關(guān)鍵詞：配電自動化 饋線自動化 配電終端 可靠性
　　電網(wǎng)調(diào)度自動化、變電站綜合自動化、配電自動化構(gòu)成當(dāng)前電力系統(tǒng)自動化的主要內(nèi)容。其中調(diào)度自動化是面向輸電網(wǎng)的全網(wǎng)控制，實現(xiàn)輸電網(wǎng)的SCADA/EMS/PAS；變電站綜合自動化是面向輸電網(wǎng)的重要節(jié)點——變電站的保護(hù)控制系統(tǒng)。這兩項技術(shù)都比較成熟，在國內(nèi)輸電網(wǎng)中大量得以應(yīng)用，而正在興起的配電自動化則充分繼承了調(diào)度自動化、變電站綜合自動化的許多技術(shù)。在微觀環(huán)節(jié)上，配電自動化既包括類似于調(diào)度自動化的SCADA/GIS/PAS，又包括類似變電站綜合自動化的配電變電站、開閉所、饋線自動化。目前，在輸電網(wǎng)自動化中形成了以網(wǎng)調(diào)、省調(diào)、重要變電站的分層控制，在變電站綜合自動化中形成了保護(hù)功能相對獨立，功能下放，就地安裝的全分布式自動化系統(tǒng)。在配電自動化中，目前的故障處理及控制模式有多種，本文旨在討論如何實現(xiàn)最優(yōu)的控制模式。
　　由于配電自動化起步較晚，故該技術(shù)能夠充分借鑒其它自動化技術(shù)的優(yōu)勢，能充分吸納通信技術(shù)、測控技術(shù)、軟件技術(shù)的新成果。通信是配電自動化的關(guān)鍵，文獻(xiàn)[1]總結(jié)了應(yīng)用于配網(wǎng)的多種通信方式及現(xiàn)場總線技術(shù)。隨著通信技術(shù)、網(wǎng)絡(luò)技術(shù)的發(fā)展，配電自動化越來越趨向于分層控制。同時，中壓配電設(shè)備的制造水平正在快速進(jìn)步，其中具有代表性的是智能一體化開關(guān)技術(shù)，該技術(shù)采用永磁操作機(jī)構(gòu)，開關(guān)本體與配電終端一體化，作為一個整體參與饋線自動化功能。隨著真空滅弧技術(shù)的進(jìn)步，斷路器與負(fù)荷開關(guān)在成本上差異不大，這使得斷路器在配網(wǎng)中作為分段開關(guān)得以應(yīng)用，從而為配電終端直接控制斷路器出口跳閘奠定了基礎(chǔ)。
　　配電自動化對供電可靠性的高要求同時也導(dǎo)致了對自動化系統(tǒng)自身可靠性的高要求。如何改進(jìn)配電自動化的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及控制模式來提高自動化系統(tǒng)本身的可靠性是值得充分研究的問題。
　　2 饋線自動化的實現(xiàn)層次及特點
　　2.1 主站監(jiān)控式饋線自動化
　　配電主站、配電子站、饋線配電終端是構(gòu)成國內(nèi)配電自動化的三大環(huán)節(jié)。主站監(jiān)控式饋線自動化是指完全由主站實現(xiàn)的饋線故障緊急控制。配電主站是大型配網(wǎng)自動化建設(shè)的核心，作為控制中心，它依賴于通信，實現(xiàn)配電網(wǎng)全局性的數(shù)據(jù)采集與控制，從而實現(xiàn)配電SCADA、配電高級應(yīng)用（PAS）。同時以地理信息系統(tǒng)（GIS）為平臺實現(xiàn)了配電網(wǎng)的設(shè)備管理、圖資管理，而SCADA、GIS和PAS的一體化則促使配電主站的功能更綜合、更緊密、更強(qiáng)大，成為提供配電網(wǎng)保護(hù)與監(jiān)控、配電網(wǎng)管理與維護(hù)的全方位自動化運(yùn)行管理系統(tǒng)[3]。在主站層實現(xiàn)的饋線自動化功能簡單明了，參見圖1所示系統(tǒng)，當(dāng)在開關(guān)S1和開關(guān)S2之間發(fā)生故障F1（非單相接地），線路出口保護(hù)使斷路器B1動作，將故障線路切除，實現(xiàn)故障識別；再根據(jù)裝設(shè)在S1處的FTU檢測到故障電流而裝設(shè)在開關(guān)S2處的FTU沒有故障電流流過，此時自動化系統(tǒng)將確認(rèn)該故障發(fā)生在S1與S2之間，遙控跳開S1和S2實現(xiàn)故障隔離并遙控合上線路出口的斷路器B1，最后合上聯(lián)絡(luò)開關(guān)S3完成向非故障區(qū)域的恢復(fù)供電。

　　這種基于通信的饋線自動化方案以集中控制為核心，綜合了電流保護(hù)、RTU遙控及重合閘功能，能夠快速切除故障，在幾秒到幾十秒的時間內(nèi)實現(xiàn)故障隔離，在幾十秒到幾分鐘內(nèi)實現(xiàn)恢復(fù)供電。
　　主站監(jiān)控方案中故障識別、故障網(wǎng)絡(luò)拓樸分析、故障定位、故障負(fù)荷轉(zhuǎn)移都由配電主站集中處理，形成順序控制策略，再通過遠(yuǎn)方通信逐項完成。配電網(wǎng)緊急控制功能及邏輯完全做在主站中，對配電終端僅要求具有RTU功能，對配電網(wǎng)通信的依賴性強(qiáng)，當(dāng)通信系統(tǒng)發(fā)生故障或控制中心故障，則不可避免地導(dǎo)致整個控制系統(tǒng)癱瘓，失去故障隔離、恢復(fù)供電功能。如同在微機(jī)繼電保護(hù)發(fā)展初期，變電站的眾多保護(hù)功能僅由一臺計算機(jī)實現(xiàn)一樣，這種完全依賴通信的主站集中式控制模式可靠性較差，應(yīng)當(dāng)考慮緊急控制功能的分布實現(xiàn)與下放。
　　2.2 子站監(jiān)控式饋線自動化
　　配電子站通常位于變電站或配網(wǎng)分控制中心，其功能涵蓋通信處理和就地監(jiān)控，與變電站綜合自動化一樣，配電子站在子站層能夠獨立實現(xiàn)對饋線的信息采集與控制。在饋線故障處理中，故障識別、故障隔離功能可以由配電子站完成。這種控制方式實現(xiàn)了主站中緊急控制部分功能的下放，增強(qiáng)了子站的控制功能，減弱了饋線故障處理對主站的依賴，是目前比較流行的控制方式。
　　該控制模式需要協(xié)調(diào)解決故障隔離與故障負(fù)荷轉(zhuǎn)移的關(guān)系。主站能夠基于配電網(wǎng)全局的拓樸信息給出全局最優(yōu)的故障負(fù)荷轉(zhuǎn)移方案，其優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)的約束條件包括開關(guān)的操作次數(shù)、負(fù)荷轉(zhuǎn)移的合理行、重構(gòu)網(wǎng)絡(luò)的合理行、網(wǎng)損等因素。一般情況主站在故障發(fā)生后進(jìn)行負(fù)荷轉(zhuǎn)移的分析，為調(diào)度給出最優(yōu)恢復(fù)策略，由調(diào)度確認(rèn)后實現(xiàn)負(fù)荷轉(zhuǎn)移。
　　實際上只有在復(fù)雜的大型配電網(wǎng)中發(fā)生大范圍故障時，才會出現(xiàn)較大的負(fù)荷需要轉(zhuǎn)移，自動化系統(tǒng)將通過復(fù)雜的拓樸分析給出一系列順序執(zhí)行的轉(zhuǎn)移負(fù)荷方案。然而通常情況下，饋線故障的恢復(fù)供電措施都很簡單，只需考慮聯(lián)絡(luò)開關(guān)投入備用電源是否能夠完成負(fù)荷轉(zhuǎn)移。對于這種單一操作可以考慮通過配電子站來完成。理想的方案是由主站在正常運(yùn)行狀態(tài)進(jìn)行故障預(yù)想，在線生成控制策略，并下載到配電子站中，即對于哪些故障可以由配電子站直接進(jìn)行故障負(fù)荷的轉(zhuǎn)移，主站作為該項任務(wù)的后備。
　　2.3 終端監(jiān)控式饋線自動化
　　2.3.1 重合器方式
　　重合器方式就是一種最簡單的終端控制式饋線自動化功能，這種簡單而有效的方式能夠提高供電可靠性，其突出優(yōu)點是功能獨立，無需外界干涉，封裝性好，相對于傳統(tǒng)的電流保護(hù)有較大的優(yōu)勢。該方案的缺點是故障隔離的時間較長，多次重合對相關(guān)的負(fù)荷有一定影響，影響電能質(zhì)量。
　　2.3.2 饋線系統(tǒng)保護(hù)[3]
　　饋線系統(tǒng)保護(hù)是利用良好的網(wǎng)絡(luò)通信和分散安裝的配電終端實現(xiàn)的具有特殊原理的全線速動式區(qū)域性饋線保護(hù)。
　　該方案的基本原理如下：參見圖2所示典型系統(tǒng)，該系統(tǒng)采用斷路器作為分段開關(guān)，如圖A、B、C、D、E、F。對于變電站M，手拉手的線路為A至D之間的部分。變電站N則對應(yīng)于E至F之間的部分。M側(cè)的饋線系統(tǒng)保護(hù)則控制開關(guān)A、B、C、D的保護(hù)單元UR1至UR4組成，這些分散安裝的終端通過總線式快速網(wǎng)絡(luò)相連。
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　　圖2 應(yīng)用饋線系統(tǒng)保護(hù)的典型配電系統(tǒng)
　　Fig. 2 Typical network for feeder system protection
　　;當(dāng)線路故障F1發(fā)生在BC區(qū)段，開關(guān)A、B處將流過故障電流，開關(guān)C處無故障電流。但出現(xiàn)低電壓。此時系統(tǒng)保護(hù)將執(zhí)行步驟：
　　Step1：保護(hù)起動，UR1、UR2、UR3分別起動；
　　Step2：保護(hù)計算故障區(qū)段信息；
　　Step3：相鄰保護(hù)之間通信；
　　Step4：UR2、UR3動作切除故障；
　　Step5：UR2重合。如重合成功，遙控UR3重合，轉(zhuǎn)至Step9；
　　Step6：UR2重合于故障，再跳開；
　　Step7：UR3在△T內(nèi)未測得電壓恢復(fù)，通知UR4合閘，或由UR2在第二次調(diào)開口遙控UR4合閘；
　　Step8：UR4根據(jù)故障前C、G兩處的負(fù)荷情況判別是否合閘，恢復(fù)CD段供電；
　　Step9：故障隔離，恢復(fù)供電結(jié)束。
　　饋線系統(tǒng)保護(hù)在很大程度上延續(xù)了高壓線路縱聯(lián)保護(hù)的基本原則，在通信方案上借鑒了全分布式母線保護(hù)原理。由于配電網(wǎng)的通信條件很可能十分理想。在此基礎(chǔ)之上實現(xiàn)的饋線保護(hù)功能的性能大大提高。饋線系統(tǒng)保護(hù)利用通信實現(xiàn)了保護(hù)的選擇性，將故障識別、故障隔離、重合閘、恢復(fù)故障一次性完成，具有以下優(yōu)點：
　　（a）一次性快速處理故障，不影響非故障區(qū)段，進(jìn)一步提高供電可靠性；
　　（b）快速切除故障，由于故障切除時間很短，對于絕大多數(shù)電動機(jī)類負(fù)荷的電能質(zhì)量沒有影響；
　?。╟）同時處理故障隔離和負(fù)荷轉(zhuǎn)移。
　　3. 實現(xiàn)最優(yōu)性能的饋線自動化的標(biāo)準(zhǔn)
　　3.1一體化的全局解決方案
　　配電自動化是覆蓋配電運(yùn)行管理、配電網(wǎng)監(jiān)控保護(hù)的大系統(tǒng)，包括以SCADA/GIS/PAS的一體化，以UNIX、NT跨平臺技術(shù)為特征的配電主站系統(tǒng)；包括綜合SDH數(shù)據(jù)通信網(wǎng)，光纖、載波、無線等混合通信方式，覆蓋面大、節(jié)點眾多的通信系統(tǒng)；包括計量、監(jiān)測、控制、保護(hù)、補(bǔ)償?shù)榷喾N功能的分散安裝的大量終端設(shè)備。這些豐富而龐大的資源協(xié)同工作，共同實現(xiàn)配電系統(tǒng)的運(yùn)行、維護(hù)、管理功能。因此，配電自動化采用一體化的全局解決方案是確保資源高效合理利用的有效途徑。
　　一體化的全局解決方案包括：將配電SCADA/GIS/PAS功能一體化，在此基礎(chǔ)上實現(xiàn)功能靈活、豐富的配電管理功能；實現(xiàn)基于SCADA/PAS的配電網(wǎng)穩(wěn)態(tài)運(yùn)行、調(diào)度、控制功能，提高供電性能；實現(xiàn)功能獨立、靈活的具有高可靠性的配電網(wǎng)故障處理、恢復(fù)供電功能，提高供電可靠性。
　　3.2 具有高可靠性的緊急控制功能
　　饋線故障處理的目的是為了提高供電可靠性。影響故障處理可靠性的因素包括：配電終端的可靠性、饋線通信的可靠性、配電子站的可靠性、配電子站與配電主站通信的可靠性以及配電主站的可靠性。如果由配電終端直接實現(xiàn)緊急控制功能，將獲得最高的可靠性。相反，由配電主站實現(xiàn)故障處理則可靠性最差。文獻(xiàn)[4]例舉了美國的一次配網(wǎng)事故，當(dāng)配電網(wǎng)故障時，配電控制中心的光纜被拉斷，配電主站失去全部控制功能。因此，具有高可靠性的饋線自動化控制模式應(yīng)是分層分布的，從而減少對通信系統(tǒng)可靠性的依賴，由功能下放的饋線層設(shè)備直接處理饋線故障。
　　4. 最優(yōu)控制模式及關(guān)鍵技術(shù)
　　4.1最優(yōu)控制模式
　　在總結(jié)近幾年來在配電自動化的技術(shù)規(guī)劃、產(chǎn)品開發(fā)和現(xiàn)場應(yīng)用情況的基礎(chǔ)上，作者認(rèn)為饋線自動化的最優(yōu)控制模式是以單條饋線為控制對象的分層分布控制模式，具體包括將饋線的故障識別、故障隔離完全下放到配電終端實現(xiàn)。配電子站、配電主站在功能上保留集中式饋線自動化控制方式（即通過遙控來隔離故障），但是將該項功能作為配電終端的后備，只有在配電終端處理故障失敗的情況下，才由配電子站處理故障；只有在配電終端及配電子站都失敗的情況下，才由配電主站來處理。
　　轉(zhuǎn)移非故障區(qū)域的負(fù)荷問題可以由配電主站通過預(yù)想事故分析在線生成故障恢復(fù)的策略表，作為負(fù)荷轉(zhuǎn)移方案，該方案分兩種情況處理，如需操作多處開關(guān)則由主站統(tǒng)一執(zhí)行；如只需操作聯(lián)絡(luò)負(fù)荷即可實現(xiàn)故障負(fù)荷的轉(zhuǎn)移，則由主站在線下載到配電子站及終端中。這樣配電終端在處理故障時，可以根據(jù)預(yù)先得到的策略表確定如何自動進(jìn)行恢復(fù)供電。
　　另外配電終端也可以在正常運(yùn)行時，實時交換潮流信息，當(dāng)故障發(fā)生后，聯(lián)絡(luò)開關(guān)后的FTU開關(guān)可以根據(jù)自身及故障區(qū)域內(nèi)的配電終端的功率情況確定能否轉(zhuǎn)移負(fù)荷[3，4]。
　　這種控制模式將配電自動化的緊急控制功能盡可能下放到饋線終端裝置上實現(xiàn)，強(qiáng)調(diào)保護(hù)功能（故障識別、故障隔離）的獨立性、完整性；將非故障區(qū)域的負(fù)荷轉(zhuǎn)移功能在配電主站預(yù)想事故的前提下由饋線終端裝置完成。配電主站的在線功能更集中在SCADA/GIS/PAS中，當(dāng)配電主站故障時，不影響?zhàn)伨€自動化功能，當(dāng)配電主站到配電子站的通信失敗時，該控制方案仍不失去饋線自動化功能。這與變電站綜合自動化系統(tǒng)的保護(hù)功能相對獨立，保護(hù)功能下放，保護(hù)裝置按分層分布原則構(gòu)成自動化系統(tǒng)是一致的。
　　4.2 關(guān)鍵技術(shù)
　　4.2.1 面向饋線的保護(hù)技術(shù)
　　以一條饋線為對象，該饋線范圍內(nèi)的FTU，包括分段開關(guān)FTU、分支線路FTU、出線FTU、聯(lián)絡(luò)開關(guān)FTU共同組成保護(hù)單元集合。在集合內(nèi)部實現(xiàn)該饋線的SCADA功能、故障識別、故障隔離功能，小電流接地故障的識別與定位功能以及電能質(zhì)量的監(jiān)測與補(bǔ)償功能等。本文進(jìn)一步的工作將探索如何更加合理地利用這一組配電終端集合實現(xiàn)非故障區(qū)域恢復(fù)供電功能[2]。
　　這種面向饋線技術(shù)實現(xiàn)對與饋線相關(guān)的緊急控制功能的封裝，從而實現(xiàn)了功能的獨立性和完整性，在此基礎(chǔ)上易于實現(xiàn)功能分層分布的、靈活的配電自動化系統(tǒng)。
　　前面提到的饋線系統(tǒng)保護(hù)將是解決這項關(guān)鍵技術(shù)的有效方案。系統(tǒng)保護(hù)的分布性、無主性、全線速動性等優(yōu)勢是傳統(tǒng)饋線自動化技術(shù)無法比擬的。
　　4.2.2 快速恢復(fù)供電技術(shù)
　　方案1: 改變主站“事故后分析”的緊急控制為“預(yù)想式”緊急控制。通過主站實時在線地預(yù)想饋線的各種故障，形成相應(yīng)的策略表，下載到子站，進(jìn)而下載到饋線，如果這種方案不能轉(zhuǎn)移負(fù)荷，再等待主站去操作一組開關(guān)實現(xiàn)故障負(fù)荷的轉(zhuǎn)移。
　　方案2：配電終端在正常運(yùn)行狀態(tài)下，彼此實時交換潮流信息，聯(lián)絡(luò)開關(guān)后的配電終端根據(jù)故障隔離處終端的潮流情況和備用電源側(cè)的潮流情況，確認(rèn)故障隔離后，是否相鄰電源有能力實現(xiàn)負(fù)荷轉(zhuǎn)移。如何相鄰電源允許負(fù)荷轉(zhuǎn)移則可以由聯(lián)絡(luò)開關(guān)的終端自行合閘，實現(xiàn)恢復(fù)供電，否則，由主站給出負(fù)荷轉(zhuǎn)移的策略。這種由聯(lián)絡(luò)開關(guān)的配電終端直接實現(xiàn)故障負(fù)荷轉(zhuǎn)移將恢復(fù)供電功能與故障隔離一起處理，共同封裝在饋線的緊急控制中，這對于實現(xiàn)功能完全獨立的無主式饋線自動化是非常重要的。
　　5．結(jié)論
　　本文討論了在三個層次上實現(xiàn)配電網(wǎng)饋線自動化的技術(shù)方案及其特點，認(rèn)為：
　　（a）具有柔性控制特征的以單條饋線為對象的分層分布式饋線自動化控制模式是實現(xiàn)饋線自動化的最優(yōu)模式；
　　（b）該最優(yōu)模式將故障處理功能，即配電自動化的緊急控制功能，盡可能下放到饋線配電終端級快速實現(xiàn)，包括故障隔離和轉(zhuǎn)移非故障區(qū)域負(fù)荷；
　?。╟）該最優(yōu)模式能夠提高現(xiàn)有的配電自動化系統(tǒng)在緊急控制下的可靠性，減輕自動化系統(tǒng)對通信可靠性及配電可靠性的要求；
　　（d）具有系統(tǒng)保護(hù)功能的配電終端將是實現(xiàn)饋線自動化的最優(yōu)控制不可或缺的。