馈线自动化和配电网二级主站系统的规划及实施问题研究

石文波

(国网盐池县供电公司，宁夏 盐池751500)

0 引言

由于历史原因，我国配电系统的管理水平不高，供电损耗大、自动化程度低、故障处理恢复慢，已经严重制约了供电企业的降耗、增效，尤其不适应电力体制市场化改革的要求。完善的配电管理系统将有助于解决此问题。但是，建立配电管理系统是一个复杂庞大的工程，我国用电负荷的快速增长导致配电网建设在全局性规划上存在缺陷；区域电网中不同自动化程度的设备同时运行，给设备改造和控制系统升级带来难题。

1 馈线自动化系统的层次划分

馈线自动化系统分为一次设备、控制设备、配电网二级主站（馈线自动化控制主站）及配电管理系统主站等四个层次，各层次间通过网络通信连接。

1.1 一次设备包括

1.1.1 开关。实现馈线自动化首先要求配电网采用环网分段开关的供电结构，故障区段的定位、隔离及自动恢复供电是一个重要功能，实现这一功能有两种方式： 按顺序重合及SCADA 监视系统配合遥控负荷开关、分段器。后一种方式利用SCADA 监视系统数据，可智能地给故障区段定位，通过网络遥控负荷开关、分段器，实现故障区段的隔离和非故障区段的自动恢复供电，可以避免按顺序重合方式下多次重合到永久性故障引起短路电流对系统的冲击和开关反复动作及负荷冷启动从配电网上摄取大量功率，是一种较合理的方式。

1.1.2 电压、电流互感（传感）器。一般使用体积小、造价低的传感器。

1.2 控制设备包括

1.2.1 远方控制终端。分为柱上远方控制终端（架空线）和环网柜（地下电缆）控制终端。按照面向对象的原则，每个远方控制终端对应一个一次设备或设备组合，负责其保护、测量、重合闸、遥控分合闸、事件记录、开关的在线监测等功能。

1.2.2 操作箱。配合远方控制终端进行保护跳合闸、就地手动跳合闸、遥控跳合闸操作，指示开关状态和开关操作回路是否完好，实现电气防跳。

1.2.3 开关操作控制电路和不间断供电电源。

2 馈线自动化的设计要求

2.1 馈线自动化相对独立模式

馈线自动化是配电自动化中很重要的一部分，也是电力系统和用户都很关心的部分，实现故障的定位、隔离和恢复对于提高供电质量有着重要的作用，而要保证供电可靠性的指标，没有馈线自动化是不可能实现的。所以在系统设计时，可以优先考虑馈线自动化的实现，在设计时要注意馈线自动化的相对独立运行模式，可以在有限投资的情况下，大大改善供电质量。

2.2 兼容多种通讯方式和规约

由于目前的馈线远方控制终端形式多样，通讯系统非常复杂，通讯方式和规约多样。在我国现有的条件下，开关和终端设备的不标准和多样化将长期存在，所以馈线自动化的设计必须兼容多种通讯方式和规约，才能适应实际的需求。

2.3 通过远方控制终端实现数据中继

远方控制终端技术发展迅速，功能不断增强和完善，在实现配电网SCADA 时，可以利用远方控制终端实现数据中继，减少通讯系统的投资。

3 馈线自动化的功能要求

（1）数据采集与监控：检测运行状态，将实时运行数据送往控制中心。

（2）故障区段的定位、隔离和非故障区段的自动恢复供电。

（3）分析应用软件：包括潮流计算、电压/无功自动调节、网络重构、负荷调整、操作顺序自动生成的防误系统、事故分析软件、状态检修分析软件。

（4）自动绘图/设备管理或地理信息系统：包括配电网接线图，设备实时位置、状态、运行参数显示，操作记录、事故记录，开关变位、故障区段隔离及网络重构显示等。

馈线自动化和二级主站结合应用的一个重要内容是 “故障定位、隔离和自动恢复供电（FDIR）”。它主要是依靠新型远方控制终端具有数据采集、控制和通信功能，实现对故障的一次性定位和隔离，既可免去开关试投所增加的“冷负荷”，又可缩短恢复供电的时间。利用远方控制终端的智能和通信能力，还可进一步开发网络重组和负荷的自动转移功能。远方控制终端沿线路安装，运行环境比较恶劣，需要有较好的环境适应性和很高的电磁兼容能力。

4 二级主站系统系统规划

4.1 二级主站的必要性

4.1.1 采用二级主站（FA 控制主站），可以实现继电保护类似的故障识别和恢复供电系统，独立性强，宜闭环工作。

4.1.2 通过二级主站的就近控制，免除信息的逐层传送，实时响应快，系统结构灵活，可扩展性好，可以简化馈线自动化系统与其它系统的配合。

4.1.3 如果采用安装在变电站/开闭所的二级主站取代RTU 和远方控制终端通讯，原RTU 不动，较为符合国情。

4.1.4 作为后台主站的配调DA 服务器，不仅起到后备保护作用，还可和地理信息系统、 按负荷平衡原则选择开环点以降低网损相结合，既保证了安全、又扩大了应用范围。

4.2 二级主站的功能

4.2.1 提供人机接口。

4.2.2 FDIR 功能：自动处理来自线路的远方控制终端数据，对故障点定位，遥控线路开关，实现故障的隔离恢复提供人接口。

4.2.3 数据转发功能：作为配电自动化的节点，与上一级SCADA/DMS主站通讯，上传与接收SCADA 监控及配电系统管理信息。

4.3 二级主站的两种建设思路

4.3.1 一个变电站设置一个FA 控制主站： 这种方式FA 主站接受与管理来自远方控制终端及变电站RTU 或智能监控装置的信息，完成FA 主站及变电站监控功能。如不想影响变电站已有的二次系统或二次系统软硬件资源有限不宜再扩展自动化功能时，可考虑单独设置一个基于PC 机的FA 控制主站，该主站与变电站自动化系统的主站或主RTU 通讯，接受来自变电站内馈线监控保护装置的信息。这种以变电站为单元设置控制主站的做法，系统层次分明，有利于与变电站自动化综合考虑，共享软硬件资源，但从通讯通道的灵活性及成本等因素来考虑，不一定十分适合，特别是当本变电站的出线与其它变电站的出线构成环网时，该主站需要与其它变电站的主站或出线上的RTU 交换信息，在此种情况下这种设置方式的缺点就明显了。

4.3.2 设置区域控制主站：为防止上一方案中FA 主站出现问题影响变电站的系统监控功能，可采取设置区域控制主站（集控站）的措施：在一定的地理范围或小区内，设置一个控制主站，对变电站及其出线上的设备进行监控。它一般被放在小区的一个变电站内，亦可放在变电站外，由该主站完成馈线自动化的功能。这一做法的优点是有利于配电自动化系统的通道设置，每一个变电站及线路开关的RTU 与控制主站就近相连，避免了与SCADA/DMS 主站之间的长距离直接相连，可显著地减小对通讯通道建设的投资。

5 结束语

总之，实行配电自动化的首要目标是增强可靠性，提高效率，降低成本，对这些目标实现情况的评价要从全局效益出发，既要建立一个健全的配电管理系统，又要考虑配电系统运行部门的实际设备状况，还要顾及用户的经济承受能力。

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