1、浅析配电自动化系统的应用摘 要：下文主要根据笔者多年的工作实践经验，结合查阅的资料，对某地区 P 型站配电自动化系统的功能进行了讨论，并介绍了系统配置、相关技术标准，指出配电自动化系统应形成一套适合我国城市配网国情的综合配电自动化管理系统。选用上海久隆电力科技有限公司的 P 型站自动化成套装置，在环网配电的前提下，结合实际运行中遇到的不同情况，介绍了该成套装置的实施方案，并具体说明了它在实际应用中的诸多优越性。 关键词：配电自动化；供电可靠性；电能质量 中图分类号：TM64 文献标识码： A 笔者翻阅了大量的资料，得知 10 千伏配电站的电能尚未建立完备综合自动化系统，使低压部分电能信息仍处盲
2、区。这对进一步提高抢修效率、有效控制线损等均造成了一定的阻碍。根据电力公司要求，供电分公司将在目前 10KV 配电站的一、二次设备配置基础上，进行大规模低压配网自动化，即 DSCADA 系统技术改造，从而实现 10KV 配电站的信息采集和监控，改变目前配电站信息盲区的现状，使电能质量和供电可靠性获得有效保障。 1、P 型站自动化改造分析 1.1 P 型站设备特点 按照电力公司定义，P 型配电站站内 10 千伏系统只配置负荷闸刀；不设继电保护装置，且不安装电压互感器和电流互感器，各项电能信息均无法获取。P 型站内无直流电源，无断路器，除依靠熔丝熔断外，自身无法切断故障，若发生全站失电的情况，站内
3、所有装置均无法工作。这些特点为 P 型站的自动化改造增加难度，对改造工程进行提出了挑战。 1.2 运行特点 P 型站进线电压等级为 10 千伏，出线 380 伏，10 千伏系统经 10 千伏开关站实现手拉手环网运行，通过开关站与其他 10 千伏配电站互联。 2、配电自动化系统（DSCADA） 配电自动化系统的功能基本有五方面，即配电 SCADA、故障管理、负荷管理、自动绘图/设备管理/地理信息系统（AM/FM/GIS）和配电网高级应用。 然而，仅具备 SCADA 系统的三遥功能，并不能被称为配电自动化系统。配网自动化系统必须在配电 SCADA 基础上增加馈线自动化（FA）功能，其系统结构如下图
4、 1 所示。馈线自动化的基本功能应包括：馈线故障的自动识别、自动隔离、自动恢复。配网故障诊断这一问题，具有一定的复杂性，根据不同的配网实际情况和故障情况，在诊断的步骤与方法上有所差别。配电站自动化故障诊断方案应适用于单相接地故障、相-相故障、相-相接地故障和三相故障等。使用范围为中性点不接地或小电流接地系统。为了完成 DA 的功能，DSCADA 系统除了可以采集正常情况下的馈线状态量以外，还应对故障期间的馈线状态进行准确的捕捉；除了可进行人工远程控制之外，还应对馈线设备进行自动控制，以便实现故障的自动隔离和自动恢复。 图 1 配电站自动化系统构架图 3、P 型站改造需解决的问题 在本身不设电压
5、互感器和电流互感器的情况下，如何实现电能信息采集；在站内 10 千伏系统不设断路器的条件下，如何实现遥控、遥测功能；如何增设直流电源。 4、问题解决方案 4.1 电能信息的采集 参照故障诊断自动化装置技术指标要求，在本试点工程中，采用线路电缆侧加装三相电流互感器 CT 监测获取电压、电流等各项电能信息。 4.2 遥控功能的实现 虽然 P 型站 10 千伏系统本身不设断路器，无法实现故障自动切除，但由于浦东地区 10 千伏系统已实现手拉手环网运行，因此可考虑经环网中 10 千伏开关站的断路器将发生故障的 P 型站切除。 环网供电故障点即时判别原理为：当出现故障时，记录初始电流值计算出其有效值，P 型站内的 FA 读取现场装置送上来的检测值后，根据电网拓扑结构比较判断，在含有故障点的电网中，比较所有馈线的电流有效值，电流量大的线路，则被选为故障线路。比较线路上安装在不同位置的装置送上来的电流有效值，如果某一区段两端装置测量到零序电流有效值有明显差别，且靠近电源侧有效值大，则认定故障点在该处。 4.3 直流蓄电池的配备 按照采用 FA 技术配套直流电源，合理解决了原配电站中不具备直流电的问题。
