0 引言

随着社会经济不断发展以及人们生活水平不断提高，我国国民对电力能源的需求和依赖也在不断增加，从而推动了我国电力系统的大规模建设，并迫切要求提升配电自动化水平及配电管理水平^[1]。

配电管理覆盖的内容较为广泛，包括利用各类操作系统实现安全、稳定供电以及对配电设备的及时管理、维护等^[2]。利用先进的通信及继电保护技术进行配电网改造，建设配电自动化系统（DAS），是加强对配电系统高效管理的有效方法^[3]。

呼和浩特市区现有10 kV线路200余条，配电变压器7000台，伴随地区经济的快速发展，供电需求不断增加，城区线路普遍存在供电半径大、故障定位时间长、停电面积大、影响范围广等问题。对此呼和浩特供电局采用EPON（Ethernet Passive Opti⁃cal Network，以太网无源光网络）及广域馈线保护技术建设了智能配电自动化系统，可将自动化终端采集的数据传送到主站进行分析，快速将故障位置确定于2台自动化开关之间，缩短了巡线时间，提高了线路维护效率。

1 智能配电自动化系统概况

呼和浩特供电局利用EPON技术搭建了呼和浩特地区通信网络平台，开展智能配电研究及应用。在呼和浩特供电局设置1台接入交换机，在光明变电站、南郊变电站各设置1 台OLT（Optical LineTerminal，光线路终端）设备，试验线路架设20 kmADSS（全介质自承式）光缆，呼和浩特市地区调度通信机房至计量通信机房敷设1 km导引光缆，组成配电IP网络（通信部分）。在计量中心采控机房建设配电自动化系统主站，在小范围内（配电网部分）实现配电网馈线自动化（Feeder Automation，FA），如图 1所示。

首先对配电网一次设备进行必要的改造，按照负荷均衡和距离均衡的原则，对配电网线路进行分段改造。在南郊变电站凯歌线更换5台户外高压真空断路器，并加装FTU（馈线终端单元）。

配电自动化系统主站采用DF8003D配电网自动化系统软件，硬件系统包括主、备服务器各1台，Web服务器1台以及2台维护工作站。网络通信系统包括2台主网交换机、2台采集交换机、2台Web交换机以及网关、防火墙等。配电网主站硬件连接情况及数据流向如图 2所示。

2 通信网络建设

根据呼和浩特地区配电网现状和改造后的配电网架构，进行通信系统的建设施工和调试。为了使配电网自动化系统的数据完整，各10 kV线路从变电站出口开关开始监测，开关的状态和运行数据来自调度自动化系统，其分段和联络开关的数据则来源于FTU。DF8003D配电网自动化系统可以将采集到的各断路器的状态和有关数据显示在相对应的变电站主接线图和10 kV线路图上，便于分析故障和非故障区域的供电恢复，见图 3、图 4所示。

调度数据转发采用光纤通信，经由防火墙到达配电网自动化主站服务器，其通道结构如图 5所示。

FTU与主站的通信，通过移动公司具有随机IP功能的SIM卡实现（SIM卡与主站的通信如图 6所示），能采集到馈线上的实时运行数据、故障数据，可掌握配电网运行状况，对配电网馈线故障诊断、定位、隔离，以及通过对负荷转供情况分析进行非故障区域快速供电恢复处理。

3 主站系统建设

DF8003D配电网自动化系统建设完成后，用该系统自带的故障模拟方式，进行了故障的模拟调试。在调试模式下，人为在馈线上设置故障点，检查该系统对故障的处理是否准确，并验证负荷转供的正确与否。这个工作既可以检查系统建设中的错误，又能帮助调度员在故障来临时正确处理馈线故障。在有条件的前提下，可进行整体配电自动化系统的联合调试。通过模拟FTU故障，并配合变电站出口断路器的跳闸，对整个系统进行模拟测试。

主站功能主要有运行监视、应用分析、数据汇总和控制台4大板块，控制台界面如图 7所示。将具有拓扑结构的变电站接线图和10 kV线路图录入系统后，可依据线路所属变电站和所属分局2种方式检索该条线路，随时监控该条线路运行，如图 8所示。如果某条线路的运行数据出现异常，系统会实时告警，提醒运行人员及时处理，如图 9所示。所有的运行数据可以报表和曲线的形式显示，既可横向比较各线路在同一时间的负荷情况，也可纵向比较同一线路在不同时间的运行情况，为线路的增供减负提供可靠的数据支持。系统同时具有事故追忆功能，准确记录事件发生前后系统及相关线路的所有数据，为事故分析及设备性能评估提供准确数据。

4 馈线广域保护技术应用

根据输电网纵联差动保护原理，当发生馈线故障时，相邻或相关智能终端直接交换各自的故障电流标志，就可判断出故障线段，从而实现快速、可靠地消除或切除故障，隔离故障线段。这种建立在众多保护装置相互交换信息基础上的整体保护方案就是馈线的“广域保护”。

广域保护模式是一种崭新的分布式智能故障处理模式，利用光纤网络通信和分散安装的配电终端实现具有特殊原理的全线速动式区域性馈线保护。该保护方式的突出优点是将对故障的处理封装在1条馈线中去完成，具有全线速动的特点，起到提高配电网供电可靠性和改善电能质量的作用。

配电线路上的各智能终端分别采集相应柱上开关的运行情况，如电流、电压、功率和开关当前位置、电池储能完成情况等，并将上述信息由智能终端经过通信网络发送至远方的配电网自动化控制中心。

在故障发生时，智能终端根据采集的故障电流信息、失压信息和开关状态，按照驻留的故障处理程序，通过通信网络向相邻或相关智能终端发送分闸闭锁命令或分闸命令，并接收相邻智能终端发送的分闸闭锁命令或分闸命令。

各智能终端根据自身的故障信息和接收到的其他智能终端发送的命令独立判断出故障区段，就地发操作命令，实现故障定位、隔离及非故障区段恢复供电。这一过程不受任何远方配电网自动化控制中心控制，由智能终端独自完成。

为确保电网安全性，防止因通信故障产生广域保护失灵，在馈线首端开关配置延时速断保护，作为馈线的后备保护。在广域保护失灵情况下，系统切换为基于重合失败的加速速断保护。

当馈线上出现永久性故障时，变电站出口断路器动作时间小于其他断路器，首先跳闸。其他分段断路器失压跳闸，出口断路器重合闸并成功，各分段断路器在一次侧有压后依次重合，某一分段断路器重合于永久故障，加速跳闸，隔离故障区域。如果为分支线路的用户侧内部故障，故障区域由分支负荷开关隔离，则各个分段断路器全部能够重合成功。

5 应用效果 5.1 实现故障诊断和断电管理

现行的故障处理模式基本是：客户报修—急修出现场—调度参考电量—通知高压专业运检人员现场处理。这样的模式存在线路停电时间长、线路人员工作量大的弊端。智能配电自动化系统投运后，可根据配电网系统告警、报修电话、通信信息，实现故障定位、诊断故障隔离、负荷转移、现场故障检修、事故报告存档等，有效减短了事故处理时间，缩小了停电范围，进而提高了供电可靠性和供电质量，在提高配电系统运行的经济性、降低运行维护费用、最大限度提高企业的经济效益、改善为用户服务的水平等方面效果显著。

5.2 实现馈线自动隔离和远方控制

当馈线发生相间短路故障或接地短路故障时，系统能够自动判断馈线故障段，自动隔离故障段，并恢复非故障段的供电。在正常运行状态下，变电站作为配电底层的基本单元，其自动化终端负责监控开闭高压进线、低压出线、母线运行状态，处理母线及出线故障检测、备用电源自投功能，收集所辖馈线的实时运行数据和故障数据，并上传至后台主站系统。在发生故障时获取故障记录，判别并隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域供电，最大限度地减少故障引起的停电范围、缩短故障恢复时间^[4-5]。

5.3 配电网系统、采控系统与MIS系统链接

如图 10、图 11所示，在10 kV线路图上增加了变压器信息和开关信息链接，变压器开关信息包括变压器铭牌信息和配套的电压互感器、电流互感器、电能表铭牌及其运行数据。而且将户号和采控终端号进行了一一对应的标注，通过户号可以在MIS系统查询该变压器的营销信息，通过采控终端资产号，可以在采控系统查询该用户运行情况，从而实现了配电网系统、采控系统和MIS系统的信息交汇。

6 结束语

为了推进呼和浩特地区配电系统的高效管理，强化国家对电网配电系统的全局控制，保障配电管理水平的有效提升，应加快电力系统新型技术的应用工作，大力发展配电自动化，降低配电管理的费用，提高配电管理水平^[6]。本文分析了呼和浩特市配电自动化系统建设方案及应用效果，以期为全面实施配电自动化系统提供参考。