电力系统配网设备防雷措施的探讨

潘锋 倪大伟 胡雷剑 吴迪 陶琨

摘 要：电力系统配网自动化是一个具有较高综合性、操作繁杂的系统性工程，包括电力企业中和配电系统相关的所有控制及功能数据。本文根据作者的工作经验及总结对电力系统中配网自动化进行了探讨。

关键词：配电网；电力系统；模式

中图分类号：TM7文献标识码： A

1 配网自动化概述

1.1 电力系统配电网自动化系统的应用模式

基于自动化开关设备相互配合的馈线自动化系统（FA），其主要设备为重合器和分段器，不需要建设通信网络和主站计算机系统，其主要功能是在故障时通过自动化开关设备相互配合实现故障隔离和健全区域恢复供电。这一阶段的配电自动化技术，以重合器与电压时间型分段器配合模式为代表。这种实施模式仅仅实现了配电自动化系统的馈线自动化功能，以达到提高供电可靠性的目的。基于通信网络、馈线终端单元和后台计算机网络的实时应用系统，一般由主站系统、终端设备和通信系统组成，主要包括配电运行监控（DSCADA）、馈线自动化（FA）、配电高级应用（DPAS）、配电仿真培训（DDTS）等功能。在配电网正常运行时，能起到监视配电网运行状况和遥控改变运行方式的作用，故障时能够及时察觉，并由调度员通过遥控隔离故障区域和恢复健全区域供电。这种实施模式是配电自动化系统的主流模式之一，目前国内建设的配电自动化系统多采用此模式。没有实时应用只有配电管理功能的配电自动化系统，其主要实现配电自动化的管理功能，主要包括自动成图/设备管理/地理信息系统（AM/FM/GIS）、配电工作管理（DWM）、停电管理系统（OMS）、故障投诉管理（TCM）等。这种实施模式的主要出发点是提高配电网的管理工作效率，对供电可靠性没有明显的作用，目前国内仅从管理应用角度出发建设配电自动化系统的这种模式应用较少。集实时应用和管理应用于一体的配电自动化系统，能覆盖整个配电网调度、运行、生产的全过程，还支持客户服务。

1.2 智能化的控制装置(IED)

智能电网的 IED 控制装置用于保护和控制, 它通常与提供人机接口(HMI)的用于就地控制、监视和系统组态的一台站计算机集成在一个网络中。连接到各种不同用户的IED 和就地网络,奠定了更高级远程功能的基础, 如先进的电力系统管理和处于运行状态下的设备状态监测。该控制装置为通信模拟系统、电力一次设备监控、电子式互感器、数字化变电站系统的建立与应用提供了科学的技术支持,有效的实现了对一次设备的远程控制,为配网计算机分布式实时网络结构的引入和实现创造了条件。

1.3 自动重组方式

配网的自动重组方式体现在其开关采用电动操作式负荷系统,同时利用计算机故障识别、实时监控的保护方式取代了传统的继电保护方式,从而有效的实现了对配网系统中的故障隔离,能快速的使系统恢复供电,保持电网的畅通与持续,使配网的自动优化与处理功能成为可能。同时, 我国还实现了计算机的就地监控功能与远程通信功能的分离,从而为配网的实时调度管理、持续运行、科学控制、畅通通信及严密的地理信息系统控制营造了良好的、开放的、分布式的实时网络结构及管理环境。

2 电力系统配网自动化实用化模式

电力系统配网自动化按照故障处理的具体形式分为集中智能模式和分布智能模式。

2.1 集中智能模式

集中智能模式是指通过现场的开关(断路器)把检测的故障信息上传给主站，由主站根据一定的算法定位故障，按照配电网的实时拓扑结构，通过有关 FTU、开关(断路器)断闸隔离故障。此后考虑过负荷，网损等情况，根据计算主站给出最合适的恢复方案，并通过控制开关(断路器)进行负荷转供，此模式可以适合于任何构造的配电网，并且可以处理一些如多重故障的特殊情况等。以配电网的实时拓扑结构为基础的主站故障处理算法，同样适用于多电源复杂的网络，并且时间上基本一致。

它具有以下的特点：

2.1.1 系统的故障时的运行方式和正常运行方式可以实现自动最优化，调度灵活，同时可以根据操作员的指令或者调度员选择预定的运行方式。

2.1.2 可以将开关(断路器)的电压、电流以及其开关量等具体数据传至调度主站或控制中心，并且可以对其进行遥控操作，具有较好的上行和下行通信功能。

2.1.3 可以与电压无功补偿装置及配变计量监测终端相兼容，进行配网的 VQC 电压无功自动控制功能。

2.1.4 系统本身具有自动切除故障点和自动判断故障点的功能，而且能够与继电保护的重合闸、整定、备自投等配合，把故障程度减小到最小。

这种模式能适用于电缆线路(包括环网柜方式、开闭所方式)、架空线路。因此集中智能模式是配网自动化较高级、先进的模式。

2.2 分布智能模式

分布智能模式是指现场的开关(断路器)拥有在不需要通信与主站系统参与情况下，网络重构和自动故障判定隔离的能力。其主要设备是FTU 结合负荷开关或断路器形成的拥有重合功能的分段开关。一般可以分成电流计数型 (根据开断故障电流重合器动作次数确定故障区域)和电压时间型(根据变电站保护重合闸到再次出现故障电流的时间确定故障区域)两种。这种方法具有的优点是：成本低、不需要主站参与。因受原理的制

约，不可避免地拥有以下几个缺点：

2.2.1 对系统及用户冲击大，故障处理及供电恢复速度慢。

2.2.2 缺乏在同一线路上、下级重合器动作的选择性。

2.2.3 调整变电站重合闸次数和速断保护定值。

还有，当网络重构后其参数配合较困难，如需要调整重合器的整定参数，多电源多分支的复杂网络等。总之，此种方法只适合于可靠性较低或通信条件不完善、不具备通信手段的场合和较简单的网架结构(双电源供电的“手拉手”线路)。

3 配网管理系统

配网管理系统（DMS）是配网自动化系统的运行管理中心，该部分是数据管理和图形管理、历史数据和实时数据、电网运行数据和用户数据、电网规划设计、施工和运行数据和高度集成化的系统，包括以下七个部分内容：自动绘图/设备管理/地理信息系统（AM/FM/GIS）AM/FM/GIS 是建设 DMS 的平台和基础，配网分布广泛、数据量大，GIS 将 DMS的实时控制和离线应用有机结合，目的是形成一个具有空间概念（地理环境）和基础信息（配网资料及用户资料）的分层管理基础数据库，在此平台上支持多种应用软件。

故障定位与隔离是 DMS 最基本的功能，对用户投诉故障及自动报警故障进行分析，在地理图形上显示停电区域，列出受停电影响的设备清单，分析停电原因，确定故障位置，将故障部分与正常部分隔离，对停电用户尽快抢修或用其它手段尽快恢复供电，使停电时间缩到最短。

需求侧管理通过一系统经济正策和先进技术由供需双方共同参与电力市场管理，包括负荷管理、电能计费等部分。负荷管理：负荷管理主要针对大用户进行负荷管理。任意设定采集时间间隔，对大用户当天的负荷、电压、抄见电量等进行实时监测，对用户开关等状态进行实时监控，通过负荷管理的手段，直接了解到用户情况，实时、真实地反映用户用电状况，进行负荷预报，提高电网运行的经济性和可靠性。

电能计费：电能计费系统分别计算入网费和出网费。对从用户采集来的电量进行分析，了解各时段电量变化，不同时段不同电价，对某些用户还可以采用统配配电价、超额代价及议价代价来分项收费，更好地计划用电；处理远方厂站的关口电量采集的数据进行统计、结算，方便生成各种统计、分析报表。

4 结语

如何为经济持续高速增长、率先基本实现现代化提供更高的供电质量和服务水平，是摆在我们面前的严峻课题，在市场经济优胜劣汰的机制下，建立并完善配网自动化/配网管理系统，也是关系到供电企业自身生存与发展的重要环节。所以配网系统的自动化建设需要根据实际情况选择最优化的施工设计、最合理的实施方案、最先进的施工设备。

参考文献

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[2]凌永标.面向配电网自动化建设的配网接线方式探讨[J].现代电力,2005:45～46.

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