（国网天津市电力公司城西供电分公司 300190）
1.引言
近年来，配电网自动化的应用越来越广，馈线自动化技术的应用已经比较成熟。一般来说，只有属于同一供电单位管辖范围内的配电线路才能纳入到馈线自动化的应用策略中。但是值得一提的是，在国内很多供电单位，220kV变电站内的10kV低压配电线路调度权与控制权分离的情况也比较普遍，具体表现为线路开关的调度权在各地市调度，但是开关控制（包括遥控）的操作权限在省级调度，因此这部分线路无法直接通过配电自动化主站系统完成完整的自愈控制过程。这类线路大多数位于中心城区A类区域，对供电可靠性要求很高，因此研究这部分线路的配网自动化策略实现方式是十分必要的。本文探讨了这部分线路实现馈线自动化存在的安全风险点，提出了几种解决方案并列举了每种方案的优缺点，供相关人员参考。
2.调度权与控制权分离的线路纳入馈线自动化的风险点
2.1主站系统的安全风险
当地调某配电网线路在故障发生时，系统会首先自动断开故障段两端的开关，再合上联络开关从而实现故障的自动隔离与最大限度恢复送电。但是当相关联络开关属于两权分离的情况，地调的配电主站无权也无法进行联络开关的遥控操作，因为这部分220kV变电站的开关三遥信息是直接传送到省调的。因此这时，要想实现馈线自动化，就必须先向上级调度机构进行人工或通过EMS系统进行开关控制请求，由省调进行相应开关的手动遥控或通过EMS系统的上下级互联将“同意”的消息转发给地调系统，再由地调系统进行开关遥控。无论采取人工或系统互联互通消息的方式，都是一个比较繁杂的过程，尤其是涉及上下级调度的沟通，不仅增加了故障时自愈的时间成本，也加大了开关遥控的安全风险。
2.2变电站端的安全风险
如果将这部分线路在应用馈线自动化时的开关的控制权下放到各地调，这样可以规避主站系统的安全风险，但是却增加了变电站端远动系统的安全风险。因为要实现地调对220kV变电站内开关的遥控，只能改造站内的远动系统，增加新链路将这些两权分离线路开关信息同时传送到地调，实现地调系统对所需开关的监控。这样做可以较好地解决这类问题，但依然会出现新的安全风险，包括：站端远动系统维护职责需要重新划分、存在远动信息表误动、信息不同步等。解决这些问题必须依靠工作流程及管理办法的修订和严格执行。
3.几种解决方案
为了更好的解决调度权、监控权分离与实现馈线自动化的矛盾，我们对此进行了深入研究，可能的解决方案有以下四种：
3.1 模式一: 利用地调现有配电主站系统与市调配网主站或各地调EMS主站与市调EMS调度主站通信，进行数据转发同步、遥控命令转发等机制来相互配合，由市调EMS系统进行出线开关遥控模式。
优点：现有遥控模式及管理模式不需要变动；
缺点： ①投资大,实现复杂，需要建立市地两级系统的接口程序； ②会增加市调调度员的工作量。跨系统调试的工作量较大，由于环节复杂，若出现问题，查找事故原因较麻烦。 ③后期运维的工作量较大。 ④可靠性和安全性较低。
3.2模式二: 独立通道、独立远动机进行10kV出线开关遥控模式。
具体为将这部分线路的监控权下放到各地调，实现调度权与监控权的统一。在220千伏变电站内再单独安装一台远动机或多台（当调度权归属2个或以上地调时需安装多台远动机），负责采集本站10千伏开关的遥测、遥信信号并通过独立数据网通道上送至有调度权的地调调控中心。同时接收地调调控人员或地调配网自动化系统下发开关遥控命令。原远动机中的遥控表中只保留有监控权的部分开关。
优点：①职责明确，新增远动机的运行维护职责可由进行配网线路控制的调控中心负责，原远动机继续由检修公司运维。②实现较为简单。③安全可靠性高。
缺点：①前期投资较第二种模式要大，需要新增一台或多台远动机。②现阶段220千伏变电站是由检修公司负责维护的。地调自动化人员无法独自进入220千伏变电站进行远动机的检修工作，需要检修公司自动化人员持票和协助才能完成。因此要实现这种模式，必须建立相应的管理制度和工作流程作为依托。
3.3 模式三: 独立通道，同一远动机中不同遥控表实现10kV出线开关遥控模式。
具体实现方式为将这部分220kV变电站的10kV 线路在全自动自愈功能投运方式下的DA程序遥控权下放到各地调，监控权及人工遥控权仍由市调所有。利用220kV变电站内现有远动机，负责采集本站10kV开关的遥测、遥信信号并通过独立数据网通道上送至有调度权的地调调控中心。同时在远动机中配置一张独立的遥控表（只配置本级调度权的10 千伏开关部分），原远动机仍由检修公司进行维护。接收地调在配网自动化系统启动DA时由调度自动化系统自动下发开关遥控命令，地调人员不能人工对其进行遥控。
当这部分10千伏线路有工作需要闭锁配电自动化FA对其进行遥控时，本级调控人员需在EMS调度自动化系统画面上对该开关进行挂牌操作，从而闭锁此开关遥控动作。这时，开关的人工遥控权仍在市调。
优点：①前期投资少，不需要新增设备，实现简单，当前220kV变电站信息表与转发市调仅需新增远动机的转发通道，不需要有大的改动。②后期维护量较小，仅在远动机故障和遥控点表发生变化时才需要维护。③安全可靠性较高。
缺点：远动机维护职责不好划分，容易出现问题责任不明确的问题。
3.4 模式四:在10kV出线开关线路侧加装断路器模式
具体实现方式为：不改变现有的遥控模式及管理模式，在10 kV出线开关线路侧加装断路器和DTU三遥配电终端。配网故障隔离和上游恢复时，系统只对出口断路器进行分合闸操作，站内的出线开关不动。要注意出口断路器保护和出线开关保护之间的配合。
优点：①通过控制加装的中间断路器实现故障隔离及自愈，可以不改变现有的管理权限。②馈线自动化FA不依赖于EMS系统，能实现自身系统的全故障隔离和自愈，提高了故障处理的准确性和效率。
③安全可靠性高。
缺点：①需对每个出线开关侧的配电开关改造成断路器或在变电出线外加装断路器，投资相对较大。②配电主站系统不能处理加装的断路器和变电站出线开关之间电缆故障；③不适用于主站集中式与就地分布式相结合的控制模式。
3.5四种模式对比
实现模式对比表
3.6解决方案建议
在对上述四种模式进行了充分的研究和论证后，提出建议如下：
当配电线路调度权与控制权不统一的情况下，建议采取第三种模式。
4. 结束语
综上所述，本文对调度权与监控权分离的配电出线开关遥控模式研究，指出了两权分离配电线路纳入馈线自动化的存在风险点，进而给出了几个解决方案供大家探讨。馈线自动化的应用是一个长期不断完善的过程，只有根据各供电单位的配电网的实际情况及管理模式进行有针对性的选择，并不断尝试，对策略进行不断优化改进，才能持续提高配电自动化应用水平。
论文作者:张黎元
论文发表刊物:《电力设备》2016年第16期
论文发表时间:2016/11/8
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