我国配电自动化实施技术路线的研究现状综述

2014-12-11郭建宇

中国科技纵横 2014年24期

关键词：网架馈线配电

郭建宇

(国网河南省电力公司经济技术研究院,河南郑州 450052)

我国配电自动化实施技术路线的研究现状综述

郭建宇

(国网河南省电力公司经济技术研究院,河南郑州 450052)

本文结合我国各地区配电自动化研究和实施工作,从一次网架和设备的改造、配电自动化主站建设、配电自动化终端配置、配电自动化通信系统几个环节分别展开论述,综述了我国配电自动化实施的四个关键环节和各个的关键技术以及现阶段存在的问题,针对技术路线各环节存在的问题提出简单建议。

配电自动化电力设备

1 一次网架和设备的改造

1.1 配电网一次网架和设备应满足的基本条件和改造原则

根据《配电自动化建设与改造标准化设计技术规定》,配电网一次网架应满足的基本条件有:

(1)配电网网架结构布局相对合理、成熟稳定,供电可靠性指标已经达到99．9%或更高；

(2)规划馈线自动化的区域,配电网线路满足供电安全N-1准则要求；

(3)对于网络中关键性节点,如主环网上的开关设备、线路联络开关、联络环网柜等配置“三遥”功能；网络中重要节点配置“二遥”功能。

(4)配电网站房节点能够为规划建设配电自动化和通信终端等设备提供足够安装和检修空间。

1.2 我国配电网一次网架和设备存在的问题

(1)网络互供能力不足。用电高峰期出现线路超重载现象；部分线路无法通过线路N-1校验；部分变电站、开闭所无法通过变电站N-1校验。以河南省某地级市为例,该地区10kV配电网络架空线路单联络和多联络占线路总数的44%左右,架空线绝缘化率为15．62%；电缆化率为2．46%,电缆线路全部为单环或双环网。所有配电线路中能满足N-1准则的仅为39%,联络线路不足50%。

(2)一次网架和设备预留空间不足。由于一次设备的设计和配电自动化的实施脱节,导致部分线路和设备不具备安装配电自动化设施的空间。一些地方的电缆网改造都采用了紧凑型环网柜,造成内部空间很小,使得加装电流互感器和电压互感器很困难,且没有安装终端装置的空间。对于这种情况需采取外挂甚至整体更换,造成额外的资金投入。

(3)复杂的联络配电网络存在简化的必要性。配电网结构日益复杂在增加网络互供能力的同时,导致线路容载比过高,线路利用率不足。这无疑大大增加了配电网运行方式的复杂性,也带来了经济效益的降低。

2 主站建设

2.1 功能规划

(1)基本功能。基本功能主要是数据采集与监控(SCADA)。基本功能对应于主站的简易型或实用型建设模式,能够满足县级供电企业配电自动化的功能配置。

(2)扩展功能。扩展功能包括和馈线故障处理功能(FA)、配电网分析应用和智能化分析应用。完整的FA功能对应于标准型建设模式。配电网分析应用包括拓扑分析、解合环潮流、负荷转供、状态估计、网络重构、短路电流计算、电压/无功控制和负荷预测等,该扩展功能对应于标准型或集成型主站模式。智能化分析应用包括配电网自愈控制(包括快速仿真、预警分析等)、分布式电源/储能装置/微电网的接入及应用等,增加该功能的主站应建成智能型配电自动化主站。

2.2 平台设计

图1 基于集成平台的主站信息交互

配电主站应构建在标准、通用的软硬件基础平台上。硬件设备主要包括数据库服务器、前置机、网络设备、时钟同步装置、二次安全防护设备和其他设备等。软件支持平台包括操作系统软件和应用软件支持平台。Linux操作系统是近几年兴起的自由共享软件,性能稳定切扩展方便,基于Linux的主站已应用于实际工程。应用软件支持平台则是在操作系统、支撑平台基础上开发的。各个独立的系统分别处于不同的安全区域,Ⅰ区和Ⅱ区采用防火墙隔离,Ⅰ、Ⅱ区和Ⅲ区之间采用物理隔离。

图2 EPON系统结构

2.3 信息交互

为了实现配电自动化系统与相关系统的数据交互,实现系统间规范、统一的数据交换,建设了全面遵循IEC61970/61968国际标准统一信息交换总线。总线定义了标准和统一的数据交换模型,开发了系统间的规范化接口,将目前“多对多”模式调整为“多对一”的模式,从根本上改变目前数据交换落后的现状,不同程度上实现了配电自动化系统与上级调度系统、配电GIS系统、PMS系统、OMS系统、CIS系统、95598系统等系统的互连,消除信息孤岛。基于集成平台的配电自动化主站信息交互如图1所示。

2.4 主站建设过程中存在的问题

由于目前配电自动化实施的范围很小,致使配电自动化系统的基础信息和拓扑数据缺口很大,使得配电网分析应用软件功能的运行条件仍不具备。另外,大多数试点单位在前期信息化建设时,由于缺乏统一的数据建模和信息格式标准,造成试点工程实施时信息交互还存在一些障碍。

3 终端配置

3.1 终端故障检测技术

配电终端接入保护电流互感器(TA)的二次电流,通过判断线路电流是否超过整定值来检测短路电流,而电流整定值的选择原则是躲过最大负荷电流值。有些线路在投入运行时,负荷“冷启动”电流可能很大,要用一延时躲开。在采用小电阻接地方式的系统中,配电终端通过判断零序电流是否超过整定值来检测单相接地短路,零序电流整定值要大于正常运行时零序不平衡电流值。

3.2 馈线自动化的实现方式

馈线自动化的实现方式分为就地型、集中型。配电主站/子站与配电终端之间具备主从通信条件且开关设备具备电动操动机构的配电线路,一般采用集中型全自动方式；通信通道性能不满足遥控要求或开关设备不具备电动操动机构的配电线路,则采用集中型半自动方式；配电终端之间具备对等通信条件的配电线路,则采用就地型智能分布式；不具备通信手段或通道性能不满足遥控要求的配电线路,在配电一次网架具备双电源供电手拉手条件时,则采用就地型重合器方式[1]。

关于馈线自动化的具体实现方案,国内学者进行了大量的研究,详细论述了两级极差保护下集中式故障处理策略和多级级差保护与电压时间型馈线自动化的配合；具体论述了传统的电流保护、重合器方式的馈线保护和基于集中监控的馈线保护,提出了馈线保护的发展趋势；提出了一种新型智能配电自动化终端的设计方案,配电自动化终端的自描述功能可有效地提高现场施工的调试效率。为了解决快速自愈分布智能型馈线自动化系统的瞬时性故障的快速恢复供电,进一步提高其可靠性,提出了一种分布智能型配电自动化实现方式,可有效地实现瞬时性故障的快速恢复供电,并能在通信通道障碍情况下使系统仍能有效恢复供电。

3.3 终端不间断供电技术

配电终端一般通过PT取电,需要配置储能电容或蓄电池保证失去外部电源后不间断供电8小时,并提供至少3次分合操作。

3.4 终端配置存在的问题

配电自动化系统的终端设备众多,且有大量的战端设备必须安放在户外,他们通常要能在-25～80摄氏度的环境下工作,因此必须考虑雷击、过电压、低温和高温工作、雨淋、振动和电磁干扰等因素的影响,这就导致了设备制造标准的提升和造价的提高[2]。此外,终端设备有一定的运行年限,考虑到设备众多,其维修和更换的工作量和工程造价也不容小觑。

4 通信系统

4.1 现有通信技术

现有通信技术主要分为有线通信技术和无线通信技术。有线通信中,光纤通信采用光纤介质,具有传输速率高、抗干扰性能强、可靠性高的优点。近年来,以太无源光网络(EPON)以其良好的兼容性、相对成本低、维护简单、易扩展、易升级的特点,得到了广泛的应用。无线通信技术包括G P R S技术、全球微波接入互操作系统(WiMAX)、配电载波技术。文献[3]介绍了各种通信方案,并从带宽、传输距离、建设成本、可靠性、通讯实时性、信息安全、标准化程度、影响因素等方面进行比较,给出了各种通信方式的适用场合。