闭环运行方式配电网自动化系统的探讨

摘　要：通过闭环运行配电自动化系统的实践，简要介绍了配电网自动化的规划功能目标及改造的主要内容。在对配电网自动化系统的软硬件结构和功能进行全面介绍和分析的基础上，着重对闭环运行需特殊考虑的问题以及具有故障状态差动保护功能的FT U进行了论述。最后针对闭环运行系统中的特殊问题进行了说明，并提出了解决方案。
　　关键词：配电自动化；闭环；论述；故障状态差动保护?
　　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。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。两网改造结束后，配电网的布局得到优化，但是要进一步提高配电网可靠性，必须实现高水平的配电网自动化。 近年来一些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验，也取得了一定成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式［1］，故障恢复时间都在30 s以 上甚至数分钟。而那些对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，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2年多的运行实践证明，系统功能和指标达到了设计要求，大幅度提高了配电网运行的可靠性。?
1　供电区域配电网概况及规划目标?
　　该区共10km2，区内110 kV变电站1座，目前投入31.5 MV.A变压器2台。110 kV进线2回 内桥接线，分别引自上级500 kV变电站。出线为35 kV 10回、10 kV 14回，改造前为架空线路与 电缆出线混合方式，中性点不接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。?
　　拟分2期全面实现配电网自动化。一期规划目标是：以全闭环运行方式实现区内配电网自动化；提高供电可靠性，达到“WTBXN-1”WT供电安全准则，供电可靠率99.99%；提高供电质量，电压合格率98%；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；实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能；同时容纳开环运行方式。?
　　一期主要实现以下功能： SCADA、馈线自动化、GIS、负荷侧管理、与变电站RTU和上级调 度中心的通信。?
2　配电网改造内容?
2．1　变电站综合自动化改造
　　因该110 kV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， 故先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护装置。改造后具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度、上级配调、本级配调、客户端RTU/配电网监控远方终端FT U等通信。
2．2　部分用户变改造
　　由于该区配电网自动化规划设计采用电缆出线方式，所涉及的用户变在改造后均以2 回电缆出线，与上下家企业连成环网，出线均安装可遥控的开关。在每户降压变加装DEP-900 型FTU，并以光纤为信道连成环。整个配电网采用手拉手环网方案，在线路故障时，就近断路器自动跳闸，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带来的弊端。?
2．3　接地方式的改变及接地电阻值的选择
　　改造后全部改为电缆出线，电容电流比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障情况入手，尝试采用了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态、暂态进行计算，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，将接地电阻值确定为5 Ω ［2］ 。?
2．4　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110 kV变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500 kV变相应出线的保护定值也做了微调 。?

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