珠海西门子一级代理商DP电缆供应商

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随着我国国民经济的高速发展和人民生活水平的提高，对电力需求的日益增长，这对供电性和供电质量提出了高的要求。根据目前国内配电网的现状，若不采取有效的措施就很难进一步提高供电性和供电质量。配电网馈线自动化是配网系统提高供电性直接、有效的技术手段。在当前、国内配网自动化领域尚无统一标准，国内缺乏成熟产品和成功经验的情况下，借鉴国外配网自动化的成功经验，并加以消化、吸收，将会推动我国配网自动化的建设。本文介绍一个成功的配网自动化系统——美国长岛电力公司(LILCO)配网自动化系统。该公司从1994年开始在GE-Harris公司的支持下开始用850个DART RTU和无线数字电台组成了以配电网故障快速隔离和负荷转移为主的配网馈线自动化系统，在4年内避免了595675个用户的停电事故(根据美国事故统计标准，用户停电时间在5　min及以上时即为停电事故)，并因此获得了IEEE DA/大奖。
美国纽约长岛电力公司为100口提供服务，共有750条馈线，其中绝大部分为架空线路，这些线路经常遭受雷击、冰雹飓风等影响而引起短路故障。通过对客户停电分析，一条主要线路的故障大约会引起2000个客户停电。为了减少这些故障和提高供电性，该公司除采取常规方法外，还实现了以配电网故障快速隔离和负荷转移为主的配网馈线自动化系统。整个系统大致经历了3个阶段：自动分段、引入通信和SA系统、非故障段自动恢复供电。图1是该公司配网馈线自动化系统示意框图。
图1　配网馈线自动化示意框图
Fig.1　Block diagram of distribution automation of LILCO
1　自动分段算法实现
1.1　故障检测算法
早在1980年，长岛电力公司安装了400多个带无线电控制的柱上开关，主要包括中压真空开关和电流互感器等设备。安装了这些设备之后，减少了故障时间，但故障发生频率没有发生多大变化。为了进一步提高配网自动化系统的性能，需要有智能的远端馈线监控单元(FTU)，能够检测负荷侧性故障和在变电站断路器闭锁之前断开负荷开关，以便实现自动分段的功能。长岛电力公司选择了GE-Harris公司的配网馈线自动化设备DART RTU(FTU)，它可以从开关的电流互感器、电压互感器交流二次侧直接接入，并控制执行相应程序规定的跳闸和重合命令。DART有一个故障检测算法，可以分别和区分出性故障、瞬时性故障、负荷过流这三个级别的故障。具体内容如下：
1级：当出现性故障时，离故障点电源侧近的DART RTU检测到故障并按预置程序控制DART所在断路器(重合器)跳闸，断路器一次或多次重合失败后，断路器(重合器)跳闸闭锁切除故障，并由DART发出跳闸闭锁告警信号，要求组织检修以恢复对故障线路的供电。
2级：当线路出现瞬时短路或接地故障时，离故障点电源侧近的DART出故障，并按预置程序控制DART所在断路器(重合器)跳闸，断路器一次或多次重合成功后，切除故障恢复供电。同时DART发出跳闸、重合闸成功信号。被小动物或树枝引起接地或瞬间短路故障已，不影响供电，但仍需巡线查看现场是否有危险物需。
3级：当线路过负荷，但尚不大影响线路运行的情况下,DART检测到电流过预置值，发出过负荷告警信号，以引起运行人员注意。
1.2　自动分段算法
在故障检测算法的基础上，开发了一套FTU自动分段算法，没有通信网络也可以应用。当线路发生故障时产生短路电流，使出线保护动作，变电站断路器跳闸，重合闸。如果为性故障，保护再次动作。FTU因检测到过流、失压的条件利用自动分段算法使流过故障电流的开关跳闸,自动切断故障区域。然后变电站断路器再次重合闸，变电站和个分段开关之间的非故障段线路恢复供电，减少停电区域，实现故障线路的自动分段隔离(图2)。
T1—保护动作，断路器(重合器)跳闸时间；T2—重合闸时间；
T3—重合闸失败；T4—故障切除，断路器(重合器)再次重合闸恢复供电
图2　电源侧断路器(重合器)两次重合闸成功时序图
1.3　应用效果
长岛电力公司安装了850个带有自动分段算法FTU 的开关之后，使受主要线路停电影响的客户数量减少了25%，即在1995年1月到1996年6月的18个月内使240000客户避免遭受停电事故的影响。
2　SA系统实现
为了进一步发挥FTU的功能，并对FTU 进行遥控，实时监控配网数据，系统中安装了基于PC机的SA系统。这个系统是在基于和自动分段开关通信的基础上开发的，主站系统能够发遥控命令，并对开关进行控制。在这个系统中，计算机主站系统直接对FTU的信息采用DNP3.0规约通过无线电进行通信，采取集中控制方式。SA系统提供电压、电流、功率因素、负荷值和其他为优化配电网络系统使用的实时量。在配电通信系统自动化中，长岛电力公司选用了无线数字电台通信。整个系统中，9个月内共安装了850个无线数字电台和相配合的开关850个。
3　自动恢复算法实现
3.1　利用D200通信前置机实现自动恢复算法
在经过上述FTU本身具有的自动分段功能实现和SA功能实现后，当许多条线路同时出现故障时(比如在雷击情况下)，就会产生处理速度慢，故障处理效率低的问题。为了实现完整快速的配网自动化功能和对非故障区域进行自动恢复供电，新开发的自动恢复算法满足了上述需要。为了进一步提高系统性能，在系统中引进了通信前置机D200，提高了系统的性能。具体为：
(1)D200通过通信媒介和FTU通信(一般采用DNP3.0规约)，另一方面D200和主站SA进行通信，把FTU的数据传送至主站。在与RTU通信和主站通信，可采用不同的通信规约，D200可进行自动转换，为配网系统的通信时规约的兼容和系统的进一步扩充打下基础。
(2)自动恢复算法用梯形逻辑控制编程(PLC)在D200中运行，大大减少了自动恢复供电的时间，据统计，采用这种方法进行非故障段自动恢复的时间在1　min以内。
(3)D200装置中有一个可由用户定义的实时数据库，可实现对FTU数据进行采集处理和控制，对主站不需要的数据量进行处理，这样减轻了主站的工作量，特别对FTU较多的配网系统，可大大提高系统的运行速度。
3.2　自动恢复供电算法
D200接收自动分段开关FTU中的失压和过流故障检测信息，同时还接收变电站断路器状态信息和供电环路中与故障线路相连接的供电线路切换信息以及联络开关信息。在基于上述实时电压、电流、负荷、断路器状态、开关位置的基础上，自动恢复供电算法计算并报告自动恢复供电后的各种实时数据。
图3中，当配网系统需要对非故障区域自动恢复供电时，通过分析各FTU送上来的1　h和72　h负荷大值(这两个参数由FTU提供)来判断正常侧线路是否有多余容量可带动转移过来的负荷。当性故障发生在 A 段时，FTU自动断开SW1, 自动恢复系统在断开SW2后,判断馈线2的剩余容量是否大于SW2的1h大负荷值，如果大于这个容量，合上联络开关SW4； 如果馈线2的剩余容量只大于SW3的1h大负荷值，那么断开SW3，再合上联络开关SW4；如果馈线2的剩余容量小于SW3的1h大负荷值，则不合联络开关SW4。这样就保负荷转移不会引起非故障段的线路出现过负荷。在实际系统中还设置不同季节的线路容量许可值，以满足不同季节的用电特点。
图3　典型配电环网图
自动恢复供电算法可以同时处理高达12条线路的自动恢复供电，但在开环运行的环网中运行，每个环网中多可有7个开关。
3.3　具体应用
在SA主站系统中，操作者可以对每个供电环路网络设置自动化等级，这些等级主要包括：
(1)手工操作：SA系统将关闭D200中的自动恢复供电算法。操作者可进行遥控操作，并对开关进行控制。
(2)根据提示操作：D200可以自动检测故障区域并在基于实时信息的基础上，在SA系统中作模拟显示并对需要做故障恢复的开关操作步骤进行显示。如操作者同意系统的操作方案，操作者可以“确认”通过SA对开关进行的操作。任何一步操作失败，将退出故障恢复程序并把对环网的操作转入手工操作状态。
(3)自动化：通过自动恢复供电算法，自动检测故障区域，通过切换开关对非故障区域进行自动恢复供电。所有自动的开关切换步骤均是基于实时信息基础上的，不需要操作人员介入。
3.4　应用效果
纽约长岛电力公司利用DART RTU和组成以配电网故障快速隔离和负荷转移为主的配网馈线自动化系统之后，效果非常明显，图4是1994～1998年间该公司避免停电事故的用户数目统计图。由图可见，累计趋势是随时间上升的，这说明该配电网的运行性在逐年提高。
在1994年由于停电的原因用户需要服务的时间间隔为8.9个月，到1998年用户需要服务的时间间隔增加为16.4个月。在实现馈线自动化之前，也采用过各种提高电网的方法，结果是因停电的原因用户需要服务的时间间隔只能从8.9个月提高到12.5个月；而实现了馈线自动化之后，达到了16.4个月。
图4　实现馈线自动化之后免受停电影响的用户数统计图
4　对我国实现配网自动化的启发
4.1　环网方式归整化处理
我国10kV配电网一般具有两种结构：辐射结构和环网结构。对于具有辐射结构的配电网，利用FTU可实现故障定位和故障隔离，但不能实现负荷转移，即不能实现对非故障段区域自动恢复供电。因此，要实现配网自动化，配电网的结构需具有环网结构，但平时开环运行。当电网发生故障，需要负荷转移时，环网结构闭环运行。为了适应配网自动化的需要，将旧城区辐射供电方式改造成环网结构开环运行的环网供电方式是重要一环。
为了提高配网自动化的运行效率，提高电网运行性，能把整个配电环网归整化成一种或几种拓朴结构的环网模式。如果采用这些固定的环网模式，自动恢复供电程序就可进行归整化处理，利用可编程逻辑程序自动实现故障定位、故障隔离、负荷转移。这样会简化配置程序、方便管理，并且减少故障隔离时间，提高配网自动化的运行性。
如果不采用归整化线路结构，当实现馈线故障自动分段和自动恢复时，对每一个不同拓扑结构的环网，编制各不相同的自动分段、自动恢复软件程序，增加了软件编制的难度，并在某些情况下会加重主站的负担，增加故障恢复的时间，因而也降低了系统的性，增加了系统维护量。同样，如果用户使用遥控命令进行隔离故障和故障恢复，操作程序耗时较多，特别是在雷电的情况下，由于多条线路发生故障，这种操作的效率就非常低。
4.2　FTU和主站的通信技术
4.2.1　使用DNP3.0通信规约
在配电网自动化系统中，涉及开关、环网柜、无功补偿电容器等设备的控制，规模大，数量多，种类复杂。如果配网自动化采用问答式的通信方式，把所有的点访问一遍，势必造成访问时间过长，会影响故障信息的及时上报。因此在配网主站系统常采用一点多址的通信方式，FTU能主动向控制主站或通信前置机及时上报遥信量变位、遥测量越限、故障信息等，同时主站在一定的时间间隔内访问各个FTU,对各个FTU的数据量进行收集。
为了达到上述目的，同时能实现不同厂家设备之间互连，采用开放的标准通信规约十分重要。DNP3.0规约是配网自动化系统比较流行的通信规约，能支持FTU主动上报方式，及时报告故障信息，同时DNP3.0符合OSI系统模型的开放式规约。
另外，在配电网自动化系统中，国内开发厂家使用DNP3.0规约比较多，IEC-870-5-101通信规约也在配电网自动化系统中得到应用，而IEC-870-5-101是我国认定的标准。
4.2.2　使用通信前置机
通信前置机在配网自动化系统中主要有两方面的应用，建立就地分和主站通信处理前置机。
其一，建立就地分，实现分区域数据管理。我国配网自动化工作刚刚起步，许多供电局进行配网试点工作。在试点阶段，由于试验的线路较少，一般FTU也限制在20个以内，因此FTU的数据量不大，试验线路发生故障的可能性较少，即使对于比较复杂的环网，通过主站软件来处理的速度也是相当快的。但是对于整个地区配网系统范围大、线路多，需数据信息量多、故障可能性增多，特别是对同时发生故障的情况。根据国外的经验，对配网FTU宜进行分区域管理，每个分区设置1个通信前置机，管理1个分区域。在所辖范围内，用PLC程序快速实现非故障段自动恢复供电，同时利用它对不必要上传的数据进行处理。这对我国配网自动化建设有借鉴作用。
其二，主站通信处理前置机。在以往调度自动化系统中，RTU的通信数据量比较少，较多采用循环通信规约(CDT), 通道利用率较低。为了保持已有系统规约的兼容性，同时发挥DNP3.0主动上报功能，把通信前置机作为规约转换器也是一种较好的方法。D200通信前置机可转换包括SC1801、CDT、IEC870-5-101在内的70多种规约。
4.3　选择稳定、的配网馈线终端(FTU)
随着配电网的发展，在线路上将会越来越多地安装柱上开关、环网柜、无功补偿电容器等设备，对这些设备进行监控是配网自动化的重要内容。馈线远方终端FTU是一种数据采集并对开关等设备进行控制的特殊装置，它和变电站自动化RTU的功能类似，但它需要在非常恶劣的环境下能正常工作。FTU的功能主要包括：
(1) 正常运行状态下能够检测馈线的运行情况,包括向主站发送数据,当故障时能故障电流，能提供就地自动分段隔离故障段、非故障段和自动恢复供电的功能。
(2) 能适应恶劣的运行环境，在－40～＋80℃范围内能正常工作，能经受高电压、雷电、高频信号及强磁场的干扰，要有很强的抗干扰能力。
(3) 功率小、体积小，易于安装。FTU一般安装在杆上或开关柜内，由于安装的体积有限(特别在开关柜内)，FTU的体积应尽量小。同时线路设备的控制装置一般由电压互感器供电，当发生故障时则由蓄电池供电，因此功率小是选择FTU的重要因素。
选择一个高质量的配网馈线终端(FTU)是成功实现配网自动化的关键因素。DART RTU馈线远动终端(FTU)在已经成功安装5000多套，有许多运行经验，同时能适应在恶劣的环境下运行，将是一种较理想的配网馈线远动终端。
5　结语
美国长岛电力公司成功地实现了以快速隔离故障和负荷转移为主的配网自动化系统，大大提高了电网的运行性。此项目对我国的配网自动化建设如在环网改造、FTU选择等方面具有重要的指导意义。同时在我国绍兴、石家庄等近十个供电局的配电网自动化试点工程中也借鉴了国外经验，同时又结合我国电网的实际情况，了较好的成绩。

1　前言
多年来，由于我国电力供需矛盾，电力投资的一直倾向于输变电系统。当电力供需矛盾稍有缓解时，一直被忽视的配电系统的薄弱性就显现出来了，成为供电系统与不断增长的用户需求之间的“瓶颈”。随着电力部门对供电性、供电经济性要求的不断提高，加之国家为促进经济发展、加大基础建设投资产业政策的出台，配电自动化已被提到议事日程［1］。配电自动化的实现，将使供电、为用户服务、人员投入节省、整个系统操作有效。
馈线自动化是电力系统配电自动化的一个重要环节。长期以来，由于我国10　kV线路以架空线路为主，因此在城网改造的工作中，实现10　kV架空线路的馈线自动化是要任务。面对量大面广的10　kV配电线路，如何既经济又地实现自动化的基本功能，是当前的主要任务。计算机、电力电子技术的日臻完善，使馈电自动化这一集计算机、自动控制、电子技术、通信技术和新型配电设备等技术为一体的自动化技术容易实现，应用效益为。
本文介绍一种电压型馈线自动化系统方案。该方案是通过以下三个阶段来实现的：杆上配电自动化阶段、遥测遥控自动化阶段和计算机控制配电自动化阶段。这三个阶段也就是从户外一次设备的应用（阶段）、信号的采集和传送（二阶段）到实现计算机管理（三阶段）。这套方案的实施在日本历经了近30年。我国10　kV电网中性点不接地运行方式与日本的电网相似，因此将此方案应用于我国的架空配电网系统较为适宜。
2　电压型馈线自动化系统
电压型馈线自动化系统方案如图1所示。
2.1　杆上配电自动化阶段
杆上配电自动化设施由同杆架设的杆上真空自动配电开关(PVS)、具有故障诊断功能的远方终端单元(RTU)和电源变压器(SPS)组成。
杆上真空自动配电开关(PVS)采用真空灭弧室灭弧，SF6气体外绝缘，开关内有与真空灭弧室相串联的隔离断口，使开关具有优越的灭弧和耐电压性能［2］。由于灭弧和绝缘介质均为无油介质，避免了火灾或爆炸的隐患。开关的高压部分、低压控制回路和操作机构均密封在开关箱体内，开关主回路引出端子采用绝缘电缆出线保护，带电部分不外露，具有15年免维护的特性。开关结构设计紧凑，带有悬挂式安装金具和电缆引线使杆上安装为方便。具有手动/自动操作方式，使开关操作灵活。
控制器可分为两种。一种是故障搜查控制器(FDR)，一种是远方终端单元(RTU)。采用故障搜查控制器与杆上开关配合可以实现故障区段的隔离、非故障区段的供电恢复，但与站内的计算机通信需要另配单体RTU。远方终端单元除了具有上述功能外，还具有与站内的计算机通信功能，通过配合适合于当地的地理地貌的通信系统，可以实现配电自动化的遥测、遥控、遥信和遥调。

CB： 断路器； PVS：真空开关； SPS：电源变压器； RTU：远方终端单元；FSI：故障指示器；TCR：遥控接收单元；TCM：遥控主站单元； CPU：处理单元；CD：控制台； CRT：显示器； G-CRT：图形显示器； LP/PRN/HC：打印设备
图1　电压型馈线自动化系统的构成
Fig.1　Configuration of feeder automation system
电源变压器从线路两侧采集配电线路上的电压，以作为开关电源和用于故障检测判断的检测信号。
整套设备以电压延时方式，通过对断路器从合闸到分闸延时的计算来找出故障区段。在此基础上，实现采用一次设备，立完成自动隔离故障段、自动搜寻故障区间的功能。
下面列举这套设备在环网线路运用时，实现故障区段的隔离和非故障区段的供电恢复过程。图2为环网运用示意图。图中CB1、CB2分别为两个变电站内的断路器，LS1、LS2、LS3、LS5、LS6分别为线路上的分段开关，LS4为两条线路的环点开关(常开)，分段点开关的延时时间为7　s，环网点开关的延时时间为45　s。
设当故障发生在c段，站内的断路器CB1跳闸，LS1、LS2、LS3因失压而断开。随后CB1一次重合闸，LS1、LS2按预定的延时顺序关合，当合至故障段c时，若当时发生的故障为瞬时故障，因为此时线路已恢复正常，所以所有线路恢复供电。若故障是性故障时，LS2顺序关合至短路时再次引起站内CB1跳闸，这时，LS2因感受短路故障、LS3因检测到异常低电压而记忆故障锁扣。此后CB1送电，使区段a、b恢复正常。同时由于d段掉电，环网点上的开关LS4在感受到其一端掉电后开始延时，经过一段时间后，LS4合闸，将CB2电源供给d段。按照上述时间设定，因故障引起的正常线路停电时间长的区段为d段，时间为45　s，系统实现了故障区间的隔离和非故障区间的供电恢复和调配。

图2　环网运用的示意图
Fig.2　Demonstration of ring network application
2.2　遥测、遥控自动化阶段
遥测、遥控自动化阶段的设施由下述装置构成：发出通/断命令的控制台、显示信息的CRT，进行收发信号联系的遥控主控台TCM和与主控台之间进行收发信联系的远方终端单元RTU等。二阶段作为阶段的延伸，能具体实现线路信息的传递和对一次设备的控制、监视。
作为一次设备和配电自动化系统承上启下的中间环节，这一阶段可实现以下功能：
(1) 当发生故障或停电作业时，遥控杆上开关的通或断；进行过负荷时的系统转换。
(2) 监视变电站内变压器和馈线的电压、电流以及站内继电器操作；监视杆上开关、RTU的工作状态。
(3) 通过计算机，在屏幕上显示断路器、开关等设备的状态和系统信息。
(4) 进行操作记录、打印状态变化记录、复印CRT画面内容、记录维护工作数据等。
这一阶段的关键问题是选用合适的通信方式。目前通信方式可分为两种：一种为外围通信，主要是数据及语言的通道；一种是计算机软件通信。外围通信分为有线和无线两大类。有线分光纤通信、音频电缆通信、电力线载波通信；无线通信分微波通信、扩频通信和无线电通信。计算机软件通信主要实现数据库、各种远动装置和各种计算机软件按一定规约进行的数据交换。各种通信方式具有各自的优缺点，不同的通信方式应用于馈线自动化时所带来的效果、经济性和实用程度有较大的差别。在选择合适的通信方式后，二阶段可以方便地由阶段扩展。
2.3　计算机控制配电自动化阶段［3］
计算机控制的配电自动化是二阶段的延伸，将各子站的信息通过主站的电讯主控单元(TCM)，送入主站的计算机系统，进行的计算机管理。这一阶段是以计算机为主体的自动化阶段。
在实现计算机控制配电自动化后，可以实现以下功能：
(1) 配电网监视功能　系统配电网的信息，进行配电网状态的监测。
(2) 配电网控制功能　系统通过TCM按照操作者指令遥控开关和RTU。
(3) 配电网单线图显示功能　配电网每一条馈线以单线图方式显示。
(4)记录功能　由监视、控制和数据维护处理的配电网状态、操作记录、系统故障等，可以通过记录功能打印出来。
(5)数据维护功能　操作者可以用数据维护功能，新计算机内的数据库。
(6)模拟功能　可以模拟事故时的设备动作和网络状态，提供培训功能。
(7)配电网的图形显示功能　显示与街区图相应的配电网网络图。
(8)变电站监测功能　对变电站内设备的状态和测量数据进行远方监测。
(9)配电网调配功能　计算调配配电网的操作过程，即通过使用数据如故障区的位置和配电网的电气状态，提供无故障区的电源来恢复掉电区域的供电。
这一阶段与二阶段的区别在于，二阶段仅实现变电站内的管理，而三阶段则实现了计算机控制馈线自动化的管理，使管理系统上一个层次。此外，还可以通过完成主站与主站之间的相互后备的连接，来实现大范围的配电系统管理调配自动化。
3　电压型系统的特点
目前，国内在配网自动化系统的应用上大致分为两大类型：一类是电压型系统，一类是电流型系统。两个系统各有优缺点。这里着重分析电压型系统应用于配电网的基本出发点。
(1)从10　kV配电网运行方式上来看，因为我国10　kV系统目前多为中性点不接地系统，与日本的网架结构较为相似，较适合采用电压式设备；加之这种模式在日本已有近30年的运行经验。因此，将其应用于10　kV架空线的配电自动化系统较为合适；
(2) 从电力系统运行性方面来看，电压型系统的优点较为。因为在自动化发展到二、三阶段，故障的隔离、定位仍是由一次设备立完成，而通信系统则主要用来完成潮流计算后的负荷调配以及日常的调配、维护、操作功能，这就提高了整个系统处理事故的性。从杆上设备的故障判断方式来看，电压型设备仅需根据配电线路的电源有无来进行判断，而电流型设备用RTU则要求开关CT配合来判断故障电流的位置和方向，RTU自身的故障判据需要根据分段区间的负荷变化来整定，这对负荷经常变化的配电网来说，是相当麻烦的；
(3) 从杆上设备的维护性来看，电压型设备工作电源取自线路，不需要额外提供；而电流型设备RTU虽然也可用电源变压器作为正常时的供电电源，但在线路故障时，依靠蓄电池供电，才能保证通信的正常进行。蓄电池需要定期维护检查，这使得系统一次设备的免维护性大大降低；
(4) 从线路的恢复供电方式来看，电压型系统虽然由于采用逐级投入的方式，使开关动作次数增多，在缩短停电时间上不如电流型设备，但在实际应用时，因断路器重合，分段开关逐级的投入，可以有效地避免线路因涌流而引起断路器的误动作。
4　系统通信方式的选择
对馈线自动化系统而言，通信信道的选择是一个关键问题。应用于电力网时，虽然配电线载波、双绞线通信方式、无线电方式和光缆方式均可实现通信，但采用不同方式所带来的效果、经济性和实用性是不同的。
(1)采用配电线载波方式通信，优点是架线并且系统变化时方便易行，但由于电气设备的投切都会对配电线上传输的信号产生干扰，导致网络的传输和衰减特性发生显著的波动，信号干扰严重；此外，配电网分支多，在分段点易发生信号衰减或信号盲点，传输性低；传输速度慢，各种耦合设备造价不菲，因此电力线载波用于馈线自动化系统不是一种理想的通信方式。尽管目前已有文献提出PLC技术有重大突破(DPL技术)［4］，但尚未进入实质性(上接33页 continued from page 33)
的使用阶段；
(2)采用双绞线通信方式。这种通信方式需要另外铺设通信线，但它的传输性较高，传输速度适中，在需要扩展时不受其他因素的限制，在综合考虑经济性、性和实用性后，可以作为一种可行的馈线自动化通信方式；
(3)采用无线通信方式，架线，应用较方便。但这种方式存在以下问题：要遵守电波法的规定，需要申请频率；其次，城市电讯发展使电波干扰和电磁噪声很大，这样造成的误码率较高，性下降；RTU用电台的发射功率大，造价较高。相比之下，这种方式较适用于区域小、空中干扰小的中小城市地区；
(4)光纤通信方式不失为一种好的通信方式，但光缆敷设的工程量、光端机等设备的费用昂贵，如果仅用于配电网信息传输的场合，那么整个系统造价太高，性能价格比太低，不经济。
各地的电力部门可以根据当地配网自动化规划的要求，因地制宜，选择适合于当地地理地貌的通信方式，在综合考虑经济性、性和实用性后再选择通信方式。
5　结论
(1) 电压型馈线自动化系统可分杆上配电自动化、遥测遥控自动化和计算机辅助配电自动化三个阶段逐步实现。
(2) 这套方案较适合于国内10　kV配电网中性点不接地系统，一次设备具有免维护性，操作整定简便，并且采用一次设备隔离故障、二次设备主要用于完成监控调配和计算机管理工作，保证了较高的系统性。
(3) 通信方式的选择是该方案实现的关键。根据国内不同地区的实际情况，可以选择不同的通信方式用于馈线自动化。双绞线通信方式从性、经济性、实用性等方面看均不失为一种较好的通信方式。

随着电力系统自动化技术的迅猛发展，各地区电网都在建设和实现无人值班变电站。变电站自动化系统是新建无人值班变电站的发展主流，且技术已日益成熟，特别是分层分散分布式变电站自动化系统以其的性能受到广泛的欢迎，而且已经为电网的经济运行发挥了作用。本文以长沙马王堆变电站为例，采用由法国施耐德电气公司的Sepam数字式微机保护所组成的分层分布式变电站自动化系统，分析了该系统的结构特点，从应用设计、现场验收、运行管理出发，论述了当今变电站自动化建设中的实情和发展趋势。
1　Sepam系统的特点
1.1　系统的组成
Sepam系统由Sepam数字式微机保护单元和ISIS监控系统单元组成。ISIS监控系统的是ES1000监控系统软件，其中ISIS监控系统主要由计算机系统、通信网络和Sepam保护单元三大部分组成。Sepam系统的数字式微机保护单元，主要由Sepam2000，Sepam1000，Sepam100三大类型所组成，且每一种类型有多种可供选择的型号，以适应不同电压等级不同保护方式、保护类型的需要。Sepam2000主要用于主设备保护，Sepam1000主要用于母线保护(本例中110kV终端站未用母线保护功能)及电流互感器、电压互感器测量监视，Sepam100用来实现模拟图显示和实现就地及远方控制之间的切换用。
1.2　系统的特点
Sepam系统功能强大，可以完成各种电压等级下的保护、控制、监控、PLC(可编程)、四遥、报警、事件记录等功能。保护功能、、。为了查找故障原因及了解故障的严重程度，能提供跳闸时每相及接地故障电流值；根据开关检修及预试周期的特点，能记录开关动作次数，以便及时查询哪台开关需要检修。大屏幕高清晰度的液晶显示，能显示和查找各种电量参数和非电量信息；故障显示通过每相跳闸电流的读取和贮存显示故障相。设置有的EMS(电磁兼容)板，即使在有强干扰的环境下(如HV变电站)也能运行，符合IEC标准；使它能够在变电站内采用的数字技术而不需要采用任何防护措施。带电时每个端子之间都是互不连接的，维护简单，定值整定和测试非常方便。控制逻辑功能强大，通过简单的参数设定就能满足多种应用模式的需要。特别是设有具有强大内置的PLC，使得变换设置灵活。本系统具有连续动态自检能力的智能电子装置，输入输出接点的数量可通过加装扩展板来实现，读取数据可以带有相位，给运行、维护人员带来了大的方便。由于通常保护CT需要大饱和倍数，正常测量精度不能满足准确的控制、测量和报警的要求，而测量CT低饱和倍数难以满足保护大过流倍数的要求，因此Sepam以基于特殊的Rogo Wski线圈原理制作的CSP线圈的电流互感器(无磁芯)，可以提供很宽的动态范围和的线性度。ES1000软件功能强大，图形界面清晰，人机界面友好，实现对系统运行状态和测量值的监视，具有实时和对过去运行趋势曲线图的自动跟踪记录等功能；运行过程中的报警显示、显示打印和运行报告登录，对各部件进行遥控，故障后的网络自动重构，根据用户付费进行能量管理，对不同地点的用户进行费用分配。
2　应用设计分析
2.1　系统设计思想
Sepam系统是一个完整的变电站自动化系统，除在各控制保护单元保留紧急手动操作跳、合闸手段外(本例用Sepam100作模拟图功能显示和实现就地及远方切换)，其余全部的控制、监控、测量和报警功能均可通过计算机监控系统ISIS完成，变电站另设远动终端设备(RTU)，监控系统满足“四遥”的功能及无人值守的需要。
从系统设计的角度来看，该系统具有以下特征：
(1)分布式设计
系统采用模块化，分布式开放结构，确保各控制保护功能的性及系统的可升级性，各控制保护功能均分布在开关柜或尽量靠近开关的控制保护柜上，主变中的主、后备保护分离，备自投都集中组屏在控制室里，所有的控制、保护、测量、告警等信号均在就地单元内处理成数据信号后，经由RS-485通信接口，通过通信电缆传输至主控室的监控计算机，各就地单元相互立，不会相互影响，保护功能不依赖于监控计算机。增强了整个系统的性和可用性，整个系统把各馈线、站用变、主变、直流电源系统、电容器综合补偿装置、防火消防与监控计算机相联，形成一个完整的计算机网络系统。如图1所示。

图1　马王堆110kV变电站网络系统图
Fig.1　Network system diagram of Mawangdui
110kV substation
(2)简单
由于采用可直接安装于开关柜和靠近开关的控制保护柜上的集成化就地控制保护单元，简化了二次接线，开关室或开关场与主控制室之间仅有通信屏蔽电缆连接，使控制电缆减少到限度，并有很强的抗电磁干扰能力。
(3)可扩展性
系统设计采用网络系统结构方式，充分考虑今后变电站规模及功能扩充的需要，当变电站规模和系统扩大时，就容增加就地控制保护单元的方法来实现，而且能通过网络的拓展，使系统逐步扩充和完善。
(4)系统兼容性好
系统由标准化的软、硬件组成，数据库用类似于工业BASIC语言集成，数据库函数功能强大灵活，并配有标准的RS-485串行通信接口，智能通信卡applicom，规约转换器，调制解调器，Sepam数字式微机保护装置用的通信联接盒CCA609，通信保护键dongle，用户可按照站内的需要灵活配置，组成一个监控网络，系统软件也能容易适应计算机技术的高速发展。
(5)经济性
由于大限度地简化了二次接线和二次设备的配置，大大减少了主控室和保护室的面积，了控制电缆及电缆层，提高了系统的易维护性，因而可显著地降低变电站的综合造价。
2.2　系统的功能
系统与用户之间的交互界面为视窗图形化显示，利用鼠标控制所有功能键等标准方式，使操作人员能直观地进行各种操作，系统所用的程序菜单为树状结构，用户利用菜单可以容易到达各个控制画面，每个菜单的功能键上均有清楚的文字说明以及所要到达的画面，所有系统的原数据，均为实时采集并来自现场的就地控制保护单元，经由串行通信接口传送到监控计算机作处理显示。为了防止误操作，实现了权限管理，通过给予操作人员不同的登录密码，系统可把各用户分成不同级别，不同级别用户拥有不同的权限，系统应用程序的每一项功能均能按用户要求及系统设计而改编，以便于修改和符合实际需要。
3　现场调试运行情况分析
3.1　调试验收初期情况
按照技术协议和系统设计特点，Sepam综合自动化系统进入调试运行阶段时发现了存在的问题。如Sepam2000中PLC芯片烧坏；开关作传动试验时，从一次侧、二次侧升流到过流状态时，开关跳闸，其跳闸电流反应较慢；速断动作时，电流在监控计算机上根本不显示，且不能显示故障属于哪一段、哪一相等信息；保护控制回路电源与开关机构控制回路电源不立；电压切换时或有短暂的交流失压时，监控计算机有死机现象。
根据这些现象，经过详细认真的分析，发现Sepam2000中的PLC烧坏与开关的弹簧机构是否蓄能到位有关。因原设计中，只考虑到Sepam2000装置中有ESB出口的PLC板，其中设有防跳继电器和出口中间继电器的功能，而实际情况是开关机构采用的是弹簧机构，由于弹簧机构在我国的应用不多，加之国产的工艺质量达不到的要求，特别是蓄能变位灵敏性能不高，从弹簧蓄能到储能具有明显的时间差异，使得开关的辅助常开常闭触点动作不能及时到位，终靠Sepam2000中的PLC的电子触点来断弧，从而造成Sepam2000PLC芯片烧坏。
针对这种情况，提出了解决问题的两种途径：一是换开关的弹簧机构，采用ABB公司的产品。这种办法由于费用太高，不可取。二是采用外挂继电器的办法，增设1个防止跳跃的集成电路中间继电器、1个检测弹簧机构是否储能的中间继电器、1个跳闸继电器和1个合闸继电器。通过采用微机继电保护综合测试仪对每个开关保护单元做了传动试验，结果能满足保护校验规程的要求。改造设计后的装置，经过一年多的操作和运行，证明是的。
其余缺点是由于通信通道和通信程序的问题，以及Sepam2000数字式微机保护装置中重合闸的时间计数器中各种时间参数设置不合理造成的，交流失压在加装UPS后恢复正常。
3.2　系统性能综合缺陷
无瞬时报警画面切换显示。系统通信中采用1801polling方式与调度通信，并采用JBUS规约与当地两台applicom通信卡进行通信。由于1801规约的容量限制，不能传送全部变位数据信息，只能折中地采用挂葫芦的方式，程序中字节实施压缩技术。通信接口采用RS-485。由于RS-485接口网络上只能有一个主节点，无法构成多主冗余系统，导致系统性差。数据通信方式是命令响应式，从节点只能在收到主节点的命令后才能响应，一些重要的变位信息得不到及时上送，使得系统灵活性差、实时性差、纠差能力也差。
3.3　运行状况
经过一年多的运行，系统运行稳定，操作灵活，实现了真正的无人值守，起到了城区110kV无人站作用，为今后变电站自动化和无人值守变电站的建设积累了经验，培养了运行、检修人员。
4　技术发展趋势
变电站自动化系统随着计算技术的发展而日新月异，基于电力系统技术的要求和特点，发展的趋势是：
(1)对中、低压变电站，保护和控制要求应尽量综合统一；
(2)对高压、高压枢纽站，保护和控制具有相对的立性；
(3)自动化系统应具有很强的软、硬件兼容性和可升级性，以适应计算机技术、电力电子技术的高速发展，系统体系结构采用分散式、开放式系统的结构，并具有易于扩充的功能。
(4)采用和跟踪基于ATM的通信网络与交换技术，采用智能电子规约转换器，以适应internet/intranet网络技术的发展，逐步实现与规约IEC870-5系列标准相适应的开放式通信体系结构。
5　结语
Sepam自动化系统是一种成熟的值得采用的一种综合自动化系统。但当前应注意几点：
(1)目前国内外综合自动化系统制造厂家较多，质量和功能也参差不齐，地区电力系统内采用的自动化系统应是的，型号不能太多，这是解决运行、维护的良策。
(2)解决自动化系统的高起点，高度自动化与开关、机构落后和不配套带来的矛盾。
(3)解决无人值班站中运行人员和维护检修人员文化素质差同新技术广泛应用不相称的矛盾。这些问题的正确解决，是当前发挥综合自动化技术优势的关键。
(4)变电站自动化系统的性是位的，各设备间接口进行的电气隔离，交流电源保护地及装置外壳接地以及与主站通信通道的防雷措施落到实处。

图1　雉山变一次主结线图

图2　遥控系统原理图
2.3　低频自动减载功能
PLC快速n次测频(n可整定)的平均值定值并满足滑差等闭锁条件时，则出口跳开关自动减载，同时经遥控执行屏-执行继电器起动故障录波装置。该功能可方便地设置不同轮次跳不同的断路器而改动二次接线。
2.4　备用电源自动投入(BZT)功能
当某段10 kV母线失去工作电源则自动合母联开关，以维持对该段母线供电的连续性。在10 kV线路事故时开关拒动而越级跳母线进线断路器(901号或902号)的情况下合900号会扩大事故造成全站失压，为防止此种情况，在合900号母联之前，先向无压段进线断路器施加一次跳闸脉冲，检查10 kV线路有，主变压器后备保护有无动作，如有则闭锁此功能。合上母联后，PLC检查主变压器有无过载并根据过载情况按设定顺序自动减载至正常。
该系统采用了高性的美国整机进口MODICON-984可编程序控制器做RTU，一次性地采集模块量和开关量，各种信息资源共享，不仅实现了“四遥”功能，而且实现了站内闭环控制的许多站内自动化功能，真正用单机实现了远动和自动化等综合自动化功能。
3　改造的基本原则及思路
改造的基本原则是在基本上不改变原有控制信号等功能的基础上增加“四遥”功能。保护与远动相对立，并且基本上保持原有设备外观。改造后既可实现有人值班，也可实现无人值班。根据具体情况将目前的二次回路及设备如何进行改造使之与远动部分很好地联系起来，形成一整 套遥控系统是这次改造工程的关键所在。遥控系统与原有站内控制系统并列运行，不影响原控制功能的使用，仍可利用原控制屏的 KK 把手进行一对一手动操作，所有的测量仪表、预告信号及事故音响仍然有效。遥控执行屏作为界面连接于远动部分和二次部分之间，除了执行遥控功能外，还能完成与遥控相对应的辅助功能，如与遥控合闸相对应的起动同期回路，遥合后加速，遥跳闭锁重合闸(放电)，低周减载起动故障录波装置等。为了保证遥控和辅助功能的实现，要求PLC驱动执行屏上继电器的吸合时间约1 s。遥控执行屏根据现场实际条件的自行设计，简单，方便实用，没有多余的引出接点和切换开关。根据遥控顺序表所列的遥控量，拟配置两面遥控执行屏，另外配置一面遥信转接屏。面遥控执行屏专门用于10 kV线路的跳合闸控制，二面遥控执行屏执行10 kV线路以外的所有遥控操作。遥信转接屏用于转接所有通向RTU的遥信信号。遥控功能的投切通过执行屏上的压板直接控制操作正电源，形成明显的断开点并以此作为检修时的措施。没有必要设置无明显断开点的就地、远方切换开关。
4　改造的内容及原理
为满足与远动部分配合实现无人值班的要求，需要对站内的控制回路、信号装置、测量回路、同期回路，重合闸回路等进行诸多方面的改造，具体如下。
4.1　断路器控制回路改造
换控制屏上的手动定位控制开关为自动复位开关，避免了控制把手 KK 位置与断路器实际位置不对应造成的麻烦，如 KK 在合后位置，遥控跳闸后断路器在跳闸位置，与 KK 不对应等。新装 KK 顺时针旋合45°为合闸，逆时针旋合45°为分闸，操作完毕放手后，KK 把手自动复位在垂直位置。在原控制回路中增加遥控回路，将遥控执行屏上的执行继电器接点根据需要分别接入各个断路器的跳合闸回路、同期合闸回路、重合闸加速和闭锁回路等，如图3、4、5所示。
4.2　10 kV线路重合闸回路改造
见图3，每回路增加一个时间继电器，由开关跳位来起动，整定时间为5～7 s，躲重合闸大周期，其延时接点与遥跳执行继电器接点和 KK 接点并联实现遥控分闸，手动分闸对重合闸瞬时放电，跳闸后SJ接点又长期放电闭锁重合闸。拉合直流，回路会重新起动恢复。试送电时，保证不会重合。另外，手合 KK 接点与遥合执行电继器接点并联实现手合、遥合加速保护动作。每块10 kV保护屏增设一个信号复归继电器，由遥控屏控制复归整块屏的8套保护。

图3　10 kV线路控制、重合闸改造原理图

图4　130、900、131(132)、901(902)开关、
电容器开关加遥控原理图
4.3　110 kV线路重合闸回路改造
见图6，每回路增加一个时间继电器和一个中间继电器共同取代原来的 KK 把手。一个信号复归继电器用于复归整块屏的信号。改进后的回路既保持了原来 KK 把手构成的回路优点，又兼容了的计算机遥控的特点，遥控操作过程各种闭锁功能自动完成。手动分闸 KK 放电，遥控分闸YTJ放电。分闸后TWJ支作起动SJ 5～7 s后，起动ZJ并自保持。ZJ常闭接点断开重合闸正电源并长期闭锁重合闸。即使拉合直流，该电路也能重新起动恢复正常工作状态。开关合闸后，HWJ解除ZJ自保持，ZJ常闭接点接通重合闸正电源。
4.4　同期回路改造
在信号继电器屏上加装两个低电压继电器，用于检测110 kV母线无压和线路无压，与原有的检测同期继电器共同构成110 kV线路合闸操作的允许条件。当满足下列条件之一时，允许进行合闸操作。

图5　110 kV线路控制回路加遥控原理图

图6　110 kV线路重合闸回路图
①母线无压；
②线路无压；
③母线、线路有压并满足同期条件。
见图7，a603Ⅰ、a603Ⅱ分别为110 kVⅠⅡ段母线同期电压，和各条110 kV线路电压A609均引至遥控执行屏，通过各控制单元的同期执行继电器TQJ形成A611、A621电压接入中继屏的无压、同期检定继电器。当合闸条件满足后，725、722回路接通允许进行合闸操作。
4.5　预告信号回路改造
原主变保护和电容器保护以及低周减载屏的信号继电器采用掉牌式就地复位，按无人值班要求换成电流起动、电压保持、电动复位式信号继电器。由遥控执行屏上信号复位执行继电器的常闭接点断开信号继电器保持电压复归信号。换控制屏上的光字牌为带光耦输出的LED光字牌。取消闪光回路(因影响遥信)，取掉试灯操作把手，不允许试灯，以防止直流短路。换控制屏上的断路器位置指示灯(红绿灯)为带光耦输出的LED信号灯。

图7　改造同期回路原理接线图
4.6　事故音响回路改造
改造前事故音响采用 KK 把手位置与断路器位置不对应来起动。KK 把手换后，寻找另外一条起动事故音响的新途径。这次改造的事故音响起动方式要满足保护动作和开关跳闸两个条件，见图8。TWJ为单元开关跳位继电器接点，保护动作接点取自单元所有出口跳闸保护信号继电器备用常开触点。如信号继电器接点不够用，则加装中间继电器增加接点数量。
4.7　主变调压控制回路的改造
见图9，遥控执行屏上的升压继电器SYJ和降压继电器JYJ，其接点引至主变控制屏上的调压控制器上。当升压操作时，闭锁降压操作回路；当降压操作时，闭锁升压操作回路。QA3为操作器上的升压按扭，QA4为降压按扭。

图8　事故音响起动回路

图9　主变调压控制回路图
4.8　遥信量的采集
所有遥信信号的名称大都与控制屏上的指示灯和光字牌名称相同。因此，大部分的遥信信号可以这样来：将控制屏上的断路器位置指示灯(红绿灯)和光字牌换成带光耦输出的LED指示灯和光字牌，这样既保留了原信号，又获得了大量的同名遥信信号。特别指出的是开关位置遥信一定要从红绿灯上双位置，这样既监视了开关跳合回路正常与否，又可以监视有无操作直流。光耦输出按信号的归类并联引出。另外，主变压器调压档位的遥信信号采取下列步骤。
①自制整流、滤波、降压电路，装于有载调压户外操作箱内的端子排上，将档位显示的电源由交流变为直流，以免交流过零影响遥信。
②自制光电耦合档位采集电路板，装于主变压器控制屏，从原有的档位显示回路采集一对一的档位遥信信号。
4.9　遥测量的采集
母线电压、线路电流、单元设备的电流和有功无功遥测量的采集，通过换和加装新型抗干扰能力强的电流型(4～20 mA)变送器。另外，新安装了主变压器油温和10 kV高压室温度、湿度变送器，改造控制屏上的10 kV小接地电流选线器为小接地电流变送器。采用电流型变送器的好处是既能提高抗干扰能力，又能监视变送器有无故障。当有故障时，输出电流不在4～20 mA范围内。
5　结语
这次工程是全区的试点项目，施工的难度和工作量很大，又不允许因施工而影响正常供电。因此，施工前组织施工人员进行技术培训，做了周密的施工计划和准备工作，然后才开始动工。施工程序遵循从简到难，从不需停电到停电施工，后在10 kV出线分批停电施工。在基本上不影响正常供电的情况下一次将一个老站改造成了一个遥控变电站。经过各种试验实改造是成功的，并于1996年底通过了广西电力局的验收。该系统已运行了两年多时间，经历了多次的雷雨季节，PLC没有受到任何损伤，“四遥”功能发挥正常，表明了PLC做RTU具有很高的性。