基于GIS技术的10 kV配电网综合自动化系统研究

周月琴

（中北大学，山西 太原 030051）

0 引 言

当前，很多10 kV配电网还延用传统的PMS1.0系统，只能体现出配电网电气设备相互间的连接方式和线路，无法反映出线路路径和电气设备位置，只起到的示意作用。当配电网中存在紧急状况需要查找图纸和调用模拟运行系统时，这样得到的信息是不完整、不准确的，如果不能及时处理配电网故障，那么会对配电网稳定性造成很大的影响。配电网中应用GIS技术可以获取到配电网地理信息，还可以管理电网负荷，实现远程抄表和电网规划，对提高综合自动化水平具有重要意义。

1 基于GIS配网自动化系统

1.1 系统结构

配电网自动化系统由主站层、子站层、通信层以及终端层构成(如图1所示)。其中，主站系统由服务器、客户端电脑以及应用软件等构成，对配电网整体进行调度与管控。通信网络层用于保证主站层和配电设备间实现数据交互，可根据使用要求采用无线或光纤等方式。终端层主要由FTU、DTU、TTU、故障指示器以及看门狗等电气设备和自动设备构成[1]。自动化系统构成要素较多，其中控制设备是构成系统的基础，不同的电网单元或节点需要配置合理的设备，这样才能得到相应的运行参数和信息。通信系统为不同设备运行信息交互提供途径，也可以接收和发送控制指令，不同电力设备和控制设备应该尽量采用相同的控制协议，避免信息无法实现通信。GIS技术结合计算机技术、地理科学和信息科学技术，通过计算机辅助设计技术处理图形数据，确定出图形元素对应的空间位置坐标，与配电网自动化技术进行结合，从而提高电网调度与管理效率，形成综合性的自动控制体系统。

图1 配电网自动化结构示意图

1.2 通信方式

配电网通信包括无线和有线两种方式，需要根据不同的应用场合和配电设备选择合理的通信方式。无线方式可以不考虑布线，设置比较方便，但容易受到地形干扰，因此可以采用卫星或高频通信等[2]。有线通信可以采用RS485、工业以太网以及CAN通信等，通过光纤或电话线来实现，配置好子站和主站站号、波特率等就可以实现串行数据通信。以太网通信则更为方便，只需要分配好地址就可以。光纤传输的成本较高，但具有较高通信稳定性和抗干扰性能，电话线路传输造价较低，但稳定性相对较差。

1.3 对配电网及变电站的要求

配电网综合自动化系统有着很高的综合性和集成性，在进行系统设计和建设时应该结合自控技术、通信技术以及计算机技术等，通过不同专业技术间的配合来提高自动化程度，不再依赖人工方式对变电站运行状态信息进行记录或操控倒闸等，提高自动化设备的安全性与可靠性，真正满足配电网控制需要[3]。配电网综合自动化系统应该对电网运行参数进行有效监控，实现自动运行和通信调度，采集用电量、操作指令、断路器状态以及电能质量等参数，用于分析配电网是否安全运行。此外，其具有无功补偿功能，提高配电网供电质量，自动调整变压器接头，结合无功补偿装置进行处理，可以实现保持运行电压稳定的效果。

1.4 对GIS的应用需求

GIS也就是地理信息系统，借助计算机软、硬件技术，将空间地理信息进行采集、计算与管理，将地理坐标和分析模型等集于一体，具有很高的实用性。配电网中的每个设备都有着对应位置信息，可以体现出拓扑结构与地址，在配电网运行阶段可以获取到故障信息和位置信息，从而实现对配电网的准确、高效调度，避免配电网问题处理不及时导致停电范围变大[4]。原来的配电网设备管理只依赖查找图纸或经验，这样的故障排查会占用很长时间并耗费大量人力和物力，而且故障处理不及时会使影响范围变大。采用GIS技术可以通过管理平台来获取到准确的故障点坐标，借助导航系统来指引人员去故障位置进行修复。

2 基于GIS的配电网自动化系统总体设计

2.1 需求分析

为了降低配电网综合自动化系统安装、调试难度，准确采集配电网自动化设备或节点位置信息，通信系统可以同步将信息发送给调控中心[5]。这就要求GIS设备可以自动获取到位置信息，自动完成配电网节点和坐标标注，避免人为录入位置信息造成的差别。此外还需要具备GIS数据信息自动上传功能，不再另外构建通信通道，不需要太多的投资，采取模块化设计方式满足即插即用的要求，兼顾GPS和北斗两种定位方式，根据实际需要进行模式切换，具有较好的可靠性。

2.2 总体设计

10 kV配电网综合自动化系统中电力设备具有信息交互和监控功能，可以接收到调度中心指令发生动作，将运行参数信息，如电压、电流以及运行温度等发送给调度中心，电力设备功能需要由生产商来提供，通信线路由电网公司进行设计[6]。军用GPS模块定位精度可在0.5 m，民用模块精度在2～3 m。配电网综合自动化系统要求对设备节点进行有效定位，出现运行故障定位后可以为及时排查，由于存在2～3 m误差并不影响维修，因此可以选择民用级GPS模块。配电网电气设备中安装GPS模块可以得到不同设备节点的位置信息，这就需要对电气设备进行升级改造，还需要解决通信渠道问题，而电气设备出厂后都进行密封处理，如果拆卸后安装GPS模块会影响使用效果[7]。将GPS模块安装到现场通信节点对其进行合理规划，尽量与电气设备距离相近（5 m以内），这样才能获取到更准确的精度。采用后种方案可以有效降低成本，定位部署更为方便，不存在与配电网自动化拓扑结构产生冲突的问题，利用原有的通信网络就可以达到GIS通信要求，不再另外架设通信线路，布设起来更为方便。

2.3 地理坐标信息获取

采用GPS模块虽然可以获取到通信节点的坐标信息，也可以满足获取到故障位置的要求，但为了提高配电网故障定位的安全性和可靠性，需要功能模块同时兼容北斗卫星定位技术，避免GPS信号关闭带来的影响，具有更好的稳定性和定位精度，避免出现定位信号丢失的问题。该模块的运行功耗和投资都较少，可以满足配电网综合自动系统配置要求，利用UART串口通信方式可以与PLC和单片机等实现串行通信，根据要求来缩短首次定位时间。

3 10 kV配电网自动化系统现场通信节点设计

3.1 通信单元设计要求

配电网电气设备以RS485串行通信和工业以太网通信为主，还有一些设备支持CAN总线等通信，无线传输可采用构建起的3G和4G通信网络，上层监控采用以太网，现场电气设备与监控中心间需要设置通信转接单元，而配电网通信要求有着更高的安全性和可靠性，避免不法分子入侵网络造成严重的经济损失，对社会带来危害[8]。配电网通信应该采取专网方式，与互联网进行安全隔离，这样才能避免不法分子入侵电网通信系统。应该以专网通信为主，如果条件达不到要求可以采用公共网络，但只需要信息的单向传输，只允许现场电力设备将采集到的运行信息传输给监控中心，不可以由监控中心发送控制指令。

3.2 通信单元结构设计

光纤专网以OLT环网方式在不同开关站终端实现信息互通（见图2所示），通过交换机将数据信息发送给光纤网络主站，可据IP地址不同来进行数据交互，主站服务器对接收到的数据信息进行分析与处理，在自动控制方面可以采用PON方式达到主站向多个终端同时传输的要求，也不需要太多的功耗[9]。无线专网需要采用3G通信技术、4G-LTE通信技术、Wimax通信技术以及近场通信技术等。LTE是国内移动通信常用技术，与Wimax技术有着很多相拟之处，LTE有着更高传输速率，配电网综合自动化系统建设大多采用Wimax，需要通过基站来进行数据信息的转接，还需要存在中心管理单元。电气设备终端通过无线方式进行采集，再将信息传送给基站。

图2 光纤传输骨干结构示意图

3.3 接入单元设计

配电网电力设备通信接口方式较多，为了实现与上层监控系统的通信，应该通过光纤和Wimax方式进行数据传输，还需要具备数据存储和故障信息提示等功能。如果通信异常还需要及时保存异常信息，为后续数据查询提供条件，发出的报警信息可以让工作人员察觉，以及时查找故障原因。GPS北斗定位通信模块需要将其集中到单元内部，减少建设投资。电力设备通信接口方面可以通过光纤模块转变为光纤信号进行传输，通信协议与原来并不存在差别，只是传输介质发生了变化，Wimax通信也可以通过类似转换来实现[10]。最小系统电路由微控制器等构成，具有时钟对准和复位等功能，还需要含有FLASH存储与DDR电路。报警电路发送声光报警，可以让运维人员及时响应，检查通信接入设备是否存在异常。

4 自动化系统集成整合方案

得到GIS信息后需要与配电自动化系统进行集成，主站根据配电网调度要求，对配电网节点发挥控制指令。整合PMS和控制系统，GIS体系实现与PMS系统和集控系统的通信连接，对信息模型进行规范化管理，将设备按照相同的规范进行统一，避免多个通道信息输入导致信息产生差异。通过GIS系统来发送准确地理坐标信息，设置不同的网络安全区域，起到良好的网络安全防护作用，建立安全访问机制，明确不同对象的属性，防止出现越权行为。

5 结 论

将GIS技术引入到配电网综合自动化系统中，可以有效提高配电网的管理质量和工作效率，减少人为确定故障的工作量。本文就10 kV配电网架构设计和采用的定位技术进行分析，深入了解电网结构型式，首先分析与探讨了配电网自动化系统的设计方案，其次论述了通信节点设计，再次介绍现场接入单元和控制器选型等，最后对配电网自动化系统与生产PMS系统、集控系统如何集成进行讨论。