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  随着中压配电网配电自动化建设的提速，一直属于高大上的配电自动化已经全面铺开，开始走入城市，走入农村。人民对美好生活的向往就是我们的奋斗目标。广东电网公司提出至2020年，配电自动化要全覆盖，电网人都在撸起袖子干自动化。2017年下半年开始，智能分布式这个名词越来越频繁的出现，原来属于概念性、小范围试点应用的馈线自动化技术被推到聚光灯下。由于自动化改造力度空前，倒逼厂家日以继夜改良技术方案，使得原来还不成熟的技术快速成长，目前已基本达到实用的水平。下面，我来冒充内行，试试用大白话讲智能分布式馈线自动化的基础原理和发展趋势。

  先用大白话举个简单的例子来说明故障处理过程。线路中有ABCD四个开关按电流方向排列，ABC是分段开关，处于合闸状态，D是联络开关，处于分闸状态。假如故障发生在BC之间，故障发生时，AB均流过故障电流，被CT采集到了，A发信息给B：有故障；B发信息给A和C：有故障；C发信息给B和D：没事。ABC通完信后，启动逻辑处理。A：我有故障B也有，这是下游的事，不用急，先等等看。B：我有故障A也有故障，那么故障不在AB之间，但C没有故障，所以故障在B和C之间，该我出手，于是开关跳闸，切完发信息给A和C，老子达成目标了。C：妈的，老子在享受岁月静好，B突然跑来说他有难，邻里乡亲的我不能坐视不管，干，开关跳闸，跳闸完事后发信息给B和D，故障被隔离了，但我下游也没电了，请求支援。D：等你很久了，合闸。这样就完成了故障定位、隔离和转供电。基础原理是每次通信都是在自己、左邻右里三者之间，简单扼要，通信快速，逻辑处理简单，这样就可以在很短的时间内完成整个逻辑处理，线路开关在变电站出口开关还没动作前就完成了，线路上非故障段的用户就没有感觉，供电可靠性杠杠的。

  满足最少通信数量，线路上的每个开关只需与左右相邻的开关通信，就能判断故障区段。通过开关之间的通信，自己有故障电流+相邻两侧也有故障电流==》故障不在本开关的保护区段，保护不动作，仅启动后备模式。自己有故障电流+相邻两侧开关仅有一侧有故障电流==》故障在本开关的保护区段；自己不存在故障电流+相邻两侧开关仅有一侧有故障电流==》故障在本开关的隔离区段。

  故障定位后，由故障点两侧的开关分别启动故障切除程序和隔离程序，故障点上游开关跳闸--发出故障切除成功标志；故障点下游开关跳闸--发出转供电请求。

  以图一为例，4#开关与2#开关、S1开关通信，S1与4#开关、S2开关通信。假如电源来自1#开关，6#环网柜的S1开关是联络开关（常开），4#-S1线路出现故障时，线#开关均检测到故障电流，S1及右侧的开关均检测不到故障电流。开关之间相互通信判断出故障点在4#开关的下游，在S1的上游，4#及S1分别跳闸，S1跳闸后发出转供电信号，联络开关合闸。故障的定位、隔离和转供电程序完成。

  开关与左右相邻开关的通信解决了就地分布式的故障定位和隔离，通信时间+智能终端程序计算时间+断路器的分闸时间构成了整个程序的总时长，目前的设备基本能在200毫秒以内完成，如果变电站出口开关速断整定时间在300毫秒，则变电站出口开关还没动作线路故障已经隔离，线路故障点上游区域可以不停电，下游区域在几百毫秒内恢复供电，除了故障区段，其他用户就没有感觉，故障已经切除、隔离。因此，供电可靠性非常高，达到毫秒级。这种馈线自动化通常叫智能分布式速动型。如果线路的分段开关采用负荷开关，以上的逻辑需要等待变电站出口断路器跳闸后再执行策略，开关检测无压后进行网络重构，重构时间与速动型没有差别，变电站出口断路器等待几秒后重合闸，恢复线路供电。这种策略通常叫智能分布式缓动型，也有叫“配合型”，以及“基于对等通信一次重合闸”等等，其基础原理一致。这种自动化策略的供电可靠性也很高，算是秒级。但对用户的感觉显而易见，对电压较为敏感的企业（例如电子制造业）影响较大。

  智能分布式是针对线路主干的故障处理，但是线路上常常还有分支线，如何配合呢？对于分支线的处理相对简单，因为分支线通常是单辐射结构，分支上的故障只要分支开关分闸就可以隔离，因此，采用常规保护就可以。但由于主干上智能开关的速度很快，分支上出现故障，主干上游开关也同时检测到，如何减少停电区域？需要在以上的基本逻辑中增加分支开关通信和处理。还是以上面ABCD线是接在BC段之间的分支开关，B1只需要发信息给B和C，B和C不需要发信息给B1，减少不必要的通信量。当故障发生在分支上时，分支开关按照常规三段式保护直接跳闸，同时将故障信息发送给B和C，主干开关收到分支开关的故障信息，即使A和B也检测到故障信号，经过逻辑判断，认为由分支开关去执行隔离逻辑，自己不用动作，不跳闸，仅启动后备保护（如果分支开关拒动才跳闸）。这样，分支采用常规保护与线路的分布式保护就可以配合。

  只要域内开关具备能执行分布式馈线自动化程序的智能终端，以及终端间具备快速通信条件，无论是电缆线路、架空线路、混合线路，还是柱上开关、环网柜、户外开关箱，都可以构建智能分布式馈线自动化。有些人认为只有电缆线路才能实施智能分布式，其实是误会。

  按照智能分布式的基础原理，设备需要有开关（断路器或负荷开关）+智能终端（单体或集中）+故障检测设备（CT、PT）+提供开关及智能终端的电源等四部分。技术发展日新月异，几个月前几乎还没有厂家的产品可以通过测试。现在物质招标里已经有成套开关柜、户外开关箱、柱上开关、单独的智能终端（DTU），均能满足智能分布式要求。用于架空线路的自动化主流产品是成套柱上开关，包括柱上断路器（或负荷开关）、FTU、PT、电源模块、电池。用于电缆线路的主流自动化产品是成套自动化开关柜（断路器或负荷开关），包括开关柜、分布式智能终端（每个开关单独一个终端）、PT柜；另一种产品是常规开关柜+DTU（满足6路开关集中采集控制，DTU也是智能终端）。

  需要结合实际应用环境，考虑故障检验测试能否满足网络保护的要求。例如，变电站是有效接地系统，通过三相CT和零序CT就能够完全满足检测相间短路和接地短路。如果变电站是非有效接地系统（例如经消弧线圈接地），那么在大多数情况下要三相PT配合，通过零序电压暂态录波法判断故障点。

  小电阻接地是广东电网公司主推的接地系统，由于2017年的自动化主流是电压电流型馈线就地自动化，因此，开关+CT+PT是标准配置，因需要采集电压和电流。由于智能分布式的速度当世无敌，很多地方都在考虑和试点减少智能分布式馈线自动化。据我观察，很多技术人员包括厂家倾向于配齐CT和PT，如果是环网柜，由于进出线开关之间还有母线，所以要配齐就需要进出线开关各配一组线路PT，母线还需要配一组母线PT。加上不可少的电源和通信，整套开关柜的设备非常多，体积也比常规的大许多，除了增加造价，对安装环境的空间要求也高了，施工难度变大。

  由于智能终端包含大量电气元件，还有集成电路，对环境的要求比较高，最好是安装在室内。但网架改造面临很多地方智能安装在户外，高温和凝露对运维提出了高要求。

  为了在变电站出口开关动作前完成故障隔离，速动型对时间的要求非常高，其中智能终端的逻辑处理需要约50毫秒，开关本体动作时间约70-100毫秒，以及考虑冗余时间，通信时间应控制在50毫秒以内。如果通过通信运营商，时间难以把握，可能超时。如果采用中压载波通信，在实验室测试，基本能满足，但未经过实际检验。最佳是光纤通信，速度最快，通信质量最好。

  智能终端一般会用直流48V作为工作电源，一次设备工作电源和操作电源也是，以及通信模块也需要直流电源。因此，需要在设备附近提供直流电源，据厂家计算，成套环网柜总的电源需求约17Ah，建议配20Ah以上。电源模块的输入一般会用市电，就近取交流单相220V，假如没有低压电源可取，则需要在设备的PT取电。

  1、目前国内的厂家的通信协议并未统一，各自设计，有采用TCP/IP传输方式的，也有在链路层直接通信的，借鉴IEC61850智能变电站的GOOSE over MAC，将报文直接映射到MAC的传输方式，这种传输方式的优点是速度快，延时只有几毫秒。但其配置是基于MAC地址，通信需要在同一网段内，不能跨越路由，对光纤的要求也较高，即一个智能分布式的域内通信要用同一组纤芯，光缆需求较大。根据配电网及其分布式控制的特点，更适合采用GOOSE over UDP的传输方式，由于UDP协议没有TCP/IP的三次握手机制，所以传输服务是不可靠的，需要采用GOOSE重发机制来保证。这段时间经过与厂家探讨，已有部分厂家修改了通信方式，采用GOOSE over UDP，试验效果良好。另外，最大的问题是没有统一标准，导致不同厂家的智能终端无法通信。而智能分布式馈线自动化的基础原理是建立在智能终端之间的通信，无法通信则没办法实现就地自动化，只能依靠主站计算判断。

  2、对设备的安全及功能要求不统一，标准模糊。大家都在试点，不一样的地区对设备的要求差异较大，厂家设备配置不一，自动化逻辑差异大。目前的趋势是求大求全，因为2017年主推电压电流型就地自动化，现在发现有更好的技术，普遍的想法是鱼与熊掌都要，要求同时提供常规保护、电压电流型就地自动化、智能分布式自动化三种模式。因此，每套开关柜都需要配母线PT，线路PT。在电源配置上参照变电站的技术方面的要求，电池容量提高到38Ah以上，要求双路交流输入，整流模块也要求2组。光纤要求提高到36芯以上，有些地区要求达到48芯。光缆的造价低，多留一些纤芯关系不大，但在环网柜处需要全部成端，并且接入配线架。如果是链式，一进一出需要2套ODF，如果有T接需求的，还要增加配线架。这些要求都造成设备体积以及造价的增加。

  目前在改造自动化终端设备需要为每一台智能终端与主站人工配置并核对信息点表，造成配电网终端的安装调试以及维护的工作量非常大，因此，未来的发展是解决终端的即插即用问题。就是在线路新增加一台FTU或者DTU时，配电智能终端接入通信网络后，能够被主站自动发现，然后主站自动接收终端上传的数据模型配置信息，自动配置主站数据库里终端测控信息，或者主站将配电网终端数据模型配置文件自动下发至终端，终端根据主站下发的配置信息组织测控数据。

  要实现即插即用，需要统一的通信接口和传输协议，还必须在信息模型、信息交换模型、模型数据映射机制统一的基础上，采用统一的配置描述语言，实现配电终端功能与模型信息的字描述。据我了解，国内所有厂家目前都还做不到。关键是没有人牵头制定统一的规范，据了解，IEC61850-90-6《IEC61850在配电自动化系统中的应用》标准文件近期已完成制订，希望相关协会以及生产厂商尽快应用标准。同时，考虑建立配电网终端的自动注册和自动发现两种机制。

  2、电网企业在应用配网智能终端进行配电自动化改造中，不宜简单采用变电站的配置要求，应考虑配电网点多面广的特点，应用奥卡姆剃刀原则——如无必要，勿增实体。在设备的配置上尽量精简，不要求多求全。

  例如，在大电流接地系统条件下，从基础原理来看，智能分布式的保护逻辑属于电流型，故障定位、隔离和转供电只需要电流采样就足够。目前的产品都加入电压采样，其实是辅助措施，不是非要不可的。在应用中，常常要求智能终端具备电压电流型策略和智能分布式策略，通过面板转换开关选择。因为电压电流型策略必须检测线路电压，因此，线路PT就必须配置。如果一个地区确定了要采用何种自动化策略，就只选用一种策略。

  有的厂家开发通过检有无电压和开关的分合位置自判断开关是分段还是联络，虽能达到自动判断开关的性质，调用相应的策略。我认为此功能用处不大，通常分段开关和联络开关是固定的，改变两者的状态概率很小，若需要改变即使采用人工修改定值或通过面板开关转换的工作量不大，为此需要设备进出线均配PT，增加了一次设备。还有厂家的转供电逻辑加入了联络开关合闸前以检无电压为必要条件。我认为这个功能也属于多余，执行转供电策略的条件是分段开关检测到故障电流-隔离成功-请求转供电，程序具有前后次序，缺一不可，所以当联络开关收到转供电请求时，意味着一定出现故障，分段开关已分闸、故障已隔离，没有电压的采样也不可能会发生误合。另一方面，所有的开关柜配套的线路PT增加了后续的运维工作量。如果仅仅是给智能终端作为有无电压的判断，也不一定要配置线路PT，可以用电容分压原理，采用套管式带电指示器，加强型的带电指示器输出2组独立信号，一组供指示灯，一组硬接点提供电压信号。如果采用这种装置无疑能节约柜体的空间和造价，很遗憾，这个技术没有厂家采用。

  目前主流是针对整组线路做改造，主要使用在在市区的电缆网。其实，智能分布式的应用场景范围能扩大到架空线路，农网地区也并非不可以应用。随着电子技术的发展，智能终端的功能越来越强，造价越来越低，一次设备也是，目前配网的断路器与负荷开关的价差很小。主要制约因素是通信，因为要满足快速可靠的要求，目前来看还是光纤最好。但电力中压载波技术看来也不错，延时的要求基本能满足，另外，NB-IOT和LoRa通信技术也可以研究，虽然物联网的通信特点是远距离低功耗，带宽通常不高，但智能分布式的报文字节很少，对带宽要求不高。我认为，这些通信技术都可以研究。未来，5G通信也提供了更快的无线公网通道。

  应用的场景并非一定要整组线路一起实现，例如对于重要用户，也可以做局部的应用，智能分布式自动化的原理是建立一个域，只要在这个域内满足文章开头的3个条件，就可以布置一个局部的自动化。这样，对于一些行政、文化中心的环网供电，停电转换时间就能轻松实现毫秒级，相当于配置双电源和备自投。

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