乌当供电局配电自动化试点方案.doc

乌当供电局配电自动化试点方案来源：农村电气化 作者：秦寿义 韦子久 张荣摘要：该文根据当前配电自动化研究与应用情况，结合乌当城网现状以及典型配电自动化系统总体结构模式，提出试点配电自动化系统总体结构,采用包括配电主站层和配电终端层的两层结构模式。在此基础上，提出试点配电自动化通信系统采用分支通信层和用户通信层的两层结构模式，并给出试点配网通信系统的混合通信方案。针对试点配电环网，提出两种切合实际的“手拉手”环网馈线自动化解决方案。此外，还指出构建配调合一的.系统需要做的工作。关键词：配电自动化；通信方式；馈线自动化乌当供电局城网供电区域为国家级高新技术产业开发区，对供电质量有较高要求。随着城网改造的深入进行，配电网的复杂程度也随之提高。因此，2004年乌当供电局已经开始尝试实施馈线自动化，在城区两对“手拉手”环网上安装了10台电压型自动化开关，但尚未建立配网通信系统和配电自动化主站系统。本次试点的目的就是要在以往实施馈线自动化的基础上，构建配网通信系统，并充分应用现有的ON2000调度自动化系统平台，对其进行扩容升级，实现调度自动化、配网自动化主站一体化。同时，还将选择两条10 kV馈线，将其进行适宜的环网改造，达到如下目的：提高城网供电可靠性；实现故障自动检测与识别，故障自动定位，故障自动隔离和网络重构功能；建立配电网数据监控及采集系统（SCADA），实现对配电设备实时监控和管理功能。图1乌当供电局试点配网一次接线图试点涉及如图1所示。变电站3座：110 kV新添变、北衙变和35 kV下坝变；10 kV线路6条：北府-洛府线、北广-洛广线以及洛大-下三线，分别构成三个“手拉手”简单环网，其中洛大-下三线为待改造环网；配电自动化开关15台：其中现有开关（东芝技术VSP5电压型自动负荷开关，与珠海许继公司TOSDAC-D21P11型RTU配套使用）10台，北府-洛府线、北广-洛广线两个环网各5台；新增开关（东芝技术VSP5电压型自动负荷开关，与南瑞集团公司DAT-1P型FTU配套使用）5台，用于洛大-下三线环网；配电变压器10台：其中新增配变终端TTU（南瑞集团公司DAT-1T型）5台（分布于城区），已建配变负荷监测仪（上海久电公司UI-III型）5台（分布于各乡镇）；10 kV柱上无功补偿装置（成都星宇公司xyJWK-10型）6台（分布于各乡镇）。1 环网改造及自动化开关的选型1.1 环网改造通过分析计算，采用手拉手简单环网，可使供电可靠性RS1指标达到99.96%。考虑到电力的供求平衡及线路安全等多种因素，一条环网的标准配置可定为5台自动化开关，并结合变电站站内开关将2条线路根据负荷、线路长度有机分割成6个相对独立的供电区段并互为备用，平时运行在开环状态，如图2所示1。图2手拉手简单环网标准配置示意图1.2 自动化开关的选型1乌当供电局配电网的特点是架空、电缆混合网，而我局目前使用的VSP5电压型自动负荷开关既可上杆、也可落地安装，同时该型开关长寿命、免维护、可靠性高，大大减小了我局的配电网日常运行、维护工作量。乌当区是一个空气污染较严重的地区，且雷电天气异常频繁，在这种天气条件下，室外蓄电池特别容易受损、失效，而该型开关具备“失压脱钩，来电自举”功能，因此不需要直流操作电源，非常适宜长久持续运行。该型开关配置故障检测装置（FDR）后，其动作行为可不依赖通信系统和后台系统，就地能够自动进行网络重构，为分阶段实施配电自动化提供了技术保障。因此，本次试点仍然采用东芝技术VSP5电压型自动负荷开关，并与南瑞集团公司DAT-1P型配电自动化终端（FTU）配套使用。2 系统总体结构配电自动化系统通常分三个层次进行控制和管理，分别是配电主站层、子站层和终端层。采用这种分层控制模式可以加速配网故障自动处理过程，提高系统实时性。各层间既相互独立又互为备用，提高系统的可靠性。分层结构模式，减少了信息流量，节省配网通信系统的投资。由于乌当供电局配电自动化试点所涉及的配电环网不多，只有三个手拉手简单环网，结构比较简单，整个系统由配电主站和配电终端组成，同时考虑是试点，受资金、技术以及运行经验的限制，建设规模应控制，不宜将系统复杂化，故可考虑省去配电子站层，即试点系统总体结构采用两层结构模式2，整个系统包括配电主站层和配电终端层，将来根据需要再增加配电子站层，扩展为完整的三层结构模式。3 配网通信方案配网通信系统要求具有高度可靠性、经济性以及开放性、可扩充性，同时还要求操作维护方便，拥有双向通信能力且适应多种传输速率。配电自动化常用的通信方式有光纤通信、电力线载波、有线电缆、无线扩频、微波通信、借助公众通信网（如GPRS）等多种。根据本次试点实际情况，试点配网通信系统采用分支通信层和用户通信层的两层结构模式。目前，还没有一种通信技术可以很好的满足这两个层次的需要，所以试点配电自动化通信系统须采取混合通信方案，即：分支通信层：即主站与FTU之间的通信，采用光纤自愈双环网通信方式；用户通信层： FTU（内置光Modem）与TTU之间的通信，采用屏蔽双绞线作传输介质，可将多个TTU通过RS-485总线接入同一个光Modem的同一个RS-485数据接口；采用GPRS技术实现配电主站与配变负荷监测仪以及10 kV无功补偿装置之间通信。本次试点采用北京蛙视公司Omate 2000数据光端机构成双纤自愈环网。为试点配网光纤自愈双环网通信方式构成图如图3所示。现场的光Modem安装在FTU或RTU通信箱内。为了在同一个光纤环网上传输不同规约的信息，以及避免因轮询点较多导致响应实时性不佳，可采用接口时隙分组技术。本试点是将光纤自愈双环网中的光Modem配置为三组接口时隙，每一组时隙对应一个数据通道，同时对应一组配电终端。也就是说，用其中一组时隙（数据通道）传输新增5台FTU信息，采用IEC101规约；另一组时隙（数据通道）传输新增5台TTU信息，采用IEC101规约；再用另一组时隙（数据通道）传输现有10台珠海许继RTU信息，采用ITU-T V.23通信协议。图3乌当供电局试点配网光纤自愈双环网通信方式构成图对于可能的响应延时问题，除了采用时隙分组技术外，还可采用合适的规约（如DNP3.0等）以及增加配电子站来加以解决。4 馈线自动化方案在配电自动化的所有功能中，馈线自动化(Feeder Automation，简称为FA)是最主要的功能，其作用主要包括故障检测、定位、隔离和网络重构（也常简称为DA）。常用的馈线自动化实现模式有就地控制、远方集中控制以及综合智能控制等几类。在对其进行分析比较的基础上，结合乌当配电网络现状，本次试点馈线自动化可分别采取两种方案来实现，即已建北广-洛广、北府-洛府两个环路采取就地控制与远方集中控制相结合DA解决方案，新建洛大-下三线环路采取电压/电流混合型DA方案。就地控制与远方集中控制相结合DA方案。现有北广-洛广、北府-洛府两个环路上的开关均采用VSP5 电压型自动化开关及其配套RTU（TOSDAC-D21P11），本次试点将加装通信箱，由开关配套TV供电，通过双纤自愈环网将RTU接入配电主站。由于RTU不带蓄电池，停电时造成通信中断，RTU将失去与配电主站的联系，不能上报故障信息，因此对于已有两个环路DA方案，只能由当地RTU终端完成故障检测、定位、隔离功能，而网络重构则由配电主站来实现。这种方案，变电站出线开关保护不必要改造。这种方案的故障隔离，还是根据电压型原理，由终端就地进行故障隔离，配电主站接收到终端发出的故障信息、开关变位信息后，确认故障所在区段。在确认故障已经隔离前提下，提出最佳网络重构方案，由主站远方遥控，恢复系统供电。电压/电流混合型DA方案。进行环网改造后的洛大-下三线环路依旧采用东芝技术VSP5电压型负荷开关，与南瑞集团公司DAT-1P型配电自动化终端（FTU）配套。该FTU除具有当地/远方测控、故障判别等常规功能，还具备多种通信接口（RS-232/485、CAN总线、以太网等）和支持常用远动规约（IEC101/104、DNP3.0、CAN2.0B等）。此外，FTU还配有蓄电池，以便在停电情况下维持FTU工作，在故障停电时保证FTU正常工作，配合主站完成DA功能3。特别是DAT-1P型FTU具有电压型DA与电流型DA相互兼容的特点，在DA方式的选择上更具灵活性。所谓电压/电流混合型DA，指当环路发生故障时，故障检测、定位、隔离功能的实现将采用电流型远方控制方式，即由配电主站集中采集环路上各FTU故障信息，根据网络拓扑关系，进行分析诊断，准确进行故障定位。由于VSP5开关具有“失压脱钩”特点，此时，相关开关已处于分闸状态，远方主站只需发出开关闭锁命令，把故障点两侧开关闭锁。对于馈线上健全区段的供电恢复，由主站提出最佳重构方案，通过遥控相应开关，并结合VSP5电压型开关“来电自举”的特点，逐级恢复，完成网络重构。这种混合型DA方案，具有电压型、电流型DA方案优势互补的优点，一方面体现了电流型快速、可靠定位故障和隔离故障的优点，同时发挥VSP5电压型开关采用交流操作电源的特点，避免使用蓄电池作为操作电源，使开关操作可靠性大大提高。这种方案，变电站出线开关保护也不需要改造，保留一次重合闸即可，但DA功能完全依赖于配网通信系统，对通信可靠性要求较高。这两种方案都发挥了VSP5电压型开关的优点，充分利用了配网光纤通信资源和配电主站资源，适用于各种配电网故障的处理。5 配电主站系统乌当供电局在用的调度主站构建于南京南瑞集团公司“一体化ON2000配网综合调度自动化系统”的平台。该系统基于Windows2000操作系统，在一体化支撑环境上，可实现调度自动化、配电自动化、地理信息系统、调度管理、配网管理等多种应用功能。由于采用了模块化的系统结构，可根据具体的功能需求，方便地进行应用功能的灵活组合。因此，可在现有调度自动化系统的软硬件平台上，构建配电自动化主站系统，形成一体化配网综合调度自动化系统4。实现调配一体化主站系统有如下优点：比两套独立系统具有更好的性能价格比，大大降低总体投资；系统软件、硬件资源得到充分共享；减少系统运行、维护工作量和运行费用；共用数据服务器，共用一个数据库，既实现资源共享，又能保证调度、配网各自数据对安全性、可靠性、实用性、开放性、扩展性和容错性的要求。为了满足配电自动化需求，需对原调度自动化系统进行扩容。结合本次试点的现状，主站系统需要扩容的硬件主要有：两台配电工作站。配电工作站对整个配电网的运行进行实时监视和控制，实现配网SCADA功能和正常10kV负荷倒闸操作，以及对配电变压器、无功补偿装置的测控与管理。一台数据光端机。主站光Modem与配电终端光Modem一起组成光纤自愈双环网，完成数据采集以及下发控制命令等任务。一台GPRS通信管理机。GRPS通信管理机通过APN专线接入移动无线公用数据网，对配电变压器、无功补偿装置进行测控，并完成不同通信协议的转换。主站系统需要扩容的软件主要有：DA故障处理软件。主要完成配网故障的检测、隔离、网络重构以及各种交互式人工处理任务。配电SCADA软件。主要完成配电网的数据采集、数据处理、图形显示、配网控制、告警处理、事故追忆、报表打印以及权限管理等功能。通信软件。主要用于各种通信协议（远动规约）之间的转换。配变、无功补偿装置监测与管理软件。6 结束语现场运行证明，该配电自动化试点方案切实可行，提高了供电可靠性，提高了城网的运行维护水平，也提高了对配电网的管理水平，真正起到了以点代面的试点作用，具有良好的经济效益和社会效益。同时，完全可以以本试点系统为基础，进行较为方便