长春电网配电自动化系统的开发建设

2014-03-23宋光焰刘学飞徐炜彬

吉林电力 2014年1期

宋光焰,刘学飞,徐炜彬

(1．国网长春供电公司,长春 130021;2．国网白城供电公司,吉林白城 137000)

配电自动化是对配电网上的设备进行远方实时监视、协调及控制的一个集成系统,是电力系统现代化发展、建设坚强智能电网的必然趋势和组成部分。准确完成各种复杂的倒闸操作和快速进行事故处理,尤其需要借助自动化手段才能有效解决问题,因此建设配电自动化系统,不仅对国网长春供电公司完善配电网,提高供电质量具有重要的现实意义,还对吉林省配电自动化工作的开展有很好的指导意义。本文在解析配电自动化系统体系结构的基础上,对配电自动化在长春电网的应用情况进行了简要的分析,并总结了长春配电自动化建设的成效。

1 系统体系结构及其功能

配电自动化系统主要由配电主站、配电终端、通信通道组成。如图1所示,配电自动化系统通过信息交互总线,与其他相关应用系统互连,实现更多应用功能。其中：FTU为配电馈线终端,DTU为数据传输终端,T TU为配电变压器监测终端。根据国网长春供电公司配电网的实际情况,配电自动化系统采用“主站+配电终端”的两层结构,系统软件结构设计采用分层、分布式架构模式,遵从全开放式系统解决方案。软件结构设计面向配电网需求,以实现配电网能量流、信息流、业务流的双向运作与高度整合为目标,充分考虑系统的功能和接入容量的扩展要求。

1．1 主站系统

配电自动化主站是实现配电网运行、调度、管理需求的主要载体。通过通信系统实时采集配电终端(FTU、DUT、T TU)的各项监控数据实现配电监测和数据采集(SCADA)、馈线自动化等功能。通过信息交互总线和上一级调度自动化系统、地理信息系统(GIS)、生产管理系统(PMS)、95598、营销管理等系统实现信息共享和功能整合,实现停电管理应用、用户互动、分布式电源接入与控制等功能。

主站功能可分为基本功能和扩展功能。基本功能主要实现对配电终端(FTU、DUT、T TU)的各项监控数据实现配电 SCADA和馈线故障处理功能;扩展功能则是根据各地区配电网规模和应用需求合理选择的相关功能。根据国家电网公司文件要求[1-2],对于主站系统实时信息接人量小于 10万点的区域,一般只采用“基本功能”构架系统,实现完整的配电 SCADA功能和馈线故障处理功能;对于主站系统实时信息接入量在10万～ 50万点的区域,采用建设中型主站系统;对于主站系统实时信息接入量在 50万点以上的区域,采用建设大型主站系统,即“基本功能+扩展功能(配电应用部分)和信息交互功能”构建系统;并通过信息交互总线实现配电自动化系统与相关应用系统的互连,实现基于配电网拓扑的部分扩展功能。

根据国网长春供电公司配网规模,主站系统具有接入 19．64万实时信息点的大数据量处理能力,建成中型配电自动化主站系统,本期按“基本功能+部分扩展功能”构建系统。目前已经实现配电自动化主站系统基本功能和部分扩展功能,即：应用支撑平台功能、基本配电 SCADA功能、馈线故障处理功能、配电仿真功能、配电网分析应用功能(拓扑分析、负荷转供、负荷预测、网络重构)等。

图1 配电自动化系统框架

1．2 配电终端

配电终端是指安装在开关站、配电室、环网柜、箱式变电站、柱上断路器、配电变压器、配电线路等配电设备中的各种远方监测、控制单元的总称。配电终端主要分为配电馈线终端(FTU)、配电变压器监测终端(TTU)、开关站和公用及用户配电所的监控终端(DTU)。

在环网柜、柱上断路器等现场设备附近装设FTU,采集各断路器所在线路的电气参数(电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、电能量、断路器位置等),并将这些信息向上级系统传输;监视线路运行状况,当线路发生故障时,及时将故障信息上报给上级系统,等待上级系统发来指令进行断路器分 /合控制及故障处理;执行主站遥控命令,对断路器进行分 /合闸操作。

在配电变压器、箱变等变压器设备旁装设T TU,采集并处理配电变压器低压侧的各种电气参数,并将这些参数信息向主站传输;监视变压器运行状况,进行分台区考核等,当变压器发生故障和非正常运行情况时,及时将这些信息上报给主站。

在开闭所内设置开闭所监控装置 DTU,实现开闭所当地监视和控制功能,完成开闭所的“三遥”及故障处理等功能。

1．3 配电通信系统

配电自动化系统需要借助于有效、安全的通信手段,将现场远方终端采集的信息收集传回控制中心,并将控制中心的控制命令准确地传送到装配在现场的远方终端执行。这些都需要通过配电通信系统来完成、实现。

基于配电通信系统点多面广、十分复杂的特点,配电通信系统通信方式可以利用专网和公网综合通信。目前主要的通信方式有光纤专网、配电线载波、无线公网等。

配电自动化主站至变电站已建成电力通信骨干层,通信网络选用已建成的电力调度数据网传输配电自动化数据。远期随着智能用电等业务逐步推广,数据流量迅速增长时,考虑建设高带宽的配电专用通信数据网络。在配电通信接入网层,变电站至配电终端选择以光纤通信 EPON(以太源光网络)技术为主、中压电力线载波通信为辅、无线公网 GPRS作为必要补充的通信技术。

2 系统应用方案

国网长春供电公司配电自动化建设遵循“统一规划、分布实施、试点先行、逐步推广”的建设原则,重点解决“配电盲调”、“信息孤岛”等问题。系统建设面向长春整个配电网络,最终实现长春市区范围内配电自动化的全面覆盖。目前已经完成了长春市某区内5座66 kV变电站送出的20条中压配电线路的配电自动化建设。采用以EPON光纤通信方式为主、载波通信方式为辅,并兼有 GPRS方式等多元化通信方式建设配电通信网,已经建设区域形成以“三遥”为主的配电自动化模式。根据通信方式的不同,60%的环网柜采用光纤通信方式加装DTU实现“三遥”;40%环网柜采用电力载波加装 DTU实现“二遥”,自动化覆盖率 100%;柱上断路器加装 FTU实现“三遥”,自动化覆盖率100%。

2．1 一次网架线路和终端设备改造

结合“十二五”配电网规划,重点从优化电网结构出发,解决配电网的互倒、互带能力,满足N-1线路负荷转移需求,奠定继续深入实施配电自动化的基础。由于现有区域内配电一次网架较为坚强,不需要进行大规模的改造,仅需要针对不具备配电自动化功能的设备进行更换,即从以下 3方面着手。

a．环网柜改造：环网柜增设电压互感器柜及站所终端(DTU)箱体,改造 3座,所有站点进行防潮、防尘处理。 M1线环网柜内安装 2套电动操作机构、2套三相电流互感器、5套断路器辅助接点;M2线环网柜内安装2套三相电流互感器、5套断路器辅助接点。

b．柱上断路器改造：柱上分段断路器、联络断路器均为手动断路器,不具备电动操作机构,部分断路器存在使用年限长、自动化接口损坏等情况,不满足配电自动化要求,因此对主干线路及分支线路 61台柱上断路器进行更换,另新增 15台分段柱上断路器,使线路分段更加合理化。为实现柱上断路器的“三遥”功能,柱上断路器配置电压互感器为配电终端提供工作电源。

c．故障寻址器改造：更换及新建 59组故障寻址器,具备 GPRS通信模块,实现“一遥”功能。

重置分段点后,增加了分段断路器和分支断路器,对部分存在裸导线的线路进行绝缘线改造,使线路之间的负荷分布均衡,连接和分段方式达到最优,从而提高线路的供电可靠性。

2．2 馈线自动化建设

现在建设的区域属于长春市重要负荷地区,集中了金融、商业中心和政府机构,对供电可靠性要求高。建设区域中,配电主站与配电终端之间具备主从通信条件,且开关设备均具备电动操动机构,因此采用集中方式,完成配电网的监控、测量和馈线的故障定位、隔离和恢复供电,即：架空、电缆混合线路采用“集中型全自动化”方式;电缆线路采用“集中型半自动化”方式;架空线路用户分界处安装带通信功能的故障指示器方式,实现故障点的精确定位。

2．3 配电通信技术选择

在长春市该区配电自动化建设中,各配电站点配电通信技术的选择方案如下：19条架空线路上的环网柜、柱上断路器,通信网络安全性、可靠性要求很高,采用 EPON通信技术实现“三遥”;1条电缆线路上的环网柜,通信网络安全性、可靠性要求较高,但光缆通道条件较差,敷设光缆难度较大、采用中压电力线载波通信方式实现“二遥”;对于实现“一遥”功能的故障寻址器及“二遥”功能的 T TU,通信网络安全性、可靠性要求一般,采用无线公网 GPRS通信技术。

3 系统应用效果

a．减少了线路停送电时间,提高了供电可靠性。通过馈线自动化的实施,大幅度减少了建设区域内非故障线段供电恢复时间及故障查找时间。非故障线段供电恢复时间由原来平均 90 min缩短至3 min以内,故障查找时间由原来平均 75 min缩短至30 min。通过调控一体化管理,大幅度减少线路停送电时间,预计平均线路停送电时间可由 30 min减少至3 min,计划停电时户数由1430时◦户降至286时◦户。建设区域的供电可靠性(RS-3)将从 99．96%提高到99．99%。

b．降低了综合线损,提高了电压合格率。通过一次网架优化和改造,缩短线路供电半径,降低了线路理论线损;通过配电网自动化信息的实时监测,合理调整负荷侧设备的运行方式,优化配电线路负荷,实现配电网经济运行。依据线路理论线损模型,控制实际线损向理论线损靠拢,建设区域的 10 kV线损由 5．11%降低到 4．98%,电压合格率由 99．923%提高到 99．935%。