配电线路工技师论文

对闭环运行方式配电自动化系统的探讨

【关键词】自动化系统

【摘要】对闭环运行方式配电自动化系统的探讨

0 概述

配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两改造结束后，配电的布局得到了优化，但要进一步提高配电的可靠性，还必须全面实现高水平的配电自动化。

实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30 s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电运行的可靠性，具有开创性意义。

1 供电区域配电概况及配自动化规划功能和目标

该区共10 km2，区内110 kV变电站一座，目前投入31.5 MVA变压器2台。110 kV进线2回内桥接线，分别引自上级500 kV变电站。出线为35 kV 10回、10 kV 14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。

拟分二期全面实现配电自动化。本期规划主要目标是：

（1）以全闭环运行方式实现区内配电自动化。

（2）提高供电可靠性，达到N-1供电安全准则，供电可靠率99.99%。

（3）建立配电监控系统，提高供电质量，电压合格率98%。

（4）线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电。

（5）实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能。

（6）同时容纳开环运行的方式。本期配电自动化系统主要实现以下功能：

1)SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印；

2) 馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电；

3) GIS地理信息系统功能；

4) 包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能；

5) 与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。

2 对原配电改造的主要内容

2．1 变电站综合自动化改造

由于该110 kV变电站原有保护远动均采用常规装置，不具备联、与用户变电室通信等功能，故首先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护系统。改造后的系统具备完善的四遥功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。

2．2 部分用户变电室改造

由于该开发区配自动化规划设计采用电缆环方式，所涉及的用户变电室在改造后均以2回电缆出线，与上下家企业连成环，出线均安装可以遥控的开关。

在每个企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。区内整个配电采用手拉手环方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。

2．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择

改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时二方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5Ω[2]。

2．4 保护定值的调整

系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110 kV变电站内

的馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500 kV变电站相应出线的保护定值也作了微调。

2．5 其他

少数企业原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环信道，既为配自动化提供高速可靠的数字信道，又为抄表、MIS系统联、多媒体数据传输等预留了通信手段。