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[摘要]简要介绍了配电网自动化和载波通讯，并通过一个实际配网自动化试点工程介绍了载波通讯在配电自动化工程中的应用的情况，同时对工程中发现的问题和解决办法进行了描述。
[关键词]配电网 馈线自动化 配电自动化 载波通讯 西门子BU
1 引言
随着生活水平的不断提高和电气产品的广泛应用，人们对电力供应的要求也越来越高，提高供电质量显得越来越重要。本文介绍了一个配网自动化工程，配网试点工程中包括了主站、子站和配电终端部分。为了实现上述配电站的配电自动化功能，该工程在4个开关站安装了配电终端设备，在110kV变电站设置了配电子站，在配调处建立主站，并据实际情况建设通信通道，通过载波技术实现终端与子站的通信，利用电力系统已有通讯设备，实现子站与主站的通讯。本文介绍配电自动化及载波技术(主要设备是西门子BU)在配电自动化试点工程中的应用。
2 配电自动化
配电系统自动化是建立在信息化基础上，利用现代电子技术、通讯技术、计算机及网络技术，将配电网在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电系统正常运行及事故情况下的监测、保护、控制、用电和配电管理的现代化，最终实现以大幅度提高供电可靠性、改善电能质量为目标的对配电系统在线的、准实时的闭环控制。
配电自动化一般由3层组成：主站、子站和终端。主站为配网的监控和管理中心层：子站为配网监控中间层；终端为配网监控终端层(包括FFU，TTU)。主站完成全局性的功能；局部性的自动化功能由子站完成：终端的功能主要是数据采集和执行操作命令，主要为馈线自动化。
馈线自动化是配电自动化中最重要和最基本的功能，一般来说馈线故障隔离有两种方式：一种利用馈线上安装的分段器多次重合实现故障隔离：一种是线路保护动作后用通信方式故障隔离。通过通信方式故障隔离可以发挥配电自动化整体优势，从全局实现故障的判断、隔离和恢复供电，以减少故障引起的损失，减少停电时间。例如：珠海许继的FA-1000馈线自动化系统由架空线路用馈线自动化设备由真空负荷开关(PVS)、故障搜查控制器(FDR)或一体化远方终端(RTU)及电源变压器(SPS)组成。其中PVS在不安装通信设备时候就具有利用断路冲击电流按照整定延时分段多次重合功能隔离故障。加装通信设备后既可升级接入配电自动化系统。
3 载波通讯
配电自动化有众多的远方终端设备，因此配电通讯是配电自动化的关键。低压电力线信息传输主要有：有线、无线和电力载波几种传输方式。有线信道使用专用电缆，优点是数据传输的误码率低，缺点是需要专用通信线路，费用高。无线信道发射功率和使用频率均受到限制。利用电力线载波通信优点是可以大量减少投资和对线路的维护成本，缺点是须提高载波通信的信息传输速率，降低误码率，实现信息传输网络化等。
本文所介绍的配网自动化工程使用了西门子数据通信系统DCS3000。DCS3000系统采用OFDM(正交频分复接1传输处理原理，将通讯信号通过耦合电感耦合在10kV电缆出现口，另外一段电缆进口也装耦合电感，利用电缆屏蔽层载波通讯，由西门子基本单元设备发出和接收信号。系统的心脏为基本单元(BU)。拥有独立的电源，4个传输接口，用于传输处理的高集成模块，一个微处理器和几个本地接口，并由软件可分别设置成主、从或中继功能。DCS3000系统采用4kHz-24kHz带宽，如果某频带无法使用，可更换为其他频带。该系统可自动选择最大传输容量的频隙，该特点不仅保证运行的可靠性，同时满足快速数据传输并启动无故障系统。
4 配网自动化工程的实际应用
本文介绍的配网自动化工程是杭州配网试点工程。DA试点主站设在配调。运管中心设立一个子站，可以根据权限对管辖的开关进行远动操作。具体实施功能上考虑了和SCADA的主站功能实现合二为一，实现变电所信息的调用，实现DA和变电站自动化信息的共享。
DA系统应根据实际情况综合考虑各种通信方式。其中主干网(变电所—DA主站)利用已有局域网通信；FFU—变电所的通信模式采用光纤通信；变电所(子站)和终端设备之间利用载波(西门子DCS3000)通信。
试点范围选择高技变电所2条线路：益市779线、乐超780线：三墩变新出2条线路，以及4座环网开关站：益超站、莲港站、湖畔站、政新站，4个开关站设备均为SM6环网开关柜。DA试点系统需对SM6开关站操作机构和通信进行改造，加装电动机构、通信设备以及电源设备。四个开关站I、II段母线均没有母联装置，现有高技变2路电源，在政新开关站加装母联，系统为单环运行。系统改造后，从三墩变新出2条线路到政新开关站，拆除母联，整个系统便是标准的双兀结线，可以看作A、B两个相对独立的环网。A环网：高技变—乐超780线—益超站—超港线—莲港站—港畔线—湖畔站—新畔线—政新站—线路3—三墩变：B环网：高技变—益市779线—益超站—益莲线—莲港站—莲湖线—湖畔站—政湖线—政新站—线路4—三墩变。
对于该网络，配置10个西门子BU设备，一个主BU设置在高技变，连接子站，每个开关站放置两个BU，分别连接母线出线和进线。三墩变放置一个BU，用于闭环。如网络中有一个节点出现故障，载波信号可以通过另外一条线路送至子站。
试点的配电自动化(DA)是SCADA/DMS系统的子系统，其主要功能是通过FTU以及通信网络对配网节点进行实时监控。实现故障检测、故障定位、隔离以及恢复供电(网络重构)。
试点系统要求对开关站进、出线开关柜以及用户开关柜实现全方位的监测和控制，在FTU采集信息的基础上，能从变电站自动化(SCS)系统获取相关信息，实现全网络的数据集成，通过DA主站能够检测并识别相间短路、单相接地、断线等故障，实现故障检测、故障定位、隔离以及恢复供电，实现局部方位的网络重构和优化。在此基础上进一步实现电压合格率、线损统计，无功补偿方案以及配变监测和集中抄表功能。
DA试点中开关站设备为SM6开关柜，FTU选择采用施耐德TELUS200I，采用多路共用型式进行配套。FTU的通讯电源及开关操作电源均有蓄电池供给，开关操作电源采用DC48V，通讯电源采用DC24V，在FTU装置包含充电器，平时通过取自线路的电能浮充，直流电源能在外部电源失去后能保证开关操作10次，同时通讯设备工作24小时。
5 调试过程遇到的问题
所有设备安装完毕，需要对每个西门子BU进行的测试和设定。初期遇到的调试问题分为软件和硬件两类。
5.1 软件程序的不稳定 在个别电脑上安装调试软件后无法向BU硬件下载设定程序。解决办法是更新电脑的操作系统，从WinME系统更新为win2000的操作系统，通知西门子，选用的最新的BU软件版本后，这个问题得到解决。
由于采用的BU软件分为两个版本，调试过程中发现老的BU无法设置成1BYTE地址。当设置为2BYTE的时候，一切正常。设置为1BYTE时，SLAVE BU可以和TALUS通信，而MASTER无法与主站通信。新、老版本的BU都不能支持1个字节的地址。而且，只有通过老版本的BU，主站才可以正确地读FTU的遥测数据。如果用新的BU，则在遥测量变化时，FTU将新的遥测值发给SLAVE BU时，主站得到的数据全是0。除非去要特定的值，才会将这个量读上来。同时BU对遥测的总召唤的上报数据，返回值不会改变。只有SOE上来会报上当前值。将老的FIRMWARE下载到新的BU中时。才可以正常地读遥测值。解决办法是通过和西门子软件工程师协调，提供了修改后的软件FIRMWARE 2.4.4版本后，问题基本解决。
5.2硬件出现的问题
西门子BU安装在开关站内，当时气温只有35℃左右，在开关站也不会超过40℃。经过一段时间运行，几个开关站内发生了BU硬件烧坏情况。烧坏BU所有的信息灯都不亮。而且靠近BU可以听见“咝咝”的声音，量了电压为235V到238V之间，耦合接口的对地电压为16～24V，属于BU正常工作电压范围。坏的BU表面温度摸上去约70℃，好的BU表面温度摸上去约60℃。经过分析可能是电源电压不稳定原因，加装了稳压电源，但是经过一段时间的运行还是出现了BU烧坏情况。最后通过换用直流供电的BU后，此问题得到解决。
5.3 通讯通道调试遇到的问题
经过测试，统一选择BU的传输频率为是9600bps，并且大多BU间通讯都有多个通道传输发送接收率达到100％。只有莲港站两个BU通讯未能达到100％，只有两个通道最高98％和，99％，偶尔测试达到100％，经过分析，莲港站地势较低，电缆沟积水，电缆大部分浸没在水中，影响了通信效果，但并不影响通讯，满足工程要求。调试过程中，出现BU设备烧坏故障情况，但当单一的BU设备故障，该节点信号可以通过双环送至子站，并不影响信号传输。当两个BU损坏，两个损坏BU中间段失去信号。
由于西门子BU载波设备对信息量有严格的控制，如果超过一定的信息量，必须增加主BU的数量，或者把环路打断，在后期小区箱变中增加节点数，加装TTU时，BU总数量过多时通信质量下降，解决方式是增加主BU，在三墩变增加一个子站。
6 结束语
配网工程通过使用载波设备，节省了大多终端设备的通讯成本和维护费用，改善了配电的自动化程度，提高了供电质量，该试点工程为配电自动化后期的整体实施提供了经验。
[关键词]配电网 馈线自动化 配电自动化 载波通讯 西门子BU
1 引言
随着生活水平的不断提高和电气产品的广泛应用，人们对电力供应的要求也越来越高，提高供电质量显得越来越重要。本文介绍了一个配网自动化工程，配网试点工程中包括了主站、子站和配电终端部分。为了实现上述配电站的配电自动化功能，该工程在4个开关站安装了配电终端设备，在110kV变电站设置了配电子站，在配调处建立主站，并据实际情况建设通信通道，通过载波技术实现终端与子站的通信，利用电力系统已有通讯设备，实现子站与主站的通讯。本文介绍配电自动化及载波技术(主要设备是西门子BU)在配电自动化试点工程中的应用。
2 配电自动化
配电系统自动化是建立在信息化基础上，利用现代电子技术、通讯技术、计算机及网络技术，将配电网在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电系统正常运行及事故情况下的监测、保护、控制、用电和配电管理的现代化，最终实现以大幅度提高供电可靠性、改善电能质量为目标的对配电系统在线的、准实时的闭环控制。
配电自动化一般由3层组成：主站、子站和终端。主站为配网的监控和管理中心层：子站为配网监控中间层；终端为配网监控终端层(包括FFU，TTU)。主站完成全局性的功能；局部性的自动化功能由子站完成：终端的功能主要是数据采集和执行操作命令，主要为馈线自动化。
馈线自动化是配电自动化中最重要和最基本的功能，一般来说馈线故障隔离有两种方式：一种利用馈线上安装的分段器多次重合实现故障隔离：一种是线路保护动作后用通信方式故障隔离。通过通信方式故障隔离可以发挥配电自动化整体优势，从全局实现故障的判断、隔离和恢复供电，以减少故障引起的损失，减少停电时间。例如：珠海许继的FA-1000馈线自动化系统由架空线路用馈线自动化设备由真空负荷开关(PVS)、故障搜查控制器(FDR)或一体化远方终端(RTU)及电源变压器(SPS)组成。其中PVS在不安装通信设备时候就具有利用断路冲击电流按照整定延时分段多次重合功能隔离故障。加装通信设备后既可升级接入配电自动化系统。
3 载波通讯
配电自动化有众多的远方终端设备，因此配电通讯是配电自动化的关键。低压电力线信息传输主要有：有线、无线和电力载波几种传输方式。有线信道使用专用电缆，优点是数据传输的误码率低，缺点是需要专用通信线路，费用高。无线信道发射功率和使用频率均受到限制。利用电力线载波通信优点是可以大量减少投资和对线路的维护成本，缺点是须提高载波通信的信息传输速率，降低误码率，实现信息传输网络化等。
本文所介绍的配网自动化工程使用了西门子数据通信系统DCS3000。DCS3000系统采用OFDM(正交频分复接1传输处理原理，将通讯信号通过耦合电感耦合在10kV电缆出现口，另外一段电缆进口也装耦合电感，利用电缆屏蔽层载波通讯，由西门子基本单元设备发出和接收信号。系统的心脏为基本单元(BU)。拥有独立的电源，4个传输接口，用于传输处理的高集成模块，一个微处理器和几个本地接口，并由软件可分别设置成主、从或中继功能。DCS3000系统采用4kHz-24kHz带宽，如果某频带无法使用，可更换为其他频带。该系统可自动选择最大传输容量的频隙，该特点不仅保证运行的可靠性，同时满足快速数据传输并启动无故障系统。
4 配网自动化工程的实际应用
本文介绍的配网自动化工程是杭州配网试点工程。DA试点主站设在配调。运管中心设立一个子站，可以根据权限对管辖的开关进行远动操作。具体实施功能上考虑了和SCADA的主站功能实现合二为一，实现变电所信息的调用，实现DA和变电站自动化信息的共享。
DA系统应根据实际情况综合考虑各种通信方式。其中主干网(变电所—DA主站)利用已有局域网通信；FFU—变电所的通信模式采用光纤通信；变电所(子站)和终端设备之间利用载波(西门子DCS3000)通信。
试点范围选择高技变电所2条线路：益市779线、乐超780线：三墩变新出2条线路，以及4座环网开关站：益超站、莲港站、湖畔站、政新站，4个开关站设备均为SM6环网开关柜。DA试点系统需对SM6开关站操作机构和通信进行改造，加装电动机构、通信设备以及电源设备。四个开关站I、II段母线均没有母联装置，现有高技变2路电源，在政新开关站加装母联，系统为单环运行。系统改造后，从三墩变新出2条线路到政新开关站，拆除母联，整个系统便是标准的双兀结线，可以看作A、B两个相对独立的环网。A环网：高技变—乐超780线—益超站—超港线—莲港站—港畔线—湖畔站—新畔线—政新站—线路3—三墩变：B环网：高技变—益市779线—益超站—益莲线—莲港站—莲湖线—湖畔站—政湖线—政新站—线路4—三墩变。
对于该网络，配置10个西门子BU设备，一个主BU设置在高技变，连接子站，每个开关站放置两个BU，分别连接母线出线和进线。三墩变放置一个BU，用于闭环。如网络中有一个节点出现故障，载波信号可以通过另外一条线路送至子站。
试点的配电自动化(DA)是SCADA/DMS系统的子系统，其主要功能是通过FTU以及通信网络对配网节点进行实时监控。实现故障检测、故障定位、隔离以及恢复供电(网络重构)。
试点系统要求对开关站进、出线开关柜以及用户开关柜实现全方位的监测和控制，在FTU采集信息的基础上，能从变电站自动化(SCS)系统获取相关信息，实现全网络的数据集成，通过DA主站能够检测并识别相间短路、单相接地、断线等故障，实现故障检测、故障定位、隔离以及恢复供电，实现局部方位的网络重构和优化。在此基础上进一步实现电压合格率、线损统计，无功补偿方案以及配变监测和集中抄表功能。
DA试点中开关站设备为SM6开关柜，FTU选择采用施耐德TELUS200I，采用多路共用型式进行配套。FTU的通讯电源及开关操作电源均有蓄电池供给，开关操作电源采用DC48V，通讯电源采用DC24V，在FTU装置包含充电器，平时通过取自线路的电能浮充，直流电源能在外部电源失去后能保证开关操作10次，同时通讯设备工作24小时。
5 调试过程遇到的问题
所有设备安装完毕，需要对每个西门子BU进行的测试和设定。初期遇到的调试问题分为软件和硬件两类。
5.1 软件程序的不稳定 在个别电脑上安装调试软件后无法向BU硬件下载设定程序。解决办法是更新电脑的操作系统，从WinME系统更新为win2000的操作系统，通知西门子，选用的最新的BU软件版本后，这个问题得到解决。
由于采用的BU软件分为两个版本，调试过程中发现老的BU无法设置成1BYTE地址。当设置为2BYTE的时候，一切正常。设置为1BYTE时，SLAVE BU可以和TALUS通信，而MASTER无法与主站通信。新、老版本的BU都不能支持1个字节的地址。而且，只有通过老版本的BU，主站才可以正确地读FTU的遥测数据。如果用新的BU，则在遥测量变化时，FTU将新的遥测值发给SLAVE BU时，主站得到的数据全是0。除非去要特定的值，才会将这个量读上来。同时BU对遥测的总召唤的上报数据，返回值不会改变。只有SOE上来会报上当前值。将老的FIRMWARE下载到新的BU中时。才可以正常地读遥测值。解决办法是通过和西门子软件工程师协调，提供了修改后的软件FIRMWARE 2.4.4版本后，问题基本解决。
5.2硬件出现的问题
西门子BU安装在开关站内，当时气温只有35℃左右，在开关站也不会超过40℃。经过一段时间运行，几个开关站内发生了BU硬件烧坏情况。烧坏BU所有的信息灯都不亮。而且靠近BU可以听见“咝咝”的声音，量了电压为235V到238V之间，耦合接口的对地电压为16～24V，属于BU正常工作电压范围。坏的BU表面温度摸上去约70℃，好的BU表面温度摸上去约60℃。经过分析可能是电源电压不稳定原因，加装了稳压电源，但是经过一段时间的运行还是出现了BU烧坏情况。最后通过换用直流供电的BU后，此问题得到解决。
5.3 通讯通道调试遇到的问题
经过测试，统一选择BU的传输频率为是9600bps，并且大多BU间通讯都有多个通道传输发送接收率达到100％。只有莲港站两个BU通讯未能达到100％，只有两个通道最高98％和，99％，偶尔测试达到100％，经过分析，莲港站地势较低，电缆沟积水，电缆大部分浸没在水中，影响了通信效果，但并不影响通讯，满足工程要求。调试过程中，出现BU设备烧坏故障情况，但当单一的BU设备故障，该节点信号可以通过双环送至子站，并不影响信号传输。当两个BU损坏，两个损坏BU中间段失去信号。
由于西门子BU载波设备对信息量有严格的控制，如果超过一定的信息量，必须增加主BU的数量，或者把环路打断，在后期小区箱变中增加节点数，加装TTU时，BU总数量过多时通信质量下降，解决方式是增加主BU，在三墩变增加一个子站。
6 结束语
配网工程通过使用载波设备，节省了大多终端设备的通讯成本和维护费用，改善了配电的自动化程度，提高了供电质量，该试点工程为配电自动化后期的整体实施提供了经验。