對閉環(huán)運行方式的配電自動化系統(tǒng)的探討

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摘要：本文通過一個閉環(huán)運行的配電自動化系統(tǒng)的實踐，簡要介紹了一個高科技開發(fā)區(qū)內(nèi)配電網(wǎng)自動化的規(guī)劃功能目標，以及為了實現(xiàn)規(guī)劃目標對系統(tǒng)變電站、用戶變電站、供電線路、通信信道、直流電源、配電網(wǎng)接地方式等方面進行改造的主要內(nèi)容和保護定值的調(diào)整。在對SuperDMS-2100配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)的軟硬件結構和功能進行全面介紹和分析的基礎上，著重對閉環(huán)運行需特殊考慮的問題以及具有故障狀態(tài)差動保護功能的FTU進行了論述。最后針對閉環(huán)運行系統(tǒng)中的中性點接地方式及接地電阻的確定、具有狀態(tài)差動保護功能的FTU的配置、以及閉環(huán)運行方式與開環(huán)運行方式的結合等幾個方面的特殊問題進行了說明，并提出了解決方案。

　　關鍵詞：閉環(huán)　　配電自動化　　故障狀態(tài)差動保護

　　1、概述

　　配電作為電能發(fā)變送配中的最后一個環(huán)節(jié)，在電力生產(chǎn)中具有非常重要的作用。但過去由于歷史的原因，一直未得到應有的重視。隨著經(jīng)濟建設的發(fā)展和人們生活水平的提高，對供電質(zhì)量和供電可靠性提出了更高的要求。大規(guī)模的兩網(wǎng)改造結束后，配電網(wǎng)的布局得到優(yōu)化，但要進一步提高配電網(wǎng)的可靠性，還必須全面實現(xiàn)高水平的配電網(wǎng)自動化。

　　實際上，近年來我國許多地區(qū)已經(jīng)在不同層次、不同規(guī)模上進行了配電網(wǎng)自動化的試點工作，也取得了相當?shù)某煽儭５捎趲缀跛械呐潆娋W(wǎng)自動化試點都是開環(huán)運行模式[1]，故障恢復時間都在30秒以上甚至到分鐘級，所以不能滿足對供電可靠性要求更高的用戶，只能采取雙回甚至多回供電、自備發(fā)電、大容量UPS等高成本方式來彌補。在此背景下，筆者所在單位與有關電力企業(yè)合作，在某國家級開發(fā)區(qū)配備了閉環(huán)運行方式的配網(wǎng)自動化系統(tǒng)。經(jīng)過近兩年的試運行證明，系統(tǒng)功能達到了設計要求，大大提高了區(qū)內(nèi)配電網(wǎng)運行的可靠性，具有重要的開創(chuàng)性意義。

　　2、供電區(qū)域配電網(wǎng)概況及配網(wǎng)自動化規(guī)劃功能目標

　　該開發(fā)區(qū)共10平方公里，區(qū)內(nèi)供電為110千伏變電站一座。變電站目前投入31.5MVA變壓器二臺。110KV進線兩回，為內(nèi)橋接線，分別引自上一級500KV變電站。本區(qū)變電站出線為35KV10回，10KV14回，改造前為架空線路與電纜出線混合方式，中性點不接地；改造后采用小電阻接地方式，全部以電纜排管方式引出。變電站二次保護原采用常規(guī)繼電器保護和遠動系統(tǒng)，僅有遙測、遙信信息送往上級調(diào)度中心，通信通道為載波和擴頻，并備有商用電話。

　　在此基礎上，分兩期全面實現(xiàn)配電網(wǎng)自動化。本期規(guī)劃主要目標是：（1）以全閉環(huán)運行方式實現(xiàn)區(qū)內(nèi)配電網(wǎng)自動化；（2）提高供電可靠性，使環(huán)網(wǎng)內(nèi)用戶達到“N-1”供電安全準則，供電可靠率達到99.99%；（3）建立配電監(jiān)控系統(tǒng)，提高供電質(zhì)量，使電壓合格率達到98%；（4）在35KV/10KV供電線路發(fā)生永久性故障時，能自動進行故障識別、故障隔離和恢復供電；（5）實現(xiàn)對用戶側設備的遠方監(jiān)控，以及遠方抄表等負荷管理功能；（6）同時容納開環(huán)運行的方式。

　　本期配電自動化系統(tǒng)主要實現(xiàn)以下功能：（1）SCADA功能包括數(shù)據(jù)采集及處理、人機聯(lián)系和制表打??；（2）饋線自動化功能主要是故障識別、隔離和自動恢復供電；（3）GIS地理信息系統(tǒng)功能；（4）包括遠方自動抄表功能在內(nèi)的負荷側管理功能；（5）與變電站RTU和上級調(diào)度中心通信功能包括傳送遙測、遙信和接收控調(diào)命令。對于電壓無功控制，本系統(tǒng)只向變電站/上級調(diào)度中心傳送電壓運行值，不在本系統(tǒng)中進行調(diào)壓操作，但提供接入用戶側調(diào)壓裝置的接口，也可傳達并執(zhí)行上級配電中心的調(diào)壓指令，并保留功能上的擴充余地。要求配網(wǎng)自動化系統(tǒng)功能完善、接口標準、接口友好，聯(lián)入開發(fā)區(qū)的MIS系統(tǒng)。

　　3、對原配電網(wǎng)進行改造的主要內(nèi)容

　　3.1變電站綜合自動化改造由于該110KV變電站原有保護、遠動均采用常規(guī)裝置，不具備聯(lián)網(wǎng)、與用戶變通信等功能，故首先對變電站進行了綜合自動化改造，全部采用微機型的遠動系統(tǒng)和保護系統(tǒng)。改造后的系統(tǒng)具備完善的“四遙”功能和微機保護功能，并能與調(diào)度中心、上級配調(diào)中心、本級配調(diào)中心、客戶端RTU/FTU等進行通信。

　　該系統(tǒng)結構與功能同一般的微機化的變電站綜合自動化系統(tǒng)。

　　3.2部分用戶變電室改造由于該開發(fā)區(qū)配網(wǎng)自動化規(guī)劃設計采用電纜環(huán)網(wǎng)方式，所涉及的企業(yè)用戶變在配電自動化改造后均以二回35KV/10KV電纜出線，分別和上下二家企業(yè)的出線連成環(huán)網(wǎng)，出線均安裝可以遙控的出線開關。

　　在每企業(yè)的降壓變加裝DEP-900型FTU，并以光纖為信道連成環(huán)。在本區(qū)110千伏變電站配置配電自動化系統(tǒng)，主站端信道環(huán)總端連入配電自動化系統(tǒng)SuperDMS-2100主站端。

　　區(qū)內(nèi)整個配電網(wǎng)采用手拉手環(huán)網(wǎng)方案，可以在線路故障時就近的斷路器自動跳閘，動作時間短，不依賴主站，對系統(tǒng)無沖擊，避免了開環(huán)系統(tǒng)需開關多次跳合判斷故障而帶來的弊端。

　　改造后的環(huán)網(wǎng)一次網(wǎng)絡典型結線方式如圖1所示：

圖1改造后的系統(tǒng)典型接線圖

　　3.3接地方式的改變及接地電阻值的選擇系統(tǒng)改造后全部改為電纜出線，電容電流要比架空線路高得多，需要將原來的小電流接地方式改為經(jīng)小電阻接地的大電流接地方式。系統(tǒng)在變電站10/35kV母線側加裝接地變壓器，即成為中心點大電流接地即中性點經(jīng)過小電阻接地系統(tǒng)。從系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障的情況入手，嘗試了多個中性點接地電阻值，對系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)和瞬時兩方面進行計算，并比較隨之改變的單相接地故障電流值、單相接地故障健全相電壓值及弧光接地過電壓值、鐵磁諧振過電壓值等，然后按照運行規(guī)程和繼電保護等方面的約束條件進行比較分析，綜合計算考慮系統(tǒng)總電容電流、單相接地故障時的故障電流、工頻過電壓、繼電保護配合及通信干擾限制等，將接地電阻阻值確定為5歐姆[2].

　　3.4保護定值的調(diào)整系統(tǒng)接地方式改變及加裝具備故障狀態(tài)縱差保護功能的FTU后，對原110KV變電站內(nèi)的35/10KV饋線、母線、主變壓器、備自投各類保護定值均根據(jù)新的系統(tǒng)結構和運行方式進行了調(diào)整，上級500KV變相應出線的保護定值也根據(jù)新的運行條件作了微調(diào)。

　　3.5其它由于少數(shù)企業(yè)的供電原采用架空線路，這次統(tǒng)一改為排管電纜。此外，在小區(qū)內(nèi)敷設了多模光纖的環(huán)網(wǎng)信道，既為配網(wǎng)自動化系統(tǒng)提供高速可靠的數(shù)字信道，又為遠方抄表、MIS系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)、多媒體數(shù)據(jù)傳輸?shù)阮A留了通信手段。

　　由于FTU及開關操作都必須有可靠的不間斷電源，以保證在配電網(wǎng)一旦出現(xiàn)線路故障，導致保護動作、出線開關跳閘、故障電路全部停電或進行設備檢修時，仍能提供FTU工作電源、通信系統(tǒng)工作電源和開關操作電源，故在各用戶變配置了專用的小型220VDC高頻開關式直流操作電源。