国科恒通 THP-配电自动化解决方案

概述 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系统工程，它表现为一种集成化自动化系统，在实时状态下，能够监控、协调、管理配电网各环节设备与整个配电网优化运行。 在国内城乡配电网建设与改造的过程中，配电自动化对于提高供电可靠性，优化配网运行方式，降低线路损耗，提高管理的现代化水平和服务质量等有着重要的意义： 配电自动化系统与合理的网架结构和可靠的设备基础相结合，可大大提高供电可靠性； 配电自动化系统使用户实时遥控配电网开关进行网络重构和电容器投切管理成为可能，通过配电网网络重构和电容器投切管理，就能在不显著增加投资的前提下达到改善电网运行方式和降低网损的目的； 在某些线路发生过负荷的情况下，企业可以通过配电自动化系统实现技术转荷与负荷管理，这种优化控制可以将负荷从重负载甚至是过负载转移到轻负载馈线上，利用现有的配电网资源消除过负荷，从而有效提高馈线的负荷率，增强配电网的供电能力； 配电自动化系统可以通过监测和管理配电网关键位置处的电压并将其控制在期望范围内的方式，达到提高电压质量的目的； 通过配电自动化系统，不必登杆操作，在配电控制中心就可以控制柱上开关；可进行远方自动抄表；报表、曲线、操作记录等自动存档；数据统计和处理；这些手段无疑显著地降低了劳动强度，提高了管理水平和服务质量。 上世纪90年代末，我国配网领域曾出现过配电自动化系统的建设热潮，但到今天，除了少数个别项目之外，大多数的配电自动化项目均归于失败。究其原因，主要存在如下两方面主要问题： 1 ）系统可靠性不高 构建高度可靠的配电自动化系统要遵循以下几点原则：具有可靠的电源点(双电源进线、备自投、变电所自动化)；具有可靠的配电网网架(规划、布局、线路)；具有可靠的设备(一次智能化开关、二次户外FTU、TTU)；具有可靠的通信系统(通信介质、设备)；具有可靠的主站系统(计算机硬件、软件、网络)。在配电自动化系统建设初期，除了由于一次、二次设备硬件技术、通信方式落后等问题可能会影响系统正常运行外，主站系统无法安全、可靠、稳定运行是造成系统失败的主要原因。由于设计上的一些缺陷，虽然在电网正常时能够满足要求，然而在电网故障时，这些缺陷将造成系统无法正常工作，甚至会发生误操作导致重大的人身或经济损失。 2） 系统实用性不高 由于资金规模等原因，国内大多数的配电自动化工程规模都不是很大，往往只占到整个地区配电网络的非常少的一部分。相应的主站SCADA系统的主要功能主要用于自动化试点区域的数据采集和监视控制，没有整个网架的概念，对配电调度员的实际用处并不大。众所周知，以GIS技术为基础的配网资源管理系统能够有效地实现网架及设备管理，只有将配电网动态数据与静态数据相结合，作一体化设计，才能充分发挥高级分析等应用在调度和生产中的实际作用。信息系统的生命力在于实用性，那种过分强调SCADA画面表现功能的设计理念已经无法应对越来越高的应用需求。 THP配电自动化解决方案 凭借多年精益求精的技术积累和对电力业务的深刻理解，在对少数几个配电自动化项目建设成功经验的归纳以及众多项目失败教训进行总结的基础上，我们推出了一套适合中国国情的配电自动化解决方案，并成功进行了实施，取得了良好的应用效果。 系统主要由配电管理中心主站、通信网络、配电子站、配电自动化远方终端FTU等几个层次组成。 配电管理中心是配电自动化系统的控制与管理核心，采用客户机／服务器（client/server）结构，以SCADA系统和GIS系统作为基本平台，配合各种应用软件完成DA/DMS的功能。 变电站综合自动化系统完成变电站设备的实时监控、管理，它一般是集中式RTU与变电站各种保护监控装置通信构成的系统，或由间隔层微机综合保护、监控装置配合后台通信处理机构成的分布式计算机系统。 配电自动化子站是配电自动化系统的中间层，主要用于完成区域内配电网馈线自动化功能，并作为通信节点，向主站转发区域内FTU/TTU/DTU或其它智能装置的数据。它的设置与否和设置密度、位置可以根据负荷、馈线、设备情况灵活配置，为系统体系结构提供极大的可伸缩性与灵活性。 配电自动化远方终端单元分为安装在开闭所的DTU，安装在线路上的FTU两种设备及安装在箱变上的TTU等。配电监控终端与配电自动化子站或主站通信，提供配电系统运行控制及管理所需的数据，执行子站（主站）给出的对配电没备的控制、调节命令。 配电自动化的通信系统一般为主干通道与分支通信网相结合的结构，分为用户、线路FTU、子站、主站等几个层次。用户（如配变监测、自动读表）终端数据由线路FTU、开闭所DTU、子站转发，可选用有线、配电线载波、无线电、电话线等通信方式。线路FTU数据可选用光纤、无线电、有线等通信方式发送数据到子站。子站与主站之间采用光纤、无线扩频、数字微波、载波等方式，直接与主站通信，目前总体趋势是采用光纤通道。 这种结构为目前国内外大多数配电自动化系统所采用。采用这种分级结构不仅能够有效地减轻主站负荷，提高馈线自动化系统的反应速度；而且能够在主站系统出现问题时，故障不至于影响到全局；另外，这种结构也与THP配电自动化系统的实施原则：总体规划，分步实施相适应。 系统特色 1）跨平台的设计 我们的系统实现了真正意义上的服务器端和客户端双跨平台，已经成功运行的操作系统有：Windows NT/2000/XP/2003、HP-Unix、Sun Solaris、Linux等。 系统的所有代码均采用C++实现，界面采用QT工具库。虽然采用C++/QT的开发技术难度比较大的，但是获得的优势也非常明显，同一套代码能够在全部主流平台上运行。在保证跨平台，性能强，能满足最关键应用需求的同时，可实现平滑地升级，最大限度地减少的减少升级和培训的工作量、保护用户的投资。 2）SCADA/GIS/DAS一体化的配电调度平台 我们的主站系统是配电SCADA、配电GIS、配电高级分析的一体化系统，并将配电自动化、地区电网SCADA、负荷控制（变压器电量采集、现场管理系统等）系统的实时数据结合起来，形成应用于整个配电网的的监控、GIS查询、高级分析一体化的调度平台。 在整个平台的第一层，是配电GIS、配电SCADA前置、地区电网SCADA接口、负控（现场管理）系统接口等模块。 配电GIS系统负责维护变电所以外经过线路到用户变压器的网络拓扑和变压器参数，计算线路的阻抗分布。配电GIS还负责从网络拓扑中自动生成用于调度的单线模拟图。 配电SCADA前置系统负责采集配电线路的实时数据和下达遥控命令。 地区电网SCADA/EMS系统接口映射EMS中的变电所10kV母线和线路开关拓扑，与配电GIS系统维护的线路拓扑形成从变电所内部开始的整个10kV配电网的网络拓扑和设备参数。该接口还负责采集变电所10kV出线开关的实时数据，用于负荷估计和潮流计算。 负荷控制（现场管理系统）接口负责从负控和现场管理系统采集变压器的日电量曲线，用于负荷估计。 平台第二层，是整个地区配电网的静态和实时数据。静态数据包括图形、网络拓扑和设备参数。网络拓扑是从变电所内部的10kV母线和线路开关、经过架空和电路线路、到用户变压器的“节点－支路”模型。设备参数包括设备属性、以及根据模型计算出的线路阻抗。实时数据包括配电自动化试点线路的实时数据、来自地区SCADA/EMS的变电所自动化实时数据、来自负控和现场管理系统的10kV变压器实时数据。 平台的第三层是配电系统高级分析，包括网络拓扑（动态着色）、负荷估计、潮流计算、停电分析、理论线损等。这些高级应用利用GIS维护的拓扑模型，以及来自变电所、线路开关、配电变压器的实时数据，进行全网的配电网络分析。 平台的的四层是应用层，包括画面操作、监视和控制、调度模拟图板等。调度员可以查询所有配电设备的参数和连接关系，查询来自配电自动化的线路开关的实时数据，查询来自地区SCADA/EMS的变电所自动化的实时数据，查询来自负控等的变压器实时数据，向配电自动化开关下达遥控命令。对于非自动化的线路开关，系统提供模拟图板功能，使得调度员能够人工设置线路开关的分、合状态，系统自动进行拓扑着色和停电分析。 在这样的一体化结构下，调度员既能够对配电自动化线路进行监视和控制，又能掌控整个配电网的运行状态，具有较高的实用性。 3）面向电力设备对象的图库模一体化 系统采用先进的面向电力设备对象的图库模一体化的技术来建立和维护数据。图指的是线路地理分布图、变电所一次图、开闭所配电站内部一次图、调度单线模拟图等；库指的是Oracle库中的设备属性和实时数据库中遥测遥信信息；模指的是设备之间的网络拓扑连接和设备元件的阻抗参数。 系统所操作的对象是与CIM标准兼容的具有拓扑信息的电力系统元件，包括变电站、配电站、输电线路和分支、配电线路和分支、架空线、电缆、母线、连接线、断路器、隔离开关、负荷开关、熔丝、变压器、PT、CT、杆塔、大用户（专变）、并联电容器、串联电抗器、发电机、接地点、电源点等等。 整个模型的建立和维护的过程都在画面上进行。在一次接线图和地理图上放置设备和调整设备位置的时候，建模工具计算元件之间的相互位置，自动更新拓扑连接。 根据设备定义的模板，系统自动为每个设备在实时库中创建量测信息。量测分为人工量测和SCADA量测。以开关为例，线路上的绝大部分开关没有安装FTU，开关位置就是人工遥信，需要人工设置。对于变电所中的开关和开闭所<