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闭环运行方式配电自动化系统的探讨(下) |
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作者：刘清瑞 许树荆 |
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4.4 馈线自动化
馈线自动化是指变电站出线到用户用电设备之间的馈电线路自动化，其内容可以归纳为两大方面：一是正常情况下的用户检测、资料测量和运行优化；二是事故状态下的故障检测、故障隔离、转移和恢复供电控制。本系统基于DEP-900馈线终端设备（FTU）实现馈线自动化。
馈线自动化是配电网自动化的重要组成部分。要实现馈线自动化，需要合理的配电网结构，具备环网供电的条件；各环网开关、负荷开关和街道配电站内开关的操作机构必须具有远方操作功能；环网开关柜内必须具备可靠的开关操作电源和供FTU、通信设备用的工作电源；具备可靠的、不受外界环境影响的通信系统。
馈线自动化的实现原则是，故障后的网络重构应采用集中控制与分布控制相结合，优先采用分布式控制的原则，以提高反应速度；实现配电网的闭环运行，故障情况下，瞬时切断故障段并保持对非故障区的不间断供电；兼容开环运行模式。
根据上述运行模式、实现原则、保护方式和通信方式，馈线自动化装置的配置如图4所示：
图4 馈线自动化装置配置图
FTU基本按照变电室中线路为单元进行配置，对于采集参数较少的负荷侧出路，可以根据采集数量配置若干FTU。虚线线条表示通信联系，所实现的功能包括：采集该线路的电压、电流等所需电气参数和设备状态并通过RTU主动上送、执行远方控制命令进行开关开合和参数调整、根据整定条件实现故障状态纵差保护。
分布式控制和集中式控制相结合是10/35kV线路故障处理原则。分布式控制作为主要手段，采用故障状态差动保护方式，通过FTU之间相互通信甄别故障地点，断开故障点二侧开关，隔离故障，保证健康段线路供电。集中式控制作为后备手段，在保护拒动情况下，由主站系统进行故障判别、隔离。由于本环网为电缆网，故障一般为永久性故障，所以不考虑重合闸方式，但FTU本身具备重合闸功能。
系统运行方式以闭环运行为主，兼顾开环运行方式。闭环运行发生故障时，装置将在5个周波内作出判断，为了确保对侧和邻侧故障状态的准确也需要一个时限，因此当发生故障到命令发出的时间约为0.15－0.2秒。单相接地故障、相间短路故障、三相短路故障均可按照上述方案解决。开环运行发生故障时，从故障发生到故障隔离约为0.5秒，健康段的恢复供电约在5秒内。
闭环和开环运行由主站系统根据系统一次侧接线方式和开关状态自行判别。当某开关状态变化时，变位信息上送，主站系统判别该环此时的运行状态。如果运行方式变化，则通知环上所有FTU修改其保护动作判据。
上述方案均基于小电阻接地系统。不接地系统中，当发生单相接地故障时，先通过小电流接地选线装置判别故障线路，再由配电自动化软件通过成组顺序控制操作线路开关甄别故障段，断开相应断路器，并恢复非故障段负荷的供电。其它故障形式的判别与小电阻接地系统相似。
4.5 配电自动化终端装置（FTU）
配电网监控远方终端（FTU）负责对控制对象实时位置信号和测量值的接受以及对控制对象进行遥控。对不同的控制对象，如配电站、开闭所、杆变、杆刀和大容量的高压用户等，需选用适当的FTU。
为本系统配套的DEP-900型FTU，其容量为8路遥测（YC）量、16路遥信（YX）量、2路遥控（YK）量、4路RS-232/485接口。其主要功能有：数据采集，馈线监控，故障检测，开关分合控制，故障自动隔离和故障线路供电的自恢复，自动负荷转移、存储和报告负荷值，接受远方操作指令及转发采集资料、信息，具备相适应的通信接口、采样接口和输出接口，适应户内外环境要求。DEP-900还具备故障电流状态差动保护的功能。它基于故障电流状态差动原理，可作为每个断路器的馈线保护。馈线断路器不设备用和后备保护，当主保护拒动时，变电站出线开关跳开，然后由配电网管理软件进行判别，以遥控方式隔离故障。
该区配电网采用环网结构，电源取自110KV变电站10KV侧的不同母线，按闭环方式运行。小区用户大多为高科技企业，对用电要求很高，希望在系统发生故障时，能瞬时切除故障，保证无故障区不间断供电，因此对配电网的电气备和保护方式提出了较高要求，只能选择性能很强的DEP-900系列FTU。
4.6 配电环网状态差动保护方式
本方案保护方式采用故障状态差动保护方式，该方式将闭环运行状态和开环运行状态分别考虑。如图5.1、5.2所示：
图5.1 闭环运行故障状态
图5.2 开环运行故障状态
假设闭环环网中，电流（功率）正方向为电源一流向电源二，电流反方向为电源二流向电源一，在开环中则不考虑方向，只判断有无故障电流。在环网中每个断路器都设有一套过流保护装置，设In为本侧开关的故障电流状态，它的定义是
这里没有采用电流差动的原理，而是采用了故障电流状态的概念。由于故障电流状态是一个“0”“1”的数字信号，容易传送，容易处理，可靠性高，便于在FTU中综合处理，价格也远较纵差为低。
保护方式采用故障电流状态差动判别，任何变电室10kV母线故障与10kV馈线故障均可等效判断，从理论上消除了保护死区。
4.7 通信
该小区配电网的管理是一种分层的结构，即控制中心直接控制和管理用户变电所及110K变电站的低压部分，并受控于上级配网中心，与调度中心有信息交换。因此各层设备之间的通信就显得尤为重要。
配网控制中心与用户变（开闭所、箱变等）RTU/FTU之间的通信是配网自动化的主要通信系统，其可靠性、经济性至关重要，因此选择多模光纤，通信网路结构采用主/从式自愈环形通信网。正常情况下，只有一个环路在使用。当发生故障时（装置故障或光缆故障），光端机能自动测量故障点，信息在到达故障点之前又返回，使用第二个环路完成通信。用这种方法，对其余的正常装置或正常光缆仍能保持通信畅通和链路完好。其结构及主要工作形态如图6所示。
正常运行时数据信道RTU/FTU故障时数据信道光缆故障时的数据环路
图6 自愈式环形光缆通信网的结构及其主要形态
变电站综自系统与FTU之间、FTU与FTU之间的通信均采用同一条光缆中的不同信道。
配网控制中心的配电自动化系统以载波和扩频的方式与上级配电中心和调度中心通信，并备有商用电话。
整个配网自动化系统中闭环运行部分的通信网路结构如图7所示。
4.8 远方抄表系统
远方抄表系统是负荷管理的一个重要组成部分，同时也是当前发展较快和相对成熟的配网技术之一，具有很好的社会经济效益。
利用电力线通过载波传输电能表数据，能充分利用电力线的资源，成本低，管理维护简便，有电的地方即可实现无专线远程抄表。电力线低压载波通信方式是九十年代的新技术，节省通信线路，工程费用较低，对小区来说比较适用。
在每个用户站中都有带脉冲的电能表，这些电能表的脉冲输出经双绞线接入采集终端，每个采集终端能连接8个电能表。采集终端安装于尽量靠近电能表处，其输出经 MODEM直接接入380V低压电力线。系统中至少有一个集中器，通过MODEM与低压电力线相连，各采集终端直接与集中器进行通信。集中器有RS-485接口与RTU通信，将各电能表的输出传送到RTU。一个集中器可与64个采集终端进行通信，即最多可连接512个电能表。
图7 闭环运行配电网通信网路结构图
有的最终用户比较分散，用采集终端连接各用户电能表在技术上不可取，可选用带MODEM的电能表直接接入低压电力线。
自动抄表的后台系统由控制中心的计算机系统，它将列出每个用户的用电情况：分时电能、日报、月报、电费清单等等。
5、问题与建议
5.1 关于中性点接地方式及接地电阻阻值的确定
当前我国的大部分地区配电网仍以架空线路为主，因此大部分采用小电流接地方式。但在一些开发区和部分重点供电区域，逐步改为电缆供电，接地故障电流一般在25－2000A甚至更高。当配电网络发展到以电缆为主时，系统电容电流较大，用消弧线圈补偿就有一定困难，配网中性点宜改为小电阻接地的方式。至于接地电阻阻值的选择，要根据各地的实际情况因地制宜，所选择的阻值必须使接地故障电流大于电容电流。这在北京、上海、天津、广州、深圳、珠海、苏州等城市已有许多成功的经验，均可以借鉴。
5.2 具有状态差动保护功能的FTU的配置
采用闭环方式运行的配电网系统必须采用断路器，具备光纤通信信道，配置具有状态差动保护功能的FTU，才能实现秒级恢复供电的要求。这几个要素缺一不可。因此，在选择闭环运行方式时，一定要综合考虑系统的结构和主设备类型。
5.3 与开环运行方式的结合
由于各种因素的限制，不可能在一个供电区域内全部采用闭环运行方式，甚至有的供电区域主要采用开环运行。因此，配电网自动化主站系统（DMS）必须考虑兼容闭环和开环运行方式。这对DMS系统提出了更高的要求，有些软件模块需在系统设计时在底层部分就加以考虑，否则所打补丁很难与系统有机地结合在一起。SuperDMS-2000在设计开发阶段即考虑了这些因素，故能完全满足这方面需求。
6、结束语
经济的发展对配电网自动化提出了更高的要求，配电网自动化也是电力系统现代化发展的必然趋势。实现闭环运行的配电网自动化是一个创举和突破，也是配电网发展的一个更高阶段，秒级的故障恢复时间满足了绝大多数用户对供电可靠性的要求。
技术在不断发展，用户的需求也不断提高。参照发达国家和地区的经验，结合我们自己的实际情况，综合考虑近期与远期、全局与局部、主要与次要的关系，设计开发出先进、通用、标准的配电网自动化系统，对电力市场的发展和完善具有重要的意义。
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(6/20/2005) |
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