配电网自动化及其实现

　　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。

　　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。