1、刍议配电网自动化的关键技术摘要：配电网是我国电力系统的重要组成部分，主要用于对电能进行分配，其运行质量直接影响到用户的用电质量，也反映出电力企业能否为用户提供优质、安全、可靠、经济的供电服务。近年来，自动化技术的应用对提升配电网的运行能力发挥了非常重要的作用，本文中将对配电网自动化技术的应用进行探讨。 关键词：自动化；配电网；技术；原理 中图分类号：TM421 文献标识码：A 随着我国市场经济的发展，电力企业经过深化改革，不断提高自身要求，为用户提供更优质的服务，保证用户用电质量。同时，电网的扩展也是越来越快，设备总量、电网规模都达到了一个新的层次，一定程度上人力资源难以跟上电网发展的步伐。因
2、此，对配电网的自动化建设提出了更高的要求。 1 实现目的及系统结构 自动化技术在配电网中的应用，可以实现电力企业减少客户停电时间，提高供电可靠性，提升服务质量，实现配电网的安全经济运行，提升企业设备管理水平和资产运营水平。 1.1 配网自动化主站由硬件和软件两大部分组成，根据主站软件是否配置电网分析应用功能，可划分为简易型和集成型两种类型。 简易型配电自动化主站主要部署基本的平台、配电 SCADA 和馈线故障处理模块；集成型配电自动化主站是在简易型配电自动化主站系统的基础上，扩充了网络拓扑、区域潮流计算、网络重构等电网分析应用功能。 硬件采用开放式分布体系结构，系统功能分布配置，主要设备采用冗
3、余配置。硬件设备主要包括服务器、工作站、网络设备等，根据不同的功能，服务器可分为前置采集服务器、SCADA 服务器、数据库服务器、分析应用服务器、支撑平台服务器、WEB 服务器及工作站。具体配置方案与系统规模和功能需求有关。 1.2 配网自动化终端包括有 DTU、FTU、TTU、故障指示器。 DTU 安装在配电房开关柜、户外环网柜等处，其功能是：监测线路开关的开关位置、相电流、零序电流、电压等；在线路发生故障时，将监测到的故障信号传送给主站，由主站通过对相互关联的多个配网自动化站反馈的故障信息，判断故障区域，远程控制配电自动化终端对开关进行分、合闸操作，完成故障的隔离。 FTU 与 DTU 都
4、是用于监控开关设备的自动化装置，两者基本构成相似，区别在于 FTU 是安装在架空线路开关处。由于监控对象在电网中所处的位置、应用环境等不同，故这两种监控终端有一定的差异。 TTU 装设在配电变压器、箱变等变压器设备旁，监测变压器运行状况的自动化装置。负责采集并处理配电变压器低压侧的各种电量（电压、电流、有功、无功、功率因素、电能量及状态量）等信息，并将信息向计量自动化主站系统传输。 故障指示器是指安装在架空线、环网柜或电缆分支箱中的电力电缆处，用于指示故障电流流通的装置。能实时监测线路的运行状态和故障发生的地点。 1.3 配电网通信分为有线和无线两种方式，其中有线方式主要包括光纤通信、载波通信
5、等，无线方式主要包括 GPRS/CDMA、3G 等。 2 配网自动化技术原理 馈线自动化是指对配电线路运行状态进行监测和控制，在故障发生后实现快速准确定位和迅速隔离故障区段，恢复非故障区域供电。馈线自动化按照通信及故障定位与故障定位和隔离技术模式，区分为主站集中型馈线自动化和就地型馈线自动化两种方式。 2.1 馈线自动化基本原理 (l) 主站集中型馈线自动化是指各个配电终端都与配网自动化主站通信，配电终端采集故障信息上传主站，由主站判断确定故障区段，并下发命令控制终端对开关进行分合，进而实现故障隔离和恢复非故障区域供电。如下图： 以上图为例，说明集中监控型馈线自动化的实现方法。假设 CB1 与
6、CB2 间发生故障，变电站 1 出口断路器 FB1 因故障电流跳闸，经延时后重合，若是瞬间故障，则合闸成功，恢复供电；若为永久性故障，FB1 重合失败，启动主站故障处理。当主站检测到 CB1 有故障电流流过，而其他开关均无故障电流流过时，判定故障发生在 CB1、CB2 之间，主站先以遥控方式让 CB1、CB2 分闸，隔离故障区域，主站再发出遥控命令让 FB1 合闸恢复故障区域左侧供电，让 FB2 合闸恢复故障区域右侧供电。 (2) 就地型馈线自动化不依赖与主站通信，由配电自动化终端根据自身的控制逻辑就地实现故障定位、隔离和恢复非故障区域供电。当然，其还是可以通过无线公网或者光纤与主站实现三遥功
7、能。其中又可分为电压时间型和电压电流时间型。 电压时间型馈线自动化工作原理：以电压时间为判据，当线路发生短路故障时，变电站出线开关保护跳闸，线路分段开关失电后分闸。变电站出线开关第一次重合闸后，线路分段开关得电后逐级延时合闸，当合闸到故障点后，变电站出线开关再次跳闸，所有线路分段开关失电分闸，同时闭锁故障区间线路分段开关合闸；故障隔离后，变电站出线开关再次重合，非故障区段的线路分段开关再次延时合闸，恢复故障点前段线路供电。 例：当故障发生在 C 区域时，开关 1 过流保护动作跳闸，CB1 和 CB2失压跳闸。开关 1 重合，CB1 得电延时合闸，合闸后 T 时间内没检测到失压，判断故障不在本区
8、域,闭锁分闸。CB2 在 CB1 合闸后检测到有压，延时合闸且合到故障点，闭锁得电合闸。同时开关 1 保护再次动作，切除故障，CB2 失电分闸。开关 1 二次重合，恢复 A、B 区域供电。联络开关正常时两侧有压，当变电站 1 出现 C 区域发生故障时，开关 1 跳开故障后单侧失压，开始计时延时合闸，在延时合闸时间内，CB2 临时合上又断开，使得联络开关检测到单侧残压，闭锁合闸，实现故障隔离。 电压电流时间型馈线自动化工作原理：主干线分段开关与变电站出线断路器保护和重合闸配合，分支线开关和主干线上的分段开关配合，配电自动化终端依靠配电自动化终端自身的电压-时间和故障电流复合判据实现故障隔离和非故
9、障区间的快速恢复供电。 其基本原理同电压时间型，只是在电压的基础上增加了电流判据，更为可靠，同时在主干线上增设了一到两级的断路器与变电站出线开关配合。例如上图中的开关 2、开关 3，都具有过流保护及重合闸功能。开关 1、2、3 配合实现线路分段保护。每个开关再与下级所带的负荷开关形成配合。 电压时间型馈线自动化模式适用于纯架空、架空电缆混合线路的单辐射、单联络等网架，投资最小。电压电流时间型自动化模式适用于纯架空、架空电缆混合线路的单辐射、单联络等网架。 2.2 主站集中型和就地控制型区别及适用范围。 主站集中型模式适用于纯电缆、纯架空和架空电缆混合线路的任一种网架。其依赖通信非常强，所以通信
10、方式只能选用光纤。并且对配网自动化主站系统软件、硬件要求非常高。目前在配网自动化技术推广中并不提倡。 就地控制型的通信方式可灵活根据安装区域选择。例如发达城市城区中心区域光纤覆盖率高情况下可应用光纤通信，而三级城市或城郊农村则用无线公网更划算。 3 故障自动定位 故障指示器是一种可以直接安装在配电线路上的故障指示装置，主要通过检测线路电流的变化，来识别故障特征，从而判断是否给出故障指示。按照使用场合不同，故障指示器又细分为电缆型故障指示器和架空型故障指示器。故障指示器通过安装在附近的通信终端与配网自动化主站通信，实现数据实时监控。管理人员可以根据相关信号分析缩小故障范围，提高事故处理人员效率，实现快速复电的目的。 4 结束语 在高科技发展的今天，随着配电网的建设越来越受到重视，配网自动化技术得到了大力的推广和应用，其自动隔离故障、自动恢复非故障区域供电及缩小故障判断范围等功能，必然对电力企业提高服务质量减少用户停电时间起到很好的作用。同时，根据其收集的数据，对于城市电网规划管理也起到了非常重要的作用。电力系统将随着科技发展变得更集中化、智能化。 参考文献 1林永军、施玉杰.配电网自动化实用技术M.中国水利水电出版社.2008. 2许晓慧.智能电网导论M. 中国电力出版社.2009.
