国际配电自动化发展综述

知识点：配电容量利用率

随着对供电可靠性与电网运行效率的要求不断提高，配电自动化（Distribution Automation, DA）正在世界范围内获得了越来越广泛的应用。同时分布式电源大量接入，配电网功率双向流动，传统的仅仅依靠人工调度的“盲管”方式已根本无法适应配电网运行控制与管理的要求，进一步增加了建设DA 系统的紧迫性。

DA 技术的发展历程

故障隔离自动化阶段

20 世纪50 年代初期，英国、日本、美国等国家开始使用时限顺序送电装置自动隔离故障区间、恢复非故障区段的供电，从而减少故障停电范围，加快查找馈线故障地点；而在此以前，配电变电站以及线路开关设备的操作与控制，均采用人工方式。70、80 年代，开始应用电子及自动控制技术，开发出智能化自动重合器、自动分段器及故障指示器，实现故障点自动隔离及非故障线路的恢复供电，称为馈线自动化。这种自动化方式，没有远程实时监控功能，且仅限于局部馈线故障的自动处理。

系统监控自动化阶段

20 世纪80 年代，随着计算机及通信技术的发展，形成了包括远程监控、故障自动隔离及恢复供电、电压调控、负荷管理等实时功能在内的DA 技术。1988 年美国电气与电子工程师协会（IEEE）编辑出版了DA 教程，标志着DA 技术趋于成熟，已发展成为一项独立的电力自动化技术。这一阶段，称为系统监控自动化阶段。

综合自动化阶段

20 世纪90 年代开始，地理信息系统（GIS）技术有了很大的发展，开始应用于配电网的管理，形成了离线的自动绘图及设备管理（AM/FM）系统、停电管理系统等，并逐步解决了管理的离线信息与实时监控信息的集成，进入了配电网监控与管理综合自动化阶段。

高级自动化阶段

随着智能电网的兴起，DA 的功能与技术内容都随之出现革命性的变化， 高级配电自动化（Advanced Distribution Automation，ADA）应运而生，成为DA 发展的新方向。ADA 的概念最早由美国电力科学研究院（EPRI）在其“智能电网体系”（IntelliGrid Architecture）研究报告中提出，其功能与技术的特点主要是满足有源配电网运行监控与管理的需要，充分发挥分布式电源的作用，优化配电网的运行；提供丰富的配电网实时仿真分析和运行控制与管理辅助决策工具，具备包括配电网自愈控制、经济运行、电压无功优化在内的各种高级应用功能；支持在智能终端上完成的基于本地测量信息的就地控制应用和基于相关终端之间对等交换实时数据的分布式智能控制应用，为各种配电网自动化以及保护与控制应用提供统一的支撑平台，优化自动化系统的结构与性能；采用标准的信息交换模型与通信规约，支持自动化设备与系统的即插即用，解决“自动化孤岛”问题，实现软硬件资源的高度共享。

亚洲DA 应用情况

东亚的一些国家与地区在DA 应用方面是走在世界前列的。中国香港中华电力公司、新加坡与日本的配电网实现了全面的自动化，在韩国、中国台湾、泰国，DA 也有大面积的应用。中国国家电网公司与南方电网公司也都十分重视DA 建设工作。截止到2013 年底，国家电网公司先后有近200 个城市开展了DA 建设工作。下面重点介绍一下中国台湾地区与香港地区以及东京电力公司的DA 应用情况。

台湾台电公司

台电公司拥有近1 万条中压馈线，分为11.4 kV 架空及地下线路，22.8 kV 地下线路。自动化馈线约占70%。 1995 年台电公司引进日本设备建成了覆盖北南区处两所变电站、35 条馈线的DA 系统。2002 年引进美国设备，完成台中区处32 个主变压器、138 条馈线的DA 系统。之后又采用台湾本地厂商设备陆续建置DA 系统。目前，台电公司已有近70% 的馈线实现了自动化，在提高供电可靠性方面发挥了重要作用，其用户年均停电时间已由20 世纪初的近70min 缩短至不到20min。

台电公司DA 系统的构成如图1 所示，变电站前置终端（FRTU）、采集变电站远动终端（PRTU）与架空线路开关和电缆环网开关终端（FTU）的信息，转发至馈线调度控制中心（FDCC），即DA 主站。通信系统以敷设光纤为主，部分架空配电采用无线通信或租用电信线路方式。 架空线路开关采用负荷开关，具有电动及手动操动机构，可现场或远方操作。电缆环网开关的二路进线采用负荷开关，出线采用能够直接切断出线故障电流的断路器。

香港中华电力公司

1994 年，香港中华电力公司（China Light&Power，CLP）与当时的港英政府签订电力特许经营权协议，承诺提高供电可靠性，将用户平均停电时间缩短40%。1996 年，CLP 着手DA 系统建设工作，2003 年系统基本建成，安装各类RTU 近1 万套。DA 系统的应用提高了CLP 配电网的运行管理水平，2009 年CLP 的用户年平均停电时间在2.7min 之内，与1994 年的20 多分钟相比，供电可靠性有了极大地改进。

CLP 的中压配电网采用11kV 电压等级，绝大部分是电缆网络，其最大的特色采用如图2 所示的闭环运行的网络结构，每一段线路采用金属导引线的电流差动保护，快速切除故障，线路故障不会引起用户停电，具有非常高的供电可靠性。

CLP 将安装在配电室（装有环网柜与配电变压器）内的监控终端称为CRTU（Customer RTU），柱上开关的监控终端称为ORTU（Overhead RTU），高压变电站内的监控终端称为PRTU（Primary RTU）。PRTU 与配电子站的功能基本相同，共安装120 套，每套PRTU 配备近20 个通信口，每一个通信口都可以设置为与DMS 的前置机（Front End Processor，FEP）通信或与10 个CRTU 通信，通信速率均为9600b/s。

PRTU 与CRTU 的通信采用金属双绞线，使用当初为电流差动保护敷设的信号电缆中的剩余线芯，因此节省了大量的通信投资。ORTU 采用一点多址（MAS）无线通信方式。通信规约采用北美地区流行的DNP3.0。

主站系统由一个系统控制中心（SCC）、一个备用控制中心（BCC）和三个区域控制室组成，通过企业内部通信网络连接。正常情况下，开关设备由系统控制中心（SCC）控制，紧急情况下，由区域控制室控制。DA 系统与能量管理系统（EMS）、用户投诉及管理系统（TC&OMS）通信，交换变电站和配电网实时监控信息，同时，DA 系统每天与用户服务信息系统（CIS）通信，读取更新的用户信息。系统间通信网络的结构如图3 所示。

日本东京电力公司

日本东京电力公司（Tokyo Electric Power Co.，TEPCO）的供电可靠性世界领先，用户年平均停电时间只有几分钟，而其DA 系统发挥了重要的作用。TEPCO 中压配电网绝大部分电压等级为6.6 kV，少部分采用22 kV；6.6kV 中压配电网中性点不接地，配备零序电流保护作为单相接地保护。东京中压配电网的典型结构是每条线路有6 个分段，3 个与其他电源的联络开关，如图4 所示。

1988 年，TEPCO 开始一期配电网自动化系统的建设，到2001 年覆盖了所有的126 个营业所，通过安装在营业所的计算机系统可以对所有配电线路开关进行监控。

TEPCO 实施配电自动化后，在提高供电可靠性、提高线路和变电站容量利用率方面取得了明显的效果。TEPCO 在实施配电自动化以前，为简化操作，在线路故障时，非故障区段负荷全部转给一条相邻的健康线路。这样，健康线路就需要有转带2个线路区段负荷的备用容量，其正常运行时负载率只能设定为75%。而实施配电自动化后，通过主站的遥控操作，2 个非故障区段的负荷由两条相邻的线路转带，则进一步减少了对线路备用容量的要求，正常运行时负载率提高到85% 以上。

TEPCO 一期配电自动化系统通信系统以DLC 为主，通信速率很低，RTU 只能向主站传送少量的数据，限制了更高级功能的实现。TEPCO 于2005 开始，在一期配电自动化系统的基础上，建设高级配电自动化系统。高级配电自动化系统使用光纤通信，安装功能丰富的高级RTU（Advanced RTU）。高级RTU 设计有以太网接口，采用TCP/IP 协议与控制主站通信，能够实时传输大量的测量数据，及时上报异常事件信息。

高级配电自动化系统使用的线路开关内嵌电容分压器、相电流互感器与零序电流互感器，如图5 所示。传（互）感器的精度达到0.5%。零序电压通过三个相电压测量值计算获得。主要的功能特点是能够记录接地故障产生的零序电流与电压波形，进而实现接地故障定位，并检测电缆网络的绝缘闪络故障与架空线路的树枝碰线故障监测。此外，增加了谐波与电压闪变监测功能，以监视光伏发电接入引起的电能质量扰动。

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