电力系统配网自动化技术研究及应用

龚文豪

国网昆山市供电公司 江苏 苏州 215300

引言

配网自动化涉及多个专业不同技术，包括继电保护、暂态分析、计算机通信、网络安全等，而配电自动化系统包含到两个重要组成部分，即基于SCADA的配电自动化主站以及通过前置机接入的众多终端单元，如DTU、FTU、TTU、故障指示器，想要充分提高配网自动化运行水平，需要对现场实际应用中的共性问题进行处理。由于配电自动化对于传统中压抢修研判、小电流接地系统的选线选段有较好的指导作用，因此，加强对配网自动化技术的探究与讨论，具有非常重要的实际意义。

1 电力系统配电网自动化的应用

1.1 数据监测及信息采集

对于电力系统中压配电网而言，系统运行中会产生大量的数据信息，对这些数据进行实时监测，可以为系统稳定运行奠定数据基础。目前，按照主流的设计应用，柱上断路器多采用高精度PT、CT配套航插接口完成二次测量、采集乃至装置供电；而环网设备由于空间充裕、运行环境较好，一般采用插排分接不同间隔采样回路；而TTU则利用分测单元采集各分支实时电压、电流等数据。除遥测外，开关分合、地刀位置、远近控等遥信数据也是运行人员亟须掌握的重要状态量[1]。此外，还有三遥中最关键的遥控功能，通过这一功能，主站相关人员可远程操作对应开关，区别于传统运行人员现场操作，前景良好。自动化系统的建设，完成了现场运行数据的实时传输与监测，真正让中压运维人员进入信息化、数字化时代。

1.2 故障研判及定位

1.2.1 短路故障。就目前应用来看，馈线自动化（FA）基本满足了中压线路短路故障的告警、隔离、恢复等功能，并且主流厂家设备大多满足方向性选择，不会因线路正常运行方式调整而误判。在线路装设了DTU、FTU等终端时，由于故障瞬间的短路电流巨大，采样大多满足定值启动条件，对于速断及延时过电流等常规保护都能正常启动，并上送故障报警及隔离方案，便于抢修人员缩短故障范围从而降低排查时间。

1.2.2 接地故障。小电流接地系统中，接地选线一直是电力系统中的难题，其根本在于配网线路过于复杂，变电站选线装置存在高精度要求以及易受其他耦合量干扰等问题而不准确。因此，在馈线侧尤其是支线首端等位置装设自动化终端，则能一定程度上规避上述问题。由于接近接地故障点，暂态电流采样准确性更好，更有利于研判接地从而实现选线选段功能。此外，对于瞬时接地故障，自动化设备也可以进行定位，帮助排查缺陷。

1.3 实时线损及电能质量监测

以DTU为例：环网柜作为线路分段的重要设备，进出线的线损可通过DTU线损模块进行实时计算、监测，从而为分线线损的治理提供重要依据。此外，自动化终端还可以实现谐波监视、电压偏差的监测等，为提高用户电能质量起到支撑作用。尤其是TTU的应用，通过监测并记录配电变压器运行工况，对低压侧三相电压、电流、有功及无功功率、电能等进行记录、保存、上传，为分台区线损治理这一难题提供依据。因此，配电自动化应用可以降低相关成本的支出，有效提升企业的综合效益。

1.4 全自动及交互式FA

在故障研判定位的应用基础上，主站应用还可拓展出电源侧或终端侧自愈决策，并根据实际需要提供部分或全部功能[2]。对于经过终端注入式测试的三遥线路，通过提前模拟故障场景并确定线路自愈策略，主站侧运维人员可实现线路故障的自动隔离，电源侧恢复供电，故障点后段转供等自动化功能；对于不具备条件的，可通过主站注入测试，确定交互式策略，并在线路故障时主动推送告警，为运维人员提供了一手信息。

2 配网自动化系统目前运行问题

2.1 终端通信及兼容性问题

通过跟踪调查发现，影响自动化应用的主要因素是通信问题，在所有故障中占比近62.3%，主要是前期建设要求与后续规范要求不同，如原有通信采用“101规约”，但在后续规范中要求采用“104规约”。通信模块更换并不能完全解决这一问题，因为前期建设的终端在CPU板上仍存在兼容性问题。此外，对于上级公司的硬加密要求，不同厂商生产的设备兼容性不一，这也同样影响主站通道工况。在这一点上，采用OLT及ONU等设备的EPON光纤通信更有优势，但建设成本及运维成本巨大，不适宜大范围推广。此外，无线公网存在信号不稳定或物联卡运行工况差等问题，这也影响了设备的在线情况从而增加了运维难度。

2.2 后备电源失效及凝露问题

装置电源主要通过PT取电或者220V市电，电源模块便是电源的枢纽，而蓄电池作为终端设备的后备电源，在终端交流输入缺失时维持终端在线48小时，是设备正常运行的重要后备保障。但在实际应用中，蓄电池充放电及温度导致蓄电池输出电压迅速降低，不能满足48V直流输出，影响正常遥控操作；电源模块也是电源失效的主要原因之一：在常规运维中常常发现电源模块信号灯异常并体现在端口输出异常，从而影响装置的正常在线，因此，电源模块的可靠性将影响设备正常运行。由于昆山多数环网箱是户外型，所以DTU还存在一定程度的凝露情况，这将影响端子排乃至CPU主板的寿命，封堵及除湿问题属于终端设备的设计问题，应当得到重视。

2.3 接地故障研判不准确

从原理及部分量产设备运行情况看，接地故障研判具有较高可行性，其实现的重要抓手在于互感器的采样精度以及针对零序电压、电流量的算法。在经消弧线圈灭弧的小电流接地系统中，谐振接地系统相对于中性点不接地系统有其独特优势，提高了配电网的运行可靠性，但是电容补偿不能实时动态变化，常在过补偿或欠补偿情况下，暂态电流量经二次线圈缩放后更小，对其进行算法分析获取稳定特征值是重难点，而复杂的配网线路也使得零序电流定值要“因地制宜”，一端一案[3]。因此，目前调度仍采用传统的试拉模式，在新时代背景下势必影响用户供电服务体验。

2.4 自动化终端异动及缺陷管理困难

由于不同地区发展水平不一，以发展中区域来说，大量迁改项目及业扩配套工程待上，配网线路分割量巨大，而这将导致自动化终端异动甚至FA异动，需要大量人力精力进行流程闭环。此外对于除主要指标外的缺陷管理，也是运维工作中的难点，如部分缺陷难以排查，施工中遗留的问题容易被忽视等。综上，在线路主网架不固定的情况下，配电自动化运维管理难度较大，应当配合相关管理或数字化技术予以解决。

3 配网自动化应用的优化策略

3.1 完善设备的硬件系统

通常来说，硬件是一切设备正常运行的物理基础，不断更新的时代背景下，采用更加先进、更加可靠的硬件设备是重中之重。针对上述蓄电池问题、封堵凝露等问题，部分一二次融合设备便给出了解决方案。蓄电池不再采用常规铅蓄电池而转用更高效的锂电池，通过压降功率达到降低运行温度及长期免维护功能；而封堵凝露问题则通过提高诸如柜式FTU外壳防护等级来满足；利用电子式电流互感器替代传统电磁式来提高采样精度及安全性。对于通信异常尤其是无线公网通道退出的情况，按项目分类对存量设备相应配件进行升级改造，通过加大检测力度完善加密模块的兼容性验证及证书导入导出规范性。针对公网信号问题，联系运营商调整基站配置，满足自动化终端物联卡稳定接入要求。

3.2 提升系统自我诊断能力

由于当前自动化主站、子站、通信、终端皆通过相关运维人员进行维护，在设备众多的情况下，无法满足消缺的及时性，不利于自动化系统的应用。因此，如何代替传统人力运维或者辅助降低重复劳动，我们可以通过数字化技术达到这一目的。常规自动化终端上会有各类故障运行指示灯，可以给我们运维带来部分帮助，但是仅凭这一简单物理量仍不够。主站和终端之间的关系类似于客户端与服务器，报文便是传输的主要内容，一切指令及操作都基于报文传输及接收[4]。因此，基于报文实时传输状态以及回复情况应当有相应的诊断评估方式，将片区众多终端的数据量及故障数据进行分析并建立数据库，由数据库中匹配各类通信异常、一、二次设备异常，电源组件异常等并反馈给运维人员，通过这一指示运维人员更容易完成修复及消缺。如发生遥控预置失败，那么除了人员的检查，系统应当分析前后报文上送发出情况并给出最有可能的缺陷情况给主站人员指示。此外，主站应当具备终端运行情况评价，并根据良好情况进行分类，更易辨别运行良好的条件并指示家族性缺陷。

3.3 提高对关键技术的应用

加强对关键技术的开发与应用，不仅有利于提高电力系统供电的可靠性与稳定性，而且还能在满足用户正常需求的同时，有效保证电力资源的合理运用，减少资源浪费，从而进一步实现电力事业的可持续发展。因此，在自动化系统中，大胆采用最新技术方法并结合试点提供生产实际条件并取得关键运行数据予以反馈改进，那么诸如接地故障研判准确性一定能够再上台阶。

3.4 加强配电网的建设改造

在配网的建设过程中，加强对覆盖率、实用性改造也是提升自动化系统应用水平的重要举措。具体来说，首先需要全面且详细的分析目前配网线路的布局情况，以及现阶段的使用效率，并根据储备项目进行提前布置并进行总结和归纳，以此来制定出完善的调整方案，为后续的建设改造做好铺垫。对于上文中自动化线路异动管理来说，这便是最好的手段之一。目前结合标准网格将重要FA线路进行固定，并对其余线路进行网格化储备，在未来的规划中，把自动化开关固定成为每条线路的特征属性，只需根据馈线的分布进行参数调整，减少设备异动管理。

4 结束语

总而言之，在当前社会不断发展的背景下，我国电力系统走向数字化、智慧化是必然趋势，因此必须要加强对配电网自动化技术的研究，尤其是要重视当前运行过程中出现的问题，并积极寻找解决办法，通过完善硬件系统、加强对系统的建设改造、提升系统自我诊断能力等方式，来切实提升配电网自动化技术的整体水平。