高级配电自动化关键技术

IP 通信网络

      通信网络对整个ADA系统的性能与可靠性有着决定性的影响。高级D1 A系统根据其实现的功能与技术要求应采用IP通信技术。目前，多数供电企业已经建立了覆盖控制中心、变电站、配电站等中心节点的光纤数据网，可作为DOA系统的骨干IP传输网。配电网中的环网设备、DER设备、配电站、变电站等站点的通信，宜采用光纤技术，构成局域通信网，再通过网络交换设备接入骨干网。对于个别光纤难以到达的站点可采用无线分组业务(GPRS)、无线(如ZigBee技术)、电力载波等技术接人。

      IP通信方式不同于传统DA采用点对点或点对多点通信方式，解决了终端只能与主站或配电子站通信而存在的问题：

1) 终端之间不能交换数据，无法实现基于终端的分布式智能控制;

2) 采用配电子站转发终端数据，终端与主站之间不是透明传输，配置与管理维护工作量大;

3) 通信带宽窄，难以上传故障录波、电能质量扰动等数据量比较大的事件记录。

1. 配电网测控体系

根据DOA系统完成的功能，从逻辑上可把图1所示的高级DOA系统分成配电网广域测控体系和ADA应用软件(包括终端、DIC的应用软件)两个层次上的内容，如图3所示。

高级DOA系统逻辑结构配电网广域测控体系，简称配网测控体系(Distribution M easurement and Control Infrastructure，DMACI)，包括IP通信网络与主站、现场终端中的数据采集、数据管理、通信等技术内容，可为主站、DIC与终端中的ADA应用软件提供配电网运行数据采集、数据传输与管理服务。

DMAC1支持常规DSCADA 的所有功能。除此之外，还具有以下特点。

1)支持分布式智能广域控制，包括支持DIC的应用、终端问对等实时数据交换、事件信息与控制命令的快速传输等。

2)支持同步相量测量。同步相量测量用于完成环网合环电流计算、广域保护、故障定位、电压控制等功能。

3)支持配电设备在线监测，能够记录 传输故障与电能质量扰动数据。

4)具有良好的开放性，支持终端设备与应用软件的“即插即用”。做到这一点的关键是通信协议的标准化。具体措施是扩展用于变电站自动化的 IEC 6185o：标准，使其覆盖~ER、DFACTS装置等配电网设备。美国电力科学研究院在这方面已做了大量的工作，国际电工**(IEC)也在开展这方面的工作。

5)具有网络与系统管理功能，能够收集网络管理信息，向网络管理工作站报告网络与终端设备的错误信息。

6)能够提供安全访问控制，使系统免受非法访问与恶意攻击的损害。

2. 新型传感与测量技术

传感和测量技术对ADA技术的发展也至关重要。研发应用新型的传感与测量器件，如小型电压与电流传感器(小信号输出)、电子式互感器、光学互感器等。此外，需要开发新型气体、温度、局部放电等传感器件，满足配电设备在线监测的应用。

现有DA系统一般采用电磁式互感器(电压互感器、电流互感器)测量电压、电流信号，成本高，安装不方便;一些站点(主要是环网柜)往往因为没有合适的空间安装互感器，而不得不放弃对其进行监控。

3. 故障定位技术

配电网接人大量的DER、DFACTS设备，使故障电流不再是由系统侧单向流入故障点，其分布规律与传统配电网有很大的不同，需要研究新的故障检测和定位方法。其中一个解决方案是比较故障电流的方向来检测故障区段(故障区段馈线电流同方向)，故障电流方向通过比较电压和电流相位检测;另一个方案是比较故障电流的相位(故障区段馈线电流同相位)判断故障区段。相位法不需要测量电压，但需解决采样时间的同步问题。此外，DFACTS设备的大量应用也会影响故障电流波形、频率及其分布，需要加以解决。

对于中性点非有效接地系统的单相接地(小电流接地系统)故障，目前的故障定位方法有利用故障暂态信号的方法(暂态法)、中性点投入电阻法与注入信号寻迹法l3]。对于电阻法与信号注入法，在SDG中也会遇到与上述短路故障检测类似的问题;而对于暂态法来说，可通过比较故障点两侧暂态零序电流波形的极性或相似性实现定位。

4. 快速仿真与模拟技术

配电网快逮仿真与模拟(Distribution—Fast Simulation and Modeling，D-FSM)技术提供实时计算工具，分析预测配电网运行状态变化趋势，可对配电网操作进行仿真并进行风险评估，并向运行人员推荐调度决策方案。

D-FSM 是保证SDG安全可靠、高效优化运行的重要技术手段配电网节点众多、网络复杂，三相负荷不平衡现象严重、数据不健全，使得对其进行的计算分析不同于输电网，考虑DER、DFACTS设备的大量应用，更使其难度与复杂程度大为增加，因此还有大量的研究工作要做。

5. 企业集成总线

企业信息集成总线(UIB)的核心技术包括以下几方面内容。

1)公用数据模型。

IEC 61970标准规定了用于EMS应用程序接口(API)的公用信息模型(Common Information Model，CIM)。IEC 61968扩展了C1M，在其面向配电网应用中增加了资产管理、工作管理、规划管理、配电网管理、GIS、停电管理等信息模型。

目前的研究工作，一方面是扩展CIM，使其覆盖DER等新应用;另一方面，研究CIM与 IEC 61850中变电站自动化数据模型的统一与协调

2)中间件技术。

利用中间件将应用软件封装为可以在异构平台上运行的组件，实现其在UIB上的共享。以前UIB的中间件般都使用公共对象请求代理体系结构(CORBA)，其优点是实时性好，不足之处是复杂成本较高。近年来出现的企业服务总线(""Enterprise Service Bus，ESB)技术，是传统中间件与XML、Web服务等技术结合的产物，易于实现，可靠性高。

目前，供电企业普遍存在“自动化孤岛”现象。解决该问题的办法是采用IEC 61970/61968标准，构建供电企业信息集成“软总线”[5]，实现不同自动化系统的信息共享与交换。

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