配电自动化系统优化方案

1.2.2.1　配电自动化系统基本概念

配电自动化系统是一项综合了计算机技术、现代通信技术、电力系统理论和自动控制技术的综合系统，实施配电自动化是为了提高供电企业对配电网调度、运行和生产的管理水平。配电自动化可监控配电线路运行状况，迅速定位故障并隔离故障区间，快速恢复对非故障区间的供电，而且在加强安全防护、减轻劳动强度、优化工作流程、数据分析应用等方面发挥积极作用，有利于提高配电网供电可靠性、供电质量、服务水平和企业的经济效益。

配电自动化的几个常见的基本概念介绍如下：

1.配电自动化（Distribution Automation，DA）是指以配电网一次网架和设备为基础，综合利用计算机、信息及通信等技术，并通过与相关应用系统的信息集成，实现对配电网的监测、控制和快速故障隔离，为配电管理系统提供实时数据支撑。通过快速故障处理，提高供电可靠性；通过优化运行方式，改善供电质量，提升电网运营效率和效益。

2.配电自动化系统（Distribution Automation System，DAS）是一种可以使配电企业在远方以实时方式监视、协调和操作配电设备的自动化系统，其内容包括配电网数据采集与监视（SCADA）、配电地理信息系统（GIS）和需求侧管理（DSM）几个部分。配电自动化系统的总体结构主要包括配电主站、子站、终端以及通信送四大系统。

3.配电自动化主站系统（Master Station System of Distribution Automation，简称配电主站）是配电自动化系统的核心，主要完成配电网运行实时数据的采集、处理、监视和控制，并对配电网进行分析、计算与决策，具有与其他应用信息系统进行信息交互的功能，为配电网调度指挥和生产管理提供技术支撑。主要包括系统软件、应用软件、数据库、系统服务器、工作站、网络设备、网络安全装置、数据和通信接口设备、通信接口配线柜、GPS、记录打印设备以及专用的不间断电源等。

4.配电自动化子站系统（Substation System of Distribution Automation，简称配电子站），是为了优化系统结构层次、提高信息传输效率、便于配电通信系统组网而设置的，是连接主站与终端之间的中间层，主要用来汇集配电信息，也可根据自身的实际应用需求把区域监控功能配置到子站中。

5.配电自动化终端（Remote Terminal Unit of Distribution Automation System，简称配电终端）是安装在配电网的各类远方监测、控制单元的总称，完成数据采集、控制和通信等功能，配电终端主要包括开关站和公用及客户配电所的监控终端（DTU，即站所终端）、配电开关监控终端（FTU，即馈线终端）、配电变压器监测终端（TTU，即配电变压器终端）、带远传功能的故障指示器等。

6.配电自动化通信系统指提供数据传输通道实现配电主站和配电终端信息交换的通信系统，包括配电通信网管系统、通信设备和通信通道。配电网通信通道主要包括光纤、载波、无线公网、无线专网等。

7.馈线自动化（Feeder Automation，FA）是利用自动化装置监视配电线路（馈线）的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区域并将故障区域隔离，迅速恢复对非故障区域的供电。配电自动化系统的一项重要功能就是馈线自动化功能，即对配电线路进行监测控制，并在线路事故时自动隔离故障区间，快速恢复非故障区域的供电。除单电源辐射形接线模式不能满足对非故障区域的供电外，其余接线方式均能满足馈线自动化的要求，充分发挥配电自动化效益。

1.2.2.2　配电自动化主站系统

配电自动化主站系统作为配电自动化系统的重要组成部分，在对其进行设计时应从整个系统的建设原则来进行充分考虑，对其有序建设，与此同时还要保证赋予其一些其他功能的扩展性。对于不同地区配网规模的建设，应根据该地区的配网规模大小、实际需求以及它的应用等情况综合来选择、配置适合该地区配网规模的主站。配网主站系统在建设的过程中不应急于求成，应当分步实施，要做到考虑未来五年后甚至是十年后的发展情况，所以在建设过程中应当规划统一，在建设过程中要分步建设。配电自动化主站要融合多种功能，如调度自动化、生产管理、用电信息采集等系统。

1.硬件系统

配电自动化主站系统的硬件设计采用的设备应当是具备通用性而且是标准化的，这样便具备较好的开放性以及可替代性，于是便在安全性能上以及其可靠性性能上得到了保障。在服务器以及交换机等上进行配置的时候采用了关键节点冗余配置，不管哪一条线路出现故障都不能引起配网系统主站丧失主要功能或者是低于应当响应的标准系统等相关性能的一些指标。对于大型的配电自动化主站系统，在配置方案上考虑采用多前置以及多应用服务器的方案。对于中型的配电自动化主站系统，在配置方案上考虑采用多前置从及双应用服务器的方案。对于小型的配电自动化主站系统在配置上考虑采用双前置服务器，而对于应用服务器的选择使用应根据实际需求进行。

配电自动化主站硬件系统采用开放式分布体系结构，硬件系统主要由服务器、工作站、网络设备、安全防护设备、时钟同步装置等硬件设备构成，主要设备采用冗余配置。根据不同功能，服务器可分为前置采集服务器、SCADA服务器、数据库服务器、分析应用服务器、支撑平台服务器、接口服务器和Web服务器等，工作站可根据运行配置，如配调工作站、维护工作站、报表工作站、远程工作站等，服务器和工作站的功能可任意合并组合，具体配置方案与系统规模、性能约束和功能需求有关。

计算机网络一般采用分布式开放局域网交换技术，双重化冗余配置，由主干局域网交换机及工作组延伸交换机的二层结构组成。各种服务器分别接入I区、II区、III区主干交换机，各安全分区内的应用工作站采取工作组延伸交换机接入主干网。各区之间通过防火墙或正、反向物理隔离装置进行安全隔离，所有设备应根据安全防护要求分布在不同的安全区中，典型的配电自动化主站系统配置图如图1-24所示。

图1-24　配电自动化主站系统配置图

2.软件系统

配电自动化主站系统増加新的软件模块时，为保证系统运行稳定性不受影响。软件在进行升级的过程中应当兼容所有已有的硬件设备。而对于配电自动化主站系统的服务器以及工作站选用的操作系统一般是Unix或者Linux操作系统，其数据库在没有特别要求的情况下一般是实时数据库以及商用数据库或两种数据库相结合的模式，而且在标准化的情况下有标准的API应用程序接口，这样就可以很方便地访问数据库。在配电自动化覆盖率达到一定规模时，且其功能在应用的基础上又比较成熟的情况下，可结合该地区智能电网的情况进行智能化管理和建设。

配电自动化主站系统软件一般采用分层结构，主要包括操作系统层、支撑平台层和应用软件层，软件架构。应用软件主要包括配电SCADA、馈线故障处理、网络拓扑分析、综合告警分析等功能，所有应用软件在统一的支撑平台上实现，具有统一风格的人机界面和数据库管理界面，并使用遵循CIM（城市信息模型）标准的电力系统模型和数据库。

图1-25　配电自动化系统软件架构图

配电自动化主站系统是自动化系统最核心的部分，其具有的功能具备性能稳定以及安全可靠等特点，配电自动化系统的建设原则按照标准性进行建设，突出“自动化、信息化、互动化”三大特征。为了更好实现主站系统的一些功能要求，在进行设计时应遵循的原则如下：

（1）可靠性

系统在进行软硬件产品设计时应保证产品运行稳定且可靠。如：采用“N＋1” 运行模式时，当系统出现多点故障，应还能使其他一些监控功能继续正常运行。

（2）标准性

在对配网系统主站的计算机平台进行设计时，必须遵循IEC61970/IEC61968国际标准以及工业标准。网络协议普遍都选用TCP/IP协议。

（3）扩展性

对配网主站系统进行设计时还应当考虑当地配电网的现状以及远景规划，应当对配网系统留有比较足够的冗余化及可以扩展的空间。如当系统为了满足某些要求时，需要对某些设备的硬件或者是软件功能进行增加的时候，应当能随时随地进行扩充，这样可以很方便地满足系统的需要。

（4）安全性

配网主站系统应符合的安全规定包括：《电力二次系统安全防护总体方案》《配电二次系统安全防护方案》《中低压配电网自动化系统安全防护补充规定（试行）》。

系统安防架构如图1-26所示。B1：配电运行监控应用与配电运行状态管控应用之间为大区边界，采用电力专用横向单向安全隔离装置；B2：配电运行监控应用与本级调度自动化系统之间的生产控制大区横向域边界，采用电力专用横向单向安全隔离装置；B3：针对配电终端接入设立安全接入区，生产控制大区与安全接入区边界采用电力专用横向单向安全隔离装置；B4：当配电终端采用无线网络接入配电运行状态管控应用时，信息内网与无线网络边界采用安全加密认证措施。

图1-26　系统安防架构图

3.与其他相关系统的信息交互

在配电自动化建设中，配电自动化系统主要与以下系统进行数据交互：调度自动化系统、配电网生产管理系统、用电信息采集系统、配电通信网管系统、同期线损管理系统等，如图1-27所示。

图1-27　配电自动化系统与其他信息系统的交互

配电自动化系统与其他系统的数据交互通过基于消息机制的总线方式实现信息交换和服务共享，信息交互应遵循电气图模、数据源端维护、设备编码统一性、描述一致性原则，在满足电力监控系统安全防护规定的前提下，信息交互总线应具有通过正/反向物理隔离装置跨越生产控制大区和管理信息大区实现信息交互的能力，中间件服务宜遵循IEC61986标准，采用面向服务架构（SOA），实现相关模型图形和数据的发布和订阅。

1.2.2.3　配网通信系统

配网通信系统是配电网各类信息传输的载体，支撑配电自动化、电能质量监测、分布式电源、用电信息采集等业务。通信网由骨干通信网和终端通信接入网组成，骨干通信网分为省际、省级、地市通信网；终端通信接入网分为10kV通信接入网和0.4kV通信接入网。配网通信系统涵盖了骨干通信网中的地市通信网和终端通信接入网中的10kV通信接入网部分。

配电通信系统的建设应充分利用现有通信资源，考虑并满足配电自动化系统的需求，以覆盖全部终端为目的，为配电终端信息接入提供符合要求的通信网。配电通信网分为骨干层和接入层两层通信模式，骨干层网络可以采用已建成的光纤传输网进行扩容；接入层网络可以综合采用光纤专网、配电线载波、无线专网、无线公网等多种通信方式，构建一体化的通信平台，实现多种通信方式“统一接入、统一接口规范、统一管理”，如图1-28所示。

图1-28　配电通信网结构示意图

1.配电通信网设计原则

为达到网络优化和今后扩展的目标要求，在配电通信网设计建设中，应始终坚持以下建设原则：

（1）高可靠性

设备应采用电信级高可靠性设备，关键部件如主控板、管理总线、电源为冗余配置，提供系统的自动恢复能力，并且主备用部件应采用实时热备份，保证系统恢复的过程中业务运行不中断。另外，业务处理板支持热插拔特性，可实现在线维护和升级。

在网络拓扑设计中应遵循N-1的电路可靠性和N-1的节点可靠性原则或两点接入的原则，即任何一条单一电路或单一节点设备故障，不影响网络的连通性。

在进行网络产品的选取时，应选择已经形成规模的商用产品，而且应当具备高可靠性。网络的架构在进行设计时也应当合理，而且还需要制定一套可靠性程度较高的网络备份的方案和策略，以此来使网络具有在故障时还能进行自愈的功能，使之能够尽最大可能保证系统正常运行而不瘫痪。

（2）标准开放性

对于国际上比较通用的一些标准网络协议（如TCP/IP）应进行支持，通用大型的动态路由协议（如BGP、OSPF）等应当开放协议，这样便有利于保证与其他网络之间的平淆连接互通，为将来网络进行扩展打下基础。

（3）灵活性及可扩展性

根据所辖区域网络的发展情况，可以对网络进行升级，尽最大可能减少对现有的网络和设备进行改变与调整。

（4）可管理性

对所建的网络应当实行集中监控且分权管理，带宽资源进行统一分配。要选择比较先进的网络管理平台，它应当具备对设备、端口等进行管理以及对流量的统计分析功能，还可以在故障情况下自动报警。

以上原则应全面考虑，做到多重兼顾，重在保证在总体效率提升的基础上，不会因片面强调某些性能而牺牲其他方面，最大限度地发挥网络平台的效率。

2.配电自动化的多种通信方式

可供配网通信系统采用的通信方式很多，按照传统的分类方法，可简单地分为有线方式和无线方式。其中有线方式包括光纤方式和配电线载波方式；无线方式包括无线专网方式和无线公网方式。

（1）光纤通信方式

光纤通信是以光波作为信息载体、以光导纤维作为传输介质的通信手段，主要由电端机（发）、光端机（收）、光缆、光中继装置、光端机（收）、电端机（收）组成。

光纤通信方式的主要特点是传输容量大、速率高、传输距离长、抗干扰性强、绝缘性能好等，尤其是抗干扰性强和绝缘性能好这两大特点可应用于变电站、高压线路等高电压强电磁干扰环境，是目前电力系统通信中广泛应用的通信方式。

光纤通信存在的问题：投资相对较多，施工较难，维护量较多，对电网改造适应性差，当线路结构变化时光纤通道也需变动。

（2）配电线载波通信方式

配电线载波通信是以与要传输的信息路径相同的配电线路为传输媒介，通过结合滤波设备，将要传输的数据等低频低电压信号转变为能在高压线路上传输的高压高频信号，在线路上传输并在接收端将信号还原的一种通信方式。

利用电力线通信虽然在技术上有很多难点，但它对网络具有天然的适应性，是国际上公认的解决配电网控制最有前途的通信方式。其主要优点：经济实用，运行成本低，不需要缴纳使用费，实时性较好；适应能力强，自然延伸至所有的配电终端，不需重新架设，适应不同网络结构需要；通道维护简单，通信媒介是电力线，其维护有专人负责，不需要专门的通道维护人员；通道可靠性高，除鼠害及自然外力破坏外，电力线遭受破坏的可能性较小，通道安全性、可靠性高；开放式通信方式，载波传输具有开放性和兼容性，能被配电自动化的各子系统作为公用信道，实现配网管理的各种需求，从而大大减少了系统投资，也使各子系统成为一个统一完整的系统，它可为配电变压器运行参数采集、负荷管理系统、开关量监测、远程抄表等提供共享通信信道。

载波通信的缺点是通信速率低（一般在300B以下），容易受到干扰，由于反射使得配电载波在馈线的某些部分存在盲点；传统载波通信速率较低，难以满足配电网通信容量、传输速率日益增长的需求，而且DAS通信系统传输的信息中有许多是重要的遥信变位信息，它要求通信系统具有良好的实时性能，而传统载波通信抗噪声干扰能力不强，从而影响了系统的通信质量，使实时性难以保证。目前，一般利用扩频技术（变频传输）或多路载波复用（多路并传）等技术解决抗干扰的问题。多路载波复用（如正交频分复用技术ODFM）已经在低压配电网中成功应用，如家居自动化、宽带接入等系统，在中压配电网中，一般使用扩频或传统窄带调制，利用较低频段进行数据传输。(www.xing528.com)

（3）无线专网方式

电力无线专网的可用频段主要包括230MHz、400MHz、1400MHz、1800MHz等，其中230MHz为国家无线电管理委员会批准使用的电力行业自有频段，包括40个频点。配电网无线专用通信网通常采用分时长期演进（TD-LTE）技术组网。包括230M频率和1.8G频率等。

基于无线宽带技术的电力专网，具备覆盖面广、施工难度低、实施周期短、组网灵活等特点，同时由于专网专用，其业务质量、宽带保证、安全隔离和覆盖范围都能很好地满足配电自动化业务需求。

存在的问题是需要申请电网专有的无线频率资源，国家对相关频率资源申请把关严格，存在申请不到足够频谱带宽的可能，此外，由于电力无线专网不可避免地存在一些覆盖盲区，因此，在电力无线专网使用的区域，还需要采用其他通信技术作为补充应用。

（4）无线公网方式

配电网基于无线公网的配电自动化业务接入。“三遥”终端数据对通信通道的可靠性和实时性要求高，配电主站与配电终端之间的通信通道要求稳定快速的通信通道，一般采用光纤通信或无线专网等方式。“二遥”终端可采用无线公网通道，通过电力专用VPN（虚拟专用网络），从移动运行商处汇集数据后，采用IP专线方式经路由器、防火墙等设备接入配电主站无线公网数据前置采集服务器。通过移动运营商内部数据隧道，无线终端就可以与数据中心端建立网络通信。VPN是移动运行商在内部网络中为电力公司构建的虚拟的专网，该专网拥有自己私有的网络名称，以区别公网的CMNET（中国移动互联网）接入点。非注册用户登录运营商网络后，无法穿透虚拟通道访问VPN专网。

无线公网技术的建设模式是，电力企业租用运营商移动通信网络资源，电力企业自建无线终端（含SIM卡），移动通信网络由运营商负责建设和维护，电力企业仅需维护无线终端，在网络建设层面，具有建设周期短、初期网络成本低等特点。

无线公网存在的缺点是业务扩展性较差，应急抗灾能力差。目前的终端用电采集通信系统均采用中国移动/联通现有的GPRS/CDMA网络，智能满足现有窄带的数据采集传输，而无法实现生产/应急调度指挥、现场视频监控等增值业务功能，因此无法成为现有光纤网络的有力补充，当遇到紧急情况或者自然灾害时，无法通过无线技术手段对网络进行及时有效的恢复，整个网络应急抗灾能力差。而且受周边环境影响较大，由于GPRS/CDMA网络技术本身的局限性，使得准确性和及时性得不到有效保障，不能确保信息24h在线服务。同时该系统也受到网络、周边环境的限制，接通率、稳定性均不能满足电力系统的特殊要求。

1.2.2.4　配电自动化相关设备

1.一次设备

经过多年技术和应用的发展，配电开关设备出现了断路器、负荷开关、隔离开关、熔断器等多种基础设备，用于配电自动化的开关设备以断路器和负荷开关为主。

配电开关设备的核心技术是开断技术，灭弧是开断技术的基础。灭弧介质的发展使开关设备从油开关、低压断路器（包括产气、压气、磁吹等方式）发展到SF6断路器、真空断路器，配电自动化开关设备也是按上述方向发展的。

在配电自动化应用中，自动化需求使配电开关设备的开断次数增加，如闭合故障电流以识别故障区段，闭合或开断负载电流，以改变线路负荷等。因此，配电开关设备的负荷电流开断能力和可靠性极其重要。真空断路器具有低噪声、不燃爆、体积小、寿命长、可靠性高等优点，在国内外中压配电领域逐步居于主导地位。

电缆网配电自动化主要涉及的一次设备包括环网柜、为配电终端提供电源的电压互感器（TV）柜或站用变柜以及进行电流采集的电流互感器（TA）设备。架空网涉及的一次设备有断路器和负荷开关。

2.二次设备

对电力系统内一次设备进行监视、测量、控制、保护、调节的辅助设备，称为二次设备，即不直接和电能产生联系的设备。配电自动化系统常用的二次设备有用于线路监测、控制的配电终端（包括数据传输单元DTU、配电开关监控终端FTU、带远传功能的故障指示器）、控制电缆、蓄电池等。

（1）配电终端的一般原理

DTU的一般原理是通过安装在开闭所（或开关房、综合房等）10kV母线的TV采集10kV母线电压信息，通过安装在各开关柜电缆旁的TA采集10kV线路电流信息，这些信息通过运算可获得电流、电压、有功、无功、功率因数、电量等监视系统运行所需数据（即“遥测”）；通过开关辅助接点或其他状态量输入，获取开关分/合等状态数据（即“遥信”）；通过电压、电流等遥测量的检测运算，实现故障的检测与信号上送；通过装置通信接口经由通信通道将这些信息传送到配电主站（数据传输）；接受配电主站发来的控制命令，对开关进行分/合闸操作（即“遥控”）。

FTU的一般原理是通过安装在开关电源侧（或电源/负荷两侧）的10kV电压互感器（TV）采集10kV线路电压信息、通过装设在开关上电流互感器（TA）采集10kV线路电流信息，这些信息通过运算（经单仪器模数转换A/D、数字信号处理DSP或程序处理）可获得电压、电流、有功、无功、功率因数、电量等监视系统运行所需的数据（即“遥测”）；通过开关辅助接点或其他状态输入，获得开关分/合、电动机构储能是否到位、蓄电池电压高/低等状态信息（即“遥信”）；通过电压电流等遥测量的检测运算，实现故障的检测与信号上送；通过装置通信接口经由通信通道将这些信息传送到配电主站（数据传输）；接受主站的控制命令，对开关进行分/合操作（即“遥控”）。

带远传功能的故障指示器由采集单元和汇集单元两部分组成，采集单元负责探测线路通过的电流，通常包括3个短路故障传感器和1个零序故障传感器；汇集单元负责对采集单元送来的电流信息进行判断，做出故障指示动作。采集单元和汇集单元之间通过有线或无线连接。

（2）配电终端的构成

一般配电终端（包括DTU和FTU）构成的主要部分基本都相似，主要由以下几部分组成：输入部分、控制输出部分、处理部分、通信接口部分、电源、通信设备等。

（3）配电终端的主要功能

不同的应用单位对其自动化系统要实现的功能有不同的要求，通常配电终端都应具备信息采集和处理、控制开关、参数设置、保护功能、时间记录和上报、电源及失电保护、通信、自诊断和自恢复、本地调试等功能。

（4）配电终端与一次设备的连接

柱上自动化开关与馈线终端（FTU）通过二次电缆进行连接，接口处采用航空插头。TV一次侧取自线路隔离刀闸内侧，TV二次侧通过二次电缆连接至馈线终端（FTU）。

DTU有集中式和分布式两种结构。集中式DTU多采用插箱式测控单元，对站所进出线进行集中测控。一般情况下，开关站、配电站空间较为充足，DTU通常采用标准屏柜安装，有壁挂式、机柜式之分。分布式DTU面向站所间隔层一次设备配置，即每回路开关设备配置一个测控单元，主控单元负责采集每一回路的测控单元的数据并与主站通信。其安装方式可以面向间隔层分散安装，也可以集中组屏安装（将所有测控单元安装在一个屏柜里）。分布式结构配置灵活，安装维护方便，任一测控单元故障不会影响其他单元，可以节约二次电缆与安装空间，但相对于集中式结构，成本较高。

集中式DTU与环网柜之间通过二次电缆进行连接，把环网柜侧的遥信、遥测、遥控信号通过二次电缆送至DTU，DTU再通过无线、载波、光纤等通信通道与主站进行通信。

分布式DTU的配置为每一回路都配置一个测控单元，主控单元负责给测控单元提供工作电源，并通过CAN总线与测控单元通信，采集每一回路测控单元的数据，然后与主站进行通信。

3.故障指示器

故障指示器安装在配电线路上，用于检测线路短路和接地故障。故障指示器连同通信终端、系统主站、通信通道组成配电线路故障指示器系统，系统的主要功能是检测配电线路的短路、单相接地故障信号上传到主站，主站能够显示故障所在的线路区段，并推送故障消息给线路运维人员。主要作用是辅助配电线路运维人员及时确定故障区段，提高故障查找效率，缩短停电时间。

故障指示器系统能够自成系统实现故障定位，也可以和配电自动化、地理信息（GIS）等系统组合成为功能完善的配电自动化系统。配电自动化系统结合故障指示器是一种被广泛认可的模式，能够弥补常规配电自动化系统存在的终端数量有限、成本较高、运维困难等不足。

配电线路故障指示系统是一种简洁、实用、经济的自动化方案，具有投资少、施工安装方便、建设周期短、运维工作量小等特点，能够较快地取得应用效果，适合于经济欠发达地区、偏远山区、农村等用电负荷密度不高的区域。

4.电源

配电自动化终端所需的电源包括站用变压器、TV柜等交流电源，及铅酸蓄电池、锂电池、超级电容等终端直流电源。

（1）站用变压器是供配电房、开关站自身用电的降压变压器，主要用于操作控制、照明、直流充电装置、检修电源等，容量有10kVA、30kVA或者更大。配电房站用变压器主要安装在站用变压器柜内。

（2）TV是用来变换线路上的电压的仪器。TV主要用来测量仪表、继电保护装置、终端等供电，用来测量线路的电压、功率和电能，TV的容量很小，一般都只有几VA、几十VA，最大也不超过1000VA。

（3）铅酸蓄电池技术成熟、性能稳定、经济实用，作为配电终端的后备电源被广泛使用，其缺点也十分明显，主要表现在：循环使用寿命短（1—3年），对工作环境温度要求敏感，功率密度低，充、放电速度慢，维护复杂，生产及后期处理会造成环境污染。寻找铅酸蓄电池的替代产品成为目前电网设备后备电源领域关注的热点。

（4）超级电容是近几年批量生产的一种新型电力储能器件，超级电容的电容量极大，可达数千F。它既具有与传统电容器一样较高的放电功率，又拥有与电池一样较大的储存电荷的能力。此外，超级电容器还具有容量配置灵活、易于实现模块化设计、循环使用寿命长、工作温度范围宽、环境友好、免维护等优点。

1.2.2.5　馈线自动化

馈线自动化（FA）技术是配网自动化的核心。馈线自动化是配电网提高供电可靠性、减少供电损失直接有效的技术手段和重要保证，因此是配电网建设与改造的重点。首先，当配电网发生故障时，能够迅速查出故障区域，自动隔离故障区域，及时恢复非故障区域用户的供电，因此缩短了用户的停电时间，减少了停电面积，提高了供电可靠性。其次，馈线自动化可以实时监控配电网及其设备的运行状态，为进一步加强电网建设并逐步实现配电自动化提供依据。

馈线自动化作为配网自动化的一个重要组成部分，主要用来对配电网系统进行监控。要实现馈线自动化不但要有合理的具备环网供电的配电网结构，还需要有环网开关、负荷开关的操作机构有远方操作功能。馈线自动化系统要实现的一个前提条件就是人机交互界面中所要监控的设备必须能够实现“三遥”功能，可以通过人机界面实行远程遥控。配电网自动化系统主站根据配电网自动化系统子站上传上来的一些信息，如终端故障信息以及变电所内的继电保护信号、开关故障跳闸等故障信息，进而确定导致出现这种故障的类型以及其发生的位置，然后采用一些报警方式来发出一些报警的信息，如发出语音、文字等报警方式，进而查找配网线路的故障区域。接下来就要对事故故障的区域进行隔离，安排合理的运行方式，由下面供电所或者集控站查找联络开关，进行负荷转供，快速对非被障区域恢复供电，如此便实现了对事故故障的半自动化处理。

1.馈线自动化模式

主要采用就地控制、集中控制两种方式实现。配电主干环路主要采用集中控制的方式，通过主站系统协调，借助通信信息来实现控制；支线、辐射供电多采用就地控制方式，局部范围实现快速控制。近些年来，随着自动化程度的提升，还增加了主站集中式与就地分布式协调配合的控制方式。

（1）主站集中式控制

馈线自动化指的是配电主站系统依靠多种通信方式（光纤通信、载波通信、无线通信等），将配电终端（FTU、DTU等）采集到的故障信号（一般是过流信号）收集起来，结合主站系统已经建立的拓扑模型进行分析，得到故障区域，而后下发遥控命令，将故障区域周围的开关控分以隔离故障，再对相应的联络开关控合以转移非故障失电区域的负荷。由于整个动作过程全部由主站控制，所以称为主站集中式控制。

（2）就地分布式控制

故障隔离和自动恢复送电由开关自身完成，不需要主站控制，因此在故障处理时对通信系统要求较小。

（3）主站集中式控制与就地分布式协调配合

主站集中式控制与就地分布式控制配合主要包含两种配合方式：一种是就地分布式控制负责隔离操作，主站集中式控制负责转供操作，主要是集中了各种控制方式的优点，完成快速控制优化恢复的方式控制，在这种方式下，主站集中式处于监视与控制的地位；另一种方式是采用智能分布式完成全部控制操作，主站集中式提供监视与备用手段，在这种方式下，主站集中式处于监视与后备的地位。

图1-29　馈线自动化集中控制系统结构图

馈线自动化全面遵循IEC61970/61968国际标准，以SCADA为基础，以停电管理为应用核心，覆盖全部配网设备，强调信息的共享集成及综合利用，涵盖整个配网调度指挥的全部业务流程，以实现高可靠性配网为目标，实现配网流程化的业务管理，全面提升配网调度管理水平和科学的管理效益。

2.馈线自动化功能结构

馈线自动化主要完成的是馈线故障处理功能，包括故障分析、故障定位、故障隔离、非故障区域负荷转供等环节。本系统的馈线故障处理功能还具备离线、在线、仿真三种运行状态，支持故障的交互、自动两种处理方式，以及区域着色、历史查询等功能。

图1-30　馈线自动化功能结构图

3.馈线自动化处理逻辑说明

故障处理依据配电网的网架结构和设备运行的实时信息，结合故障信号，进行故障的定位、隔离和非故障失电区域的恢复供电。所生成的故障处理方案能够直接给出具体的操作开关、刀闸和它们符合调度规程的操作顺序。具有与实际调度过程相一致的可操作性。

故障处理从简单故障和复杂故障两个层面来考虑。

如果环网是双电源供电，且满足N-1原则，即当一个电源点发生故障时，对端电源能带动环网上的所有负荷，系统按简单故障处理模式进行处理。断路器出口故障、母线故障、电缆线故障、负荷侧故障、线路末端故障都属于简单故障的范围。

如果环网具有多电源（大于2），或虽是双电源供电，但不满足N-1原则，系统将进一步按复杂故障处理模式进行处理。针对故障电流信号不连续故障、一侧多点故障、一侧及对侧同时故障、开关不可控需要扩大范围的故障、负荷不能全部被转供需要甩负荷、负荷拆分的故障、联络开关处故障都属于复杂故障。

下面以标准测试图为例说明故障处理的逻辑方案。

图1-31　故障处理测试图

备注：S1、S2、S3为变电站出线开关，其余为配网开关，开关黑色实心为合位，白色空心为分位。

B1位置故障属于负荷侧故障，动作信号有：断路器S1开关分闸，断路器S1的保护动作，A1保护动作，B1保护动作。根据故障信号，可判定B1下游区域故障，即负荷侧故障，断开B1隔离故障，合上S1恢复上游供电。