一种新颖的电压－电流－时间型馈线自动化方案_小宗师专辑：
精选乱小说阅读，请关注微信公众号：比比读小说网摘要:文章针对城农网架空线路馈线自动化的实施,提出了一种实时馈线自动化的故障定位、隔离的具体处理方案,详细阐述了该方案的实现过程,对城农网架空线路馈线自动化的实用化应用和推广有着积极的意义。关键词:馈线自动化;VIT方案;FTU;故障中图分类号:TP212文献标识码:A文章编号:09)19-0043-03一、概述随着我国经济建设突飞猛进地发展和人民生活水平日新月异地提高,人们对电力的需求日益增长,同时对供电可靠性和质量提出了更高要求。如何预见城市配电系统常见的故障并进行分析,减少用户的停电时间来提高可靠性,越来越受到关注。随着电力市场及用电水平的提高,配电网面临着一场新的改革和发展,配网自动化将进一步得到完善。但是配电网自动化在中国仍然是一种因发展而新出的事物,必须采取科学的态度,实事求是的原则,应根据电网、城市配网的规化进行,避免盲目,配网自动化需要适合国情、地情、网情,应有计划地分期、分批实施。宜先采用具有自动化功能的一次开关设备的二次保护监控设备完成自动送电、故障自动分闸和隔离故障功能,能做到在配电网发生故障时快速隔离和区分故障点。当配电网的其他条件具备时,再投入通信和计算机网络。避免走弯路,这样资金投入可以分批实施。电力市场的不断完善迫使电力企业以效益为目标,把工作中心转移到效率管理、降低成本和为用户提供优质服务上。这使得供电企业必须不断地分析电网的运行性能、制定电网优化运行的方案。配电网的优化运行主要包括:无功补偿、提高供电质量、降低线损、设备运行和维护,而供电质量包括安全性、供电可靠性、电能合格率。目前首当其冲的任务是提高供电可靠性,保证供电的安全。提高供电可靠性的主要技术措施有缩短故障停电时间、快速故障定位、隔离故障区段、非故障区段恢复供电。本馈线自动化方案的目的在于快速进行馈线的故障识别,自动隔离并恢复供电。二、方案描述为满足不同配网馈线的各种需求,本方案把可靠性、安全性放在首位,以将开关的动作次数降到最低为原则,并遵循国内的配网状况,按照配网自动化分阶段实施的原则性要求,做到无需更换设备即可满足配电网自动化系统的升级要求。目前使用较多的是基于日本东芝VSP5型负荷开关的电压-时间型馈线自动化方案。但该方案在馈线上发生的是瞬时性故障时也要按照永久性故障的时间顺序来处理,无法在短时间内恢复供电;另外该方案需要利用联络开关的开断功能重新进行二次故障定位,即使是瞬时性的馈线故障,故障恢复时间也较长;且原方案对于分支线一律采用断路器或重合器作分叉处的分支开关,从开关动作的分散性来看前各级断路器或重合器装置的保护定值设定较难把握;另外原方案也未充分考虑主干线及分支线发生单相接地故障时的处理。根据资料统计,架空线路的瞬时性故障占总线路故障比例的70%左右,因此,常用的电压-时间型馈线自动化方案在供电的可靠性、故障处理的及时性上有所欠缺。1.本馈线自动化(电压-电流-时间型也称VIT型)方案充分考虑了瞬时性故障处理的迅速性要求,同时也充分利用开关控制装置中的FTU捕捉主网上分段开关两侧的电压变化情况,使故障处理简便可靠,可最大限度地在短时间内恢复瞬时性故障全部线路或永久性故障时非故障线路的正常供电,并减少开关动作次数;对于分支线路不长、结构较为健康的分支线,分叉处开关可以选用具有分段功能且带看门狗功能的分界开关,当支线发生故障(含单相接地故障)时进行有效隔离;本方案同时充分考虑了单相接地故障时的处理。2.本方案仅通过合理选择、使用智能开关,不依赖主站、子站,实现配电网系统馈线故障点的确定、隔离故障区段、恢复非故障区段的供电,提高10kV馈线的供电可靠性和运行的经济性。3.本馈线自动化方案,首先,充分考虑了瞬时性故障处理的迅速性要求,同时也充分利用开关控制装置中的FTU捕捉主网上分段开关两侧的电压变化情况,使故障处理简便可靠,可最大限度地在短时间内恢复瞬时性故障全部线路或永久性故障时非故障线路的正常供电。其次,VIT型馈线自动化方案中所用的开关控制装置要既能检测开关两侧的电压及其变化情况,也要能检测流经开关的电流及其变化情况。具体如下:对于分支线路不长、结构较为健康的分支线,分叉处开关可以选用具有分段功能且带看门狗功能的开关,分叉处分段开关过流脉冲次数设置为2次,主网上的分段开关失电后的分闸设定为延时T时间执行(T时间用于躲过重合器第一次重合延时如0.3秒)。以上两方面可以保证不论是分支线上还是主网上出现故障,变电站出口重合器的第一次重合闸均用于排除瞬时性的线路故障,如果第一次重合闸成功,说明故障即为瞬时性故障,仅需零点几秒故障就可排除完毕;若第一次重合闸失败(一次重合不成功分闸)即确认该次线路故障为非瞬时性故障而是永久性故障,该线路上的所有主网上的分段开关分闸,然后按照电压及其变化情况与时间配合隔离故障区段,恢复非故障区段的正常供电。若是短分支线上的永久性故障,该分支线分叉处分段开关在两次过流脉冲计数到且开关两侧失电后分闸并闭锁,实现故障区段的自动隔离。再次,本方案也充分考虑了单相接地故障时的处理,当分支线出现接地故障时,仅分支线分叉处开关按设定的允许单相接地后运行的时间分闸动作,既不影响主干线,又可以使故障线路得以有效隔离;当主干线上发生单相接地故障时,接地故障点两侧的开关也按按设定的允许单相接地后运行的时间分闸动作,将故障线路段有效隔离开来。三、方案中馈线上一次设备的选择要求(一)开关类型选择根据架空线路的不同,VIT型馈线自动化方案利用了新型的保护配合方法,一般在进行馈线网络设计选择一次设备(即开关设备)时,可遵循以下原则:1.环网(手拉手结构)线路或放射线路中,变电站出口处安装重合器(当站外馈故障时不会影响站内的设备运行状况),在该线路的分段处安装VIT型自动分段开关(控制器内装设有按本方案设计的馈线自动化预置方案)。2.环网线路或放射线路中的分支线设计:长放射状线路(故障机率高)的分支线分叉处 安装重合器或断路器,以防故障机率高发支线上的线路故障频繁影响到主干线(据统计,分支线的线路故障占总线路故障的70%左右);而较短分支线或故障率低的分支线分叉处可以安装VIT型自动分段开关(智能型的负荷开关,带有看门狗功能以实现单相接地故障的判断及处理)。3.分段开关选用VIT型自动分段开关(智能型的负荷开关,要带有看门狗功能以实现单相接地故障的判断及处理),不宜使用智能型断路器或智能型重合器,以避免各级断路器或重合器装置的保护定值配合上的困难。(二)馈线上各种开关的基本功能要求1.变电站出口重合器或断路器。具有三次重合闸功能(符合额定操作顺序O-0.3S-CO-3S-CO-3S-CO要求),按其内置的 电流时间曲线或用户的定时限设定进行配合保护。内置3只满足5P20精度要求的电流互感器,内置一只高精度零序电流互感器,与开关控制箱中的FTU配合可实现电源侧、负荷侧单相接地故障的准确判断及分闸动作。2.VIT型自动分段开关。内置有6只(开关的电源侧、负荷侧各安装1只)高精度电压传感器(CVT或RCVT), 用于测量开关两侧各相电压及其瞬间变化情况。内置3只满足0.5级精度要求的电流互感器。内置一只高精度零序电流互感器,与开关控制箱中的FTU配合可实现电源侧、负荷侧单相接地故障的准确判断及分闸动作。四、开关控制箱的要求控制箱中必须有备用蓄电池,当给控制箱供电的外部电源停电时向控制箱内的FTU提供工作电源;箱体内可实现远方——当地选择、电动闭锁——解锁选择、合分闸按扭电动控制,以实现人工修复故障区段完毕后的对开关进行电动试验以及修复过程中实现安全闭锁,最大限度地保证检修人员的人身安全。控制箱宜采用不锈钢材料制成,以适应长期户外的各种恶劣运行条件;箱体应密封,有效避免小动物及杂物进入。在高寒地区使用时,控制箱内应设有保温设施,以保证温度在零下时智能终端仍能正常工作。五、内置于智能终端中的VIT方案智能终端应以微型处理器为基础的智能化终端,易升级、易操作、易维修。集网络控制、数据测量、事件记录、远方通信、四遥等功能于一体。(一)故障后自动网络重构功能智能终端必须与分段开关配套,具备以下10种网络重构控制功能。既可作为电压检测型控制器,实现失压延时分闸,得电延时合闸等功能(延时期间为检故障时间),并在延时过程中可以迅速捕捉分段开关两侧电压的变化情况;又要可以检测分段开关的过电流失压脉冲并计数,计满M次分闸闭锁。所发出的合闸或分闸、闭锁或解锁信号脉冲宽度要大于500ms,具体如下:以下10种控制功能都应可通过人机界面上所设置的软压板进行投入或退出。1.过流脉冲计数M次分闸闭锁(分支线分界处开关) 。(1)智能终端通过CT监测流过开关的电流,若任一相电流Ix超过过流门槛的整定值Is(Is 由用户整定),随后电流又下降为零,且电压也降为零,则过流脉冲计数器OC计数一次;(2)此后,若开关得电后短时内又检测到过流脉冲(且过流后,电压和电流都降为0), 则计数器OC又累加一次;(3)若得电后2秒内双侧电压均保持正常,则计数器OC清零;(4)当计数器连续计数到设定的M次且开关两侧无压时,智能终端发出分闸、闭锁命令,M可以由用户整定,通常与前级开关的重合次数相同(M=0～3);(5)进入闭锁状态后,只有手动或遥控发出合闸命令,才能解除闭锁,将开关合闸。2.失电延时T 秒后分闸(分段开关)。智能终端通过RCVT、CT检测开关双侧(六相)电压和三相电流,当电压UX下降至失压阈值US以下时(Us一般是1/3的额定电压,可由用户设定),且当线路的三相电流值为零、而且“短时失压分闸闭锁功能――见1.6”功能未启动时,则自动触发失电延时定时器T启动计时,当延时T期满后、开关两侧的电压仍未恢复正常,智能终端发出命令控制开关执行分闸操作;设定值T可以由用户整定(0秒～7秒,要与后备保护设定参数相配合)。3.一侧有电延时X 秒后合(分段开关)。当前级开关(后备保护开关或上一级智能分段开关)合闸送电,则本级开关的智能终端检测到本分段开关单侧电压恢复(UX&US),此时启动X延时定时器,当计时大于整定值X秒后,智能终端发出合闸命令,开关合闸(X时间可由用户设定,一般为2～30秒),4.合闸Y 时间内若检测到故障则分闸闭锁(分段开关)。分段开关在执行了一个合闸操作且开关双侧电压正常后,若智能终端在Y时间(可由用户设定,一般在2～10秒)内又检测到一个失压脉冲(或过流脉冲),则智能终端发出分闸、闭锁命令,分段开关分闸并进入闭锁状态,仅当手动或遥控发合闸命令才能解除闭锁。5.残压脉冲分闸、闭锁功能(分段开关、联络开关)。当分段开关处于分闸位置,且在X或XL时间内(指X或XL时间已经开始计时但计时未到),智能终端检测到残压脉冲(一般在500～2000V,可由用户设定)后,发出闭锁命令,使开关在分闸位置闭锁,仅当手动或遥控发合闸命令才能解除闭锁。6. 短时闭锁失压分闸功能(分段开关)。当开关执行了一个合闸操作且在Y时间内开关双侧电压均正常,则自动启动短时闭锁失压分闸功能,闭锁时间Z可由用户设定,一般在2～650秒之间。7. 双侧均有正常电源电压时,禁止联络开关合闸 (联络开关)。这项功能主要用在环网线路的联络开关上,防止联络开关误合,导致环网线路未检同期时合环运行。启动这项功能后,如果开关两侧都有电压,无论遥控或从控制器前面板的手动按扭操作均不能合闸。8.一侧失压延时S 时间启动XL 延时(联络开关)。联络开关在一侧无压后延时S时间启动XL延时,在XL延时已经启动但延时未到的时间内,若开关失压的一侧有残压脉冲出现(一般在500～2000V),则智能终端发出命令使开关在分闸状态下闭锁。S范围是0～10s,可设定(与环网馈线的变电站出口保护装置及重合器设置参数有关),XL时间范围2～300s可设定。9.单相接地故障上传功能(重合器、分段开关、分叉处分界开关)。智能终端必须利用开关的零序电流信号及开关两侧的各相电压信号计算得出I0和U0及其夹角,同时根据开关两侧六相电压的变化暂态分量准确判断接地故障的方向判定,如果接地故障发生在界内(主网分段开关的界内定义为:接地故障发生在本开关的上一级开关～本开关的下一级开关之间;分界开关的界内定义为:接地故障发生在本分界开关的负荷侧),通过GPRS通讯管理机接收各开关发出的单相接地故障信息判断接地故障的具体位置,并通过短信形式告知馈线管理人员具体位置;也可通过GPRS通讯管理机设置延时开关的动作时间向开关发布动作命令,使界内发生单相接地故障的开关经设定延时后分闸并闭锁。根据国家电网的相关规定,当10kV电网为不接地电网时,允许在单相接地时带故障运行时间不超过2小时,用户可根据当地10kV配电网络的实际情况酌情设置。10.环网闭锁复归(分段开关、分叉处开关、联络开关) 。环网闭锁后,开关不可自动合闸,待线路故障排除后,应把环网复归,使方案重新恢复到初始状态。环网复归有如下方法: 按手动合闸按钮合闸;按遥控器的某键;通过通讯进行遥控复归 ;通过开关控制器的开门、关门信号复归。(二)测量功能智能终端与负荷开关一起在现场运行时,需测量各种电量。可以测量及显示的量包括:三相电流;相、线电压;有功功率;无功功率;功率因数;电流的三次谐波。以上测量值应可以通过通讯口在当地显示,以后条件具备网络升级后也可送主站、子站或控制中心。(三)记录24小时负荷曲线智能终端可以保留从当前时间开始向前回推24小时的三相负荷电流曲线记录,至少每15分钟记录一个点。(四)事件记录对各种历史事件均有记录,包括事件发生时的日期(年、月、日)、时间(时、分、秒)、事件发生时的各相电流值及事件类型。可区分的各种事件类型如下:(1)失电延时分闸 ;(2)一侧失电延时合闸;(3)过流M次分闸闭锁;(4)失电T后又过流分闸闭锁;(5)得电延时合闸;(6)合闸至故障后分闸闭锁;(7)手动合闸;(8)手动分闸;(9)远方遥控合闸;(10)远方遥控分闸;(11)当地遥控合闸;(12)当地遥控分闸;(13)界内单相接地故障智能终端最少应可存储30个以上的事件。(五)远动通讯接口及协议智能终端应提供标准的RS232串行接口,可外接数传无线电台、光纤Modem等各种通讯设备,待网络升级后可实现与主站、子站的配电控制中心通讯,实现SCADA系统的四遥:遥测、遥信(控制器及负荷开关的开关触点及其它状态指示),遥控(遥控分闸、合闸、各种功能的投切),遥调(保护及其它定值的重新设置和修改)。远动规约采用IEC870-5-101协议、DNP3.0协议中的任意一种。可选配:(1)RS485转换驱动器;(2)光纤M(3)无线Modem。另外,每台智能终端要与远方通讯,必须可设定两个参数即:控制地址号及串行口通讯参数。作者简介:贾冬霞 (1962-),女,河北南宫人,泉州七星电气有限公司电气自动化工程师,研究方向:馈线自动化及其一、二次设备。精选伦理小说阅读，请关注微信公众号：比比读小说网提醒您本文地址：相关文章配电自动化系统ppt下载_PPTOK 上传我的文档
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城市配电网馈线自动化技术的发展及应用
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城市配电网馈线自动化技术的发展及应用
关注微信公众号|0微博Qzone微信【案例】成都配网故障处理及馈线自动化应用　　引言　　配电自动化（DA）是提升城市配电网调控和运维管理水平、提高供电可靠性、扩大供电能力、实现高效经济运行的重要技术手段之一。2009年，智能电网重启了DA建设，并将在今后较长一段时期以集中模式DA为主流的建设技术路线加速发展，方向明确。　　截至2014年5月，国内已经批准建设或投运配电自动化（系统）的城市有国家电网公司的86座城市和南方电网公司的39座城市，发展势头强劲。在运行和管理上，重点突出配电自动化系统（DAS）数据采集和监视控制（SCADA）、馈线自动化（FA）、网络分析等基本功能的推进，其中配电SCADA功能已进入实用化应用阶段，较为突出的有国家电网公司所辖成都、杭州、厦门、北京以及南方电网部分中心或重点城市。　　但与此相比，国内DAS中FA功能部署/应用效果却尚未达到设计预期，可投运FA的城市仍不普遍，且其中成功案例更是鲜见报道。DAS中最具特色的FA功能尚未发挥出应有的作用，技术和运用难题较多。现阶段条件下部署FA是否适宜和可行、如何深入研究和提升国内FA应用水平等问题成为今天配电自动化领域研究与应用的热点之一。　　为此，针对成都配电网故障特点和应用需求，分析FA成功实例，详述成都FA建设经验、深度应用路线及其效益特征。目前成都配电DAS/SCADA/FA已经通过三年常态运维和实际运用，同步发展且深度实用化，综合效益显著。其成果对于推动国内FA研究和实用化进程，具有积极示范意义。　　1 成都配电自动化及其馈线自动化概况　　1.1 配电自动化工程　　2010年，成都被批准为国家电网公司智能电网第二批DA试点城市，技术路线采用集中模式。建设和应用策略采用系统工程思想统筹规划和实施，建用结合，持续发展。几年来，在DA主站、终端、通信、多源支撑系统、辅助设施、一次网架等方面构建起完整的技术体系、多源系统协同互动机制、常态运用机制和管控体系，取得了深度实用化效益、多方面科技、管理效能提升等显著多赢成果。2011年10月投运时，规模计有320条10kV馈线、1190个DTU、FTU、TTU配电终端站点，覆盖整个主城区193km2区域。截至2014年底，区域内DA持续发展，计有公网线路逾440条、配电终端站点逾2000个。DAS/SCADA/FA深度实用化，&三遥&终端比例达95.5%。　　1.2 馈线自动化技术架构　　成都DAS采用配电终端与主站两层架构部署，其中设计的典型集中型FA功能（手拉手环网）原理如图1所示。　　　图1典型集中型FA功能（手拉手环网）原理　　中压配用电通信主要采用光纤通信、EPON技术支撑，通信网络按终端设备层、汇聚层和局端3层部署，并进一步延伸至县区级区域，统筹形成分层通信组网结构，覆盖整个成都配电网。　　1.3 馈线自动化部署　　根据城市配电网故障特点和应用急需，成都DA工程建设中，FA与SCADA、技术与管理、应用与运维、配电网调控与配电网检修抢修全过程互动发展。2010年至2011年10月，开展SCADA/FA施工工艺、调试策略，建设与初步试运行等应用技术研究，建用结合；2011年10月至2012年底，DAS进入试运行考核期，实际FA与SCADA应用已进入常态化。　　截至2014年底，在实际接入的配电线路中，有348条线路启用了全自动闭环控制模式的FA，占全部FA投运线路总数的79.09%，其余非全自动闭环控制模式的馈线按半自动交互模式部署，当条件成熟，经检验合格后即可转入全自动闭环控制。至今成都DAS已形成大规模全自动闭环、大面积全覆盖控制的FA完整体系。　　2 馈线自动化深度应用背景　　2.1 电力供需生态状况　　成都电网是四川电网最大的负荷中心且主城区负荷集中，供电压力更大。2014年主城区负荷达到392.4万kW，年增长率约6%。　　配电网供电可靠性要求很高，国家及社会重大活动要求更严，如著名的财富全球论坛、中国西部国际博览会等，城市电网承载各级党政军机关、科研院所、重要企事业单位及民航、医院、地铁等重要用户供电任务，供电支撑能力和应急管控水平要求高。　　特定历史条件下，城市配电网建设长期处于较低水平，欠账较多。在&万亿级&特大型中心城市之下，成都高速发展多年，其间存在较大电力需求缺口，加上配电网支撑技术手段不足，电网安全运行压力大。　　在电力配套不足的情况下，多年来城市大量且频繁的改造增添了主城区配电网网络的复杂性，外力破坏事件亦难以避免，配电网故障查找和检修难度很大。　　2.2 城区供电规模及其网架特点　　截至2014年12月，主城区公用配电网开关站、环网柜、分支箱、柱上开关、分界隔离装置等配电站点逾3000个，其中已经覆盖配电终端的站点2041个，包括开关站（含）环网柜1199个、柱上开关1094台及电缆分支箱108个。架空线路944km，电缆1954km，电缆化率67.4%。主城区配电一次网架由架空线路和电缆网组成，以电缆网为主。公用架空线路主要采用单辐射、多分段单联络和多分段多联络接线方式；公用电缆线路接线方式以单环网为主。其中纯电缆单环网73条，混合线路中手拉手189条、多分段多联络169条，单射线路9条，线路平均联络数2.13。　　城区中压公用配电网线路架空全部绝缘化；主干线及较大支线线径240mm2，支线线径120~180mm2；电缆出线线径400mm2，主干线电缆线径300mm2。柱上开关（断路器）、环网柜开关（主要为负荷开关）合资设备占80%，其中电操机构和辅助接点配件主要采用国内生产配套。　　主城区配电网公用线路和专用线路并存，且专用线路占比超过50%，重要用户多，联络关系较复杂。&　　2.3 运行方式与故障特点　　电缆线路主要分布在城市中心繁华商业区和城市主要干道等区域。架空单辐射线路和电缆单射线路主要集中在区域内站点资源有限和负荷密度较低、供电可靠性要求较低的城郊区域。架空多分段单联络、多分段多联络线路和电缆单环网线路主要集中在府河以内城市核心区和主城区负荷密度较高、供电可靠性要求较高的区域。根据成都城市高压电网运行方式要求，正常情况下10kV配电网联络线路采用开环运行方式，开环点为柱上联络开关或联络环网柜开关。负荷转移时，在满足闭环运行条件下，允许短时间闭环运行。合理设置10kV配电网分段和联络开关开合状态，避免线路重载和过负荷运行。双电源开关站10kVⅠ、Ⅱ段母线母联开关断开，两段母线独立运行。　　以电缆为主的一次配电网网架结构仍然存在较大的运行风险，尤其是快速发展中的城市主城区。可能引起配电网故障的原因主要集中在城市施工破坏、小动物损毁事件、配电网设备质量等方面。实际配电网故障具有点多、分散、隐蔽、突发性、季节性等特点。成都城区配电网故障特点见表1。　　　　以成都月主城区为例，配电网故障及其原因统计见表2.　　2.4 配电网故障应急处置　　2011年以前，配电网故障与应急处理效率更看重一线班组对网络和设备的熟练程度和处理配电网故障经验积累的多寡，属于全人工运行维护模式。据2010年上半年统计，调控值班员从发现故障到恢复送电全过程时间平均6~7h，其中运维人员巡线查找故障占据停电时间约42.9%；故障修复处理占据停电时间约42.9%；隔离、恢复供电操作占据停电时间约14.3%。而故障查找时间中，当城市交通不畅情况下，人工&查找故障时间&实际更长。　　综上，成都城市配电网具有一定的脆弱性。城市发展生态多样、配电网改造和新建频繁、多方发展需求强烈，用户设备故障、城市建设等非稳定性因素对城区配电网安全运行影响大，运行方式多变等实情共同构成城市配电网主要特征，配电网调控和运维检修抢修任务十分艰巨。这也部分反映出目前国内城市发展与电力供应能力的一般特征。　　因此，成都对建设和运用DAS/SCADA/FA具有多层次客观需求，在智能电网和现代城市发展背景下积聚内在动力，必要性强，而作为DA的主动实践者和推动者，也适时顺应了时代的发展。　　3 深度应用馈线自动化　　3.1 DAS实用化基础　　三年来，在193km2主城区，持续、常态运用DAS各项功能，调控中心实际总遥控/成功次数超过8000次，DAS支撑处理配电网设备缺陷、运行方式倒换、故障处理与现场抢修等相关操作三万余次。遥控成功率和使用率、运行指标和实际成效高度相容。DAS/SCADA的深度实用化展示了基础功能的完备性和运用价值。它不仅奠定了具有多源特征的FA数据支撑基础，为其提供了稳定的运行平台，更为通往半自动交互模式FA、全自动闭环控制模式FA以及实用化FA三大应用目标提供了先决条件。　　3.2 深度应用馈线自动化　　从2011年10月运用至今，FA投运馈线条数稳步增长，常态投运FA馈线总量一直保持在95%以上，成为快速处理成都城区配电网故障的关键手段。在策略上，除了全自动和半自动交互两种FA模式之外，部署了自动转换模式的策略，即允许全自动模式FA在执行过程中因故自动暂停并转换为半自动交互模式继续执行，使全闭环自动控制模式的执行符合FA运用特点和实际操作特点。　　截至2014年底，FA共启动612次，成功启动并执行600次，FA成功率达到98.04%，其中全自动闭环控制的FA正确动作并执行318次，成功率100%。进一步地，从FA执行过程的通畅水平来划分，全自动FA又由两部分组成：①从故障信息采集研判、正确定位、故障区域隔离、直至恢复无故障区域供电全流程一次性贯通的FA，完成125次；②在执行过程中因故转而由交互模式继续执行完成的FA，完成193次。全自动闭环控制的FA平均用时约50s，最快30s。FA极大缓解了电网供需压力，抢修效率和对外服务质量明显改善。几年来FA实用化总览见表3。　　其中，2011年主要围绕FA运行安全性和可靠性展开，包括性能测试、误启动边界控制、多点故障处理等策略完善、提高多源支撑信息的可靠性，以及进一步积累运用经验等；FA启动后不能或不具备执行条件的情况主要包括策略不完善、DAS功能缺陷、过程策略错误等情况。　　3.3 应用记录与分析　　DAS在主站、通信和终端运维3条线上布施完善的技术体系、严格运维支持，奠定了坚实的FA运用基础。FA实用化应用核心思想和特色之一是倡导客观需求，主动运用。配电网调控班作为FA主要应用主体和主驱动力，配电工区检修和抢修班组作为应用主体之一配合驱动。日常运用中，除了做好电网调控、快速处理故障之外，FA应用记录和分析必不可少，包括以下两方面：　　1）FA动作记录。体现执行情况和应用细节，包括FA模式、启动（启动/误启动）、故障前运行方式描述、执行不正确情况以及故障后运行方式等。　　2）FA全自动闭环控制成功案例分析报告。调控值班员对全自动闭环控制案例进行分析，梳理执行情况，如&X年X月X日X线路905开关FA全自动动作情况报告&。其中包含线路基本情况、运行方式、FA策略以及实际情况分析4个部分。　　应用记录与分析资料为提升DAS性能、验证和改进FA执行策略、提高FA成功率提供依据，方便查询和培训。常态运用和严谨自控，城区配电网故障处理效率得到了明显提高。&　　3.4 常态维护与提升　　首先，与配电自动化相关支撑系统或数据源端系统如生产管理系统（PMS）、地理信息系统（GIS）、能量管理系统（EMS）等均围绕DAS/SCADA/FA应用需要进行常态维护，保证数据精确性、实时性、完整性。配电终端与DAS和EMS两大主站FA体系应用匹配，如时钟对时、数据相容性处理策略等。　　其次，随着FA接入规模的增量调整，DAS主站对FA功能的技术性维护和性能提升也持续、适时发展，FA上、下线运用记录清楚。调控、主站自动化和配网终端专业在FA运行管控上既独立又相互配合，交接严格，记录明晰。至今FA策略已覆盖成都城区配电网各运行方式且仍跟踪新的可能的方式变化，使新策略与之衔接，升级有序。　　4 馈线自动化效益及其特征　　4.1 实用价值与综合效益　　成都FA深度应用，效益突出，展现了DA试点工程未来可持续发展的应用前景，也体现了FA本身的实用价值和存在意义，主要体现在以下6个方面：　　1）解决了之前主要依靠人工处置配电网故障效率低的问题。对配电网故障处置操作过程的事前、事中和事后3个阶段都能提供较为详实的数据分析档案，为事故分析和抢修提供了依据。　　2）大规模全闭环自动控制FA及其实用化，成就FA复杂策略和工程应用创新实践。为FA应用积累了运行经验，对DAS的认知也得到进一步深化，突破了FA未能真实大规模实践和应用的瓶颈，进一步推动DAS整体实用化和技术进步。如终端故障信息采集处理策略与主站信息处理机制匹配，DAS主站与EMS数据交换，电网资源新投异动与其图模数据同步变更应用技术等。　　3）推动企业科技进步。以DA体系、抢修指挥体系及其技术支撑平台建设和实用化为中心，构建和推动包括PMS、GIS、DAS、抢修指挥平台、用电信息采集、营销管理系统（CIS）等在内的多源系统的发展，实践智能电网互操作及其多源系统运行协同、业务支撑互动、信息资源共享的理念，为前期DA试点工程建设和DAS/SCADA/FA常态深度实用化奠定坚实基础，也为后续其他相关系统工程或新目标提供服务，包括配电网抢修指挥新机制、营配信息融合、低电压治理、专项中低压配电网建模整治等。　　4）加快了配电网调控和运维管理创新意识、合作意识和规范意识的建立。从启动DA建设开始即同步开展运用机制建设和规范规则编制，部署相互促进的实施策略。而过程档案的建立和应用经验积累又为后续FA策略的逐步完善提供了宝贵资料。　　5）管理效益得到充分释放。体现在配电网调控与运行方式、配电抢修效能的显著提升[4]，在不同管理体系和专业之间架起了沟通互动的技术和业务交流桥梁，推动大运行和大检修两大应用主体在实用化方向合力推进。FA使传统配电网抢修由&10kV开关跳闸、通知现场、现场巡线、汇报调度、调控指挥现场处理&模式，优化为&10kV开关跳闸、FA自动分析并按策略处理、调控指挥现场处理&模式。简化流程图如图2所示，效益优势提升较大。　　图2馈线自动化背景下配电网抢修流程　　6）提高可靠性及经济效益。为便于计算FA真实效益和简化计算方法，在成功的FA案例中，随机对10个典型案例进行分析汇总，见表4。其中，传统模式采用现场处理方式，故障前负荷实际等于故障后损失的负荷，而通过FA快速对非故障区域恢复供电，相当于挽回了6~7h的供电负荷与电量损失；FA模式与传统模式用于故障区域抢修的时间可视为相同（3h），但与传统处理相比却节省（挽回）了用于现场故障查找定位、隔离和恢复供电操作的时间3~4h，以及相应的负荷与电量损失；二者相加可以得到FA作用下挽回的总的电量损失（kWh）值。&　　4.2 类比效益　　FA的整个流程虽然是通过遥控来执行的，与实施同等量非FA的单纯遥控相比，在遥控数量上可以视为相当，但FA却大大提高了故障处理速度，效率高。与传统手段相比，FA处置配电网故障的时间按数量级大大缩短，挽回的负荷与电量损失巨大。产生的效益直接贡献于供电可靠性与供电服务水平的提高，贡献于电网运行效率提高和电量计费效益的增加，以及间接的社会和经济效益提升，见4.1及表4。　　以10次典型成功FA为例：总负荷损失平均减少（挽回）47.88%，FA产生的电量效益共计38300.97kWh；600次成功FA类比产生的总电量效益可以达到2298058kWh，按当地售电均价0.70289元/kWh计算，其FA产生的直接电费效益达到了161.52万元。按照文献[12]对沿海某城市用户停电损失47.28元/kWh估算，取30~47元/kWh效益计，则FA已经从这里为社会贡献了万元经济效益。若全国广泛共享FA技术并发挥作用，挽回的因电网故障带来的损失效益更是不可限量。连带的效益还在于节省了供电公司大量的直接和其他间接耗费，如车辆往返耗费、无谓的人工出勤成本费等。　　在提高调控操作效率方面，通过遥控手段处理日常配电网调控事务，提高工作效率；利用FA能够达到快速处置故障的目的，效率提高更显著，同时还从技术上保障了值班员调控操作的安全性，几年来配电网调控安全操作一直保持100%。按平均每次FA需遥控3个开关计算，正确动作600次则减少了1800次人工到现场进行的实际操作工作量。以2014年FA全自动贯通175次为例，FA的介入，还减少了调控值班人员21.37%的遥控操作量，这样，调控人员可以将精力更多地用于常规遥控和其他监控业务中。FA提升了配电网安全调度水平及配电网运行管理效率，极大地缩短了用户故障停电时间，为配电网调度控制、生产运维和客户抢修提供有力支持。　　5 结语　　成都是国内首个全面且大规模实现FA设计预期的典范中心城市，大量实例证明FA是支撑配电网调控和运维业务实现快速处理配电网故障的重要技术手段，不可或缺。DAS/SCADA实用化是FA应用的基础，技术上，FA对故障信息采集可靠性、策略完备性以及多系统多环节相互支持互动要求严格。DAS/SCADA/FA整体实用化得益于DA运维、配电网运维、调控协调机制配套，一次设备运维配合、一次设备高质量、主网网架及电源支撑、EMS技术协同，与GIS、PMS等相关多源系统互动、资源共享，适应配电网频繁建设和变更特点的主配电网图模数据动态高效管理，人力资源保障等方面的合力贡献。应用成果表明当今国内基于集中模式的DAS/SCADA/FA技术路线和建设决策已经获得巨大成功，DA行业已经取得重大进步。城市大规模部署FA不仅可行，也能做到可靠和实用，实际社会意义和经济价值很大，发展前景广阔。收藏本文为OFweek公众号作者发布，不代表OFweek立场。如有侵权或其他问题，请联系举报。+关注
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