摘要：本文通過(guò)一個(gè)閉環(huán)運行的配電自動(dòng)化系統的實(shí)踐，簡(jiǎn)要介紹了一個(gè)高科技開(kāi)發(fā)區內配電網(wǎng)自動(dòng)化的規劃功能目標，以及為了實(shí)現規劃目標對系統變電站、用戶(hù)變電站、供電線(xiàn)路、通信信道、直流電源、配電網(wǎng)接地方式等方面進(jìn)行改造的主要內容和保護定值的調整。在對SuperDMS-2100配電網(wǎng)自動(dòng)化系統的軟硬件結構和功能進(jìn)行全面介紹和分析的基礎上，著(zhù)重對閉環(huán)運行需特殊考慮的問(wèn)題以及具有故障狀態(tài)差動(dòng)保護功能的FTU進(jìn)行了論述。最后針對閉環(huán)運行系統中的中性點(diǎn)接地方式及接地電阻的確定、具有狀態(tài)差動(dòng)保護功能的FTU的配置、以及閉環(huán)運行方式與開(kāi)環(huán)運行方式的結合等幾個(gè)方面的特殊問(wèn)題進(jìn)行了說(shuō)明，并提出了解決方案。

　　關(guān)鍵詞：閉環(huán)　　配電自動(dòng)化　　故障狀態(tài)差動(dòng)保護

　　1、概述

　　配電作為電能發(fā)變送配中的最后一個(gè)環(huán)節，在電力生產(chǎn)中具有非常重要的作用。但過(guò)去由于歷史的原因，一直未得到應有的重視。隨著(zhù)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(jìn)一步提高配電網(wǎng)的可靠性，還必須全面實(shí)現高水平的配電網(wǎng)自動(dòng)化。

　　實(shí)際上，近年來(lái)我國許多地區已經(jīng)在不同層次、不同規模上進(jìn)行了配電網(wǎng)自動(dòng)化的試點(diǎn)工作，也取得了相當的成績(jì)。但由于幾乎所有的配電網(wǎng)自動(dòng)化試點(diǎn)都是開(kāi)環(huán)運行模式[1]，故障恢復時(shí)間都在30秒以上甚至到分鐘級，所以不能滿(mǎn)足對供電可靠性要求更高的用戶(hù)，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(lái)彌補。在此背景下，筆者所在單位與有關(guān)電力企業(yè)合作，在某國家級開(kāi)發(fā)區配備了閉環(huán)運行方式的配網(wǎng)自動(dòng)化系統。經(jīng)過(guò)近兩年的試運行證明，系統功能達到了設計要求，大大提高了區內配電網(wǎng)運行的可靠性，具有重要的開(kāi)創(chuàng )性意義。

　　2、供電區域配電網(wǎng)概況及配網(wǎng)自動(dòng)化規劃功能目標

　　該開(kāi)發(fā)區共10平方公里，區內供電為110千伏變電站一座。變電站目前投入31.5MVA變壓器二臺。110KV進(jìn)線(xiàn)兩回，為內橋接線(xiàn)，分別引自上一級500KV變電站。本區變電站出線(xiàn)為35KV10回，10KV14回，改造前為架空線(xiàn)路與電纜出線(xiàn)混合方式，中性點(diǎn)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繼電器保護和遠動(dòng)系統，僅有遙測、遙信信息送往上級調度中心，通信通道為載波和擴頻，并備有商用電話(huà)。

　　在此基礎上，分兩期全面實(shí)現配電網(wǎng)自動(dòng)化。本期規劃主要目標是：（1）以全閉環(huán)運行方式實(shí)現區內配電網(wǎng)自動(dòng)化；（2）提高供電可靠性，使環(huán)網(wǎng)內用戶(hù)達到“N-1”供電安全準則，供電可靠率達到99.99%；（3）建立配電監控系統，提高供電質(zhì)量，使電壓合格率達到98%；（4）在35KV/10KV供電線(xiàn)路發(fā)生永久性故障時(shí)，能自動(dòng)進(jìn)行故障識別、故障隔離和恢復供電；（5）實(shí)現對用戶(hù)側設備的遠方監控，以及遠方抄表等負荷管理功能；（6）同時(shí)容納開(kāi)環(huán)運行的方式。

　　本期配電自動(dòng)化系統主要實(shí)現以下功能：（1）SCADA功能包括數據采集及處理、人機聯(lián)系和制表打��；（2）饋線(xiàn)自動(dòng)化功能主要是故障識別、隔離和自動(dòng)恢復供電；（3）GIS地理信息系統功能；（4）包括遠方自動(dòng)抄表功能在內的負荷側管理功能；（5）與變電站RTU和上級調度中心通信功能包括傳送遙測、遙信和接收控調命令。對于電壓無(wú)功控制，本系統只向變電站/上級調度中心傳送電壓運行值，不在本系統中進(jìn)行調壓操作，但提供接入用戶(hù)側調壓裝置的接口，也可傳達并執行上級配電中心的調壓指令，并保留功能上的擴充余地。要求配網(wǎng)自動(dòng)化系統功能完善、接口標準、接口友好，聯(lián)入開(kāi)發(fā)區的MIS系統。

　　3、對原配電網(wǎng)進(jìn)行改造的主要內容

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

　　該系統結構與功能同一般的微機化的變電站綜合自動(dòng)化系統。

　　3.2部分用戶(hù)變電室改造由于該開(kāi)發(fā)區配網(wǎng)自動(dòng)化規劃設計采用電纜環(huán)網(wǎng)方式，所涉及的企業(yè)用戶(hù)變在配電自動(dòng)化改造后均以二回35KV/10KV電纜出線(xiàn)，分別和上下二家企業(yè)的出線(xiàn)連成環(huán)網(wǎng)，出線(xiàn)均安裝可以遙控的出線(xiàn)開(kāi)關(guān)。

　　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110千伏變電站配置配電自動(dòng)化系統，主站端信道環(huán)總端連入配電自動(dòng)化系統SuperDMS-2100主站端。

　　區內整個(gè)配電網(wǎng)采用手拉手環(huán)網(wǎng)方案，可以在線(xiàn)路故障時(shí)就近的斷路器自動(dòng)跳閘，動(dòng)作時(shí)間短，不依賴(lài)主站，對系統無(wú)沖擊，避免了開(kāi)環(huán)系統需開(kāi)關(guān)多次跳合判斷故障而帶來(lái)的弊端。

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

圖1改造后的系統典型接線(xiàn)圖

　　3.3接地方式的改變及接地電阻值的選擇系統改造后全部改為電纜出線(xiàn)，電容電流要比架空線(xiàn)路高得多，需要將原來(lái)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。系統在變電站10/35kV母線(xiàn)側加裝接地變壓器，即成為中心點(diǎn)大電流接地即中性點(diǎn)經(jīng)過(guò)小電阻接地系統。從系統發(fā)生單相接地故障的情況入手，嘗試了多個(gè)中性點(diǎn)接地電阻值，對系統的穩態(tài)和瞬時(shí)兩方面進(jìn)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(guò)電壓值、鐵磁諧振過(guò)電壓值等，然后按照運行規程和繼電保護等方面的約束條件進(jìn)行比較分析，綜合計算考慮系統總電容電流、單相接地故障時(shí)的故障電流、工頻過(guò)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保護定值的調整系統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變電站內的35/10KV饋線(xiàn)、母線(xiàn)、主變壓器、備自投各類(lèi)保護定值均根據新的系統結構和運行方式進(jìn)行了調整，上級500KV變相應出線(xiàn)的保護定值也根據新的運行條件作了微調。

　　3.5其它由于少數企業(yè)的供電原采用架空線(xiàn)路，這次統一改為排管電纜。此外，在小區內敷設了多模光纖的環(huán)網(wǎng)信道，既為配網(wǎng)自動(dòng)化系統提供高速可靠的數字信道，又為遠方抄表、MIS系統聯(lián)網(wǎng)、多媒體數據傳輸等預留了通信手段。

　　由于FTU及開(kāi)關(guān)操作都必須有可靠的不間斷電源，以保證在配電網(wǎng)一旦出現線(xiàn)路故障，導致保護動(dòng)作、出線(xiàn)開(kāi)關(guān)跳閘、故障電路全部停電或進(jìn)行設備檢修時(shí)，仍能提供FTU工作電源、通信系統工作電源和開(kāi)關(guān)操作電源，故在各用戶(hù)變配置了專(zhuān)用的小型220VDC高頻開(kāi)關(guān)式直流操作電源。