浅析农网配电自动化系统应用技术

作者：齐艳超

来源：《中小企业管理与科技·上旬刊》 2013年第10期

齐艳超（国网河北高阳县供电公司）

摘要：对配网自动化技术进行简单的介绍，针对农网建设特点和农网供电可靠性要求的不断提高，就适合农网建设的配网自动化系统的构建和分阶段建设的情况作出相应分析和研究。重点解决在实际建设和应用中遇到的一些问题。文章对这些问题进行分析和探讨，达到能够推进自动化系统建设的目的。

关键词：环网拉手 自动化系统管理

配电自动化是对配电网上的设备进行远方实时监视、协调及控制的一个集成系统。它可以充分利用现有设备提高配电网运行率，为供电公司创造效益。随着电网系统的发展，农网配网自动化逐步成为一个重要的发展趋势。本文将秉承这一发展理念，重点介绍农网城区配网自动化系统的构架过程和管理。

1整合现有电网资源

配电自动化系统通常都设计成开放的积木块式结构，在具体实施中需将现有配网自动化资源进行收集整理，并且按照自动化建设预期进行前期建设和电网结构改造。但每一步都要做好后期配网自动化建设扩展的接口。现以某县公司县城配电网分布为例进行具体分析：县城周边的3个1 lOkV变电站和2个35kV变电站5个电源点能够满足建立环网要求。县城电网主要由4个站的16条lOk＼，线路供电，负荷分布较均匀，电源点分布于县城的南北两侧和东侧，要建立环网结构就要充分考虑10kV线路出线方向和分布。首先，将城区电网进行分割，避免线路存在交叉、抄手互供的现象，合理分配负荷。同时，对线路进行改造，使线路具备互供运行的条件，导线截面满足环网供电的要求。因此，将导线运行条件设立为拉手供电的两条线路的总负荷，更换为了240mm截面的绝缘导线。

2建立基于开关设备的环网供电网络

在做好基础电力网络分布后，就能够按照配电自动化发展进入第一阶段即基于自动化开关设备相互配合的配网自动化阶段。在此阶段，需根据环网线路各段的线路参数和负荷情况调整出线开关、分段开关和环网开关的保护定值和保护时间，调整环网线路的相序使其一致。最终能够通过多次重合闸将故障运行条件下的线路段隔离，达到最初的配电自动化要求。这类系统的自动化程度低，运行方式无法进一步优化。而且调整运行方式后要到现场修改定值：恢复健全区域供电时安全管理存在漏洞：隔离故障时需多次重合，对设备冲击大，会加速设备老化。

3建立基于通信网络、馈线终端单元(FTU)和后台计算机网络的配电自动化系统

3.1与现场设备相匹配的FTU馈线终端单元，考虑到后期自动化控制和信号采集需要具备以下特点：①具有多种电气量的测量功能（如电压、电流量），并可以作相应的计算（如有功、无功、频率等）。②模拟量输入、开关量输入／输出可灵活配置。③设有功能强大的维护口，便于现场维护。④采用简洁的硬件设计，双层板和表面贴装技术，以及工业级或军品级芯片，体积小、强度高，可适应的温差较大场合。⑤采用以DSP数字处理和ARM嵌入式操作系统技术为核心的最新技术。⑥设有主通信口，用于与馈线自动化监视器通信。(Z)超低功耗设计、全封闭机箱。⑧高可靠的电磁兼容性能。⑨内部连接采用高质量的连接端子，连接便捷、性能可靠：外部采用防水密封航空插头并焊接电缆连接方式，现场接线简易、安装。

3-2 FTU是通信系统与控制设备交互的接口单元，需要具备以下功能：①设置功能：当地、远方定值设置，定值存放在EEPROM中，FTU失电后永久保存：时间设置、远方对时，内部自带时钟芯片。②信息采集和处理功能：采集开关正常电流和故障电流，实现电流量的测量和越限监测：采集交流输入电压，监视开关两侧馈线的供电状况：通过检测零序电流互感器及三相电压互感器实现零序电流、零序电压测量：采集状态量信息，具有重要状态量变位上报及时间记录功能。③通信功能：FTU配电自动化远动终端提供RS232串行通讯方式和RS485、光纤通讯方式（选配）：结合通讯部分，FTU可与SCADA主站通信，将采集和处理信息向上发送并接受上级站的控制命令，完成对配电线路的各种监控功能：可以现场调试用掌上电脑近距离通讯。④遥信功能：采集状态量信息，具有重要状态量变位上报及时间记录功能。即通过检测相应路遥信变位情况实现变位上报：可判断开关位置：判断开关是否储能：给出ROM、开入、开出、定值、压板、自动校正、采样通道等的出错信息：保护动作信息：FTU对外提供足够的遥信通道，可用于开关位置及开关储能状况的监测。⑤遥控功能：接受并执行遥控指令，控制开关的开、合。同时给出遥控选择是否成功的信息：FTU配电自动化远动终端对外提供的无源节点，跳合闸命令为持续1/3秒的脉冲。如所控的开关为220V交流电储能，则可直接将节点接入开关的跳合闸线圈。⑥故障判断和隔离功能：电流一时间型故障隔离运行模式：电压一时间型故障隔离运行模式（FDR故障搜查控制器运行模式）：电流电压一时间型故障隔离运行模式：⑦自诊断、自恢复功能：通过自诊断及时发现并上报终端的内存、时钟、I/O等异常现象：具有上电及软件自恢复功能。⑧电源失电保护：具有失电数据保持功能，记录数据可长期保存：主电源失电后备用电源至少可续航24h。⑨就地保护功能：三段过流判断：反时限过流判断：合后加速跳：三相三次自动重合闸（可选1-3次闭锁）：通过检测零序电流互感器（或三相CT计算合成）实现单相接地跳闸保护。此项功能应在第一阶段就必须具备，第二阶段建设应整合其内容，以节省投资。

除此之外，还应具备当地调试以及事件上报和记录功能，现因篇幅有限，不再一一阐释。

3.3合理选择通信模式，并搭建通信网络，建立与RTU联络的网络系统框架。本文拟用图1所示的光纤通讯模式进行通信网络的构建和分析。采用单模光缆沿lOkV线路铺设，在每个开关（或环网柜）等设备上安装1个光缆终端盒，将光缆打断熔接在光缆终端盒内，将其中2芯用4根尾纤引出连接在安装在FTU内的光端机内，连接成如下网络结构的光纤环。利用时分复用(TDMA)技术，可以在一根纤芯上获得2-8个通信通道，实现数据分类、分通道传输，以提高配电自动化系统的整体性能。

3.4建立配电自动化主站系统。首先，现有的系统平台要有很好的开放性，能够对系统进行有效扩展和升级。GIS系统平台要能够和SCADA实现数据共享和互相通讯。这里就需要做好各个软件供应商的工作和在购置协议中明确。其次，在建立主站系统时，应考虑长远，避免造成升级瓶颈，推倒重来。系统的规模和容量一定要满足高级配电系统自动化的要求，即有足够

数量的数字量、模拟量、累加量、遥控量、虚拟量和转发量，要有足够的接入终端能力和可接入工作站的能力。这些参数要结合本地区负荷情况和系统建立的预期相适应。

4配电自动化系统高级应用阶段

本阶段包含了FTU、通讯网络、配电自动化计算机系统、高级应用软件等一系列的应用。

①在现有的配电地理信息系统和SCADA系统以及正在逐步推行的远程抄表系统的基础上，有效的将各个系统进行集成，形成综合自动化的基础。在此基础上，对现场设备进行馈线自动化系统的改造。有效完成馈线自动化子系统的地理信息管理，使其具备区域分析和显示功能、线路辅助运行管理、沿线追踪、实时信息处理、线损计算等多项新功能。②创建负荷控制及管理子系统。结合运行的负荷控制与管理实时系统，以用户的负荷控制终端基本数据为依据。实现在地图上创建各类负荷控制终端，并在此基础上，为用户提供各类地理信息的咨询、分析功能以及实时数据的显示。⑧用户抄表与自动计费子系统。远方抄表及自动计费子系统，应向配电信息系统传送用户地址、用户名称、用电负荷等信息，以便配电系统能够显示区域负荷情况，使数据更加直观。

由于本文篇幅有限，不能够对各阶段系统建设的具体细节阐述清楚，只能够整体建设的思路有所介绍，具体的建设方案和管理应该按照各地区、各公司的具体实际综合考虑进行。管理应该按照标准化的理念进行人员和设施的配置，利用标准化管理方式进行。