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摘要 文章针对安徽黄山配网自动化项目，介绍其一次设备、通信设备、通信方案、馈线自动化方案以及主站结构和功能，以期对农网中实施配网自动化项目起到一定的参考作用。
关键词 配网自动化 一次设备 二次设备 馈线自动化 通信系统 主站系统
1 概述
2006年初，中国电力科学院配电所针对安徽黄山实施配网自动化的实际情况进行考察了解，在深入研究国内外配网自动化主站系统、通信系统、以及馈线自动化系统解决方案的基础上，结合黄山配电网的现状，确定采用就地方式的电压一时间型负荷开关方案作为馈线自动化方案；光缆作为主要通信介质；配网主站独立运行的模式进行系统建设。系统在稳定运行一年后，随着黄山电网的发展和用户对供电可靠性要求的提高，在2007年，对配网自动化系统进行了全面升级，线路增加了自动化环网柜，馈线自动化方案也升级为就地和主站结合的控制方式。新的系统能更好的适应黄山地区经济发展需要，使黄山供电公司在配电网的运行和管理方面有了很大的提高。
2 系统简介
2.1一次设备
黄山配网自动化项目一次设备主要包括变电站出线开关、10kV线路上的负荷开关设备和环网柜设备。出线开关采用原有的自动重合器，投重合闸功能和线路保护功能，数据通过RTU利用调度主站和配网主站进行数据交换；负荷开关采用日本东芝VSP5电磁型负荷开关，主要用于10kV架空线路；自动化环网柜采用我单位生产的4单元HXGN型环网柜，4个单元均为负荷开关单元。环网柜及负荷开关的环网功能可做投退设置。
2.2二次设备
主要包括远方终端单元(RTU)、馈线终端单元(FTU)以及环网柜终端单元DTU等，主要完成对各自对应的一次设备的监视、控制及与配网主站系统的通讯。
2.3通信终端设备和通信系统
通信终端采用东土电信KODT2200-2S-FC系列数字光端机，该系列光端机利用成熟的光通信TDM技术，将串行数据打包封装进行传输，能同时提供8个全双工的串行通道，每个通道异步速率自适应0～115.2kbps。利用其双光口备份保护功能，在线路终端设备和配网主站之间沿10kV线路敷设光缆组成双纤自愈环网，在解决配网通信的同时也为以后的变台监控、远程自动抄表等预留通道。
2.4主站系统
硬件系统采用双前置机、双数据服务器、双配调工作站的双网结构，为保证系统的安全性，在配网系统和WEB服务器之间加装正向型物理隔离设备；配网前置系统和调度前置系统组成一个独立的网络。变电站出现开关的数据通过该网络转发配网主站，配网主站的控制指令通过该网络转发调度系统，由调度系统完成对出现开关的控制。
软件系统，采用我单位自主研发的EPID3000系统，利用Windows平台，支持流行的商用数据库系统ORACLE、SQL SERVER、SYBASE等，实现配网SCADA功能、WEB发布功能、馈线自动化功能以及配电管理等功能。随着电网的发展和数据的积累，通过增加功能模块即可实现配网的一些高级功能。
主站系统尽管和调度系统独立运行，但配网主站从硬件系统到软件系统均按配调一体化设计，具备升级到配调一体化主站的基础。
3 馈线自动化方案
3.1就地方案——电压，时间型
图1所示为2006年黄山配网自动化网架结构，112和115分别为城东站和城西站出线开关，采用自动重合器，城南1号为联络开关，其余为分段开关，联络和分段开关采用东芝型的VSP5电磁型负荷开关，联络开关的通常状态为分闸，其余开关通常状态为合闸，这样把整个线路分成8个供电区段。其中①、②、③、④段由城东站供电，⑤、⑥、⑦、③段由城西站供电。在实现故障区段的隔离和非故障区段恢复供电的过程中，出线开关根据线路保护进行动作，并按整定的次数重合，分段和联络开关按照“失电分闸，来电延时合闸”的原则，完成规定的动作。
分段和联络开关的动作特征：分段开关两侧失压，瞬时自动分闸；分段开关一侧带电，x秒延时后自动合闸。x整定为7n秒(n=1，2，3…)。分段开关合闸后，检出带电时间不小于y秒(y=5s)时，系统判定开关合闸于正常区段。带电时间小y秒时，系统判定开关合闸于永久故障区段。再次失压分闸后，将闭锁本分段开关的合闸回路，以免再次合闸到故障区段；联络开关可手动或按整定的时间XL自动合闸；分段和联络开关具有检测电压短脉冲(脉冲电压≥30％额定电压、持续时间≥150ms)闭锁合闸回路的功能。防止反向来电合闸于故障区段。
(1)送电过程
115线路出线开关合闸；随后仙源东路2号开关一侧带电延时x秒合闸；随后振兴楼3号一侧带电延时x秒合闸；随后武山4号开关延时x秒合闸，完成115号线路的正常供电。112线路供电过程和115线路供电过程相同。
(2)停电过程
115和112线路出线开关分闸；各分段开关两侧失电，瞬时自动分闸。
(3)瞬时性故障排除
①、②、③、④区段瞬时性故障发生时，由115线路出线开关重合闸动作恢复供电；⑤、⑥、⑦、③区段瞬时性故障发生时，由112线路出线开关重合闸动作恢复供电。恢复供电过程同送电过程。
(4)永久性故障排除
以③区段线路发生永久故障为例，当故障发生时，城东115线路出线开关保护动作跳闸，仙源东路2号、振兴楼3号、武山4号开关两侧失电瞬时分闸，城南1号开关开始计时XL，故障后的状态如图2所示；城东115线路出线开关进行一次重合闸，仙源东路2号开关电源侧来电，开始计时X，X计时结束合闸，计时Y开始，振兴楼3号开关电源侧来电，开始计时X，X计时结束合闸，计时Y开始；由于合闸到故障区段上，城东115线路出线开关后加速跳闸，仙源东路2号、振兴楼3号再次失电瞬时分闸；振兴楼3号的y计时内失电则分闸后闭锁合闸回路，同时武山4号开关检测到电压短脉冲则闭锁合闸回路，完成故障3区段的隔离；城东115线路出线开关进行二次重合闸，仙源东路2号开关电源侧感知来电，开始计时X，X计时结束合闸，恢复①、②区段(非故障区段)的供电；城南1号开关计时XL结束则合闸，恢复④区段(非故障区段)的供电。馈线自动化完成后状态如图3所示。
由永久性故障的排除过程，可以发现该方案的优点：没有复杂的继电保护整定配合；不需要建设通信系统和主站(子站)系统，投资较省，如有主站系统，则主站在故障处理过程中起到监视和故障告警作用，使配调人员实时了解故障的处理过程。同时也存在缺点：即沿线各分段开关动作次数较多，恢复供电的时间相对较长；开关的瞬间动作较多，对线路和设备的冲击较大；仍然存在时间上的配合，难以适应更为复杂的网架结构。
3.2主站与就地结合的控制方案
2007年随着黄山经济的飞速发展，用户对供电可靠性 要求提高，电网的网架结构也逐步向网格化发展，单纯的就地方式的故障处理已经不能满足较为复杂的网架结构。黄山供电公司面对现状，及时的对配电网进行全面的升级，在重要分支处加装能够开断故障电流的断路器或重合器，在电缆线路加装环网柜设备，重要负荷区段实现多电源供电，故障处理方式也升级为主站参与，以弥补单纯就地方式的不足，使电网的运行和供电方式更加灵活。故障处理的时间大大缩减，供电可靠性得到很大的提高。以图4为例，说明主站方式的故障处理过程。
图4和图1相比，在重要分支线路开始处加装能开断故障电流的重合器，这里称为分支重合器，通常处于合闸状态。
要求：分支重合器及变电站出线开关投一次重合闸功能，在重合时间整定上分支重合器服从变电站出线开关，即分支线路发生故障时，分支重合器先动作，而不影响主干线路；线路分段开关投电压时间型环网功能；联络开关环网功能退出；分段和联络开关都能够感知故障信息并上报。在这种情况下送电过程、停电过程以及主干线路瞬时性故障处理同就地方式。
(1)主站判断故障发生的条件
主站在同一时间，收到变电站出线开关(包括分支重合器)线路保护动作信号和开关的跳闸信号，即认为是由于开关的线路保护动作引起开关的跳闸(故障发生)。
(2)分支线路瞬时性故障排除
通过分支重合器一次重合闸成功，排除瞬时性故障。
(3)分支线路永久性故障排除
通过分支重合器一次重合闸不成功，实现快速的故障隔离，而不影响主干线路的正常运行，主站系统对故障信息进行打印、声音告警和保存的同时，还进行告警器告警，提醒及时进行线路维修。
(4)主干线路永久性故障排除
由于VSP5开关的电气特性，在线路失电的情况下，分段开关全部处于分闸状态，同时各个分段开关感知的故障信息也丢失，主站无法根据故障后的状态判断故障位置。因此，要求主站能对线路故障前的开合状态及感知的故障信号进行记忆，从而根据故障前有关信息判断故障位置。仍以③区段发生永久故障为例：
故障前的状态：城南1号开关处于分闸位置，所有分段开关处于合闸位置，分支重合器处于合闸位置，只有仙源东路2号和振兴楼3号开关感知有故障信息流过，115线路出线开关有线路保护信号上报。
分析供电路径：根据故障前状态，分析整个电网的所有供电路径，针对图4有3个供电路径分别是：①②③④、⑧⑦⑥⑤和⑧⑦⑨区段。
确定故障位置：根据在供电路径上故障点的上游开关都有故障信息流过，下游开关均没有故障信息这一原理。分析每条供电路径可以确定故障点在③区段，由于在故障发生后115线路出线开关进行过一次重合闸动作，故障点周围开关已经处于合闸闭锁状态(故障点已经隔离)，这一点可以作为验证找到的故障点是否可靠，主站需要配合的只是完成重构过程。
非故障区域恢复供电：在确定故障位置的同时还得到两种类型的孤立岛，一种是有源孤立岛：①、②区段；一种是无源孤立岛：④区段，只需控制有源孤立岛中电源开关合闸和无源孤立岛中联络开关合闸即完成非故障区域的恢复供电(网络重构)。
4 结束语
黄山在实施配网自动化系统后，缩小了正常检修的停电范围，在发生故障时，能够快速的进行故障定位、故障隔离与非故障区域的恢复供电。降低了运行人员的劳动强度，提高劳动效率，使运行人员对配电网络的运行状况掌握得更全面更快捷。
黄山配网自动化的实施，改变了配电网传统的运行管理方式，对运行人员提出了更高的要求。即锻炼了队伍，也提高了素质。
关键词 配网自动化 一次设备 二次设备 馈线自动化 通信系统 主站系统
1 概述
2006年初，中国电力科学院配电所针对安徽黄山实施配网自动化的实际情况进行考察了解，在深入研究国内外配网自动化主站系统、通信系统、以及馈线自动化系统解决方案的基础上，结合黄山配电网的现状，确定采用就地方式的电压一时间型负荷开关方案作为馈线自动化方案；光缆作为主要通信介质；配网主站独立运行的模式进行系统建设。系统在稳定运行一年后，随着黄山电网的发展和用户对供电可靠性要求的提高，在2007年，对配网自动化系统进行了全面升级，线路增加了自动化环网柜，馈线自动化方案也升级为就地和主站结合的控制方式。新的系统能更好的适应黄山地区经济发展需要，使黄山供电公司在配电网的运行和管理方面有了很大的提高。
2 系统简介
2.1一次设备
黄山配网自动化项目一次设备主要包括变电站出线开关、10kV线路上的负荷开关设备和环网柜设备。出线开关采用原有的自动重合器，投重合闸功能和线路保护功能，数据通过RTU利用调度主站和配网主站进行数据交换；负荷开关采用日本东芝VSP5电磁型负荷开关，主要用于10kV架空线路；自动化环网柜采用我单位生产的4单元HXGN型环网柜，4个单元均为负荷开关单元。环网柜及负荷开关的环网功能可做投退设置。
2.2二次设备
主要包括远方终端单元(RTU)、馈线终端单元(FTU)以及环网柜终端单元DTU等，主要完成对各自对应的一次设备的监视、控制及与配网主站系统的通讯。
2.3通信终端设备和通信系统
通信终端采用东土电信KODT2200-2S-FC系列数字光端机，该系列光端机利用成熟的光通信TDM技术，将串行数据打包封装进行传输，能同时提供8个全双工的串行通道，每个通道异步速率自适应0～115.2kbps。利用其双光口备份保护功能，在线路终端设备和配网主站之间沿10kV线路敷设光缆组成双纤自愈环网，在解决配网通信的同时也为以后的变台监控、远程自动抄表等预留通道。
2.4主站系统
硬件系统采用双前置机、双数据服务器、双配调工作站的双网结构，为保证系统的安全性，在配网系统和WEB服务器之间加装正向型物理隔离设备；配网前置系统和调度前置系统组成一个独立的网络。变电站出现开关的数据通过该网络转发配网主站，配网主站的控制指令通过该网络转发调度系统，由调度系统完成对出现开关的控制。
软件系统，采用我单位自主研发的EPID3000系统，利用Windows平台，支持流行的商用数据库系统ORACLE、SQL SERVER、SYBASE等，实现配网SCADA功能、WEB发布功能、馈线自动化功能以及配电管理等功能。随着电网的发展和数据的积累，通过增加功能模块即可实现配网的一些高级功能。
主站系统尽管和调度系统独立运行，但配网主站从硬件系统到软件系统均按配调一体化设计，具备升级到配调一体化主站的基础。
3 馈线自动化方案
3.1就地方案——电压，时间型
图1所示为2006年黄山配网自动化网架结构，112和115分别为城东站和城西站出线开关，采用自动重合器，城南1号为联络开关，其余为分段开关，联络和分段开关采用东芝型的VSP5电磁型负荷开关，联络开关的通常状态为分闸，其余开关通常状态为合闸，这样把整个线路分成8个供电区段。其中①、②、③、④段由城东站供电，⑤、⑥、⑦、③段由城西站供电。在实现故障区段的隔离和非故障区段恢复供电的过程中，出线开关根据线路保护进行动作，并按整定的次数重合，分段和联络开关按照“失电分闸，来电延时合闸”的原则，完成规定的动作。
分段和联络开关的动作特征：分段开关两侧失压，瞬时自动分闸；分段开关一侧带电，x秒延时后自动合闸。x整定为7n秒(n=1，2，3…)。分段开关合闸后，检出带电时间不小于y秒(y=5s)时，系统判定开关合闸于正常区段。带电时间小y秒时，系统判定开关合闸于永久故障区段。再次失压分闸后，将闭锁本分段开关的合闸回路，以免再次合闸到故障区段；联络开关可手动或按整定的时间XL自动合闸；分段和联络开关具有检测电压短脉冲(脉冲电压≥30％额定电压、持续时间≥150ms)闭锁合闸回路的功能。防止反向来电合闸于故障区段。
(1)送电过程
115线路出线开关合闸；随后仙源东路2号开关一侧带电延时x秒合闸；随后振兴楼3号一侧带电延时x秒合闸；随后武山4号开关延时x秒合闸，完成115号线路的正常供电。112线路供电过程和115线路供电过程相同。
(2)停电过程
115和112线路出线开关分闸；各分段开关两侧失电，瞬时自动分闸。
(3)瞬时性故障排除
①、②、③、④区段瞬时性故障发生时，由115线路出线开关重合闸动作恢复供电；⑤、⑥、⑦、③区段瞬时性故障发生时，由112线路出线开关重合闸动作恢复供电。恢复供电过程同送电过程。
(4)永久性故障排除
以③区段线路发生永久故障为例，当故障发生时，城东115线路出线开关保护动作跳闸，仙源东路2号、振兴楼3号、武山4号开关两侧失电瞬时分闸，城南1号开关开始计时XL，故障后的状态如图2所示；城东115线路出线开关进行一次重合闸，仙源东路2号开关电源侧来电，开始计时X，X计时结束合闸，计时Y开始，振兴楼3号开关电源侧来电，开始计时X，X计时结束合闸，计时Y开始；由于合闸到故障区段上，城东115线路出线开关后加速跳闸，仙源东路2号、振兴楼3号再次失电瞬时分闸；振兴楼3号的y计时内失电则分闸后闭锁合闸回路，同时武山4号开关检测到电压短脉冲则闭锁合闸回路，完成故障3区段的隔离；城东115线路出线开关进行二次重合闸，仙源东路2号开关电源侧感知来电，开始计时X，X计时结束合闸，恢复①、②区段(非故障区段)的供电；城南1号开关计时XL结束则合闸，恢复④区段(非故障区段)的供电。馈线自动化完成后状态如图3所示。
由永久性故障的排除过程，可以发现该方案的优点：没有复杂的继电保护整定配合；不需要建设通信系统和主站(子站)系统，投资较省，如有主站系统，则主站在故障处理过程中起到监视和故障告警作用，使配调人员实时了解故障的处理过程。同时也存在缺点：即沿线各分段开关动作次数较多，恢复供电的时间相对较长；开关的瞬间动作较多，对线路和设备的冲击较大；仍然存在时间上的配合，难以适应更为复杂的网架结构。
3.2主站与就地结合的控制方案
2007年随着黄山经济的飞速发展，用户对供电可靠性 要求提高，电网的网架结构也逐步向网格化发展，单纯的就地方式的故障处理已经不能满足较为复杂的网架结构。黄山供电公司面对现状，及时的对配电网进行全面的升级，在重要分支处加装能够开断故障电流的断路器或重合器，在电缆线路加装环网柜设备，重要负荷区段实现多电源供电，故障处理方式也升级为主站参与，以弥补单纯就地方式的不足，使电网的运行和供电方式更加灵活。故障处理的时间大大缩减，供电可靠性得到很大的提高。以图4为例，说明主站方式的故障处理过程。
图4和图1相比，在重要分支线路开始处加装能开断故障电流的重合器，这里称为分支重合器，通常处于合闸状态。
要求：分支重合器及变电站出线开关投一次重合闸功能，在重合时间整定上分支重合器服从变电站出线开关，即分支线路发生故障时，分支重合器先动作，而不影响主干线路；线路分段开关投电压时间型环网功能；联络开关环网功能退出；分段和联络开关都能够感知故障信息并上报。在这种情况下送电过程、停电过程以及主干线路瞬时性故障处理同就地方式。
(1)主站判断故障发生的条件
主站在同一时间，收到变电站出线开关(包括分支重合器)线路保护动作信号和开关的跳闸信号，即认为是由于开关的线路保护动作引起开关的跳闸(故障发生)。
(2)分支线路瞬时性故障排除
通过分支重合器一次重合闸成功，排除瞬时性故障。
(3)分支线路永久性故障排除
通过分支重合器一次重合闸不成功，实现快速的故障隔离，而不影响主干线路的正常运行，主站系统对故障信息进行打印、声音告警和保存的同时，还进行告警器告警，提醒及时进行线路维修。
(4)主干线路永久性故障排除
由于VSP5开关的电气特性，在线路失电的情况下，分段开关全部处于分闸状态，同时各个分段开关感知的故障信息也丢失，主站无法根据故障后的状态判断故障位置。因此，要求主站能对线路故障前的开合状态及感知的故障信号进行记忆，从而根据故障前有关信息判断故障位置。仍以③区段发生永久故障为例：
故障前的状态：城南1号开关处于分闸位置，所有分段开关处于合闸位置，分支重合器处于合闸位置，只有仙源东路2号和振兴楼3号开关感知有故障信息流过，115线路出线开关有线路保护信号上报。
分析供电路径：根据故障前状态，分析整个电网的所有供电路径，针对图4有3个供电路径分别是：①②③④、⑧⑦⑥⑤和⑧⑦⑨区段。
确定故障位置：根据在供电路径上故障点的上游开关都有故障信息流过，下游开关均没有故障信息这一原理。分析每条供电路径可以确定故障点在③区段，由于在故障发生后115线路出线开关进行过一次重合闸动作，故障点周围开关已经处于合闸闭锁状态(故障点已经隔离)，这一点可以作为验证找到的故障点是否可靠，主站需要配合的只是完成重构过程。
非故障区域恢复供电：在确定故障位置的同时还得到两种类型的孤立岛，一种是有源孤立岛：①、②区段；一种是无源孤立岛：④区段，只需控制有源孤立岛中电源开关合闸和无源孤立岛中联络开关合闸即完成非故障区域的恢复供电(网络重构)。
4 结束语
黄山在实施配网自动化系统后，缩小了正常检修的停电范围，在发生故障时，能够快速的进行故障定位、故障隔离与非故障区域的恢复供电。降低了运行人员的劳动强度，提高劳动效率，使运行人员对配电网络的运行状况掌握得更全面更快捷。
黄山配网自动化的实施，改变了配电网传统的运行管理方式，对运行人员提出了更高的要求。即锻炼了队伍，也提高了素质。