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摘 要：配电网作为智能电网的重要环节之一，其智能化水平直接关系到国家电网公司建设统一坚强智能电网目标的实现。配电自动化系统是配电网可靠供电的技术支持和保障，而配电主站系统是整个配电自动化系统的核心，具有性能稳定、安全可靠等特点。文中描述了长春供电公司配网自动化项目主站系统的架构、功能，通过故障状态的识别功能，实现城区配网部分故障的快速定位、隔离和恢复，缩小故障范围，提高故障处理速度。
关键词：配电自动化主站；馈线自动化
前言
长春供电公司是吉林省电力有限公司所属的国家特大型供电企业，拥有较好的电力建设基础，担负着长春市区及4个县（市）126万客户的供电任务和东北电网的电能传输任务。本次建设区域选择朝阳供电公司所辖的20条10kV线路，总供电面积约378.7万m2，是长春市的政治、经济、文化中心。
面向配电调度和生产指挥为应用主体进行建设的长春电网城市核心区配电自动化主站系统，将实现对配电网的监视和控制，对城网所辖环网柜、开闭所以及柱上开关进行监控，以便实现城区配电网正常运行时的在线监测、配网故障时的故障隔离，以及非故障区域快速恢复供电。
1 配电自动化主站系统功能
1.1概述
DSCADA是架构在统一支撑平台上的一个具体应用，是DMS系统的最基本应用，主要用于实现完整的、高性能的、实时数据采集和监控功能，满足电力系统实时监测和控制功能的需要。系统为了安全高效地实现DSCADA应用的监测和控制功能，DSCADA软件具有口令管理、等级设置、工作站功能设定等安全管理手段。任何操作或事件都能记录、存储或打印出来。在任何重要的控制操作执行之前，系统自动检查口令和安全性，所有的操作结果能进行记录、存储和打印。
1.2数据采集
采集配电终端上传的模拟量、状态量、电能量及其它信息，根据数据的实时性和重要性要求分层分类采集。
1.3状态监视
通过人机界面监视配电网运行工况与设备状态。
1.4远方控制
对远方设备进行遥控操作，支持单点和序列控制，并可对配电终端或有关保护、控制等装置的参数进行设置。
1.5人机交互
在人机界面上实现遥控、人工置位、报警确认、挂牌和临时跳接等操作，并具有相应的安全约束条件。
1.6图形显示
实现配电网络图、电气接线图、单线图、地理沿布图（可选）和自动化系统运行工况图等显示。
1.7事件顺序记录
记录配电终端上传的事件顺序，可按需进行查询，并实现实时和召唤打印。
1.8事故追忆
事故追忆应至少记录追忆触发前1分钟至后5分钟内本次事故模拟量和状态量的变化。
1.9馈线故障处理
实现故障的识别、定位、隔离和非故障区域恢复供电。根据接收到的故障信号启动故障处理模块，确定故障类型，指示故障区段并告警，提供故障处理方案。
2 馈线自动化
配电网故障停电时，主站系统通过对配电SCADA采集的信息进行分析，判定出故障区段，进行故障隔离，根据配电网的运行状态和必要的约束判断条件生成网络重构方案，调度人员可根据实际条件选择手动、半自动或自动方式进行故障隔离并恢复供电。
系统能够对发生的各种配电网故障，并具有同时处理在短时间内多个地点发生故障的能力，快速恢复供电。
2.1故障处理安全约束
系统可灵活设置故障处理闭锁条件，避免保护调试、设备检修等人为操作的影响。故障处理过程中具备必要的安全闭锁措施（如通信故障闭锁、设备状态异常闭锁等），保证故障处理过程不受其它操作干扰。
2.2故障处理控制方式
对于不具备遥控条件的设备，系统通过分析采集遥测、遥信数据，判定故障区段，并给出故障隔离和非故障区段的恢复方案，通过人工介入的方式进行故障处理，达到提高处理故障速度的目的。
对于具备遥测、遥信、遥控条件的设备，系统在判定出故障区段后，调度员可以选择远方遥控设备的方式进行故障隔离和非故障区段的恢复，或采用系统自动闭环处理的方式进行控制处理。
对于辐射线路故障隔离，则通过设备与变电站出口断器器重合闸配合完成，故障前段供电恢复由主站遥控出口断路器重合闸完成。
2.3馈线自动化模式
系统支持集中型全自动方式、集中型半自动方式、就地型智能分布式、就地型重合器方式等馈线自动化模式的接入。
全自动方式：配电主站通过快速收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，自动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
半自动方式：配电主站通过收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，通过遥控或人工完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
智能分布式：通过配电终端之间的故障处理逻辑，实现故障隔离和非故障区域恢复供电，并将故障处理的结果上报给配电主站。
重合器方式：在故障发生时，通过线路开关间的逻辑配合，利用重合器实现线路故障的就地识别、隔离和非故障线路恢复供电。
3 配网分析与应用
3.1拓扑分析
通过分析配电网各个电气元件间的连接关系和运行方式，确定配电网络的实时拓扑结构，对负荷转供路径选择、停电区域分析和电源点追踪、供电范围分析等应用提供支持。
3.2负荷转供
在发生故障后系统生成优化的恢复供电方案，负荷转供区间有多个联络点时，系统应根据配电网设备信息和实时信息自动决策出最优的负荷转供方案。当系统决策出负荷转移区间不能向相邻线路转移时，系统应启用多级式负荷转移功能，当无法进行转移时应能切除负荷。
3.3负荷预测
根据配电线电流的历史值作成负荷曲线模式，然后根据负荷曲线模式来预测未来负荷情况。负荷预测要结合具体的应用功能，如在负荷转移时不仅要考虑当前负荷情况，还要考虑负荷转移后未来是否会过负荷，如果将发生过负荷则系统会进行报警。
3.4网络重构
在满足安全约束条件下，通过改变联络开关的状态来改变配电系统的网络结构，优化调整配电网络运行方式，使负荷在各馈线之间相互转移并达到合理分配，减少负荷点的停电次数和停电时间，进而减少系统的停电频率和停电的平均持续时间，实现降低网损和负荷均衡的目标。
4 配电自动化主站系统工作原理
配电自动化主站系统与调度自动化系统（EMS）实时数据交互直接通过DL/T634.5-104规约实现。
在馈线故障处理时，主站系统根据馈线终端（FTU）上传数据经过拓扑运算判断出线路故障区段，向调度自动化系统（EMS）请求重合闸和遥控操作命令，调度自动化系统（EMS）判断处理后，启动重合闸，并由监控中心OPEN3000下发遥控操作命令，通过馈线终端（FTU）实现开关闭锁，隔离故障区域。这一数据交互过程主要通过104规约点对点实现。
5 结论
此次长春电网城市核心区配电自动化主站系统的应用实现了对辖区范围内所有环网柜、开闭所以及柱上开关进行监控。通过配电自动化主站系统的运行监视与控制、故障定位与隔离、网络重构与负荷转移等配网自动化功能有效减少故障次数，缩小事故范围，缩短事故时间，为恢复供电、快速分析、诊断、报告事故原因提供有效的依据，减轻运行维护人员的劳动强度并减少人员配置，有利于提高设备的安全和健康水平，延长使用寿命，为长春电网智能配电网建设奠定基础。
参考文献
1.长春城市核心区配电自动化主站系统技术协议
2.浅析配电自动化在银川城市配网中的应用 中国科技信息，2012，第7期
3.配网自动化系统的建设与应用 中国电力教育，2012， 第11期
作者简介：
宋玉飞（1984—），男，工程师，在国网长春供电公司电力调度控制中心从事自动化运行维护工作。
关键词：配电自动化主站；馈线自动化
前言
长春供电公司是吉林省电力有限公司所属的国家特大型供电企业，拥有较好的电力建设基础，担负着长春市区及4个县（市）126万客户的供电任务和东北电网的电能传输任务。本次建设区域选择朝阳供电公司所辖的20条10kV线路，总供电面积约378.7万m2，是长春市的政治、经济、文化中心。
面向配电调度和生产指挥为应用主体进行建设的长春电网城市核心区配电自动化主站系统，将实现对配电网的监视和控制，对城网所辖环网柜、开闭所以及柱上开关进行监控，以便实现城区配电网正常运行时的在线监测、配网故障时的故障隔离，以及非故障区域快速恢复供电。
1 配电自动化主站系统功能
1.1概述
DSCADA是架构在统一支撑平台上的一个具体应用，是DMS系统的最基本应用，主要用于实现完整的、高性能的、实时数据采集和监控功能，满足电力系统实时监测和控制功能的需要。系统为了安全高效地实现DSCADA应用的监测和控制功能，DSCADA软件具有口令管理、等级设置、工作站功能设定等安全管理手段。任何操作或事件都能记录、存储或打印出来。在任何重要的控制操作执行之前，系统自动检查口令和安全性，所有的操作结果能进行记录、存储和打印。
1.2数据采集
采集配电终端上传的模拟量、状态量、电能量及其它信息，根据数据的实时性和重要性要求分层分类采集。
1.3状态监视
通过人机界面监视配电网运行工况与设备状态。
1.4远方控制
对远方设备进行遥控操作，支持单点和序列控制，并可对配电终端或有关保护、控制等装置的参数进行设置。
1.5人机交互
在人机界面上实现遥控、人工置位、报警确认、挂牌和临时跳接等操作，并具有相应的安全约束条件。
1.6图形显示
实现配电网络图、电气接线图、单线图、地理沿布图（可选）和自动化系统运行工况图等显示。
1.7事件顺序记录
记录配电终端上传的事件顺序，可按需进行查询，并实现实时和召唤打印。
1.8事故追忆
事故追忆应至少记录追忆触发前1分钟至后5分钟内本次事故模拟量和状态量的变化。
1.9馈线故障处理
实现故障的识别、定位、隔离和非故障区域恢复供电。根据接收到的故障信号启动故障处理模块，确定故障类型，指示故障区段并告警，提供故障处理方案。
2 馈线自动化
配电网故障停电时，主站系统通过对配电SCADA采集的信息进行分析，判定出故障区段，进行故障隔离，根据配电网的运行状态和必要的约束判断条件生成网络重构方案，调度人员可根据实际条件选择手动、半自动或自动方式进行故障隔离并恢复供电。
系统能够对发生的各种配电网故障，并具有同时处理在短时间内多个地点发生故障的能力，快速恢复供电。
2.1故障处理安全约束
系统可灵活设置故障处理闭锁条件，避免保护调试、设备检修等人为操作的影响。故障处理过程中具备必要的安全闭锁措施（如通信故障闭锁、设备状态异常闭锁等），保证故障处理过程不受其它操作干扰。
2.2故障处理控制方式
对于不具备遥控条件的设备，系统通过分析采集遥测、遥信数据，判定故障区段，并给出故障隔离和非故障区段的恢复方案，通过人工介入的方式进行故障处理，达到提高处理故障速度的目的。
对于具备遥测、遥信、遥控条件的设备，系统在判定出故障区段后，调度员可以选择远方遥控设备的方式进行故障隔离和非故障区段的恢复，或采用系统自动闭环处理的方式进行控制处理。
对于辐射线路故障隔离，则通过设备与变电站出口断器器重合闸配合完成，故障前段供电恢复由主站遥控出口断路器重合闸完成。
2.3馈线自动化模式
系统支持集中型全自动方式、集中型半自动方式、就地型智能分布式、就地型重合器方式等馈线自动化模式的接入。
全自动方式：配电主站通过快速收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，自动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
半自动方式：配电主站通过收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，通过遥控或人工完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
智能分布式：通过配电终端之间的故障处理逻辑，实现故障隔离和非故障区域恢复供电，并将故障处理的结果上报给配电主站。
重合器方式：在故障发生时，通过线路开关间的逻辑配合，利用重合器实现线路故障的就地识别、隔离和非故障线路恢复供电。
3 配网分析与应用
3.1拓扑分析
通过分析配电网各个电气元件间的连接关系和运行方式，确定配电网络的实时拓扑结构，对负荷转供路径选择、停电区域分析和电源点追踪、供电范围分析等应用提供支持。
3.2负荷转供
在发生故障后系统生成优化的恢复供电方案，负荷转供区间有多个联络点时，系统应根据配电网设备信息和实时信息自动决策出最优的负荷转供方案。当系统决策出负荷转移区间不能向相邻线路转移时，系统应启用多级式负荷转移功能，当无法进行转移时应能切除负荷。
3.3负荷预测
根据配电线电流的历史值作成负荷曲线模式，然后根据负荷曲线模式来预测未来负荷情况。负荷预测要结合具体的应用功能，如在负荷转移时不仅要考虑当前负荷情况，还要考虑负荷转移后未来是否会过负荷，如果将发生过负荷则系统会进行报警。
3.4网络重构
在满足安全约束条件下，通过改变联络开关的状态来改变配电系统的网络结构，优化调整配电网络运行方式，使负荷在各馈线之间相互转移并达到合理分配，减少负荷点的停电次数和停电时间，进而减少系统的停电频率和停电的平均持续时间，实现降低网损和负荷均衡的目标。
4 配电自动化主站系统工作原理
配电自动化主站系统与调度自动化系统（EMS）实时数据交互直接通过DL/T634.5-104规约实现。
在馈线故障处理时，主站系统根据馈线终端（FTU）上传数据经过拓扑运算判断出线路故障区段，向调度自动化系统（EMS）请求重合闸和遥控操作命令，调度自动化系统（EMS）判断处理后，启动重合闸，并由监控中心OPEN3000下发遥控操作命令，通过馈线终端（FTU）实现开关闭锁，隔离故障区域。这一数据交互过程主要通过104规约点对点实现。
5 结论
此次长春电网城市核心区配电自动化主站系统的应用实现了对辖区范围内所有环网柜、开闭所以及柱上开关进行监控。通过配电自动化主站系统的运行监视与控制、故障定位与隔离、网络重构与负荷转移等配网自动化功能有效减少故障次数，缩小事故范围，缩短事故时间，为恢复供电、快速分析、诊断、报告事故原因提供有效的依据，减轻运行维护人员的劳动强度并减少人员配置，有利于提高设备的安全和健康水平，延长使用寿命，为长春电网智能配电网建设奠定基础。
参考文献
1.长春城市核心区配电自动化主站系统技术协议
2.浅析配电自动化在银川城市配网中的应用 中国科技信息，2012，第7期
3.配网自动化系统的建设与应用 中国电力教育，2012， 第11期
作者简介：
宋玉飞（1984—），男，工程师，在国网长春供电公司电力调度控制中心从事自动化运行维护工作。