信技术的广泛采用，解决了上一轮配电自动化建设中面临的通信难题，显著提高了配电自动化系统的性能和可靠性，提升了配电自动化系统的实用化水平。
2配电自动化测试技术的新进展
配电自动化是提高供电可靠性的重要手段，故障处理功能是提高供电可靠性的主要技术保障。
在20世纪末到21世纪初的上一轮配电自动化试点热潮中，由于缺乏测试手段，故障处理功能未作严格测试，依靠长期运行等待故障发生才能检验故障处理过程，导致问题不能在早期充分暴露和及时解决，严重影响了实际运行水平和运行人员对配电自动化系统的信心，使得许多配电自动化系统逐渐废弃不用或被闲置成为摆设，造成了巨大的浪费。为了解决上述问题，国家电网公司将配电自动化系统测试技术研究作为重大科技项目，由陕西电力科学研究院于2011年开发出配电自动化系统测试成套设备。
该项目提出了通过设置各种故障现象和运行场景，并经过快速仿真计算后模拟配电自动化终端与主站交互数据，从而对主站的故障处理性能进行测试的配电自动化主站注入测试法。研制出由配电网运行场景仿真器、仿真实时数据库、协议解释器和图形化人机界面组成的配电自动化主站注入测试平台。
该项目提出了在模拟故障区段上游的各个配电自动化终端二次同步注入模拟故障的短路电流波形，对配电自动化主站、子站、终端、通信、开关、继电保护等各个环节在故障处理过程中的相互配合进行测试的方法，研制出二次同步配电网故障发生器和测试指挥控制平台。该项目还发明了主站注入与二次注入同步协调测试法。
上述成果能够较好地解决配电自动化系统故障处理测试问题，在测试中能够模拟各种故障现象和场景，在测试过程中就能检验配电自动化系统的故障处理性能，而不必依靠长期运行等待故障发生才能检验故障处理过程，对于配电自动化系统项目验收和确保其实用可靠运行具有重要意义，对于配电自动化系统缺陷排查和运行维护也提供了辅助工具，有助于促进中国配电自动化领域健康发展，促进配电自动化系统提高供电可靠性的作用切实发挥出来。
应用该配电自动化系统测试技术，陕西电力科学研究院已经完成了厦门、杭州、银川、北京等国家电网公司第1批全部4个城市配电自动化试点项目的实用化验收中故障处理性能的测试，完成了天津、重庆、上海、南京、福州、太原、西安、郑州、长沙、武汉、西宁、兰州、青岛、石家庄、唐山、大连、合肥、宁波、成都等国家电网公司第2批全部19个城市配电自动化试点项目工程验收中基本功能的测试，完成了南瑞科技、珠海许继、积成电子、北京四方、电研华源、北京科东等制造企业的配电自动化主站故障处理性能测试，并帮助这些企业完善了故障处理功能，保障了其配电自动化产品具有完备和实用的故障处理应用模块。
3对配电自动化技术发展的建议
近年来，配电自动化技术取得了重大进步，但是仍具有继续完善的空间。
3.1继电保护与配电自动化协调配合
继电保护具有切除故障速度快和不会造成健全区域停电的优点，但在配电网中，由于开关级联个数多、分支多和供电半径短造成沿线短路电流水平相差不大等原因，使继电保护整定和配合比较困难。
继电保护与配电自动化协调配合，既能发挥继电保护切除故障速度快和不会造成健全区域停电的优点，又能利用配电自动化来弥补配电网继电保护选择性的不足[12]。
许多供电企业将变电站10kV出线开关的速断保护设置为瞬时速断保护，担心若设置延时后会影响主变压器安全运行或需要修改上级保护配置。
在上述配置下，馈线继电保护很难配合，任何一处(包括支线和用户)故障都可能导致变电站10kV出线开关保护动作跳闸，造成全馈线失压，停电用户数较多。
实际上，变压器、断路器、负荷开关、隔离开关、线路以及电流互感器在设计选型时是根据后备保护(即变电站变压器低压侧开关的过流保护)的动作时间来进行热稳定校验的，因此，变电站10kV出线开关的速断保护在变压器低压侧开关的过流保护的动作时间范围以内适当设置延时，不仅能与支线断路器和用户断路器实现多级级差保护配合，而且不会对设备的热稳定造成影响，并且不必改变上级保护的定值。仔细研究ABB等国外智能环网柜的终端性能就会看出：它们的故障电流持续时间最少要200ms(无法整定至更短时间)才能正确上报故障信息，这意味着上级(变电站出线断路器)至少要延时200ms跳闸。当然，为了减少变电站10kV母线近端短路故障的影响，可以同时配备低电压瞬时保护或根据母线电压阈值整定瞬时速断保护电流定值。例如：馈线主干线开关可以全部采用负荷开关并配备光纤通道、三遥终端;支线开关采用带本地保护断路器并配备GPRS通道、一遥终端。支线断路器与变电站10kV出线断路器实现两级级差配合，动作时间分别为：支线断路器0s、变电站10kV出线开关200～300ms、变电站变压器低压侧开关500～600ms(若要考虑母线分段开关的配合，则母线分段开关500～600ms、变电站变压器低压侧开关700～900ms)。
随着馈线主干线电缆化和绝缘化比例的提高，主干线发生故障的机会显著减少，故障大多发生在用户支线。采取上述配置后，支线故障就能自动切除而不影响主干线，而主干线上的故障可以依靠配电自动化系统处理，从而大大提高供电可靠性，还可以大大降低建设与改造投资。当然，对于主变压器抗短路能力强的情形，也可以采取变电站10kV出线断路器、支线断路器、断路器型用户分界开关三级级差配合，进一步提高供电可靠性。
3.2借助配电自动化提高配电网供电能力
中国配电网与先进国家相比最大的差距之一就是设备利用率偏低。为了满足N-1准则，“手拉手”架空线路和单环或双环状电缆线路最大只能具有50%的负载率。多分段多联络、多供一备、互为备用和4×6等模式化接线方式有助于有效提高配电设备利用率，但是必须在故障处理过程中采取相应的模式化处理步骤才能得到发挥[13]。在这个方面，设计、运行和管理人员的认识还不够充分，配电自动化系统目前的故障处理策略并不区分配电网的接线模式，不利于发挥各种典型接线模式的优点。
1)对于多分段多联络配电网
若主干线故障，则由变电站出线断路器跳闸切断故障电流，并由配电自动化系统根据故障指示器或人工查线确定故障位置，然后跳开故障位置两侧相邻开关隔离故障。若故障未处于变电站出线开关的相邻区域，则合变电站出线开关以恢复对故障位置上游健全区域的供电，若故障位置下游存在需要恢复的健全区域，则跳开故障位置下游健全区域的分段开关，将故障位置下游的健全区域分段，然后分别合上各段对应的联络开关，使得每个备用电源仅恢复其中一段线路的供电。
若N分段N联络配电网中的某一个电源点发生故障，则直接跳开该电源所带线路的变电站出线开关将线路隔离，然后跳开线路上的全部分段开关将线路分为N段，再合上各馈线段对应的联络开关，分别由每个备用电源恢复其中一段线路的供电。若是架空线路，还可以配以重合闸机制以区分永久故障和瞬时性故障。
2)对于多供一备电缆配电网
主干线发生故障后由变电站出线断路器跳闸切断故障电流，并由配电自动化系统根据故障指示器或人工查线确定故障位置，然后跳开故障位置两侧相邻开关隔离故障。若故障未处于变电站出线开关的相邻区域，则合变电站出线开关以恢复对故障位置上游健全区域的供电，若故障位置下游存在需要恢复的健全区域，则一律选择由专用备用电缆恢复供电。
若多供一备电缆配电网中的某一个正常供电的电源发生故障，则直接跳开该电源所带线路的变电站出线开关将线路隔离，之后合上线路末端联络开关，由专用备用电缆恢复对整条线路的供电。
采取上述故障处理措施后，才能发挥出多分段多联络、多供一备等模式化接线配电网的优势，例如2分段2联络配电网最大利用率达到67%、3供1备配电网最大利用率达到75%。
3.3借助配电自动化提高配电网应急能力
目前配电自动化系统的故障处理策略，都是针对配电网发生馈线故障的情形。但是在一些情况下有时还会发生造成一条甚至多条10kV母线失压这类影响较大的故障，例如自然灾害(如冰灾、雪灾、地震等)造成输电线路倒塔、外力破坏或输电线路故障、检修等。在上述情况下，有时在高压侧不能确保全部失压母线恢复供电，就会造成配电网大范围长时间停电。尽管造成10kV母线失压的故障发生概率较小，但其造成大面积停电的危害极大。
随着电网的建设与改造，配电网的电源点、网架结构以及分段和联络趋于合理，使得通过中压配电网大规模地转移负荷成为可能，配电自动化的实施，使得大批量开关的操作能够在很短的时间内完成，因此，实现紧急状态下配电网大面积断电快速恢复具有可行性。
在紧急状态下配电网大面积断电快速恢复理论研究与实践方面，已经取得了许多研究成果[14-15]，将这些成果应用到配电自动化系统中，将能有效提高配电网应急能力。
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