对闭环运行方式的配电自动化系统的探讨

电力18讯：    作者：刘清瑞 许树荆

1、 概述
　　 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。但过去由于历史的原因，一直未得到应有的重视。随着经济建设的发展和人们生活水平的提高，对供电质量和供电可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。

　　实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了相当的成绩。但由于几乎所有的配电网自动化试点都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30秒以上甚至到分钟级，所以不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回甚至多回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者所在单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过近两年的试运行证明，系统功能达到了设计要求，大大提高了区内配电网运行的可靠性，具有重要的开创性意义。

2、 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能目标
　　 该开发区共10平方公里，区内供电为110千伏变电站一座。变电站目前投入31.5MVA变压器二台。110KV进线两回，为内桥接线，分别引自上一级500KV变电站。本区变电站出线为35KV10回，10KV14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后采用小电阻接地方式，全部以电缆排管方式引出。变电站二次保护原采用常规继电器保护和远动系统，仅有遥测、遥信信息送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，并备有商用电话。

　　在此基础上，分两期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：（1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化；（2）提高供电可靠性，使环网内用户达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率达到99.99%；（3）建立配电监控系统，提高供电质量，使电压合格率达到98%；（4）在35KV/10KV供电线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电；（5）实现对用户侧设备的远方监控，以及远方抄表等负荷管理功能；（6）同时容纳开环运行的方式。

　　本期配电自动化系统主要实现以下功能：（1）SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印；（2）馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电；（3）GIS地理信息系统功能；（4）包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能；（5）与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。要求配网自动化系统功能完善、接口标准、接口友好，联入开发区的MIS系统。

3、对原配电网进行改造的主要内容
3．1 变电站综合自动化改造
　　 由于该110KV变电站原有保护、远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变通信等功能，故首先对变电站进行了综合自动化改造，全部采用微机型的远动系统和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。

　　该系统结构与功能同一般的微机化的变电站综合自动化系统。

3．2 部分用户变电室改造
　　 由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的企业用户变在配电自动化改造后均以二回35KV/10KV电缆出线，分别和上下二家企业的出线连成环网，出线均安装可以遥控的出线开关。

　　在每企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。在本区110千伏变电站配置配电自动化系统，主站端信道环总端连入配电自动化系统SuperDMS-2100主站端。

　　区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。

　　改造后的环网一次网络典型结线方式如图1所示：


图1 改造后的系统典型接线图

3．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择
　　 系统改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需要将原来的小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。系统在变电站10/35kV母线侧加装接地变压器，即成为中心点大电流接地即中性点经过小电阻接地系统。从系统发生单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时两方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等方面的约束条件进