配电自动化系统在智能电网中的应用和发展

孟庆焜

（ABB(中国)有限公司广州分公司，广东 广州 510000）

1 智能电网的发展现状及特点

所谓智能电网就是电网的智能化，它建立在集成的、高速双向通信网络的基础上，通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术的应用，实现电网运行的可靠、安全、经济、高效和使用安全的目标。智能电网是将信息通信技术纳入电力系统的渐进过程，这不仅有助于提高电力行业的生产率和竞争力，并且能够创造大量就业岗位。其主要特征包括自愈、激励、抵御攻击能力、允许各种不同发电形式的接入、提供满足21世纪用户需求的电能质量。

我国在2009年5月正式提出了智能电网的建设概念，到目前为止智能电网及相关领域已经开展了大量的研究和实践，发展主要将经历三个阶段：

第一阶段（2009-2010）规划试点阶段。主要目标为制定智能电网发展规划，技术标准，进行主要关键技术的研发和设备研制，逐步开始项目试点。

第二阶段（2011-2015）全面建设阶段。主要为加快特高压电网和城乡配电网建设，初步形成智能电网运行控制和互动服务体系，关键技术和装备实现重大突破和广泛应用。

第三阶段（2016-2020）引领提升阶段。全面建成统一的“坚强智能电网”，技术和装备全面达到国际先进水平，为服务清洁能源开发和保障能源供应发挥重要作用。

智能电网带来的种种好处显而易见。它可以向电网运行单位提供有关供求以及电网组成状态的更具体的信息。这样有助于及时、有效地更换设备，降低局部断电或大范围断电的风险。它还能够在设备停机或发生断电事故时自动改换输电线路，从而减少因故障产生的供电中断或保证供电中断时较快地恢复送电，大大提高供电可靠性，目前广泛推广的配网自动化系统，就是在配网环节引入智能电网概念，对配电负荷进行智能化管理。

2 配电自动化系统在智能电网中的应用

配电自动化及管理系统是智能电网配电环节的重要组成部分，是一套基于统一配电GIS平台之上，以配电监控系统为配电网实时监控中心，实现配电网的运行、监控及事故处理的自动化，以配电管理系统为配电网生产、运行、管理的核心，通过可监视、可定制、可控制的配电管理系统，实现配电工作管理信息化、数字化、自动化的电网自动化系统。系统以配电GIS为配电网图形、数据录入平台，将复杂的配电网络与地理信息紧密地结合在一起。

2.1 系统组成及功能

从结构上划分，配电自动化系统一般由主站、子站、远方测控终端、通信等部分组成。主站通常由前置机、工作站、服务器和高级应用软件等组成，实现对整个配电自动化系统的监控管理。子站是由一台或两台互为备用的PC机构成的简单主站系统。一个子站一般可以监控100台左右的远方测控终端装置，主要功能包括:对辖区内配电设备的遥测、遥信、遥控、遥调功能；完成辖区配电线路故障识别、故障定位、自动隔离及恢复供电等，同时实现向主站及其他子站的数据转发功能。远方测控终端通常由用于馈电线路开关的测控终端FTU(Feeder Terminal Unit)、开闭所的测控终端DTU(Distribution－Terminal Unit)、变压器的测控终端TTU(Transformer TerminalUnit)组成，实现对那个设备的检测和控制功能。通信部分通常由通信主机、适配器和通信介质等组成，完成各级设备之间的及时通讯功能。

2.2 IDS配网自动化系统应用

目前比较成熟的配电自动化技术为IDS（Intelligent Distribution System）系统，以中小城市配电自动化系统为例，基本可以分为主站、子站和FTU单元多级网络控制结构。系统组成如图1所示：

图1

以上拓扑结构清晰的表达了IDS系统中的终端与子站和主站之间的关系：

针对配电环节设备的特点，每个结点采用配网智能终端单元进行现场数据的采集和控制，配网终端单元之间采用光纤或双绞线连接通信，所有配网终端单元组成一单环网，与子站相连。

配网子站可以选用基于现场工业计算机或基于嵌入式系统的子站终端，具备友好的用户界面对系统进行管理、查询和操作。

配网子站设备的通讯接口通过光纤或其他通讯介质与主站计算机相连，实现对整个系统的智能化管理。

以北京ABB高压开关设备有限公司推出的IDS系统为例，智能终端可以采用IDS-F86功能模块，该终端模块可以直接安装在配电网馈线回路的开关柜内，也可以与综合管理模块以及电源模块一起组成现场自动化系统，模块具有遥信、遥控、遥测和故障电流检测等功能。多路开关量输入用以采集来自开关柜的各种状态量信号，电压/电流模拟量输入端口可以直接连接三相CT、零序CT和三相PT，模块的继电器输出端口可以执行分/合闸命令，具备多种通讯方式。

IDS-MMI智能子站终端软件系统采用的是嵌入式操作系统，它本身采用C语言进行程序编制，在设计和制作过程中吸取了计算机人机工程等方面的最新发展，同时又紧密地结合了装置本身特点和配网系统的实际情况，为用户提供了一个具有良好人机界面、高效、灵活的工具软件。在IDS-MMI的操作界面上，调度员既可以实时地从电力系统界面上获取各厂站内开关、刀闸的实际运行状态，以及电压、电流、功率等各种信息量，全面了解系统运行状态，又可以让整个系统自己完成对各种数据的分析，并自动进行操作调整。

其网络拓扑形式如图2所示：

图2

我们以单环网接线图为例,简单介绍一下配电自动化系统如何实现故障检测、定位、隔离、非故障失电区域的供电恢复以及网络动态拓扑着色等功能的过程。所谓配电单环网是指通过末端线路之间的直接连接，实现环网接线，单环网接线简单、运行灵活，有利于配电网络扩展和配网自动化建设。适用于供电可靠性要求高、负荷密度较低的配电网络。具体结构如图3所示：断路器V2、V4将末端的5台环网柜连接起来，组成了一个手拉手的配电环网。

图3

2.2.1 故障定位功能

故障定位功能是配电自动化系统中的主要功能之一，当系统出现故障以后，能够对故障点进行准确的定位，为故障恢复赢得宝贵的时间。系统正常运行时断路器V2、V4处于合闸状态，联络负荷开关3C1处于分闸状态。当联络负荷开关4C1、3C2之间发生故障以后，出线断路器V4的保护继电器动作，V4跳闸，将联络负荷开关3C1以下的区域切除，同时5C1、5C2、4C1、4C2处的故障指示器动作，由绿色变为红色（颜色可以进行设定）。失电区域由红色变为绿色。如图4所示。

图4

子站IDS-MMI采集远端FTU以及变电站出线断路器继电保护发出的动作信号、故障指示器变位信号、V4断路器跳闸信号等。根据这些信息，判断故障发生在4C1与3C2之间，迅速实现故障定位。在任何情况下，只有保护动作信号与V4跳闸信号同时存在时，系统才会进行故障判断，避免因保护装置误动或对断路器进行正常分、合闸控制时IDS-MMI系统发生误判。

图5

2.2.2 故障隔离功能

确定故障位置后，子站IDS-MMI系统会对装设在4C1、3C2联络负荷开关柜上的FTU发出分闸命令，负荷开关4C1、3C2分闸，将故障线路从环网当中隔离出来，实现故障隔离。同时在子站监视系统上，被隔离区域由绿色变为蓝色。如图5所示。

2.2.3 网络重构（非故障失电区域自恢复功能）

通过上两个步骤，完成了故障的定位和故障点的隔离。为了提高整个配电系统的可靠性，我们需要进行网络的重构即非故障失点区域恢复功能。子站IDS-MMI收到3C2、4C1负荷开关柜上的FTU单元发来的分闸信号，向负荷开关3C1上的FTU单元发送合闸指令，使3C1负荷开关合闸，恢复3F3出线负荷的供电。同时向断路器V4上的继电保护发出合闸信号，恢复5F3和4F3出线负荷的用电，从而实现整个非故障失电区域的供电。同时子站监视系统将恢复区域由绿色重新变为红色。如图6所示。

图6

2.2.4 故障清除

待检修人员现场解决故障以后，调度人员可以通过子站IDS系统对环网进行故障清楚，可以向FTU单元发送合闸命令，使3C2或者4C1合闸，环网结构恢复正常。

3 配电自动化系统的发展趋势

配电网自动化的发展是电力发展到一定阶段的必然产物,随着电力市场及用电水平的提高,配电网面临着一场新的改革和发展,配网自动化将进一步得到完善。但是配电网自动化在中国仍然是一种因发展而新出的事物,必须采取科学的态度,实事求是的原则,加强我国配电网自动化的研究,因地制宜地进行配电网的改造。

配电自动化系统正在向开放、兼容、高速、数字化和网络化等方面发展，随着技术的进步，构建基于IEC61850通讯规约的配网自动化系统将会成为配网自动化发展的新趋势。IEC61850采用面向对象的思想，将物理设备以及二次逻辑功能进行抽象，建立了一次系统结构、二次设备功能及其相互关系的数据模型，全景式的将整个配电自动化系统描述出来，为配电自动化系统提供了完整的数据基础。同时，IEC61850为不同厂家的设备定义了统一的配置语言，数据模型的统一扩展规则，一致性的测试手段，大大提高了配网自动化系统的兼容性，为配电自动化系统走向统一提供技术基础，也给运行管理带来新的思路。所以，充分利用IEC61850的技术特点，构建面向未来的配电自动化系统，将成为未来发展的新趋势。

[1]杨奇逊.配电网自动化及其实现《供用电》第18卷第2期 2001年4月.

[2]ABB IDS系列配网自动化系统技术资料Rev.B 2008-04

[3]印永华智能电网建设中的技术和设备.《电气制造》2010年第1期 .