張余

摘 要：電力系統(tǒng)建設(shè)在改革開(kāi)放的帶動(dòng)下日益活躍，電力技術(shù)也在此背景下得到飛速發(fā)展。電力資源作為社會(huì)發(fā)展與百姓生活的必備現(xiàn)代能源，使得社會(huì)大眾對(duì)于供電質(zhì)量與穩(wěn)定可靠性等方面也有了更高要求。作為提高供電質(zhì)量、保證供電安全性的重要手段之一的配電網(wǎng)饋線技術(shù)也在這一背景下得到了普遍關(guān)注。該文以配電網(wǎng)饋線自動(dòng)化系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)作為切入點(diǎn)，進(jìn)一步探究了饋線自動(dòng)化的技術(shù)原則以及故障處理等技術(shù)應(yīng)用，希望能為相關(guān)人士提供些許參考作用。

關(guān)鍵詞：配電網(wǎng) 饋線自動(dòng)化 電力系統(tǒng) 運(yùn)用

中圖分類號(hào)：X820 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1674-098X（2015）09（c）-0096-02

我國(guó)電力系統(tǒng)主要由發(fā)電、輸電、配電、供電幾個(gè)環(huán)節(jié)所構(gòu)成，這其中配電環(huán)節(jié)是輸電與供電的轉(zhuǎn)換樞紐，在整個(gè)電力電網(wǎng)系統(tǒng)中起著重要的承接作用，因此通過(guò)科學(xué)的技術(shù)手段，實(shí)現(xiàn)配電網(wǎng)饋線自動(dòng)化對(duì)于提升供電質(zhì)量、保證整個(gè)電網(wǎng)系統(tǒng)的供電穩(wěn)定都有著重要作用[1]。配電網(wǎng)饋線自動(dòng)化技術(shù)簡(jiǎn)稱FA，將FA技術(shù)應(yīng)用在配電網(wǎng)中，能夠及時(shí)解決配電網(wǎng)中的存在的各類故障，從而保證供電穩(wěn)定性。以下該文以配電網(wǎng)饋線自動(dòng)化系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)作為切入點(diǎn)，進(jìn)一步探究了饋線自動(dòng)化的技術(shù)原則以及故障處理等技術(shù)應(yīng)用，具體如下。

1 配電網(wǎng)饋線自動(dòng)化系統(tǒng)的基本結(jié)構(gòu)

得利于現(xiàn)代通信技術(shù)科技的發(fā)展，配電網(wǎng)饋線自動(dòng)化技術(shù)實(shí)現(xiàn)了從無(wú)到有，并孕生出了基于FTU與通信網(wǎng)絡(luò)的配電網(wǎng)饋線自動(dòng)化系統(tǒng)[2]。此種系統(tǒng)包括主站、FTU、SCADA系統(tǒng)、通信線路、負(fù)荷開(kāi)關(guān)以及配電高級(jí)應(yīng)用裝置（PAS）等幾大部分，系統(tǒng)中的主站作為饋線自動(dòng)化系統(tǒng)中的主體結(jié)構(gòu)主要包括SCADA監(jiān)控、故障隔離方案計(jì)算、GIS地理信息系統(tǒng)、配電管理信息等幾大模塊，其典型結(jié)構(gòu)（見(jiàn)圖1）。

系統(tǒng)中的故障處理、網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)等操作均是以主站系統(tǒng)作為主導(dǎo)而實(shí)現(xiàn)的，當(dāng)出現(xiàn)故障后，F(xiàn)TU會(huì)將故障信息以及當(dāng)前的開(kāi)關(guān)情況通過(guò)通信網(wǎng)絡(luò)上傳到主站系統(tǒng)中，之后由主站根據(jù)故障狀態(tài)、系統(tǒng)的運(yùn)行方式、電源備用容量、負(fù)荷情況、饋線與度等因素進(jìn)行計(jì)算，并根據(jù)計(jì)算結(jié)果提供最佳的故障解決方案，并以系統(tǒng)自動(dòng)或人工的方式對(duì)解決方案進(jìn)行核實(shí)，確認(rèn)無(wú)誤后發(fā)出相應(yīng)的操作指令，借助通信網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行設(shè)備遙控[3]。故障處理計(jì)算方法并不唯一，常用的有統(tǒng)一矩陣、專家系統(tǒng)、基于AER模型以及基于模糊集技術(shù)等供電恢復(fù)算法。

對(duì)于規(guī)模相對(duì)較大的配電網(wǎng)絡(luò)，還需要在饋線自動(dòng)化系統(tǒng)中設(shè)置子站系統(tǒng)，結(jié)構(gòu)見(jiàn)圖2。

配電網(wǎng)饋線子站不僅可以實(shí)現(xiàn)子站所在地區(qū)所控制的站段設(shè)備以及相應(yīng)的數(shù)據(jù)傳輸功能，同時(shí)也具備等同于主站的故障隔離、診斷、計(jì)算與恢復(fù)功能，不但可以配合主站實(shí)現(xiàn)大規(guī)模配電網(wǎng)的饋線自動(dòng)化，還可在主站發(fā)生故障時(shí)，由子站暫時(shí)替代主站，完成通信、遙控、隔離、供電恢復(fù)等功能。

2 饋線自動(dòng)化技術(shù)分析

2.1 饋線自動(dòng)化技術(shù)的基本功能

饋線自動(dòng)化（FA）技術(shù)主要是實(shí)現(xiàn)饋電線路的定位、故障檢測(cè)、方案計(jì)算、隔離、恢復(fù)供電等。FA充分體現(xiàn)了現(xiàn)代智能科技，能夠以開(kāi)關(guān)操作的形式，實(shí)現(xiàn)迅速的故障處理，減少故障處理對(duì)電網(wǎng)帶來(lái)的損害，可在少則幾秒，多則幾十秒的時(shí)間內(nèi)快速完成故障隔離，并在幾分鐘的時(shí)間內(nèi)恢復(fù)供電，特別適用于用電密集的城市配電網(wǎng)[4]。但系統(tǒng)中的通信網(wǎng)絡(luò)建設(shè)資金投入較高，且一旦出現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)故障或是黑客入侵等問(wèn)題，會(huì)造成整個(gè)饋線自動(dòng)化系統(tǒng)的癱瘓。但隨著光纖技術(shù)及GPRS等現(xiàn)代科技的不斷完善，基于光纖、GPRS等技術(shù)的新型FTU饋線系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)了成本的大大降低，現(xiàn)已得到逐步推廣[5]。現(xiàn)階段我國(guó)常用的饋線自動(dòng)化系統(tǒng)主要有光纖以太網(wǎng)、光纖雙環(huán)自愈、無(wú)線、專線等幾種模式，因光纖以太網(wǎng)在投入成本與使用效率等性價(jià)比方面的顯著優(yōu)越性，使得此種方式成為目前最為普遍的饋線自動(dòng)化系統(tǒng)。

基于光纖以太網(wǎng)饋線自動(dòng)化技術(shù)主要是將主站、子站以及FTU通過(guò)以太網(wǎng)的形式進(jìn)行連接，結(jié)合光纖高速、遠(yuǎn)程的通訊優(yōu)勢(shì)，以TCP/IP尋址以IEC-870-5-104通信介意的方式，借助主網(wǎng)、子網(wǎng)間的通信傳輸組網(wǎng)功能，實(shí)現(xiàn)數(shù)據(jù)信息的分組交換性能，實(shí)現(xiàn)了饋線自動(dòng)化系統(tǒng)中數(shù)據(jù)的快速、實(shí)時(shí)傳遞，提高系統(tǒng)操作速率。借助以太網(wǎng)結(jié)構(gòu)，還可利用網(wǎng)橋或是路由器實(shí)現(xiàn)基于IP層的設(shè)備信息路由，也可借助路由器經(jīng)由子站實(shí)現(xiàn)數(shù)據(jù)交換，使各子站實(shí)現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)互連，也因此大大提高了整個(gè)配電網(wǎng)的饋線自動(dòng)化操作效率。

2.2 饋線自動(dòng)化技術(shù)的實(shí)現(xiàn)

2.2.1 故障診斷流程

故障處理最為饋線自動(dòng)化技術(shù)的主要功能，在系統(tǒng)中主要是通過(guò)智能集中與智能分布相結(jié)合的形式所實(shí)現(xiàn)的[5]。這種技術(shù)形式和以往的重合閘形式相比更具可靠性、靈活性，可根據(jù)電網(wǎng)參數(shù)、結(jié)構(gòu)的實(shí)時(shí)情況，在線進(jìn)行故障診斷，并掌握故障的變化情況，能夠?qū)Π伨€線路故障、瞬時(shí)或永久故障、一環(huán)多次、多線路同時(shí)等多種形式的故障進(jìn)行在線處理，避免了以往重合閘操作的方式故障處理模式對(duì)線路的震蕩及沖擊損害。

故障的診斷流程主要為技術(shù)實(shí)現(xiàn)流程原則為：以配電網(wǎng)終端作為基礎(chǔ)進(jìn)行故障檢測(cè)—以子站作為區(qū)域的控制中心—以主站作為集中管理的中心。這其中通過(guò)子站負(fù)責(zé)所在區(qū)域的饋線故障查詢、分析、位置確定、上報(bào)以及當(dāng)?shù)氐募皶r(shí)隔離，同時(shí)為了降低故障帶來(lái)的影響，需要通過(guò)計(jì)算分析為非故障區(qū)域提供供電方案，保證供電正常。如果子站不能對(duì)故障部分實(shí)現(xiàn)成功隔離，需要及時(shí)將故障上報(bào)到主站中，由主站負(fù)責(zé)協(xié)調(diào)，計(jì)算處理方案。具體分為以下幾個(gè)饋線自動(dòng)化技術(shù)實(shí)現(xiàn)流程。

（1）由子站發(fā)出故障信息與處理結(jié)果，傳送至主站，使主站及時(shí)掌握故障情況。

（2）如果經(jīng)分析計(jì)算，得出故障恢復(fù)與配電網(wǎng)重構(gòu)不能僅由某個(gè)子站所實(shí)現(xiàn)，而是需要多子站共同協(xié)調(diào)完成的結(jié)論，那么需要由主站協(xié)調(diào)多子站共同操作，以多子站聯(lián)動(dòng)機(jī)制處理故障。

（3）故障處理需根據(jù)故障實(shí)際情況，選取適宜的干預(yù)方式，如針對(duì)小型配電網(wǎng)中的小型故障，可由系統(tǒng)完全自動(dòng)化排除故障，如果故障較為復(fù)雜，則需要采用自動(dòng)及人工方式聯(lián)合干預(yù)。

（4）在自動(dòng)與人工聯(lián)合干預(yù)的模式中，先由根據(jù)故障診斷等進(jìn)行計(jì)算，提供多種故障排除備選方案，再由操作人員選取最佳方案進(jìn)行故障排除、隔離與恢復(fù)供電。

2.2.2 故障識(shí)別的自動(dòng)化技術(shù)

由饋線自動(dòng)化系統(tǒng)中的FTU負(fù)責(zé)識(shí)別故障類型與信號(hào)數(shù)據(jù)，以FTU中的采樣電流利用電流瞬時(shí)值作為故障的判別依據(jù)[6]。例如如果線路出現(xiàn)相間短路，那么FTU則會(huì)采樣到瞬變且大于電流限值的情況，由此可以作為故障的判定依據(jù)，通?？稍诠收铣霈F(xiàn)的30ms內(nèi)做出判定，為計(jì)算故障處理方案提供先決時(shí)間。

當(dāng)出現(xiàn)單相接地故障時(shí)，接地點(diǎn)零序功率分量會(huì)和正常狀態(tài)下出現(xiàn)相位相反的情況，而非故障相的電壓會(huì)超過(guò)故障電壓1.5倍以上，可以此及時(shí)判定單相接地故障。但我國(guó)大多數(shù)配電網(wǎng)都是采用中性點(diǎn)不接地等零序分量幅值小的模式，因此采用這種方式判斷單相接地故障顯然是難以保證準(zhǔn)確率的[7]?；诖朔N情況，饋線自動(dòng)化系統(tǒng)可利用拉赫開(kāi)關(guān)排除的方式進(jìn)行此類故障的判定，主站程序中可增設(shè)如開(kāi)關(guān)操作序列提示等功能，以此提升單相接地故障的判定準(zhǔn)確性。

3 配電網(wǎng)饋線自動(dòng)化技術(shù)的運(yùn)用

3.1 FTU/DTU的故障處理

自動(dòng)化系統(tǒng)終端FTU/DTU以電流、電壓實(shí)時(shí)分析采樣的方式，實(shí)現(xiàn)判斷包括故障的性質(zhì)、數(shù)據(jù)信號(hào)、故障數(shù)據(jù)、信息上報(bào)等功能，同時(shí)還可進(jìn)行子站的故障處理操作，簡(jiǎn)而言之，饋線終端在FA技術(shù)運(yùn)用的過(guò)程中扮演著操作執(zhí)行者的身份[8]。由主站系統(tǒng)向饋線終端提供故障發(fā)生時(shí)包括電力、電壓等各類特征量參數(shù)，饋線終端對(duì)比采樣值和特征量，以此判定故障性質(zhì)及類型，并實(shí)施相應(yīng)的故障處理工作。

3.2 架空線路的故障處理

柱上FTU與柱上開(kāi)關(guān)、系統(tǒng)子站、主站等相配合，共同完成架空線路的故障自動(dòng)化檢測(cè)。其中故障檢測(cè)石油FTU所負(fù)責(zé)，定位則有FTU與子站共同協(xié)作所完成，故障隔離、供電恢復(fù)需要由FTU、子站、主站等共同配合所完成。

以某電力網(wǎng)絡(luò)架空線路為例，該線路上兩條手拉手架空線其供電來(lái)源均為一所變電站，即包括聯(lián)絡(luò)、分段在內(nèi)的所有開(kāi)關(guān)都是由一個(gè)配電網(wǎng)饋線自動(dòng)化系統(tǒng)的子站所負(fù)責(zé)監(jiān)控，那么包括故障隔離、供電恢復(fù)等操作均是此子站所完成。如果這兩條手拉手架空線路不是一個(gè)變電站提供供電來(lái)源，那么這兩條架空線路則是分別由系統(tǒng)子站A、B分別監(jiān)控，并分別負(fù)責(zé)架空線路的故障處理、恢復(fù)供電等操作。

3.3 配電網(wǎng)饋線自動(dòng)化技術(shù)運(yùn)用過(guò)程中的時(shí)間分配

對(duì)于永久故障分配的判定時(shí)間約為3～5s。以架空線路為例，如果出現(xiàn)故障，那么變電站會(huì)實(shí)施保護(hù)動(dòng)作與自動(dòng)重合操作，如果出現(xiàn)重合未成功，那么則判定為存在永久性故障。電纜線路中如果出現(xiàn)重合不成功，那么則可判定主干線上存在故障。

由子站負(fù)責(zé)收集包括保護(hù)動(dòng)作信息、開(kāi)關(guān)跳閘信息等在內(nèi)的各類故障相關(guān)信息的收集工作。如果是子站直接收集的模式，那么所需收集時(shí)間大致在5～10s之間，如果采用RTU轉(zhuǎn)發(fā)模式，約為10～15s[9]。

子站實(shí)施自動(dòng)化定位所需時(shí)間約為1s，故障隔離為2～5s。

當(dāng)主站接受到由子站提交的故障信息后，會(huì)根據(jù)信息進(jìn)行相應(yīng)的計(jì)算，確定最佳故障處理與供電恢復(fù)方案，這一過(guò)程共需5s左右的時(shí)間。

由主站實(shí)施供電恢復(fù)大約需要3～6s，主要通常每個(gè)開(kāi)關(guān)的恢復(fù)在2s作用，大多數(shù)情況恢復(fù)1～3個(gè)開(kāi)關(guān)即可實(shí)現(xiàn)供電恢復(fù)。

通過(guò)饋線自動(dòng)化技術(shù)的時(shí)間分配可以看出，通常在數(shù)秒至幾分鐘的時(shí)間內(nèi)就可實(shí)現(xiàn)故障處理、供電恢復(fù)等搶修工作，大大提升了配電網(wǎng)的故障搶修效率。以國(guó)網(wǎng)杭州供電為例，該公司已大規(guī)模實(shí)現(xiàn)了配電網(wǎng)饋線自動(dòng)化技術(shù)改造，在2013年的石蓮開(kāi)關(guān)站分線故障中，僅用不足10 min，就實(shí)現(xiàn)了故障隔離、分段供電恢復(fù)等自動(dòng)化操作。同年夏天，當(dāng)?shù)爻掷m(xù)多日的40℃炎熱天氣，此種氣候下導(dǎo)致配電網(wǎng)事故頻發(fā)，如果出現(xiàn)故障，按以往逐點(diǎn)排查的方式進(jìn)行線路故障檢修，至少1～2 h才能恢復(fù)電力供應(yīng)。而實(shí)施饋線自動(dòng)化改造后，如果故障發(fā)生在配電網(wǎng)中22條饋線自動(dòng)化線路中，那么包括故障判斷、隔離、供電恢復(fù)等處理操作共用不到1分鐘的時(shí)間即可完成，有效將故障損失降至最低，大大提升了檢修速度，滿足了當(dāng)?shù)馗餍懈鳂I(yè)及群眾的供電質(zhì)量要求。

4 結(jié)語(yǔ)

電力資源是社會(huì)發(fā)展與百姓生活的必備現(xiàn)代能源，隨著經(jīng)濟(jì)的深入發(fā)展，使得社會(huì)大眾對(duì)供電質(zhì)量的要求越來(lái)越高，盡可能減少配電網(wǎng)故障已成為供電系統(tǒng)值得深入研究的重點(diǎn)課題。在實(shí)際操作中不難發(fā)現(xiàn)，電網(wǎng)故障根本無(wú)法完全避免，但我們可以通過(guò)快速實(shí)現(xiàn)故障位置確定、故障處理、恢復(fù)供電等將故障影響降至最低的方式，滿足人們對(duì)供電質(zhì)量的要求。我國(guó)電力系統(tǒng)主要由發(fā)電、輸電、配電、供電幾個(gè)環(huán)節(jié)所構(gòu)成，這其中配電環(huán)節(jié)是輸電與供電的轉(zhuǎn)換樞紐，因此可通過(guò)科學(xué)的技術(shù)手段，實(shí)現(xiàn)配電網(wǎng)故障快速處理，及早恢復(fù)正常供電，從而降低故障帶來(lái)的風(fēng)險(xiǎn)。通過(guò)該文對(duì)配電網(wǎng)饋線自動(dòng)化技術(shù)的分析以及具體的運(yùn)用實(shí)例可以看出，這一技術(shù)能夠大幅提升故障檢修速度，減少故障影響，同時(shí)該技術(shù)在近年來(lái)的應(yīng)用中，充分展現(xiàn)出了其作為我國(guó)配電網(wǎng)升級(jí)方向的技術(shù)潛力，值得推廣。

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