【摘 要】10kV配网作为我国电力系统的重要组成部分，其安全性和稳定性直接影响着人们的生产生活，因此，需要通过各种措施来保证10kV配网的正常运行，而配网自动化系统的应用能且能有效满足以上要求。文章在充分认识配网自动化系统对10kV配网产生重要意义及配网自动化系统应用现状的基础上，对10kV配网自动化系统的结构及原理进行了分析，以促进配网自动化系统在10kV配网中取得更为广泛的应用。
【关健词】10kV配网；配网自动化；主站系统；子站系统
随着电力需求的不断增加，人们对电力系统提出了更高的要求，特别是对10KV配电网的安全性和稳定性要求越来越高。而配网自动化系统的应用能很好的适应目前电力系统发展需要，保障10kV配网的正常运行。文章结合笔者实际工作经验，认识到了配网自动化系统重要性，并对10kV配网中配网自动化系统的应用现状、构成、原理进行了分析，以便对配网自动化系统有一个更为深刻的认识。
1. 10kV配网中配网自动化系统应用的意义分析
（1）信息技术在10kV配电网运行管理中的应用意义。配电网的信息主要应用于设备管理、状态监测以及用电管理等方面。安全是现代电力系统运行的最重要指标，因此，为了保证电力系统的安全就必须在其运行过程中不断的进行监测、控制。如绝缘系统，绝缘系统在很大程度上就决定了整个设备的运行寿命。电力设备的绝缘系统在运行过程中，由于长期在电、机械以及各类不确定环境因素等应力作用下，不可避免的逐步发生老化，在系统较薄弱的环节很容易出现绝缘缺陷故障，假如没有及时的发现故障并采取有效的措施，那么很可能会引发运行事故，造成很大损失。配电网络通过手动或者是自动化运行，对高压配电线上开关设备和线路参数进行遥控及监测，从而实现故障区域的自动隔离，同时以最佳方式与最快速度恢复非故障区域的通电，从而保证提供优质、稳定的电力供应。
（2）配电监控终端在10kV配电网中的应用及意义。配电监控终端包括了联络开关终端以及开闭所开关终端等，其基本的功能有信息采集处理、执行遥控命令、时间记录上报、电源失电保护、参数设定、诊断恢复以及通讯等功能。监控终端在配电自动化中的运行特点有以下几点；采用交流采集。监测电压、电流、功率因数、有功功率、无功功率以及电能等精度要求较高的数据，同时具备了强大的通讯功能，同时支持多种通讯规约，具备遥控功能。
（3）智能开关在10kV配电网中的应用及意义。智能开关既可以不使用通讯线路实现电网故障的自动诊断、隔离以及恢复，也可以与通讯系统相互连接，通过系统子站与主站的控制单元来实现遥控。分段模式开关功能有延时合闸、时限闭锁、脉冲闭锁以及闭锁自动解除等功能。遥控接口可以对开关装置进行监测遥控，正确的进行开关的分、合等位置操作。
（4）通信网络在10kV配电网中的应用及意义。一般为了提高系统控制管理能力及减少通讯端口设备使用，同时提高系统可靠性，将系统划分为若干个子群，每个子群几十个监控终端组成，统一由一个通讯管理器管理。通信控制器起到承上启下作用，承上接受后台发出的控制指令，启下则收集数据与后台转发指令，同时控制上、下位的通讯。对RTU与FTU等监控终端通道状态及通讯质量进行监控，当主通道的通信出错或中断时，系统将自动切换到备用通道，在进行网络接入方式时，也能同时进行正常的监控，并报警提示。
2.配网中配网自动化系统应用现状分析
随着目前电力市场以及人们思想观念的转变，配电系统的自动化已经成为了一项迫在眉睫的任务。早在八十年代人们就意识到了电网存在的潜在危险，并同时积极的开展城市电网的改造工程，组织全国性质的大会对电网的改革进行过讨论组织，通过各种渠道进行资金的筹集，同时引进高科技设备及技术来从事配电网的改造工作。如早在1990年5月间就开展了以全国电网改造为主要内容的工作性会议，明确配电网在电力系统中的重要位置，要求采用性能优良的先进装备提高配电网的可靠性，从而保证配电网的供电质量。供电部门也提出了配电系统对用户供电的可靠性要求，供电的可靠性上升到99.6%银行、机场以及计算机网络中心，尤其是油田的开发等都是对电力具有较高要求的区域，如果没有一个可造的配电网系统是无法进行保障的。实行配电网的综合改造是实现配网自动化的基本前提条件，没有良好的电网及电网结构和设备是难以达到电网自动化的要求的，由于我国早期的配电网已经形成规模，因此只能在原有配电网的基础上进行改造，具有较大的难度，想要完成高自动化的目标就必须做好统筹规划，首先从硬件上符合现代配网自动化要求，因此，电网自动化设备的基本就是技术先进、安全可靠、操作简单、经济合理、节能以及符合环境要求等。
3. 10kV配网中配网自动化系统的构成及原理分析
配网自动化是一项系统工程，它大致可分为三个子系统：配网自动化主站系统；配网自动化子站系统；配网自动化终端系统。
3.1 配网自动化主站系统
主站系统由三个子系统组成：配电SCADA主站系统；配电故障诊断恢复和配网应用软件子系统DAS；配电AM/FM/GIS应用子系统DMS构成。
（1）配电SCADA主站系统由前置机服务器（RTU服务器）、SCADA服务器、调度员工作站（MMI）、报表工作站、DA服务器、GIS服务器等组成。前置机服务器：它包括若干台前置机服务器。其中一台为主前置机服务器，当服务器出现故障时，从前置机服务器中的一台自动成为主前置机服务器，以保证系统的正常运行，这是由nap来完成的。主前置机服务器通过dater 接收子站通过交换机发送来的数据，由vcterm 经过规约解释存入当地内存，形成生数据实时共享内存。主前置机服务器通过rawd 向若干从前置机服务器发送生数据，各从前置机服务器通过datsrv 接收主前置机服务器发送来的生数据形成自己的生数据实时共享内存。
SCADA 服务器：它包括若干台SCADA服务器。其中一台为主SCADA服务器，当服务器出现故障时，从SCADA服务器中的一台自动成为主SCADA服务器，以保证系统的正常运行，这是由nsp 来完成的。主SCADA服务器通过datsrv接收主前置机服务器发送来的生数据，经过处理形成熟数据。将形成的熟数据存入内存，形成实时库。同时将形成的熟数据存入硬盘，形成历史库，历史库全系统唯一只有一个。 需要历史数据时，从历史库取数据。取数据的方式有：polling方式；stream方式；sql方式。整个主站系统为一个局域网，通过交换机或HUB连接在一起。
（2）为保证配网自动化系统投运后，能够完全满足本系统的技术要求，必须对本系统起至关重要作用的配电故障诊断和恢复功能（即DA 功能）进行联调测试。在进行DA联调测试前，必须保证以下条件完整无误：①主站置库完毕并经反复检查无误；②主站、子站和FTU之间的通讯正常；③对要进行DA 测试的FTU进行遥测、遥控、遥信调试，并保证其功能正常；④恢复无故障区段的供电时，必然涉及到变电站出口断路器，因此要对变电站的出口断路器进行遥控测试。另外，在DA测试中采用继电保护测试仪模拟故障引起开关跳闸的方式启动配电自动化系统的DA功能，完成一次设备的实际动作。
实现故障的自动隔离、非故障区段的恢复可以采取多种方法，取决于自动化装置的技术特点和整体方案。一般有就地控制和主站远方控制两种方式。就地控制以馈线终端单元（FTU） 之间的配合为主，不需要通信通道，通过对线路过流或过压的检测，以及对开关分合闸的逻辑控制实现故障区段的隔离和非故障区段的供电恢复；主站远方控制方式需要有可靠的通信通道，通过主站软件对FTU 上传信息的分析判断，定合理的隔离策略和网络重构策略，远方控制配电开关实现故障区段的隔离和非故障区段的供电恢复。
（3）配电管理系统DMS
①从输电系统自动化的发展来看，中国目前已普及了以SCADA功能为主的地调自动化系统，但作为更高层次的能量管理系统（EMS）却尚未全面达到，尽管如此，输电系统SCADA已经发挥了巨大的作用。由于配电系统较输电网更复杂、更分散，实现综合管理系统水平的配电管理系统（DMS）的难度也就更大。
因此，在目前提高中国配电自动化水平成为当务之急的形式下，不能一味求高地希望立即实现DMS，而是应当学习输电系统自动化发展的经验，首先发展最重要、最实用，也是最能提高配电网自动化水平的配电自动化系统，在使用中不断提高系统自动化水平，丰富系统功能，逐步达到配电管理系统的层次。
②采用的DF9100配电主站系统中的AM/ FM/GIS是配电管理系统的重要功能之一。它是将地理学空间数据处理、计算机技术与电力系统相结合，为获取、存储、检索、分析和显示电力设备的空间定位资料和属性资料而建立的计算机化的数据库管理系统。其中AM 为自动绘图，FM 为设备管理，GIS是地理信息系统，AM/FM/GIS是配电管理系统DMS的基本平台。利用AM/ FM/GIS集成DMS 系统，建立统一的DMS数据库，为各子系统提供共享资料，从而减少资料的冗余度，保证资料的一致性，提供良好的全图形化的人机界面。地理信息系统GIS的引入为电力系统应用提供了全新的表达形式，更具有现实性，更直观易用，并对现有应用进一步扩展，使其具备空间管理、运用能力，实现更高一级的管理。电力GIS不同与地理意义的GIS 系统，应突出电力系统应用的特色，与电力系统的其它应用如SCADA、DMS等应用紧密结合，充分考虑数据共享、系统集成等关系，避免不必要的数据重复建设、接口不标准等潜在的问题和安全隐患，这样才能突出电力系统特别是配电系统建设GIS 的优点和特色。
③配电地理信息系统GIS与配电SCADA系统互联，使实时数据在地理信息图上显示并为GIS的空间分析子过程提供数据，某局配网GIS与SCADA实时数据同步。配网GIS系统本身就支持SCADA实时数据的显示，但由于GIS系统运行在某局办公自动化10网段上，而SCADA系统运行在191网段上，目前为了实现GIS系统的实时显示，利用WEBSRV（双网卡设置191和10段IP） 机器作为SCADA 实时数据转发服务器，10段的GISSRV（10网段的SCADA服务器）作为SCADA实时数据接受服务器，利用转发程序实现两个不同网段的实时数据同步。
3.2 配网自动化子站系统
因为配网监控设备点多面广，配电SCADA系统的系统测控对象既包含较大容量的开闭所、环网柜，又包含数量较多、分布较广的柱上开关，不可能把所有的站端监控设备直接连接到配电主站，因此必须增设中间一级，称为配电子站（SUB-STATION），由其管理其附近的柱上开关、开闭所、配电站端监控设备，完成“数据采集器”、馈线监控、当地监控及馈线重合闸的功能；并将实时数据转送配电主站通信处理器，这样既能节约主干通道又使得配电自动化主站SCADA网络可以继承输电网自动化的成熟成果。某市的配电子站设置在为该配电网供电的110kV变电站内。这种方式适合于配电网比较狭长并且主变电站到配网自动化主站具有可利用的光纤或其它高性能数据通道的情形。配电子站实际上是一个集中和转发装置，一般采用工业控制PC机和多路串行口扩展板构成。它与柱上开关控制器（FTU）采用面向对象（开关） 的问答规约，允许多台FTU共用一条通道，配电子站既要通过查询各FTU收集现场信息，并存入实时数据库中，又要根据数据库中的值向配电SCADA系统上报信息。某局采用的DF9200子站系统具有以下特点。首先它最多可以配置42个通讯端口，用于与配电站端、配电主站及其它智能设备通讯，收集户外配电站端或其它智能设备的实时信息，转发到配电主站，将配电主站的控制信息转发至配电站端；收集馈线远动站端信息，完成故障识别、故障隔离和恢复供电的功能；具有设备自诊断和远方诊断功能；具有通道监视功能；具有与两个以上主站通讯功能等。其次通信规约丰富，支持目前流行的所有规约，目前某电业局的DF9200子站与珠海许继FTU、TTU的通信用到了DNP3.0规约；DF9200子站与东方电子配网主站的通讯用到了IEC104规约。
3.3 配网自动化终端
城市配网自动化终端负责对城域所辖的柱上开关、开闭所、环网柜、配电变压器等进行监控，既要实现FTU、TTU等的三遥功能，又要实现对故障的识别和控制功能，从而配合配网自动化主站及子站实现城区配网运行中的工况检测、网络重构、优化运行以及配网故障时的故障隔离和非故障区域的恢复供电。
为本系统配套的WPZD-110型FTU，其容量为9路遥测量，8路遥信量，4路遥控量，具有与上级站通讯的RS-232接口，也有与下级站通讯的RS-485接口。其主要功能有：数据采集和处理，远方控制与当地控制，故障识别、故障隔离和负荷转移，接受远方指令及转发采集的数据信息，具备相适应的通信功能等。某城局配电网采用环网结构，电源取自馈线的不同母线，按闭环方式运行。配电网络的构成有电缆和架空线路两种方式。其中架空线路双电源手拉手供电是以往最基本的形式。线路主干线分段的数量取决于对供电可靠性要求的选择。理论上讲，分段越多，故障停电的范围越小，但同时实现自动化的方案也越复杂。那么要实现系统对各段的故障能够自动准确识别并切除，且最大限度缩短非故障区域的停电时间的愿望，也就更有难度。而电缆网络多采用具有远方操作功能的环网开关，对一次设备和通信系统的要求高，同时前期的资金投入也就高，适合于经济较发达的城区。随着经济和城市建设的快速发展，城市的架空线不仅影响城市形象，对提高配电网自动化供电可靠性也有一定的影响，某省的城网改造工作分两批启动，对某市而言应抓住这个契机，在综合考虑目前的资金、长远的发展规划和产生的长期经济效益等因素后，应加大10kV配网线路改造工程的力度。
4.结语
电力技术、通信技术、自动化技术以及计算机软硬件技术的发展，为配网自动化系统在10kV配网中的应用提供技术保障，随着配网自动化技术的不断完善和成熟，将得到更为广泛的应用，发挥其更多的效用，以保证10kV配网安全、稳定运行，从而为人们的日常生产生活提供保障，促进我国国民经济的快速发展。
参考文献：
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