摘要：本文通過一個閉環運行的配電自動化系統的實踐，簡要介紹了一個高科技開發區內配電網自動化的規劃功能目標，以及為了實現規劃目標對系統變電站、用戶變電站、供電線路、通信信道、直流電源、配電網接地方式等方面進行改造的主要內容和保護定值的調整。在對SuperDMS-2100配電網自動化系統的軟硬件結構和功能進行全面介紹和分析的基礎上，著重對閉環運行需特殊考慮的問題以及具有故障狀態差動保護功能的FTU進行了論述。最后針對閉環運行系統中的中性點接地方式及接地電阻的確定、具有狀態差動保護功能的FTU的配置、以及閉環運行方式與開環運行方式的結合等幾個方面的特殊問題進行了說明，并提出了解決方案。
關鍵詞：閉環 配電自動化 故障狀態差動保護
1、 概述
　　配電作為電能發變送配中的最后一個環節，在電力生產中具有非常重要的作用。但過去由于歷史的原因，一直未得到應有的重視。隨著經濟建設的發展和人們生活水平的提高，對供電質量和供電可靠性提出了更高的要求。大規模的兩網改造結束后，配電網的布局得到優化，但要進一步提高配電網的可靠性，還必須全面實現高水平的配電網自動化。
　　實際上，近年來我國許多地區已經在不同層次、不同規模上進行了配電網自動化的試點工作，也取得了相當的成績。但由于幾乎所有的配電網自動化試點都是開環運行模式[1]，故障恢復時間都在30秒以上甚至到分鐘級，所以不能滿足對供電可靠性要求更高的用戶，只能采取雙回甚至多回供電、自備發電、大容量UPS等高成本方式來彌補。在此背景下，筆者所在單位與有關電力企業合作，在某國家級開發區配備了閉環運行方式的配網自動化系統。經過近兩年的試運行證明，系統功能達到了設計要求，大大提高了區內配電網運行的可靠性，具有重要的開創性意義。
2、 供電區域配電網概況及配網自動化規劃功能目標
　　該開發區共10平方公里，區內供電為110千伏變電站一座。變電站目前投入31.5MVA變壓器二臺。110KV進線兩回，為內橋接線，分別引自上一級500KV變電站。本區變電站出線為35KV10回，10KV14回，改造前為架空線路與電纜出線混合方式，中性點不接地；改造后采用小電阻接地方式，全部以電纜排管方式引出。變電站二次保護原采用常規繼電器保護和遠動系統，僅有遙測、遙信信息送往上級調度中心，通信通道為載波和擴頻，并備有商用電話。
　　在此基礎上，分兩期全面實現配電網自動化。本期規劃主要目標是：（1）以全閉環運行方式實現區內配電網自動化；（2）提高供電可靠性，使環網內用戶達到“N-1”供電安全準則，供電可靠率達到99.99%；（3）建立配電監控系統，提高供電質量，使電壓合格率達到98%；（4）在35KV/10KV供電線路發生永久性故障時，能自動進行故障識別、故障隔離和恢復供電；（5）實現對用戶側設備的遠方監控，以及遠方抄表等負荷管理功能；（6）同時容納開環運行的方式。
　　本期配電自動化系統主要實現以下功能：（1）SCADA功能包括數據采集及處理、人機聯系和制表打印；（2）饋線自動化功能主要是故障識別、隔離和自動恢復供電；（3）GIS地理信息系統功能；（4）包括遠方自動抄表功能在內的負荷側管理功能；（5）與變電站RTU和上級調度中心通信功能包括傳送遙測、遙信和接收控調命令。對于電壓無功控制，本系統只向變電站/上級調度中心傳送電壓運行值，不在本系統中進行調壓操作，但提供接入用戶側調壓裝置的接口，也可傳達并執行上級配電中心的調壓指令，并保留功能上的擴充余地。要求配網自動化系統功能完善、接口標準、接口友好，聯入開發區的MIS系統。
3、對原配電網進行改造的主要內容
3．1 變電站綜合自動化改造
　　由于該110KV變電站原有保護、遠動均采用常規裝置，不具備聯網、與用戶變通信等功能，故首先對變電站進行了綜合自動化改造，全部采用微機型的遠動系統和保護系統。改造后的系統具備完善的“四遙”功能和微機保護功能，并能與調度中心、上級配調中心、本級配調中心、客戶端RTU/FTU等進行通信。
　　該系統結構與功能同一般的微機化的變電站綜合自動化系統。
3．2 部分用戶變電室改造
　　由于該開發區配網自動化規劃設計采用電纜環網方式，所涉及的企業用戶變在配電自動化改造后均以二回35KV/10KV電纜出線，分別和上下二家企業的出線連成環網，出線均安裝可以遙控的出線開關。
　　在每企業的降壓變加裝DEP-900型FTU，并以光纖為信道連成環。在本區110千伏變電站配置配電自動化系統，主站端信道環總端連入配電自動化系統SuperDMS-2100主站端。
　　區內整個配電網采用手拉手環網方案，可以在線路故障時就近的斷路器自動跳閘，動作時間短，不依賴主站，對系統無沖擊，避免了開環系統需開關多次跳合判斷故障而帶來的弊端。
3．3 接地方式的改變及接地電阻值的選擇
　　系統改造后全部改為電纜出線，電容電流要比架空線路高得多，需要將原來的小電流接地方式改為經小電阻接地的大電流接地方式。系統在變電站10/35kV母線側加裝接地變壓器，即成為中心點大電流接地即中性點經過小電阻接地系統。從系統發生單相接地故障的情況入手，嘗試了多個中性點接地電阻值，對系統的穩態和瞬時兩方面進行計算，并比較隨之改變的單相接地故障電流值、單相接地故障健全相電壓值及弧光接地過電壓值、鐵磁諧振過電壓值等，然后按照運行規程和繼電保護等方面的約束條件進行比較分析，綜合計算考慮系統總電容電流、單相接地故障時的故障電流、工頻過電壓、繼電保護配合及通信干擾限制等，將接地電阻阻值確定為5歐姆[2]。
3．4 保護定值的調整
　　系統接地方式改變及加裝具備故障狀態縱差保護功能的FTU后，對原110KV變電站內的35/10KV饋線、母線、主變壓器、備自投各類保護定值均根據新的系統結構和運行方式進行了調整，上級500KV變相應出線的保護定值也根據新的運行條件作了微調。
3．5 其它
　　由于少數企業的供電原采用架空線路，這次統一改為排管電纜。此外，在小區內敷設了多模光纖的環網信道，既為配網自動化系統提供高速可靠的數字信道，又為遠方抄表、MIS系統聯網、多媒體數據傳輸等預留了通信手段。
　　由于FTU及開關操作都必須有可靠的不間斷電源，以保證在配電網一旦出現線路故障，導致保護動作、出線開關跳閘、故障電路全部停電或進行設備檢修時，仍能提供FTU工作電源、通信系統工作電源和開關操作電源，故在各用戶變配置了專用的小型220VDC高頻開關式直流操作電源。