饋線自動化的最優控制模式

關鍵詞：配電自動化 饋線自動化 配電終端 可靠性
　　電網調度自動化、變電站綜合自動化、配電自動化構成當前電力系統自動化的主要內容。其中調度自動化是面向輸電網的全網控制，實現輸電網的SCADA/EMS/PAS；變電站綜合自動化是面向輸電網的重要節點——變電站的保護控制系統。這兩項技術都比較成熟，在國內輸電網中大量得以應用，而正在興起的配電自動化則充分繼承了調度自動化、變電站綜合自動化的許多技術。在微觀環節上，配電自動化既包括類似于調度自動化的SCADA/GIS/PAS，又包括類似變電站綜合自動化的配電變電站、開閉所、饋線自動化。目前，在輸電網自動化中形成了以網調、省調、重要變電站的分層控制，在變電站綜合自動化中形成了保護功能相對獨立，功能下放，就地安裝的全分布式自動化系統。在配電自動化中，目前的故障處理及控制模式有多種，本文旨在討論如何實現最優的控制模式。
　　由于配電自動化起步較晚，故該技術能夠充分借鑒其它自動化技術的優勢，能充分吸納通信技術、測控技術、軟件技術的新成果。通信是配電自動化的關鍵，文獻[1]總結了應用于配網的多種通信方式及現場總線技術。隨著通信技術、網絡技術的發展，配電自動化越來越趨向于分層控制。同時，中壓配電設備的制造水平正在快速進步，其中具有代表性的是智能一體化開關技術，該技術采用永磁操作機構，開關本體與配電終端一體化，作為一個整體參與饋線自動化功能。隨著真空滅弧技術的進步，斷路器與負荷開關在成本上差異不大，這使得斷路器在配網中作為分段開關得以應用，從而為配電終端直接控制斷路器出口跳閘奠定了基礎。
　　配電自動化對供電可靠性的高要求同時也導致了對自動化系統自身可靠性的高要求。如何改進配電自動化的系統結構及控制模式來提高自動化系統本身的可靠性是值得充分研究的問題。
　　2 饋線自動化的實現層次及特點
　　2.1 主站監控式饋線自動化
　　配電主站、配電子站、饋線配電終端是構成國內配電自動化的三大環節。主站監控式饋線自動化是指完全由主站實現的饋線故障緊急控制。配電主站是大型配網自動化建設的核心，作為控制中心，它依賴于通信，實現配電網全局性的數據采集與控制，從而實現配電SCADA、配電高級應用（PAS）。同時以地理信息系統（GIS）為平臺實現了配電網的設備管理、圖資管理，而SCADA、GIS和PAS的一體化則促使配電主站的功能更綜合、更緊密、更強大，成為提供配電網保護與監控、配電網管理與維護的全方位自動化運行管理系統[3]。在主站層實現的饋線自動化功能簡單明了，參見圖1所示系統，當在開關S1和開關S2之間發生故障F1（非單相接地），線路出口保護使斷路器B1動作，將故障線路切除，實現故障識別；再根據裝設在S1處的FTU檢測到故障電流而裝設在開關S2處的FTU沒有故障電流流過，此時自動化系統將確認該故障發生在S1與S2之間，遙控跳開S1和S2實現故障隔離并遙控合上線路出口的斷路器B1，最后合上聯絡開關S3完成向非故障區域的恢復供電。

　　這種基于通信的饋線自動化方案以集中控制為核心，綜合了電流保護、RTU遙控及重合閘功能，能夠快速切除故障，在幾秒到幾十秒的時間內實現故障隔離，在幾十秒到幾分鐘內實現恢復供電。
　　主站監控方案中故障識別、故障網絡拓樸分析、故障定位、故障負荷轉移都由配電主站集中處理，形成順序控制策略，再通過遠方通信逐項完成。配電網緊急控制功能及邏輯完全做在主站中，對配電終端僅要求具有RTU功能，對配電網通信的依賴性強，當通信系統發生故障或控制中心故障，則不可避免地導致整個控制系統癱瘓，失去故障隔離、恢復供電功能。如同在微機繼電保護發展初期，變電站的眾多保護功能僅由一臺計算機實現一樣，這種完全依賴通信的主站集中式控制模式可靠性較差，應當考慮緊急控制功能的分布實現與下放。
　　2.2 子站監控式饋線自動化
　　配電子站通常位于變電站或配網分控制中心，其功能涵蓋通信處理和就地監控，與變電站綜合自動化一樣，配電子站在子站層能夠獨立實現對饋線的信息采集與控制。在饋線故障處理中，故障識別、故障隔離功能可以由配電子站完成。這種控制方式實現了主站中緊急控制部分功能的下放，增強了子站的控制功能，減弱了饋線故障處理對主站的依賴，是目前比較流行的控制方式。
　　該控制模式需要協調解決故障隔離與故障負荷轉移的關系。主站能夠基于配電網全局的拓樸信息給出全局最優的故障負荷轉移方案，其優化目標函數的約束條件包括開關的操作次數、負荷轉移的合理行、重構網絡的合理行、網損等因素。一般情況主站在故障發生后進行負荷轉移的分析，為調度給出最優恢復策略，由調度確認后實現負荷轉移。
　　實際上只有在復雜的大型配電網中發生大范圍故障時，才會出現較大的負荷需要轉移，自動化系統將通過復雜的拓樸分析給出一系列順序執行的轉移負荷方案。然而通常情況下，饋線故障的恢復供電措施都很簡單，只需考慮聯絡開關投入備用電源是否能夠完成負荷轉移。對于這種單一操作可以考慮通過配電子站來完成。理想的方案是由主站在正常運行狀態進行故障預想，在線生成控制策略，并下載到配電子站中，即對于哪些故障可以由配電子站直接進行故障負荷的轉移，主站作為該項任務的后備。
　　2.3 終端監控式饋線自動化
　　2.3.1 重合器方式
　　重合器方式就是一種最簡單的終端控制式饋線自動化功能，這種簡單而有效的方式能夠提高供電可靠性，其突出優點是功能獨立，無需外界干涉，封裝性好，相對于傳統的電流保護有較大的優勢。該方案的缺點是故障隔離的時間較長，多次重合對相關的負荷有一定影響，影響電能質量。
　　2.3.2 饋線系統保護[3]
　　饋線系統保護是利用良好的網絡通信和分散安裝的配電終端實現的具有特殊原理的全線速動式區域性饋線保護。
　　該方案的基本原理如下：參見圖2所示典型系統，該系統采用斷路器作為分段開關，如圖A、B、C、D、E、F。對于變電站M，手拉手的線路為A至D之間的部分。變電站N則對應于E至F之間的部分。M側的饋線系統保護則控制開關A、B、C、D的保護單元UR1至UR4組成，這些分散安裝的終端通過總線式快速網絡相連。
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　　圖2 應用饋線系統保護的典型配電系統
　　Fig. 2 Typical network for feeder system protection
　　;當線路故障F1發生在BC區段，開關A、B處將流過故障電流，開關C處無故障電流。但出現低電壓。此時系統保護將執行步驟：
　　Step1：保護起動，UR1、UR2、UR3分別起動；
　　Step2：保護計算故障區段信息；
　　Step3：相鄰保護之間通信；
　　Step4：UR2、UR3動作切除故障；
　　Step5：UR2重合。如重合成功，遙控UR3重合，轉至Step9；
　　Step6：UR2重合于故障，再跳開；
　　Step7：UR3在△T內未測得電壓恢復，通知UR4合閘，或由UR2在第二次調開口遙控UR4合閘；
　　Step8：UR4根據故障前C、G兩處的負荷情況判別是否合閘，恢復CD段供電；
　　Step9：故障隔離，恢復供電結束。
　　饋線系統保護在很大程度上延續了高壓線路縱聯保護的基本原則，在通信方案上借鑒了全分布式母線保護原理。由于配電網的通信條件很可能十分理想。在此基礎之上實現的饋線保護功能的性能大大提高。饋線系統保護利用通信實現了保護的選擇性，將故障識別、故障隔離、重合閘、恢復故障一次性完成，具有以下優點：
　　（a）一次性快速處理故障，不影響非故障區段，進一步提高供電可靠性；
　　（b）快速切除故障，由于故障切除時間很短，對于絕大多數電動機類負荷的電能質量沒有影響；
　　（c）同時處理故障隔離和負荷轉移。
　　3. 實現最優性能的饋線自動化的標準
　　3.1一體化的全局解決方案
　　配電自動化是覆蓋配電運行管理、配電網監控保護的大系統，包括以SCADA/GIS/PAS的一體化，以UNIX、NT跨平臺技術為特征的配電主站系統；包括綜合SDH數據通信網，光纖、載波、無線等混合通信方式，覆蓋面大、節點眾多的通信系統；包括計量、監測、控制、保護、補償等多種功能的分散安裝的大量終端設備。這些豐富而龐大的資源協同工作，共同實現配電系統的運行、維護、管理功能。因此，配電自動化采用一體化的全局解決方案是確保資源高效合理利用的有效途徑。
　　一體化的全局解決方案包括：將配電SCADA/GIS/PAS功能一體化，在此基礎上實現功能靈活、豐富的配電管理功能；實現基于SCADA/PAS的配電網穩態運行、調度、控制功能，提高供電性能；實現功能獨立、靈活的具有高可靠性的配電網故障處理、恢復供電功能，提高供電可靠性。
　　3.2 具有高可靠性的緊急控制功能
　　饋線故障處理的目的是為了提高供電可靠性。影響故障處理可靠性的因素包括：配電終端的可靠性、饋線通信的可靠性、配電子站的可靠性、配電子站與配電主站通信的可靠性以及配電主站的可靠性。如果由配電終端直接實現緊急控制功能，將獲得最高的可靠性。相反，由配電主站實現故障處理則可靠性最差。文獻[4]例舉了美國的一次配網事故，當配電網故障時，配電控制中心的光纜被拉斷，配電主站失去全部控制功能。因此，具有高可靠性的饋線自動化控制模式應是分層分布的，從而減少對通信系統可靠性的依賴，由功能下放的饋線層設備直接處理饋線故障。
　　4. 最優控制模式及關鍵技術
　　4.1最優控制模式
　　在總結近幾年來在配電自動化的技術規劃、產品開發和現場應用情況的基礎上，作者認為饋線自動化的最優控制模式是以單條饋線為控制對象的分層分布控制模式，具體包括將饋線的故障識別、故障隔離完全下放到配電終端實現。配電子站、配電主站在功能上保留集中式饋線自動化控制方式（即通過遙控來隔離故障），但是將該項功能作為配電終端的后備，只有在配電終端處理故障失敗的情況下，才由配電子站處理故障；只有在配電終端及配電子站都失敗的情況下，才由配電主站來處理。
　　轉移非故障區域的負荷問題可以由配電主站通過預想事故分析在線生成故障恢復的策略表，作為負荷轉移方案，該方案分兩種情況處理，如需操作多處開關則由主站統一執行；如只需操作聯絡負荷即可實現故障負荷的轉移，則由主站在線下載到配電子站及終端中。這樣配電終端在處理故障時，可以根據預先得到的策略表確定如何自動進行恢復供電。
　　另外配電終端也可以在正常運行時，實時交換潮流信息，當故障發生后，聯絡開關后的FTU開關可以根據自身及故障區域內的配電終端的功率情況確定能否轉移負荷[3，4]。
　　這種控制模式將配電自動化的緊急控制功能盡可能下放到饋線終端裝置上實現，強調保護功能（故障識別、故障隔離）的獨立性、完整性；將非故障區域的負荷轉移功能在配電主站預想事故的前提下由饋線終端裝置完成。配電主站的在線功能更集中在SCADA/GIS/PAS中，當配電主站故障時，不影響饋線自動化功能，當配電主站到配電子站的通信失敗時，該控制方案仍不失去饋線自動化功能。這與變電站綜合自動化系統的保護功能相對獨立，保護功能下放，保護裝置按分層分布原則構成自動化系統是一致的。
　　4.2 關鍵技術
　　4.2.1 面向饋線的保護技術
　　以一條饋線為對象，該饋線范圍內的FTU，包括分段開關FTU、分支線路FTU、出線FTU、聯絡開關FTU共同組成保護單元集合。在集合內部實現該饋線的SCADA功能、故障識別、故障隔離功能，小電流接地故障的識別與定位功能以及電能質量的監測與補償功能等。本文進一步的工作將探索如何更加合理地利用這一組配電終端集合實現非故障區域恢復供電功能[2]。
　　這種面向饋線技術實現對與饋線相關的緊急控制功能的封裝，從而實現了功能的獨立性和完整性，在此基礎上易于實現功能分層分布的、靈活的配電自動化系統。
　　前面提到的饋線系統保護將是解決這項關鍵技術的有效方案。系統保護的分布性、無主性、全線速動性等優勢是傳統饋線自動化技術無法比擬的。
　　4.2.2 快速恢復供電技術
　　方案1: 改變主站“事故后分析”的緊急控制為“預想式”緊急控制。通過主站實時在線地預想饋線的各種故障，形成相應的策略表，下載到子站，進而下載到饋線，如果這種方案不能轉移負荷，再等待主站去操作一組開關實現故障負荷的轉移。
　　方案2：配電終端在正常運行狀態下，彼此實時交換潮流信息，聯絡開關后的配電終端根據故障隔離處終端的潮流情況和備用電源側的潮流情況，確認故障隔離后，是否相鄰電源有能力實現負荷轉移。如何相鄰電源允許負荷轉移則可以由聯絡開關的終端自行合閘，實現恢復供電，否則，由主站給出負荷轉移的策略。這種由聯絡開關的配電終端直接實現故障負荷轉移將恢復供電功能與故障隔離一起處理，共同封裝在饋線的緊急控制中，這對于實現功能完全獨立的無主式饋線自動化是非常重要的。
　　5．結論
　　本文討論了在三個層次上實現配電網饋線自動化的技術方案及其特點，認為：
　　（a）具有柔性控制特征的以單條饋線為對象的分層分布式饋線自動化控制模式是實現饋線自動化的最優模式；
　　（b）該最優模式將故障處理功能，即配電自動化的緊急控制功能，盡可能下放到饋線配電終端級快速實現，包括故障隔離和轉移非故障區域負荷；
　　（c）該最優模式能夠提高現有的配電自動化系統在緊急控制下的可靠性，減輕自動化系統對通信可靠性及配電可靠性的要求；
　　（d）具有系統保護功能的配電終端將是實現饋線自動化的最優控制不可或缺的。