1、 概述
配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。但过去由于历史的原因，一直未得到应有的重视。随着经济建设的发展和人们生活水平的提高，对供电质量和供电可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。
实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了相当的成绩。但由于几乎所有的配电网自动化试点都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30秒以上甚至到分钟级，所以不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回甚至多回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者所在单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过近两年的试运行证明，系统功能达到了设计要求，大大提高了区内配电网运行的可靠性，具有重要的开创性意义。
2、 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能目标
该开发区共10平方公里，区内供电为110千伏变电站一座。变电站目前投入31.5MVA变压器二台。110KV进线两回，为内桥接线，分别引自上一级500KV变电站。本区变电站出线为35KV10回，10KV14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后采用小电阻接地方式，全部以电缆排管方式引出。变电站二次保护原采用常规继电器保护和远动系统，仅有遥测、遥信信息送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，并备有商用电话。
在此基础上，分两期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：（1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化；（2）提高供电可靠性，使环网内用户达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率达到99.99%；（3）建立配电监控系统，提高供电质量，使电压合格率达到98%；（4）在35KV/10KV供电线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电；（5）实现对用户侧设备的远方监控，以及远方抄表等负荷管理功能；（6）同时容纳开环运行的方式。
本期配电自动化系统主要实现以下功能：（1）SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印；（2）馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电；（3）GIS地理信息系统功能；（4）包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能；（5）与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。要求配网自动化系统功能完善、接口标准、接口友好，联入开发区的MIS系统。
3、对原配电网进行改造的主要内容
3．1 变电站综合自动化改造
由于该110KV变电站原有保护、远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变通信等功能，故首先对变电站进行了综合自动化改造，全部采用微机型的远动系统和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。
该系统结构与功能同一般的微机化的变电站综合自动化系统。
3．2 部分用户变电室改造
由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的企业用户变在配电自动化改造后均以二回35KV/10KV电缆出线，分别和上下二家企业的出线连成环网，出线均安装可以遥控的出线开关。
在每企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。在本区110千伏变电站配置配电自动化系统，主站端信道环总端连入配电自动化系统SuperDMS-2100主站端。
区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。
改造后的环网一次网络典型结线方式如图1所示：
图1 改造后的系统典型接线图
3．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择
系统改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需要将原来的小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。系统在变电站10/35kV母线侧加装接地变压器，即成为中心点大电流接地即中性点经过小电阻接地系统。从系统发生单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时两方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等方面的约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5欧姆[2]。
3．4 保护定值的调整
系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110KV变电站内的35/10KV馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500KV变相应出线的保护定值也根据新的运行条件作了微调。
3．5 其它
由于少数企业的供电原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化系统提供高速可靠的数字信道，又为远方抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。
由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网一旦出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信系统工作电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。
4、 闭环式配网自动化方案系统结构与功能综述
4．1 配电网监控系统的SCADA功能与系统结构
闭环式配网自动化系统SuperDMS-2100的SCADA功能与电网调度SCADA功能类似，数据采集功能中，采集的测量量有35/10kV馈线开关或断路器的电流电压功率以及故障电流（带方向）等，配电变压器的电流功率和温度等，以及FTU的直流电源电压；采集的状态量有35/10kV馈线开关或断路器的位置信号、事件顺序记录、保护动作信息、FTU 运行状态、配电线路故障信号等；采集的脉冲量有脉冲电度表的输出。监视功能有状态监视、限值监视和趋势监视。事件记录与报警处理功能可对系统运行出现的各种事件分级别、类别进行报警，并按时间顺序保留当前三十条最新事件信息，在数据库中分类别保存，报警方式可为告警窗文字告警、推出相关画面、打印机自动打印、音响或语音报警、事件点或故障设备图形闪光报警，任意选择组合。控制调节功能可以实现配网变电站断路器的遥控、配网线路上开关和断路器的遥控、补偿装置的投切、保护定值的远方设定和修改、成组顺序控制操作以及必要时对变压器分接头的调节。系统管理功能包括数据库管理、数据处理及统计、系统网络管理、图形系统、报表系统、安全系统、系统监视与维护、双机通信与切换、与其它系统通信等。
其它配电网自动化应用功能有配电网运行监视、配电网运行控制、配电网故障判别及诊断、在保护拒动情况下实现配电网故障自动隔离负荷转移及恢复供电、AM/FM/GIS、远方抄表、无功优化与控制等。
配电控制中心的计算机系统配置符合当前先进的水平，采用了主流机型，双以太网双服务器双前置机多人机工作站结构，大屏幕显示器和高速打印机。系统硬件配置如图2所示。
图2 SuperDMS-2100配电网自动化系统硬件结构
该区配电网自动化系统软件的设计采用了面向对象的设计思想和软件工程的管理方法，各软件模块按功能对象划分，自成一体，接口简捷明了。系统具有标准数据库的接口，符合商用数据库的规范；具有网络的支持；遵循开放式系统标准；具有广泛的兼容性和自由的扩展性，便于二次开发以及用户功能扩展和规模扩展而保护原有投资；很容易过渡到三层数据处理结构。系统基于客户/服务器（Client/Server）体系结构，逻辑上由两大部分组成，即服务器系统（Server）和客户机系统（Client）。服务器的基本任务是资料维护和数据处理，并响应客户机的请求向客户机传送格式化的资料信息。客户机则负责提供用户接口，如图形、表格甚至声音、动画等。系统采用WINOOWs NT操作系统作为系统的基本软件平台，内嵌完善的网络功能，支持目前流行的所有网络通信协议如TCP/IP、IPX/SPX等，还有对Internet的支持及对RAS更强的支持。由于有NT的强大的网络支持，系统可以和任何网络类型的其它系统互联，并支持局域网和广域网的各种网络传输媒介。系统软件结构见图3。
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