配电网信息一体化平台建设初探

2011-05-29徐晓路胡建平

浙江电力 2011年4期

徐晓路，陈清，胡建平

（绍兴电力局，浙江绍兴 312000）

随着计算机技术、控制技术、信息及通信技术的发展，配电网自动化的深度和广度都将得到进一步扩展。全国大电网互联和电力市场化改革的不断深入也对配电自动化提出了新的要求，信息数字化、规范化和一体化将是未来配电自动化系统发展的关键[1-2]。在现有应用功能中，由于时标不统一造成的故障、自动化隔离重构后时序混乱、电网计算误差放大等问题引起了生产部门的重视。本文以绍兴电力局配电网自动化工程为例，围绕信息一体化这一目标，从分层分控结构的组成入手，就如何实现环境信息监控及三遥信息监控一体化、全网基于GPS实现时标一体化的问题进行分析。以各系统之间的一体化水平为切入点，实现各系统之间的互联互通、信息数据共享，不但可以提高信息数据可靠性，保证系统的安全稳定运行，还可减少维护人员的工作量。

1 配电网自动化信息系统现状分析

绍兴电力局配电网自动化系统按照设计起点高、技术应用先进的原则进行规划，设计目标是采用国内先进的设备，结合本单位计算机技术和网络技术的优势，建立国内一流、国际先进的配电网自动化系统。根据设计方案，绍兴城区的配电自动化系统是一个分层控制系统，设一个控制中心，即配电网自动化主站，同时按照“结构分层、功能分级、布置就近、信息集中、控制可靠”的原则[3]，根据电网的实际情况，在外围设置9个配电网自动化分站。各分站行使本地线路设备监控功能，实现“三遥”数据的采集/转发、故障隔离和网络重构。城区采用主站控制方式，郊区采用独立控制方式，结合部采用两种方式并存并逐步向主站控制方式转换，设备预留“三遥”接口，可实现“就地/远方”控制的灵活转换，为最终实现有信道方式作准备。整个系统是一个在主站集中监控下的分层次监控系统。

系统的故障检测、定位、隔离与恢复控制分为3个层次，一是以配电终端FTU为基础的故障检测（或当地控制）和以开关站RTU为单元的当地控制，二是以配电网自动化分站为辐射中心的低层区域控制，三是以主站为管理中心的高层全局控制。

设备选用方面，城区采用负荷开关（断路器）+FTU+通信设备，其他区域采用断路器+FTU（预留通信接口）方式。

至2009年12月底，绍兴城区所有187座开关站全部实现了自动化。通信方式为：城区原则上采用光缆通信，联接方式为双环自愈式。已建成19个光纤环网，安装了约160个光调制解调器，并预留了与其他通信方式结合的接口。

2 系统分析及存在的问题

绍兴城区的配电网自动化系统是一个分层控制系统，以调度主站为中心，根据电网的实际特点与需求，在外围设置9个配电网自动化分站。在底层开关站同时投运环境监控系统，所有相关数据通过GPRS无线通信方式直接上传调度环境监控主站和设备班组监控前置机。由此可以看出，由于历史原因，在开关站中普遍存在既有光纤通信方式（自动化通信），又有GPRS通信方式（环境监控），或者自动化通信和环境监控全部采用GPRS通信方式，在一定程度上造成通信信道的浪费。

从系统底层和中间层角度看，考虑到实际运行中人力不足等客观原因，开关站故障隔离采用就地隔离方式，同时将相关信息上报主站。经过一段时间的运行，系统同步性问题逐渐显露出来。由于目前系统对时采用分站接收GPS卫星时间，然后对所有光纤通信设备进行广播对时，未

实现光纤通信的终端由主站接收GPS卫星时间通过DNP通信规约经GPRS通信对时。一般情况下，只要各通信系统正常工作，信息传输应该没有问题，但仍然存在信息的同步性问题。实际应用中，由于GPRS无线通信受各种环境因素的影响很大，而光纤通信受线路施工、接口松动、卫星失步等因素影响，都会发生时标丢失的情况[4-5]。而配电网的特点是点多面广，此类缺陷又非重大缺陷，因此很难被发现。而且因间隔一段时间就要对时一次，只要不良因素消失，经过一段时间后就能恢复正确时间[6]。但如果在时间丢失时段内发生故障，由于时间不正常，就会极大地影响故障原因查找和自动化动作情况分析，给相关工作带来不良影响。此类情况仅在2009年上半年就发生了2次，使自动化工作人员很被动。

3 配电网信息一体化平台的基本框架

3.1 系统基本框架

绍兴电力局配电自动化系统基本框架如图1所示。

在开关站内部，原有的环境监控系统通过现场总线系统经过分时复用模块接入光纤调制解调器，实现与主站的通信。

在城市中心区域采用光纤通信，市区及郊区考虑光纤通信和无线电或其他通信方式。

3.2 统一时标系统

从现有的绍兴配电网自动化系统来看，系统时标严格意义上并未实现统一。在主站设置了GPS天文时钟，实现了对所有主站设备的统一对时。在中间层的各分站也安装了GPS天文时钟，实现了对分站自身设备的对时。而对分站管辖的开关站终端设备，则通过分站与终端设备之间的广播对时协议实现统一对时[7]。至于分站接入的变电所信息，由于变电所信息传输到分站时本身自带时标信息，且该时标信息也同样来自GPS天文时钟，因此一般情况下分站对变电所信息不再执行附加时标操作，而是直接转发主站。在正常情况下，不会产生系统数据时标混乱的现象，因此在进行电网计算、故障模拟等操作时的结果是可信的。但是当配电网出现某些特殊状况，尤其是配电网通信条件恶劣时，将导致各设备之间的对时混乱[8]。由于主站对数据进行计算处理时都要先去掉原有时标，再附加主站时标，因此会造成电网计算结果有误，甚至不收敛的情况[9]。在对电网故障动作进行分析时，也会发生实际动作在后而主站显示在前的时序错乱，给故障分析及确定电网运行方式等工作造成严重困扰[10]。

经综合考虑，认为可以将现有的GPS对时功能下放到开关站终端层，分站不再进行广播对时。在所有开关站安装GPS对时设备，对开关站RTU实施不间断对时。分站接收到的开关站终端设备信息和变电所配电网信息都带有GPS时标，因此无需处理就可以直接转发主站，而主站的时标同样来自GPS天文时钟，也可以确保全网所有数据的时标完全统一，避免了由于通信故障等原因造成的时标混乱现象，从而最终实现全网时标的一体化。

4 配电网信息一体化平台的方案设计

4.1 基本设计思路

在开关站终端，由于目前安装的开关站RTU系统和环境监控系统已基本满足所需的各项自动化监控功能需求，因此主要的改造工作是将两套系统的通信及时标一体化。

4.2 通信一体化

由于目前大多数开关站具有光纤通信和GPRS无线通信两种方式，自动化监控信息和环境监控信息各走其道，既浪费通信资源，也造成维护工作量增加。考虑到光纤通信条件要远远好于GPRS无线通信方式，因此确定统一采用光纤一体化通信方式。

开关站环境监控系统现有结构如图2所示。从图2可看出，各类环境监控信息经通信单元接入GPRS通信模块上送主站。由于所有信息已经过通信单元处理，GPRS模块的工作只是将收到的信息通过无线网络发送出去，因此可以直接将通信单元与开关站自动化监控系统中的光纤调制解调器相连，通过光纤通信上送分站，而分站只需在原有信息表上增加开关站环境监控信息表即可实现正常通信。