王明俊
中国电力科学研究院，100085 北京
1 电力系统的各种运行状态和安全控制
电力系统是在两组约束条件下运行。即：等式约束条件和不等式约束条件。
(1)等式约束条件
式中 P为功率；G为发电；L为负荷(含网损)。
(2)不等式约束条件
Vmin≤V≤Vmax
fmin≤f≤fmax
PG≤PG.max
PL≤PL.max
式中 V为电压；f为频率。
因此，由于两组约束条件的不同组合，构成了表1中的3种运行状态。
表1 等式约束和不等式约束构成的运行状态
Tab.1 The operafion sfates formed by equality
and ineguality constraints
序 号
等式约束
不等式约束
运行状态
1
1
1
正常状态
2
1
0
0
0
紧急状态
(不稳定)
3
0
1
恢复状态
注：1为满足；0为不满足。
与上述3种运行状态对应的3种安全控制，即正常状态下的预防性控制、紧急状态下的紧急控制和恢复状态下的恢复控制之间的关系如图1所示。
图1 电力系统的运行状态和安全控制
Fig.1 Operation state & security control of power system
输电与配电系统为保证正常运行和安全控制所采用的调度自动化系统和安全装置，如表2所示。
配电系统与输电系统的调度自动化和安全装置，主要有以下几点不同：
(1)控制功能 输电系统控制发电，配电系统控制负荷。
(2)地理信息 对配电系统至关重要，输电系统可有可无。
表2 输配电系统安全运行配置
Tab.2 The transmission and distribution
power system controls
安全控制
输电系统
配电系统
正常运行和
预防性控制
·SCADA/AGC/EMS
·MIS/AMR*
·SCADA/LM/DMS
·MIS/GIS/AMR/DSM/DA
紧急控制
·继电保护
·在线稳定
·故障识别(瞬时/永久)
·故障定位、隔离
恢复控制
·恢复控制
·自动恢复供电
·故障测距
注：SCADA—监视控制和数据采集；EMS—能量管理系统；DMS—配电管理系统；AGC—自动发电控制；LM—负荷管理系统；MIS—管理信息系统；GIS—地理信息系统；DSM—需方用电管理；AMR*—面向发输电的电量计费系统；AMR—面向配电的电量计费系统；DA—配电自动化。
(3)电量计费 输电系统面向发电和联络线关口，配电系统面向大中小用户。
(4)电网特点 输电系统具有影响面大的稳定问题，配电系统则面临各种用电质量问题。
(5)紧急控制 输电系统依靠专用的继电保护和自动装置，配电系统由集成的配电自动化完成。
(6)恢复控制 输电系统借助于含有专家系统的EMS恢复控制软件，配电系统则由配电自动化与紧急控制一道统一完成。
应该注意的是：我国由高压(220/110 kV)、中压(35/10 kV)和低压(380/220 V)所组成的城网中，配电系统主要是指中压和低压。至于高压，如大部分地区或市级主网那样，属于不含发电的子输电(sub-transmisson)系统范畴。
2 配电系统的正常运行
正常状态下配电控制系统的任务主要是：
(1)通过SCADA进行数据采集和监视控制，保证配电系统的运行参数满足正常状态的两个约束条件；
(2)LM和DSM用以改善正常状态下的负荷曲线，避免峰值期间出现过负荷而导致违反不等式约束条件；
(3)在满足正常状态约束条件下，DMS通过负荷平衡和电压/无功优化来降低网损，以实现配电系统的经济运行；
(4)面向大中小用户的AMR，与银行结算系统相结合，实现配电系统的商业化运营。
(5)基于GIS的MIS，通过自动作图(AM)/设备管理(FM)，实现配电系统的变电、配电、用电、检索、决策等离线管理。
这里，有几个发展中的问题值得注意。
(1)系统集成
当前的配电系统自动化，正在遵循各种国际开放标准，从传统的“多岛自动化”走向系统集成。我国的配电系统自动化正处于起步建设阶段，更应一步到位，以适应这一发展趋势。
采用开放系统实现系统集成的主要好处是，数据和方法的有效使用及高度共享，使整个系统的“性能价格比”大为提高。这对单项自动化繁多的配电系统自动化尤为重要，如SCADA的实时信息和DMS的短期负荷预报可以支持LM编制并实施负荷管理方案。传统上用于离线管理的GIS可以提供在线服务：在地理接线图上显示SCADA的实时信息，支持DMS的“投诉热线处理”等。
(2)负荷管理
随着我国电力工业的发展，过去长期缺电的局面已经基本改观，并启动了城网建设改造，提出了增加售电的指标要求。因此，过去对用户限电拉闸实施计划用电的负荷控制，应及时转移到基于不感觉停电的负荷管理(LM)上来。
当代的负荷管理，主要按事先编制好的负荷管理方案，通过馈线降压减载或按编组周期轮流短时启停用户的可控负荷(空调、热水器等)，来实现用户不感到停电的负荷管理。
LM与需方用电管理(DSM)计划的实施，必将改善配电系统正常状态下的负荷曲线，并为随后电力市场的开展奠定基础。
(3)电力市场
当前，我国已进入启动发电市场阶段。虽然开放到面向大用户的配电市场尚需相当长的时间，但是，建设具有一定使用年限(如10～15年)的配电系统自动化，就不能不通盘考虑使用周期内电力市场发展对在建的电量计费系统和信息系统可能提出的要求，以免造成今后重复建设，甚至推倒重来。
城网建设改造中，正在进行量大面广的“一户一表”建设，无论从当前的“商业化运营”或今后的“配电市场”来看，都应考虑计费信息的通信(大中用户远方读表和中小用户智能卡)以及和与银行的联系。
至于信息系统，传统上以专用网、专用信道和图形用户界面为特征的管理信息系统(MIS)，已不适应当代基于Intranet/Internet、以浏览器为特征的电子商务和网络交易。这就提出了一个问题：是使传统的管理信息系统和今后的交易信息系统并行发展，还是对现有的MIS进行改造，使之适应今后电力市场的发展。事实上，一些面临发电市场压力的网省级调度中心，已经按后者行事并改造就绪了。
(4)电力电子技术
缺电局面的改观和电力市场的兴起，必然导致用户对供电质量要求的提高。城网建设改造中，对电压合格率要求达到98%，这样可以满足绝大多数一般用户的要求。但是，配网在正常状态下仍然存在一些可能发生的瞬间扰动和波形畸变。如瞬时故障时重合闸动作产生的瞬时失电、邻线故障或冲击负荷产生的瞬时欠压、异相故障时产生的瞬时过压、雷电或电容投切操作时产生的瞬变过程，以及非线性负载所产生的谐波污染等。这对某些对供电质量要求较高的重要用户，如银行、医院、机场、数据处理中心等，都是不能容忍的。特别是随着信息技术的日益发展和普及，这些扰动的影响面和所带来的危害将愈来愈大。这时，这就要求助于电力电子技术中面向供用电的“用户电力”技术。
配网供电中的扰动问题，既可由用户侧、也可由供电侧来解决。当前，主要根据需要针对性地在用户侧分别安装不停电电源(UPS)、电压调整器、避雷器、滤波器、静止补偿器等来解决问题。但分析和实践表明，随着这类用户的不断增加，总的投资和损耗将大幅度上升，质量的改善也有限，远不如由供方统一解决为好。因此，1988年由美国电力科学研究院N.G.Hingorani博士所提出的“用户电力”(custom power)，近年来越来越引起人们的关注。
所谓“用户电力”，是指供电部门通过技术手段向用户提供可靠性更高、质量更好的电力，以增加电力的附加值(如电力市场中的论质电价)。当前，国外着手研究开发的有：基于储能逆变的配网静止同步补偿器(DSTATCOM)和动态电压恢复器(DVR)、固态断路器(SSCB)、故障电流限制器(FCL)，以及集滤波、调压和浪涌保护为一体的有源电力调整器(APLC)等。国内已有供电部门正在和大学合作，开展这方面的研究开发工作。
由于配网设备既要求可靠性高，又要求费用低廉，这正是当前研究开发用户电力设备所面临的一大难题。但是，随着电子元件性能价格比的提高和电力用户设备需求的增长，应该说用户电力的应用和普及只是个时间问题。
3 配电系统的安全控制
城网供电的可靠性，包括高、中、低三个电压层次。高压属于子输电系统范畴，其安全控制将由地、市级主网所配备的SCADA/EMS和继电保护等自动装置来处理。配电系统的安全控制，主要是指包括直接向大中用户馈电的中压系统而言。至于低压部分，由于涉及为数众多的中小用户而不可能全部自动化，只能通过“投诉热线”，来处理变台以下、中小用户物业管理以前的约束条件违反(停电、电压低等)问题。
配电中压系统的安全控制，包括正常状态下的预防性控制、紧急状态下的紧急控制和恢复状态下的恢复控制。
由于配电系统主要是处理稳态情况下的安全控制，不象输电系统那样存在“稳定”“频率”之类问题。因此，如图2所示，配电系统自动化能和继电保护重合闸等自动装置综合在一起，统一实现正常状态下的预防性控制、紧急状态下的紧急控制和恢复状态下的恢复控制。
图2 配电系统的运行状态和安全控制
Fig.2 Operation state & security control
of distribution system
3.1 预防性控制
主要由DMS应用软件来实现配网正常状态下的预防性控制。这里，主要用到的应用软件有：
(1)负荷预报 配网负荷预报分为地区负荷预报和母线负荷预报。地区负荷预报是配网一日至一周逐小时的总负荷预报或某一区域的负荷预报，主要用于购电计划和供电计划。母线负荷预报是配网总的或是某一区域各负荷点(母线)的负荷预报，主要用于状态估计或潮流计算。
(2)潮流计算 根据母线负荷预报进行配网潮流计算，用以检验配网在负荷预计的情况下是否满足正常状态下的约束条件。
(3)安全分析 有时称为“事故预想”或“what if”。安全分析按“N－1”原则或事先排定的“开断表”进行配网潮流计算，用以检验配网在事故预想情况下，是否导致线路过负荷或电压不正常。
(4)安全对策 根据潮流计算或安全分析所得出的违反约束条件的事件，提出预防过负荷或电压不正常的措施。
(5)短路计算 这是一个在线三相短路程序，用以在开关频繁操作的配电系统中，确定可能出现的断路器失灵。
3.2 紧急控制和恢复控制
配电系统的紧急控制和恢复控制，主要由安装在环网上的集成化的故障定位、隔离和自动恢复供电系统来统一完成。不象输电系统那样，分别由继电保护和重合闸等自动装置进行紧急控制，而由EMS报警分析、故障诊断和恢复控制软件来实现恢复控制。
开关、控制、远动、保护和通信集成在一起的架空线路环网故障定位、隔离及自动恢复供电系统的典型配置，如图3所示。
图3 故障定位、隔离和自动恢复供电系统
Fig.3 Fault positioning isolating & service restoration
图3中，重合器具有开断短路电流和重合闸功能，其FTU除远动通信外，还附有按安时曲线动作的保护功能；当第Ⅱ/Ⅲ段上发生故障时，可以和变电站的馈线保护配合，有选择地进行跳闸，并自动重合以排除架空线上70%的瞬时性故障，退回到正常状态。当第Ⅰ段上发生瞬时故障时，则由变电站的馈线保护、重合闸动作，断开馈线断路器来排除。
负荷开关仅能开断负荷电流、关合故障电流，无重合功能，无压时可延时释放，以躲开排除瞬时故障的重合闸时间；其FTU亦仅有远动通信功能，不带保护，但整体价格较重合器便宜，适于大量使用。
同样起到分段作用的重合器和负荷开关，通过远动通信由变电站RTU或配网主站控制，与变电站保护和RTU控制的馈线断路器一起，来实现环网永久性故障的一次性定位、隔离和自动恢复非故障段供电。
永久性故障时，重合闸失败，断路器(Ⅰ段故障)或重合器(其他段故障)跳闸，线路失电。重合器(Ⅰ段故障)和负荷开关失电延迟后释放，故障隔离。
与此同时，根据遥测数据按分段线路两侧电流不等程度确定故障段，完成故障定位，并据此通过遥控(包括常开的开环负荷开关)自动恢复非故障段供电。
关于配网的安全控制，还有两个值得注意的问题：
(1)故障测距问题
必须注意，图3所示的架空线路环网故障定位、隔离和自动恢复供电系统，仅恢复非故障段的供电。因此，只有查明并排除故障段的故障而全部恢复供电后，配网的等式约束才得到满足而进入正常状态。
不能低估排除这段故障的时间对配网可靠性水平的影响，这最好用数字来说明。
图4所示的辐射型馈线(实线)，平均3年发生1次永久性故障，排除故障恢复供电的时间为4h。即1600户中每户每年停电1.33h(未计重合闸瞬时失电)，供电可靠性为99.985%。采用双电源环网分4段运行后，每段400户(虚线)，仍按平均3年发生1次永久性故障，排除故障恢复供电的时间为4h计算。此时，1600户中每户每年停电为1.33/4＝0.33h,供电可靠性上升到99.996%。
图4 幅射型馈线的实例
Fig.4 An example of redial distribution
显然，如果排除故障恢复供电的时间拖延为16h，则改用双电源环网分4段运行的效益将等于零。反过来说，如果排除故障恢复供电的时间加快到1h，原辐射型馈线就可以同样达到99.996%的高供电可靠性水平。这就是为什么配网的故障测距问题一直受到重视的原因。
当然，通过增加分段数量缩小分段距离的办法也可加快故障排除和恢复故障段供电的时间。显然这样付出的代价太大，实际上并不可取。但由此却派生出一种“段中分段、只测不控”的故障小段定位遥测装置，用以加快排除故障恢复供电的时间。在小电流接地的中压系统中，开发这种故障小段定位装置时，还可考虑把接地选线的故障小段定位功能一并包括进去。
如果图3所示的系统是电缆环网系统，故障测距的问题就不那么紧迫了。因为用于地下电缆系统的环网故障定位、隔离和自动恢复供电系统，一般采用分段开关与负荷出线组合在一起的多单元环网柜接线，能够作到一次性的故障定位、隔离和自动恢复供电，立即进入正常状态。待故障段电缆隔离后(含接地选线时人为的故障隔离)，再使用专用的仪器去排除故障，恢复环网运行。
(2)投诉热线处理
投诉热线处理(TC，Trouble Call)有的称为停电管理系统(OMS，Outage Management System)，主要是通过电话热线，建立供电部门和广大中小用户之间的双向联系，收集和处理违反配网低压系统约束条件的问题。
如美国含发、输、配在内的南加州爱迪生电力公司(SCE)下属有4个配电控制中心(DCC)，分管420万个用户(一户一表)。共设150条热线电话供TC用，白天150个人值班，晚上30～40人值班。每个DCC均装有停电管理系统(OMS)，且能互为备用。每个OMS装有大屏幕显示和3个控制台，白天2～3人值班，晚上1人值班。从接到投诉电话算起，4 h内要向用户回答何时恢复供电，即使在4 h内不能恢复供电，至少也要弄清问题，估算出恢复供电的时间，否则将按章罚款。
该系统投诉热线电话的处理程序如下：
——TC值班员接到投诉电话后，随即在终端的事件表上登录投诉信息，并通过Intranet传送给分管的配电控制中心；
——配电控制中心收到一起或多起事件表后，由停电管理系统自动生成一张事件汇总表，实现故障定位，并在画面上显示出停电区域和故障源头的开断点；
——DCC值班人员根据画面上显示的故障信息，用无线电话指挥维修人员(1～2人)去故障地点进行检修。检修车上装有全球定位系统(GPS)，在DDC的地理接线图画面上显示其行动位置，便于双方配合，加快故障处理速度，并通过声音合成自动回复用户。
4 结语
(1)供电的安全和质量是配电系统运行的两个主要指标，电力系统运行的等式约束反映安全供电，不等式约束反映供电质量。
(2)保证配电系统在不违反两个约束条件下运行的前提是发、输、配电的能力要能满足用电负荷的需要。显然，在长期缺电的情况下，必然给配电系统带来违反等式约束的经常停电和违反不等式约束的供电质量差。此外，即使发电能力大于用电需求很多，如输配电能力不匹配，同样会对配电系统的有关电压等级或有关地区带来缺电的局面。
(3)输电系统的正常运行和安全控制，由单一的SCADA/AGC/EMS能量管理系统来监视控制。而城网的正常运行和安全控制问题，涉及子输电与配电两个系统和高中低三个电压等级，将分别由主网的SCADA/EMS、配网的SCADA/LM/DMS和“投诉热线处理”来监视、控制与处理。
(4)当前我国的配电系统自动化建设， [1] [2] 下一页
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