发展中的配电系统自动化

　　当前我国电力工业的发展，已进入一个新的历史阶段。电力的供求关系从过去长期缺电走向缓和，某些地区甚至出现了供大于求。国家电力公司的成立，标志着从过去的政府管理转向“公司化改组、商业化运营、法制化管理”。
　　为了适应当前形势，使我国电力工业走上可持续发展的道路，结合我国情况，同时启动了含配电系统自动化在内的城网建设改造和开放的发电市场。
　　国际上，各式各类含发电配电在内的电力市场正在兴起，国内外的发展，对配电系统自动化的开展，既带来了机遇也带来了挑战。
1　配电系统自动化发展中的两个问题
　　当代的配电系统自动化，发展过程中面临着两个问题：这就是配电系统自动化如何从传统的“多岛自动化”走向系统集成；以及如何考虑电力市场的发展可能对配电系统自动化产生的影响。
　　基于单项自动化林立的配电系统“多岛自动化”，如图1所示(虚线表示有关系统之间互不相连或有缝集成，阴影灰度表示各个自动化岛)。

图1　配电系统“多岛自动化”

　　考虑电力市场发展、走向系统集成的配电系统综合自动化示于图2。

图2　配电系统综合自动化

　　图中， 系统集成的综合自动化共有3个信息层次： 实时层、 管理层、网际层。阴影部分的管理层， 接于内联网(Intranet)，通过因特网(Internet)与网际层通信。配电系统“多岛自动化”与
2　从多岛自动化走向系统集成
　　图1所示的配电系统“多岛自动化”，包括以下一些单项自动化：SCADA/DMS系统，负荷控制系统，电量计费系统，地理信息系统/管理信息系统，变电站自动化系统，环网故障定位、隔离和恢复供电系统。
　　这些单项自动化，以信息专用、功能单一和互不相连为特征。早期这种单项自动化不多时，问题还不突出。随着这种单项自动化分别自行发展和数量不断增加，势必带来功能相互重叠、信息未能共享、通道不能公用等弊端。
　　当然，有些单项自动化利用计算机通信和网络技术、通过接口和数据的转换可以实现系统的有缝集成，就象过去一些调度中心把在线运行的SCADA和离线管理的MIS通过网络通信关连在一起那样。但这种有缝集成系统参与信息共享时的运行效率、使用水平和方便性将有所降低。
　　 80年代末90年代初兴起的开放系统结构(OSA)和有关操作系统、数据库、用户界面和通信的各种国际标准，为实现系统的无缝集成提供了可能，这也是配电系统“多岛自动化”走向系统集成的基础。
　　配电系统自动化的系统集成，不仅是有关系统的互连，重要的是实现了信息的共享、功能的互补、通道的公用等。和多岛自动化信息专用、功能单一和互不相连不同，图2所示的配电系统综合自动化，以信息共享、功能综合和无缝集成为其特征。
　　系统集成的核心是分层次的信息共享，其信息流向管理如图3所示。

图3　配电系统综合自动化的数据流向与管理

　　图中，实时层和管理层的共享信息分别存于有关服务器中并统一管理。实时层和管理层的信息交换，只能在服务器之间通过网络交换器进行。其中：
　　网际层是通过Intranet/Internet和管理层相互通信。网际层所需共享的实时信息只能由管理层控制转发，并使用防火墙进行信息过滤，确保管理层的安全运行。
　　管理层含管理信息系统(MIS)、地理信息系统(GIS)、能量交易系统(ETS)等。通过网络交换器和实时层建立信关，定时接收管理层所需共享的实时信息，并严格控制信息的反向传送，确保实时层的高度安全。
　　实时层则包括SCADA/LM/DMS、变电站自动化、环网控制、电量计费等实时运行的在线系统。
　　至于各系统内部有关单元以及各个系统之间的通信，只能因地制宜地采用多种通信方式。

3　发展中的配电系统自动化
　　图2所示的配电系统综合自动化中，各有关系统如何实现信息共享、功能互补和通道公用，并顾及到电力市场发展可能带来的影响呢?
3.1　SCADA/LM/DMS平台
　　SCADA/LM/DMS平台是配电系统综合自动化的核心和基础，它除了完成SCADA/LM/DMS功能外，如图2所示还承担整个系统的纵向(实时层)和横向(管理层)的集成任务。
　　由于系统中引入了功能较强的变电站综合自动化技术，SCADA中除传统的功能外，还增加了一些扩展的SCADA功能，如保护的远方监视、投切和定值修改，故障录波数据的收集等。当然，如果配网的规模较小，由变电站负责的环网控制，也可改由主站的SCADA/LM/DMS平台来完成。
　　这里，与电力市场发展有关的负荷控制和管理，正面临新的挑战：长期缺电期间，对用户限电拉闸实施计划用电的负荷控制，应及时转移到用户不感到停电的负荷管理(LM)上来。
　　当代的负荷管理，主要是按事先编制好的负荷管理方案，通过馈线降压减载，或按编组周期轮流短时启停用户的可控负荷(空调、热水器等)，来实现用户不感到停电的负荷管理。
　　此外，还应积极开展基于分时电价的需方用电管理(DSM)，用以调动需方的积极性来参与负荷管理。
　　供方负荷管理与需方用电管理相结合，必将有力地改善配电系统的负荷曲线，并为随后电力市场的开展打下基础。
　　LM负荷管理功能与电力供需关系和电力市场进程有关，涉及到对原有负荷控制系统的利用和改造，以及和具有需量控制功能的数字电量计费系统相配合等问题。但无论是沿用原有的负荷控制终端、或是与新建的电量计费系统相结合，主站均和SCADA/DMS集成在一起，以适应电力市场发展的变化，而不象传统的负荷控制那样分开独立运行。
　　DMS应用软件方面，除传统的网络拓扑跟踪着色、负荷预报、配电潮流、短路分析、网络重构、故障恢复控制、操作票、投诉热线处理等外，还把负荷计费管理、电力市场等应用包括了进来，统一优化管理，授权分工使用。
　　当然，系统的无缝集成并不排斥通过接口和数据转换、接入现有而又可用的老系统，以保护原有投资。待该老系统淘汰后，再更新为符合开放标准的系统。
3.2　变电站综合自动化
　　传统的变电站自动化，系由本地监控的自动装置和与调度联系的RTU远动装置所组成。当代的变电站自动化，随着计算机、通信和数字信号处理(DSP)技术的发展，已进入到自动远动、测量控制保护功能集成并随一次设备分散布置，实现无人值班的综合自动化阶段，显示出系统集成的高效益。
　　如图2所示，这种由中央单元、I/O单元、保护单元和环网控制功能所组成的变电站综合自动化，除了承担远方监控无人值班变电站的任务外，还在配网控制中心和中压环网之间兼起二级主站的作用，转发双方信息并控制中压环网的故障定位、隔离和恢复供电功能。
　　应该注意，这种取消大控制室设计、分散布置的变电站综合自动化，大大节约电缆用地等基建投资；但室外分散布置的I/O和保护单元，应符合有关抗震抗电磁干扰的国际标准，并能在高温低寒高湿(-40～+85 ℃，相对温度95%)的恶劣环境下正常运行。
　　当然，常规的有人值班变电站，同样也可以通过变电站RTU接入配电自动化系统。
3.3　环网故障定位、隔离和恢复供电系统
　　和许多配电自动化装置类似，环网故障定位、隔离和恢复供电系统也经历了从免通信的单项自动化向带通信的综合自动化发展的过程。
　　免通信的环网故障识别和恢复控制系统，可由一定数量的负荷分段开关(无切断短路电流能力)和控制分段开合的控制器组成。正常时固定开环点运行，两侧供电。故障时，靠故障侧变电站馈线保护动作跳闸，各段开关无压释放。变电站断路器重合成功后，各段开关按事先整定的时限依次重合试投。如为永久性故障，当投到故障段后变电站馈线保护将再次动作跳闸，重复试投过程。但此时故障段业已测明，仅合到故障段前为止。故障段后至开环点的恢复供电，则从开环点检测到对侧线路失压进行重合开始，以相反的方向和相同的原则来实现整个环网故障段的隔离，和非故障段的自动恢复供电。
　　这种单项自动化装置的优点是无通信要求。但除功能单一和信息未能共享外，本身还存在整定复杂、不能一次定位、开关试投次数较多、恢复时间较长、线路摄取的“冷负荷”较大等问题。
　　和变电站综合自动化类似，带通信的环网故障识别和恢复控制系统，控制分段开关的开合，称为馈线终端装置FTU的控制器具有支持SCADA的功能。除了故障时依靠远动功能免除试投实现一次定位、隔离和自动恢复供电外，正常时还兼有收集环网节点电工信息、控制分布电容投切、以及合理选择开环点用以降低网损等功能。
3.4　多功能数字分时电度表系统
　　常规的分时电度表，是专为电量计费而设计的，用途比较单一，一般不具备通信条件。
　　随着计算机、通信和数字信号处理技术应用的普及，导致了当代多功能数字分时电度表的问世。这种可以远方通信的多功能数字分时电度表，除了具有分时电度表的功能外，还能和配电控制中心配合，收集带时标的用户电工信息、传送电量计费信息、具有窃电报警、负荷控制、液晶显示、长期存储等功能。在电量计费系统中，表计本身还可兼作数据集中器使用，大大简化电量计费系统的构成。
　　电量计费系统是开拓电力市场的一项基础性设施。通过电量计费系统的建设，应一改过去垄断经营时期供方查表、用户缴费、逾期罚款的单向联系模式。
　　城网建设改造中，正在进行量大面广的“一户一表”建设。无论从当前的“商业化运营”或今后的“配电市场”来看，都应尽可能地考虑到计费信息的双向通信(大中用户远方读表和中小用户智能卡)以及和银行结算的关系问题。
　　“投诉热线处理”是供方和广大用户建立双向联系的又一渠道。因此，进行低压线路和一户一表的建设改造时，一二次系统应统一优化设计，以期建立一个面向用户(含物业管理)分级分片双向通信的联系机制，提高供电服务水平。
3.5　管理信息系统
　　基于自动绘图和设备管理(AM/FM/GIS)，含变电、配电、用电、检索、决策、以及办公自动化(OA)等在内的管理信息系统(MIS)，早期是作为离线管理系统而独立运行的。现在，AM/FM已发展成为一个独立的地理信息系统(GIS)软件产业，支持包括电力系统特别是配电系统在内的具有空间数据的行业开发各种应用。
　　随着信息产业的发展，电力行业进入了由实时信息提供管理服务、管理信息(包括地理信息)支持实时应用的新阶段，甚至发展了SCADA/GIS系统。
　　近年来，MIS趋于向OSA标准以及日益普及的Intranet/Internet靠拢，且大有以内联网取代MIS之势，以便与电力市场的发展接轨。因为，今后电力市场的交易，将不再是大厅交易，而是基于Intranet/Internet、以浏览器为特征的、称之为电子商务的网络交易。
　　传统上的管理信息系统(MIS)，以专用网、专用信道和图形用户界面为其特征，显然不适于提供电力交易使用。这又是考虑电力市场发展时所提出的一个挑战：是使传统的管理信息系统和今后的交易信息系统并行发展，或是对现有的MIS进行改造、使之适应今后电力市场的发展。事实上，一些面临发电市场压力的网省级调度中心，已经按后者行事并已改造就绪了。
4　结语
　　(1) 当代的配电系统自动化正从“多岛自动化”走向系统集成，并受到电力市场发展的影响。
　　(2) “多岛自动化”是以单项自动化为基础，由少到多各自平行发展。系统集成的综合自动化，是以整体综合优化为基础，力求信息共享、功能互补，并随技术的进步而提高其集成度。
　　(3) 当前配电系统自动化中的负荷管理系统、电量计费系统和信息管理系统，需要考虑电力市场发展的影响。
　　(4) 基于开放系统结构和国际标准的分层分布配电系统综合自动化，适应当代系统集成和电力市场的发展方向，“性能价格比”好、可伸缩性强。用户可以任意分步实施其配电自动化规划，所投入的系统或设备不会因系统的发展或技术的进步而导致重复建设甚至推倒重来。
参考文献