配网自动化的技术原则

配网自动化的技术原则（精选5篇）

配网自动化的技术原则 第1篇

无锡市中低压配网规划技术原则 总则

1.1 为使无锡市中低压配电网规划、设计、建设和供用电技术业务实现规范化、标准化，达到优化电网结构、保持电网安全稳定运行、保证电能质量、提高供电可靠性、降低电网损耗、改善电网经济性、合理使用资金、满足环保要求、促进技术进步、以信息化带动无锡电网的发展、提升自动化程度和劳动生产率的目标，更好地为客户服务，建设与无锡市经济社会发展相适应的现代化电网，特制订无锡地区电网规划与建设有关技术原则的规定（以下简称规定）。

1.2 本规定系根据国家、江苏省、无锡市人民政府和电力行业管理的有关法律、法规、标准、规程、规范和导则，并结合无锡电网的具体实际和发展而制订。

1.3 本规定适用于无锡市中低压配电网内所有的输、变、配、用电工程的规划、设计、基建、改造以及电网运行、用电管理和供电技术业务。无锡供电公司所属的各部门、单位都应遵照执行。1.4 本规定所引用的各有关技术标准，均应是有效版本。1.5 本规定的解释权属无锡供电公司发展策划部。对个别特殊情况需要改变本规定所明确的技术原则时，应向无锡供电公司发展策划部说明情况，报请公司分管领导批准。2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本导则的引用而成为本导则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（包括勘误的内容）或修改版均不适用于本导则。但鼓励根据本导则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本导则。

无锡地区电网规划与建设的有关技术原则 城市电网规划导则

江苏省0.4kV～220kV电网建设技术导则 GB 50052 供配电系统设计规范 GB 50053 10kV及以下变电所设计规范 GB 50054 低压配电设计规范

GB 50061 66kV及以下架空电力线路设计规范 GB 50217 电力工程电缆设计规范

DL/T 5221－2005 城市电力电缆线路设计技术规定 DL/T 814－2002 配电自动化系统功能规范 DL/T599-1996 城市中低压配电网改造技术导则 3 名词术语

3.1 中、低压配电网范围

中、低压配电网是指由10kV及以下的架空线路、电缆、各类配电站、杆架变压器等组成分布面广的公用电网。3.2 供电可靠性

供电系统对用户持续供电的能力及可靠程度。3.3 中性点接地装臵

用来连接电力系统中性点与大地的电气装臵，由电阻、电感、电容元件或复合型式构成。3.4 配电网自动化

利用现代电子技术、通信技术、计算机及网络技术，采集并处理配电网数据、用户数据、电网结构和地理信息，实现配电系统正常及事故状态下的监测、保护、控制以及配电管理功能。3.5 配电所

中低压配电网中，用于变换电压、集中电力和分配电力的供电设施，也称为变电所。配电站一般是将10kV电压变换为0.38kV电压。3.6 开闭所

用于接受并分配电力的供配电设施，也称为开关站。中压配电网中的开闭所一般用于10kV电力的接受与分配。3.7 环网柜

环网供电单元（负荷开关和熔断器等）组合成的组合柜，称为环网供电柜，简称环网柜。3.8 电缆分接箱

完成配电系统中电缆线路的汇集和分接功能的专用电气连接设备。常用于城市环网、辐射供电系统中分配电能及终端供电。3.9 配电变压器

指将10kV及以下电压等级变压成为400V电压等级的配电设备，简称配变，按绝缘材料可分为油浸式配电变压器（简称油变）、干式配电变压器（简称干变），按铁心材料可分为非晶合金、卷铁心配电变压器等。4 电压等级

无锡城市中低压配电网的标准电压等级如下: 中压配电网 10kV 低压配电网 380/220V 5 中性点接地

5.1 10kV系统接地方式为：线路以电缆线路为主的采用经接地电阻接地方式；线路以架空线路为主的采用可自动跟踪的消弧线圈接地方式。

5.2 380V/220系统采用直接接地方式，且应多点重复接地。6 供电可靠性

供电可靠性应满足下列目标中的具体规定：（1）电网供电安全准则。（2）满足用户安全用电的程度。

供电系统用户供电可靠率≥99.90(全口径)，城市电网用户供电可 靠率≥99.99% 6.1 供电安全准则

无锡城市中压配电网的供电安全一般采用N-1准则，个别特殊重要地区采用N-2准则。6.2 满足用户用电程度

电网故障造成用户停电时，允许停电的容量和恢复供电的目标时间如下：

（1）两回路供电的用户，失去一回路后应不停电。（2）三回路供电的用户，失去一回路后应不停电，再失去一回路后应满足50-70%用电。

（3）一回路和多回路供电的用户电源全停时，恢复供电的目标时间为一回路故障处理的时间。

（4）闭环回路开环运行的用户（包括N供一备回路中的用户）环网故障时需通过倒闸操作恢复供电的，其目标时间为操作所需时间。

（5）考虑具体目标时间的原则是：负荷愈大的用户，目标时间应愈短。当配备自动化装臵时，故障后的负荷应自动转供。

特殊客户对电能质量可靠性要求超出电网现有可能条件时，应自行采取相关措施解决。6.3无功补偿与电压调节 6.3.1无功补偿

(1)无功补偿应根据就地平衡和便于电压调整的原则，采用 分散与集中相结合方式。

(2)集中补偿在高压变电站内，有利于控制电压水平。(3)分散补偿在用户侧，一般在用户低压侧集中补偿；对容量较大，负荷平稳且经常使用的用电设备宜单独就地补偿。用户无功补偿（电容器）应能随负荷大小按功率因数自动投切。高压供电用户其功率因数应达到0.9以上，且无功不得倒送。6.3.2电压调节

(1)配电网的电压偏移允许值 10kV：±7% 380V：±7% 220V：-10%~+7%(2)电压合格率

10kV电压合格率目标为：≧99% 低压用户电压合格率为：≧98%(3)通过在高压变电站10kV母线上投切无功补偿电容器、调节变电站变压器有载调压开关来进行电压调节。

（4）通过对架空线路进行电缆化改造或加大导线截面、缩短供电距离、平衡三相负荷、改变配变电压分接头等措施来减小电压降。6.4短路容量

应采取措施对短路容量的增长严加控制，使变电站10kV母线短路电流控制在20kA以下。6.5谐波控制

对含有谐波源的用电设备，应采取措施使其谐波满足国标GB/T 14549-93的规定。7 中低压配电网网架结构

中、低压配电网结构应具有较强的适应性，开关站所、环网柜、电缆分支箱、主干网导线截面等应按配电网中长期规划一次建成，并留有扩充接口或扩建余地。7.1供电半径

7.1.1 中压供电半径根据实际情况按以下三种情况控制:(1)主城区、省级及以上开发区供电半径≦1-1.5公里(2)其他城市建设用地区域≦3公里

(3)非建设用地（如基本农田、山地、水面、生态绿化区等）

根据负荷实际情况核算电压降，供电半径可以适当放大，一般不宜超过6-8公里。7.1.2 低压供电半径

（1）城市建成区≤150米。（2）城郊结合部、镇区≤250m，（3）乡村≤400m，目前各区域线路根据负荷的发展以及投资情况，逐步分年度改造达到上述标准。

7.2 线路分段：配电线路应根据线路的长度、负荷的密度和线路接入装机数量进行分段，一般分为3-4段。城市建成区线路按每分段≤6～8个接入点进行分段；其余线路按2～3公里长度进行分段。原则上每个分段控制接入装机容量在2000—3000kVA。

支线接入点超过10个或线路接入总容量超过3000kVA的支线应装设分支断路器；接入户数较少或支线长度超过1.5公里，原则上应装设支线断路器。

7.3 线路联络：联络线路的选择顺序如下：（1）不同变电所；（2）同一变电所不同母线；（3）同一变电所同一母线。按照上述顺序选择联络线路应同时考虑选择不同负荷性质的线路。新建10kV线路原则上应和其他线路形成环网。7.4 配网结构要求: 7.4.1 中压配电网应依据高压配电变电所的位臵和负荷分布分成若干相对独立的分区。分区配电网应有大致明确的供电范围，尽量按照行政辖区、道路网进行分区供电，一般不交错重叠（客户双电源线路除外）。分区配电网的供电范围将随新增加的高压配电变电所及负荷的增长而进行调整。

7.4.2中压主干网架要清晰可靠，应有较强的适应性并规范化，新建主干线路和环网设备应按长远规划一次建成，随负荷的发展而插入新的电源点，网架的结构应基本不变。

7.4.3相邻变电站之间的配电网主干线，通过线路分段和联络设备形成环形网络，正常时开环运行，变电设备检修时线路一般能通过操作不对外停电，故障时能转移负荷，缩小停电范围。7.5 中压配电网具体结构选择 7.5.1 中压架空线区域

中压架空线区域近期实现手拉手接线（附图1）,根据需要逐步过渡到多分段多联络（附图2）。同时根据区域内供电可靠性以及负荷发展的要求，最终向网格式（四电源井字网架）（附图3）或N供一备（附图4）方式过渡。

部分供电可靠性要求比较高，大用户末端集中负荷的区域适用多回路平行供电（附图4）的方式。以上各接线结构中，手拉手接线结构一般适用于负荷密度较低(线路负荷率低于50%)的区域,如农村区域以及负荷增长未到位新建城区。多回路平行供电适用于供电可靠性较高，同时10kV大用户末端集中负荷的区域。多分段多联络(二分段二联络)接线适用于供电可靠性较高，负荷密度较高(线路负荷率高于50%，低于67%)的区域。网格式（四电源井字型）结构主要适用于供电可靠性要求高，负荷密度比较高(线路负荷率高于50%，低于75%)的区域。

根据规划无锡地区中压配电网应逐步形成环网，开环运行的原则。当环网线路负荷率低于50%时，环网形式一般采用双电源手拉手接线形式、三电源环网或平行线路供电的形式。其中平行线路供电尤其适用于线路末端存在大用户的情况。

当环网线路负荷低于50%，根据网络条件，为提高供电可靠性双电源手拉手形式可向三电源环网形式过渡。

当环网线路负荷达到高于50%、低于75%时，双电源手拉手形式、三电源环网根据区域实际情况逐步向多分段多联络(二分段二联络)、网格式（四电源＃字型）结构过渡，或者根据区域实际情况决定向N供一备形式过渡或者分成两个环供电。7.5.2 中压电缆区域

中压电缆区域根据负荷密度、供电可靠性要求、近期采用单环（附图5）或双电源双辐射接线（附图6）为主。

远景逐步过渡到双环网接线模式（附图7）以及多回路平行供电模式、N供一备的模式供电。具体应用条件：单环网及双电源双辐射接线负荷密度、供电可靠性要求类同前述的手拉手接线形式，双环网模式负荷密度、供电可靠性要求类同前述的网格式（四电源井字型）。

根据规划无锡地区中压配电网应逐步形成环网，开环运行的原则。当环网线路负荷率低于50%时，环网形式一般采用单环网接线形式或多回路平行线路供电的形式。环网线路负荷达到高于50%、低于67%时，单环网形式根据区域实际情况逐步向双环网接线模式过渡，环网线路负荷率高于67%、低于80%，根据区域实际情况决定向N供一备、平行线路形式过渡或者分成两个环供电。8 配电网建设原则：

配电网建设遵循根据一次规划，分步实施的原则。配网建设一方面考虑满足用户不断提高的可靠性、电能质量要求，规划达到全地区满足N-1要求，重要用户满足N-2要求；一方面与地区经济发展情况、城市建设情况、配网投资、用户容量的实际情况相结合，确定以下由高到底三个层次满足用户供电可靠性要求，最终逐步过渡达到规划目标。

1、网络结构应对所有配电设施满足N-1安全准则，检修不引起非检修段的停电，所有线段的故障可隔离，非故障段可短时恢复送电。

2、主干网络应满足N-1安全准则，主干线段故障可隔离，非故障段可短时恢复送电，支线故障可隔离。

3、网络结构应满足检修不引起线路全停，故障可分段隔离。8.1 中压配电网的组网原则 对环网结线方式，每一环网回路最大电流不宜超过250A（约4000kVA）。根据不同的负荷性质，在考虑变压器负载率及同时系数后，单回线路配电变压器安装容量可适当提高。8.2 具体线路容量控制： 8.2.1 10kV辐射型终端线路：

10kV单回路供电用户:客户装机容量160kVA以上至8000kVA。10kV多回路供电用户:客户装机容量超过4000 kVA的10kV用户应尽量采用多回路平行供电模式。用户总装机容量必需≤80000 kVA，回路数不得超过10回线路。

10kV辐射型终端线路：单一客户线路装机容量不超过8000 kVA；多客户线路装机容量不超过12 MVA。多客户线路当线路负载率超过75%时,无论装机容量是否超过均需划供负荷。8.2.2 10kV环网线路：

双电源手拉手结构、三电源环网结构：线路负荷率必须控制50%（即电流250A）以下，一旦线路负荷率超过50%，必须进行负荷划割或网络变换。在此负荷率控制的基础上，线路容量控制如下：

单一客户装机容量原则上不超过4000kVA；多客户装机容量原则上不超过6000kVA。

如果环网线路装机容量不超过4000kVA，且负荷率预计在2年内≤50%（即电流125A）,允许在正式方案实施前，临时过渡装机容量可分别控制到6000kVA、8000kVA。一旦负荷率超过75%（即电流187A），必须进行相应的划供或网络结构调整。双环网：线路负荷率必须控制67%（即电流333A）以下，一旦线路负荷率超过67%，必须进行负荷划割或网络变换。在此负荷率控制的基础上，线路容量控制如下：

线路装机容量原则上不超过8000kVA，且每一分段的装机容量均需控制在3000kVA以内。如线路负荷率预计在2年内≤50%（250A），允许在正式方案实施前，整条线路临时过渡装机容量控制到10000kVA以内，在线路总装机控制的基础上，其中分段的装机容量可临时控制到4000kVA以内。

网格式（四电源＃字型）：线路负荷率必须控制75%（即电流375A）以下，一旦线路负荷率超过75%，必须进行负荷划割或网络变换。在此基础上，其线路容量控制与双环网相同。

N供一备形式：单一客户线路装机容量原则上不超过8000kVA；多客户线路装机容量原则上不超过12000kVA。多客户线路当线路负载率超过75%时,无论装机容量均需划供负荷。

在组网过程中，放射形型线路形成双电源手拉手、三电源环网结构时，如有条件进行适当的负荷分割，应达到上述容量控制要求。同时如线路负荷率超过前述的变化范围必须进行网络转化或负荷划供。

对环网结线方式，电缆线路区域内：

对新用户电源安排组网时，应注意尽可能避免环网回路线路迂回。已投运的“手拉手”环网供电的环网柜间、用户间出现新用户时，若线路容量未满，可采用电缆解口方法将新用户接入，但不宜过多地解口，以限制电缆中间头数量。应用N供一备2形式的区域，每一环网回路的主环网节点一般不 超过6个，每一节点变压器装机容量控制在1500-2000kVA左右。环网主节点原则应为大用户或公用环网开关柜。

单台小变压器用户较多的供电区域，应适当设臵公用环网柜作为环网回路的主环网节点，由主环网开关引出的分支回路可适当设臵电缆分支箱供终端小用户。8.3 400V低压配电网

400V装机容量开放:居民小区16kW—250kW及以下，其余16kW—160kW及以下。

8.3.1 低压配电网力求接线简单，安全可靠，一般采用放射型接线。规划形成以柱上变压器和配电所为中心，采用一条线放射式、两条线放射式以及树枝状放射式结构。

8.3.2 低压配电网实行分区供电的原则，以台架变压器为单元，应有明确的供电范围，低压架空线路不得超过中压架空线路的分段开关。低压线路的供电半径原则上按前述5.1.2控制，并保证末端电压在国标规定允许范围内。

8.3.3 市中心区低压线路应采用低压绝缘线（铜芯），主干线截面采用120mm2。旧城区成片改造时，宜采用低压绝缘线沿墙敷设方式或采用排管敷设电缆。新建小区原则上均采用排管敷设电缆。8.3.4 市区中、低压配电架空线路为充分利用通道资源，应同杆架设，并做到同杆架设的线路为同一电源。

8.3.5 低压系统均采用三相四线制供电，零线截面必须与相线相同。低压架空干线和分支末端零线必须重复接地，接地电阻不允许超过10Ω。9 10kV开闭所

9.1 10kV开闭所布点原则

10kV开闭所主要运用在电缆区域内，原则上在负荷密度较高的主城区、高新技术开发区沿主干道两侧每隔500米左右设一座。9.2 10kV开闭所选址原则

10kV开闭所宜建于负荷中心和两个变电站供电范围分界之处，原则上设臵在主要道路的路口及附近。10kV开闭所的建设应争取结合城市建设及有关用户的建设同时进行，为满足运行和检修条件一般设臵在地面上。

在个别负荷密集、占地条件受到严格限制的地区可根据用户负荷特点、环网要求，严格控制使用小型化的箱式环网柜、电缆支接箱。9.3 10kV开闭所设计原则

10kV开闭所原则上采用典型设计，无人值班。

9.3.1 二进二环四出，单母线分段。初期单列一次建成，远景相同规模双列布臵。开闭所电源来自两个变电所或同一变电所的两段母线，可结合规划设臵环网分段点。开闭所进线、联络开关采用可切除故障电流的开关，出线开关可采用配网自动化功能，实现配网自动化。9.3.2 三进二分段。每回母线出线4-6回，正常2条主供线路，1条备供线路。该类开闭所适用在负荷水平很高的区域，开闭所所址取得难度较大的区域，10kV出线困难的区域。10 导线选择 10.1 10kV：

干线架空线：铝导线185。绝缘线240 支线架空线：铝导线120，70，绝缘线150、95； 干线电缆：400（铜芯），500（铝芯）； 支线电缆：240，150，95（铜芯）。10.2 400V：

干线架空线：120（铜芯）；支线：95（铜芯）。干线电缆：185 支线：70 220V接户线：新建或改造为铜芯50、35、16。11 配电自动化原则

11.1配电系统自动化定义及其目标

配电系统自动化：采用计算机、通信及网络技术，将配电网在线和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形数据进行信息集成，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监控、用电和配电管理的系统。

配电自动化的近期目标是减少停电时间、提高供电可靠性。最终目标是为用户提供高可靠性的优质、高效服务。11.2 配电系统自动化的规划设计原则

坚持贯彻科技创新，近期、远期结合，考虑升级和发展，统一规划，局部试点，分步实施。

配电自动化的实施条件：电源容量及分布点合理；10kV主网架已规划确定或基本形成，网络结构形成后不会被轻易打破；负荷增长基本稳定,线路供电能力可满足规划期负荷增长和负荷转带的需要。11.3 配电自动化优先实施区域：负荷性质重要，环网供电电缆结构、分段合理的架空线网络或上述两者的混合网络为主。优先考虑在对供电可靠性要求较高的城市中心区、外资集中的工业园。

11.4 配电自动化实施方式：针对不同的可靠性、区域和供电方式，实施不同的自动化方案。可先实施效益比较明显的配网GIS、馈线自动化、远方自动抄表功能，选用模块化设计的产品，采用分层结构及就地自动控制，便于功能扩展和现场升级。

11.5 一次开关设备应满足高可靠性、免检修、少维护（免维护）、可电动操作、能多次合分及预留与终端设备接口等要求。

11.6 通信通道原则上采用光纤。原则上新建电缆线路，特别是电缆线路供电的大用户，应在敷设电缆同步敷设一定芯数的光纤。附件一：线路接线方式 附图1:手拉手接线方式

线路1母线1线路2母线2

附图2:三电源环网接线方式（架空线）

附图3：二分段二联络接线方式

附图4：网格式（四电源＃字型）接线方式

出线母线1分段联络分段联络出线母线3母线2出线分段分段出线母线4附图5：N供一备模式中三供一备接线方式

附图6：多回路平行供电网络接线方式

注：多回路平行供电分为2种：

1、考虑线路之间互为备用既1供1备模式、N供1备模式。线路之间考虑互为备供容量。

2、线路之间不考虑备用情况，即其中联络开关取消。

附图7：单环模式1接线方式

线路1母线

1线路2母线2

单环模式2接线方式

线路1母线1线路2母线2

附图8：双电源双辐射接线（电缆）方式

线路1母线1

线路2母线2 附图9：双环网（电缆）接线方式

线路1母线1线路2线路3母线3母线2线路4母线4 附图10：N供一备接线形式1接线方式

线路1母线1线路2母线2线路3母线3开关站N供一备接线形式2接线方式 附件二：开闭所接线方式：

附图11： 二进二环四出开闭所接线方式

10kV开闭所二进二环四出

附图12：二供一备开闭所接线接线方式

线路1母线1线路2母线2线路3母线3开关站注：线路1、3为主供线路，线路2为备供线路

基于配网自动化通信技术的研究 第2篇

1 配网自动化研究现状

我国配网自动化的研究始于20世纪90年代, 相比于西方发达国家, 我们的研究滞后了20年。由于我国的电力电工行业一直保留着“重发电、轻供电、无视用电”的传统思想, 使我国的配电网网络建设长期处于低端发展阶段, 且缺乏整体规划。根据调查显示, 现阶段国内外并没有一种通信技术可以很好地满足配网自动化的需要。我国的配网自动化系统中的通信系统构成是由多种通信技术冗杂而成的。在正常工作中, 需要根据实际需求来选择适应的通信技术。在日本的配网自动化通信系统中, 并不会使用无线电技术, 原因是无线电频段大多都被电台所占用剩余的频段, 并不能达到规定的供电效率。我国最为普遍的是光纤及通讯电缆等, 而在欧美等国家, 多应用无线通讯网络与有线通信网络相结合的形式。在我国的配网自动化通信系统中, 主要传输方式是光纤传输方式, 选用光纤环网和光纤以太网作为接入网。随着通信技术的不断发展, 会有越来越多的新型通信技术被应用在配网自动化中, 类似于调频电台、电话线这样通信速率低下和可靠性不足的通信技术的应用会越来越少。

2 配网自动化系统

我们通常将电力系统中的二次降压阶段和降压之后向电力用户供电之间的网络框架称作是配电网。它的主要组成部分为电缆配电线路、架空电缆线路、配电所、电力接入用户等。对于配电网等级的划分, 通常情况下根据电压的大小将配电网划分为高压配电网、中压配电网、低压配电网。从结构体系上看, 将其划分为树状网、环状网、辐射网。配网自动化系统中存在一个有效的系统站, 可与远方终端、智能装置之间进行数据传递、控制、筛选、整合。但对于配网自动化通信系统而言具, 其有自己的信息处理特点, 主要表现为通信节点数量相对较大、通信节点相对分散、通信节点距离短、可采用的通信方式较多等。通信技术配网是自动化体系中的主要组成部分, 因此, 我们对通信技术有着严格的要求, 主要表现在通信要具有较高的可靠性、满足数据的传输要求、具有实时性、通信不受停电和故障等外界因素的影响、使用和维护要简单、具有较高的发展开放性。

3 配网自动化通信技术

配网自动化通信技术按照通信介质可以分为有线方式和无线方式两种。在无线方式传输中, 最明显的优点是结构简单、造价低廉, 且不受停电等外界因素的影响, 持续工作能力强;有线通信就是现阶段众所周知的光纤通信技术和电力线载波通信技术。光纤通信技术具有效率高、抗干扰能力强等特点, 但需要搭建专门的电网, 投资较高。

3.1 光纤通讯

光纤通讯的主要载体是光波。以光纤作为传播媒介的通信技术在现阶段配网自动化系统当中得到了广泛应用, 主要具有通信容量大、传输效率高、抗电磁干扰、组网方式灵活等特点。目前, 我们国家光纤技术主要的接入技术为有源光网络技术和无源光网络技术两大类。我们正在通过现有技术不断地对光纤通信技术进行改造, 以期通过相应的手段解决光纤通信成本昂贵的问题。

3.2 电力线载波通信

随着科学技术的不断发展和用户需求的不断提高, 促使我国的配网自动化系统向着更高的水平发展。近年来, 基于光纤通信技术基础之上的电力载波通信技术受到了广泛关注, 成为了通信技术研究的热点。但电力载波通信技术自身具有的时变性、频率传输固定性, 导致其在具体的配网应用中存在很多未解决的问题。而所谓的电力载波通信技术是利用专业调制解调器对信号进行调制, 然后将信号作用于电力线上进行传输的通信技术。20世纪20年代, 电力载波通信技术已经被应用于10 k V配电网络线路的信息传输中, 在中、高压配电网中实现了语音传输和控制指令传输, 并建立了相应的国际运营标准。对于低压配电网而言。现阶段的很多通信技术, 比如数字信号处理、计算机控制等都极大地提高了低压配电网电力载波通信技术的可靠性和实时性, 促进了电力载波通信技术的进一步发展。

3.3 配网自动化通信技术的选择

通过以上介绍可以看出, 配网自动化通信技术有很多种类, 具有不同的特征和性能。其系统造价和功能存在很大的差异, 因此, 对不同配网自动化通信技术的选择研究具有着鲜明的现实意义。其中, 光纤通信方式应选择以太网无源光网络及工业以太网等网络技术, 点载波通信方式可以选择中亚电缆屏蔽层等技术, 具有遥控功能的配电自动化区域应优先采用专网通信。

4 结束语

电力系统一直是我国经济发展和社会建设的“原动力”, 我们应对电力行业的发展予以重视。在电力发展中, 电力电网作为电力传输的主要方式, 其重要性不言而喻, 针对不同配网自动化选择不同的通信技术是现阶段电力行业发展的主要方向之一。

摘要：通信技术是配网自动化体系中的重要组成部分, 是配网技术中远距离终端信息传输、信息采集、信息控制的重要技术基础, 对配网自动化系统的构成和发展起着重要作用。因此, 立足配网制动化通信技术的发展现状, 对配网自动化通信技术进行了深入研究。

关键词：配网自动化,通信技术,电力用户,配电网

参考文献

[1]韩国政, 徐丙垠, 索南加.基于IEC 61850的配网自动化通信技术研究[J].电力系统保护与控制, 2013 (02) .

配网自动化的技术原则 第3篇

[关键词]电力系统；配网自动化；分布智能模式；集中智能模式

引言

配电自动化指利用现代电子技术、通信技术、计算机及网络技术与电力设备相结合，将配电网在正常及事故情况下的监测、保护、控制、计量和供电部门的工作管理有机地融合在一起，改进供电质量，与用户建立更密切更负责的关系，以合理的价格满足用户要求的多样性，力求供电经济性最好，企业管理更为有效。

1、电力系统配网自动化概述

所谓电力系统配网自动化，是指通过对电子技术、通信技术、计算机技术的高度综合利用，对用户数据、电网结构和图形信息、配电网数据等实施管理控制的系统。其原理是当某一区域出现电路故障的时候，电力系统配网自动化可以及时将分割区域的开关跳开，使得故障区域被单独地隔离出来，之后将因线路出现故障而断电的非故障区域快速恢复正常的供电以此来避免当线路发生故障时致使整条线路和大片区域出现连续断电的情况。该系统的存在，使电力系统配网管理成功实现了自动化控制，为电力系统整体运行质量和安全保障的提升做出重大贡献。鉴于配网自动化在电网运转保障方面的优异特性，各国对于它的发展与应用都非常重视。特别是在工业发达国家，电力系统配网自动化技术发展水平较高。我国的配网自动化技术实施略晚，但由于政府及各大电力企业的高度重视，发展速度还是非常快的。

2、配电网的合理规划

2.1配电网的合理规划

配电自动化对配电网规划提出了以下几点基本要求：①供电线路要连接成环网，且至少具备双电源，对供电密集区甚至要考虑构成多电源供电系统。②线路干线须进行分段。避免线路某处出现故障导致整条线路都连续失电，即通过分段开关的倒闸，将非故障区域负荷转移。分段原则是：根据具体情况，或按负荷相等，或按线长相等，或按用户数量均等原则。应考虑投资效益，一般线长在3km以内的宜分3段。线路更长时分段不超过5段。③若分段开关使用负荷开关，不使用断路器，可节省部分一次设备的投资。线路发生故障后，分段开关的作用是隔离故障区域，而不是切除故障电流。当故障发生后，变电站10kV出口断路器分开，切除故障电流，此后，划分故障区域的分段开关才跳开隔离故障，此时故障电流已经切除。

2.2开关设备的选型

正确的开关设备的选型是关键。为实现控制中心和分段开关进行数据通信，要求控制开关、断路器不仅具备远方的遥控操作和数据信息通讯等基本功能，同时还要具备独立、完善的操作电源系统。为获取负荷电流、过载电流及短路电流量，达到遥信、遥测、遥脉等功能，要求开关内置CT和PT等电气设备，作为判断过负荷、各种故障电流的电气元件。

2.3控制中心与各开关（断路器）之间的数据通信网络

配网自动化对通信系统的可靠性和通信速率要求很高，也是配网自动化建设的主要瓶颈。目前我国部分地区完成的配网自动化的通信方式大都采用载波通信、无线通信和光纤通信等几种形式。从相关供电局配网自动化建设和运行的经验来看，这几种形式中，无线通信和载波通信受到很多因素的制约，不是十分稳定，但投资较少，适合小区域的城镇配网自动化。对大、中等以上的城市来说，这两种通信方式不能满足要求。所以，要想实现大中城市的配网自动化，应该选用投资較大的光纤通信方式，这种通信方式支持接口和以太网等多种通信模式，具有通信速率快，可靠性高等优点，是配网自动化通信方式的首选。

3、电力系统配网自动化模式

配网自动化的工作模式与其处理电网中故障的方式方法有直接关系。目前我国电力系统使用的配网自动化模式分为两种，既分布智能模式和集中智能模式。

3.1分布智能模式

分布智能模式是指现场的开关（断路器）具备自动故障判断隔离及网络重构的能力，不需要通信与主站系统参与。主要有电压时间型（根据变电站保护重合闸到再次出现故障电流的时间确定故障区域）和电流计数型（根据开断故障电流重合器动作次数确定故障区域）两种。其主要设备是FTU结合断路器或负荷开关构成的具有重合功能的分段开关。此类方法的显著优点是成本低，不需要主站参与。但受原理的局限，不可避免地具有以下缺点：①故障处理及供电恢复速度慢，对系统及用户冲击大；②需改变变电站速断保护定值及重合闸次数；③同一线路上、下级重合器动作缺乏选择性。此外，网络重构后需改变重合器的整定参数，多电源多分支的复杂网络，其参数配合困难。并且故障点后面的分段开关的重合闭锁要依靠检测故障时的异常电压来作为闭锁条件，而故障情况不同，异常电压特征也变化较大，因此闭锁条件较复杂。综上所述，这种方法仅适合于网架结构比较简单，主要是双电源供电的“手拉手”线路，以及不具备通信手段或通信条件不完善、可靠性较低的场合。

3.2集中智能模式

集中智能模式是指现场的开关（断路器）将检测的故障信息上传给主站，由主站根据配电网的实时拓扑结构，按照一定的算法进行故障定位，下达命令给相关FTU、开关（断路器）跳闸隔离故障。此后主站通过计算，考虑网损、过负荷等情况确定最佳恢复方案，控制开关（断路器）完成负荷转供，这种模式的特点是适用于任意结构的配电网，并且可以处理一些特殊情况（如多重故障）。由于主站的故障处理算法是在配电网的实时拓扑结构基础上完成的，因此，即使是多电源复杂的网络同样适用，并且时间上几乎相同。这种模式能适用于架空线路、电缆线路（包括环网柜方式、开闭所方式）。它具有以下特点：①作为电网调度自动化的一个子系统，能满足电网调度自动化的总体设计要求，其配置、功能包括设备的布置都能满足电网安全、优质、经济运行以及信息分层传输、资源共享的要求。②能够将开关（断路器）的开关量和电流、电压等实时数据上传到调度主站或控制中心，并且能够对其进行遥控操作，具有很好的上行和下行通信功能。③与继电保护的整定、重合闸、备自投等配合，系统本身具有自动判断故障点和自动切除故障点的功能，能够将故障范围缩小到最小程度。④系统的正常运行方式和故障时的运行方式能够实现自动最优化，调度灵活，也可以根据调度员或者操作员的指令（检修状态下的运行方式）选择预定的运行方式。⑤能与配变计量监测终端及电压无功补偿装置相兼容，实现配网的VQC电压无功自动控制功能。故集中智能模式是配网自动化较先进、高级的模式。

结语

总而言之，电网企业的配网自动化技术的应用对企业自身发展有着重要作用。配网自动化的应用大大减少了区域停电的范围，提高了供电的可靠性，从而发挥其巨大的社会、经济、技术效益，促进国民经济的发展。

参考文献

[1]夏书军，程志武，周晓东.自动化技术在电力系统配电网中的应用[J].中国新技术新产品，2010.

配网自动化的技术原则 第4篇

关键词：配网,自动化,通信技术,应用

在当前信息化高速发展的社会, 资讯十分发达, 工商业也得到了快速的发展, 城市现代化进程持续提升。电力作为最基础的现代化社会能量的源泉, 在这个伟大的进程里处于十分重要的地位。社会给予配网的庞大需求令电力系统的负担持续加大, 电力客户对于电力的灵活程度、稳定程度以及可靠程度持续攀升。配网自动化通信技术的改革十分紧迫。

配网自动化指的是通过当前电子技术、通讯技术、网络技术以及计算机技术, 展现出配电系统正常运转以及事故状况下的保护、监督、控制以及配电管理的现代化。随着经济的不断发展, 使得我国的电力事业获得了迅猛的发展, 取得了较大的成功, 也给我国的经济发展乃至社会的稳步提高给予了较大的贡献, 使得人们对于供电的可靠性提出了更高层次的标准。

1 配网自动化现状分析

国外早在70年代就已经提出了配网自动化的概念, 经历了20多年的发展, 到了20世纪90年代时, 配网自动化系统的规划、建设、设计、管理等方面已经基本构成了结合变电所自动化、电容器组调节控制、馈线分段开关测控、客户负荷控制以及远程抄表等系统为一体的配电管理体系, 例如欧洲的法国、亚洲的韩国、日本等国家都通过本国的自身需求实现了配网的自动化, 而且获得了非常好的成效。

我国的配网自动化开始于20世纪90年代, 比国外落后了20多年, 到目前为止一直都在对配电网自动化进行不断的研究与探索, 期间也对配电网GIS、配电网DA、配电网SCADA等做过试点以及分析, 获得了一些宝贵的经验, 而因为被一次设备以及通讯技术条件所约束, 并没有获得真正的成功。我国大多数配网自动化项目在真正的实施过程里主要通过试点的方式进行, 大批量的实施依旧没有进行。由于配网一次设备以及通讯网络技术的进步, 使得近几年来执行的配电网自动化局部项目应用研究非常成功, 给配电网自动化的规划建设给予了良好的铺垫。

2 配网自动化对通信技术的要求

(1) 可靠性。配网的通信设备大多数裸露于室外, 要具备抵抗风、雨、雷、电、冰雹、雪等十分恶劣的天气, 并且还要经受住长时间日晒的问题。通信技术要抵抗强电磁干扰以及雷电天气, 在遇到停电或者电网出现问题时, 要能够通过本身的电力确保通信的时间, 这也属于一个非常主要的要求之一, 并且通信设施大多数会安置在杆塔上端, 要考量到安装以及维修是否便利的问题。 (2) 质量性。高可靠性的保护传输通信, 保障了几点保护设备的正确运转以及迅速切除, 有利于提升继电保护动作的性能, 提升电力系统的稳定性。 (3) 经济性。通信系统的建设经费同先进性相互矛盾, 要选择先进性以及建设经费的最佳结合, 令性价比呈现出最高的状态。 (4) 开放性与扩充性。因为配网系统具有不同厂家设施以及不同通信方式与协议, 创建配电通信主网时必须选取开放性能良好的通信技术, 并且配电设施要逐年增加, 通信技术的寻址方式必须要灵活有效, 并且要有充沛的容量。为了保护投资, 要选择能够平滑升级的通信技术。 (5) 双向通信能力以及传输速率。要确保配电自动化系统在功能方面可以进行双向通信, 也要实现通信的实时性要求。并且, 对于设计通信方式时, 要预留出充分的带宽, 用来实现以后系统扩建的需求。

3 通用配网通信技术通信方式

3.1 有线配网通信

(1) 以太网交换机。以太网指的是通过美国三家公司通过联合研发的基带局域网规范, 属于当前最常用的一类通信协议准则。源于此类工业级以太网交换机的先天优越性较为突出, 数字化IP通信和高宽带成为了优点。可是高额的组网价格以及适配价格约束了在配电范围的发挥。 (2) PLC电力载波配电技术。PLC作为配电载波通信集能量流以及信息流为一体的, 通过当前配电网络为准则, 体现测控点的全程监控。载波通信并不用另外的成本设置通信线路, 加大程度节约了工程建设费用。可是低成本也存在着相应的隐患。技术自身限制较多, 在节点处的信号反射衰减非常严重, 有效信息被很多因素所影响而导致质量欠佳, 较难接收。并且, 由于被自然界不可抗力的影响, 真正的配电线时常会出现一些结构上的改变。这种微弱的改变严重制约了载波配电通信, 还会产生无信号接收的状况。假如其他电力线出现相类似的频率, 就会出现同频相互影响的问题。 (3) SDH/MSTP。SDH/MSTP通信具有非常明确的层次, 确保机制丰富, 能够体现从上自下的集中式管理。可是SDH/MSTP的终端带宽使用率有限, 如果在环境良好、供电可靠的环境下则会表现良好, 可是如果条件相反表现的则会差强人意。 (4) RS232/485光猫。通过RS232/485作为借口的配电自动化设施, 通过光猫的设备在组网下通过总线式进行串联。并且, 除此之外的通信线路铺设容易和当前电力线路造成影响, 稳定性以及可靠性无法令人满意。

3.2 无线配网通信

(1) GPRS技术。电力技术通过外包的方式运用GPRS技术进行配网。GPRS供应了理论方面的双向通信能力并且维护的成本较低。可是在现实生活中, GPRS的双向通信能力差强人意, 可靠性较差, 延迟性较高, 无法实现电力的实际需求。 (2) 数传电台。数据电台技术传统且落后, 对于非常多的配变自动化终端的实施转变, 此技术没有办法供应实际可操作的处理办法。由于技术自身的不足, 使得扩容非常困难, 频谱狭窄令数据电台只可以在最小的范围里进行通信。

4 结束语

配电网通信作为配电网自动化通信技术最主要的构成内容, 通信系统是否安全、可靠成为了体现配电网自动化的主要保障。以当前成熟的通信方式来看, 没有哪一个通信方法是可以单独实现配电网通信需求的, 要本着可靠性、经济性以及先进性相融合的方式, 通过应用的场地、通信的频率、安全性、实时性、可靠性以及数据量的需求, 对不同通道的投资以及维修成本进行技术论证, 通过因地制宜的方式融合不同通信方式进行组合。

参考文献

[1]马润.电力通信系统中电网线路保护通道的运行维护[A].2011电力通信管理暨智能电网通信技术论坛论文集[C].2011.

[2]张红梅, 邱林, 简富俊.智能配电网终端设备认证方案的设计[A].2011电力通信管理暨智能电网通信技术论坛论文集[C].2011.

电力配网系统自动化新技术的应用 第5篇

关键词：电力配网；自动化新技术；应用

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）32-0033-02

随着生活水平的提高，人们日常生产生活中对電力的需求也越来越大，面对形势发展的需要，我国开始投入大量的资金和人力加强对电力配网工程的建设力度，并及时引进新的科学技术手段，提高供电效率。自动化新技术的应用给电力配网系统的发展提供了技术上的支持，对于促进电力配网系统的长远发展具有重要的现实意义，能够有效提高电力部门的经济效益和社会效益。

1 电力配网系统中的自动化新技术发展现状分析

自动化新技术在我国电力配网系统中的应用增强了供电的安全性和稳定性，提高了电力设备的供电效率，对于促进电力配网系统朝着经济化、智能化方向的发展起到了极大的推动作用。

自动化技术在电力配网系统中的应用可以实现系统的自动化控制和自动检测，可以及时排查电力配网系统存在的故障，解决电力设备运行过程中出现的问题，提高电力设备的安全性，减少安全隐患。

自动化技术的的发展实现了对电力配网系统传统的开环工作形式的突破和创新，实现了由单个电子元件向多个电子元件的转变，工作形式呈现出闭环状态，这种闭环工作形式有力的优化了电力配网系统，增强了供电设备的协调性。

此外，对于电力设备的设计也渐渐朝着集约化、数字化的方向发展。现阶段，自动化新技术已经在电力配网系统中得到了越来越广泛的应用，显著的提高了我国电力配网系统的整体发展水平。

2 浅谈自动化新技术在电力配网系统中的应用现状

为了满足人们的用电需求，我国电力主管部门积极采用新兴的自动化技术手段来提高电力设备的供电能力，逐渐实现了电力配网系统的检测、决策和控制的自动化，改变了电力配网系统的供电现状。

电力配网的自动化不仅满足了人们的用电需求，还提高了居民用电的性价比，给人们的生活带来了极大的便利。但是在我国的一些偏远地区，由于受到当地经济发展水平的限制，或者是基于地形原因，电力配网建设的力度相对较小，自动化新技术没有被全面采用，电力配网系统的自动化发展进程相对缓慢。

3 探究自动化新技术在电力配网系统中的应用

3.1 无源光网络技术的应用

无源光网络技术简称PON技术，一个完整的PON系统包括光线路终端、光分配网络和光网络单元，属于单纤双向系统，PON在接入网路的过程中使用的是一种采用点到多点的单纤双向光接入方式。PON技术的先进之处在于它用无源光器件代替了传统的有源电子器件，可以有效地防止电磁信号对通信过程造成干扰，提高了电力配网系统的稳定性和安全性。

由于我国人口众多，对电力资源的需求比较大，PON技术的应用有效的改善了电力设备的供电情况，为实现自动化发展提供了先进的技术手段。

PON技术的适用范围比较广泛，对于信号的制式、速率没有严格的要求，通常情况下都可以使用，而且操作简便，成本低廉。PON 系统中具备健全的保护机制，通过自动倒换和强制倒换两种方式有力地增强了电力配网系统的安全性和可靠性。

3.2 柔性交流输电技术的应用

柔性交流输电技术是实现电力配网系统自动化过程中常用的的一种技术手段，简称FACTS技术，FACTS技术的应用可以达到灵活控制交流输电的目的。

柔性交流输电技术是一种集多种技术手段于一身的综合电子技术，它的应用可以强化电力配网系统的稳定性，提高电力设备的工作效率和供电质量。

静止无功发生器（ASVG）是组成FACTS设备的重要装置，它通过DSP信号处理器可以实现对数据的及时采集以及对动态的跟踪，可以对电力配网系统工作中的电流、电压进行计算，然后通过交流单元对电力配网系统的无功功率进行调整和补偿，及时矫正和稳定电网的电压，提高输电的稳定性，可以有效避免发生大范围的停电现象。

柔性交流输电技术采用的并不是传统意义上的机械设备，因此在应用的过程中灵活性比较高，可控性强，并且不会产生机械磨损，可以有效防止电网设备在使用的过程中出现故障，减少电网安全事故的发生。FACTS技术的应用为实现电力配网系统的自动化提供了强有力的技术支持。

3.3 地理信息系统的应用

地理信息系统简称GIS，GIS技术以计算机为平台，GIS技术可以把空间的视觉化效果和相关数据结合在一起进行分析，可以实现对空间信息的综合分析。地理信息系统具有对信息的存储、处理和显示等功能，是对传统的电力配网系统信息管理方式的创新，提高了信息处理的效率。地理信息系统的应用对于提高电力配网系统的管理水平，实现自动化发展具有重要意义。

3.4 通用分组无线服务技术

通用分组无线服务技术简称GPRS技术，属于一种移动数据业务。GPRS技术利用GSM网络中的时分多址信道实现数据的中速传递，具有数据传输速度快，成本低的优势。

近年来通用分组无线服务技术在电力配网系统中得到了广泛应用，实现了对电力设备的及时监控和实时预警。通过通用分组无线服务技术，电力配网系统可以对远处控制设备的数据进行采集，使电力配网系统朝着更加智能化、节约化的方向发展，促进了电力配网系统的自动化发展进程。

4 浅析电力配网系统中自动化新技术的应用措施

4.1 对电力配网系统的自动化建设进行全方位的规划

电力配网系统的组成结构比较复杂，一套完整的系统包括各种各样的电力设备，设备的繁杂给实现电力配网系统的自动化发展带来了很大的难度。

因此，为了实现电力配网系统的自动化建设，使它朝着更加智能、集约的方向发展，就应该对系统中的各种电力设备进行全面的考察，对电力配网系统的运行情况进行综合分析，不能盲目的追求自动化建设的速度，要经过对系统进行全方位的考察之后做出全面的、科学的规划，保证电力配网自动化工作有序的开展。

4.2 及时维修更换落后的电力设备

电力设备的更新换代对于实现电力系统的自动化建设具有重要的推动作用，因为电力设备是实现自动化发展的物质条件。随着经济水平的提高，传统的电力设备已经无法满足日益增长的电力需求，也难以保证供电质量，为了推动电力配网的自动化进程，应该及时更换掉传统落后的电力设备，及时引进先进的新型电力设备。

新设备在投入使用的过程中往往会有一个磨合的过程，电力工作人员应该实时监测设备的工作情况，并定期对设备进行检查和维修，防止出现设备故障，保证电力设备能够安全高效的维持运行。

4.3 实时监控电力配网的自动化运行情况

电力配网的系统比较复杂，需要多种设备配合工作，为了防止电力设备在工作的过程中出现问题，应该实时监测电力配网的自动化运行情况，通过信息管理系统及时收集设备的运行数据，并进行信息分析处理，如果有信息异常，要及时寻找解决措施对设备的运行进行修正，提高供电的安全性。

4.4 建立完善的电力配网自动化运行模式

自动化运行模式不同，对于电力设备各种参数的要求也存在着巨大的差异，为了保证电力配网系统自动化运行的安全性和稳定性，应该根据电力配网系统的实际情况和电力设备的参数制定科学完善的电力配网运行模式，实现自动化运行的节约化和智能化，提高运行效率。

5 探究提高电力配网系统自动化技术水平的策略

5.1 完善自动化技术的自我诊断设计工作

目前我国的电力配网系统的自动化技术仍然存在着很多发展不够完善的地方，比如自动化技术的设计功能比较单一，自我诊断能力不强等，在对配网系统的运行情况进行诊断的过程中，诊断工作不够全面，容易忽视一些设备故障，极易埋下安全隐患。

为了提高电力配网系统的自动化技术水平，应该加强自我诊断设计，运用信息管理系统加强对电力配网系统运行情况的故障诊断工作，并通过自动化技术加入一些系统自我修复功能，保证配网系统安全高效的运行。

5.2 集中管理电力配网系统

现阶段，我国电力配网系统的管理还存在很多漏洞，管理模式缺乏科学性极易造成管理资源的浪费，也影响电力配网系统的供电质量。

为了提高配网系统运行的效率和供电安全性，应该借助自动化技术手段对电力配网系统实行集中管理，加强配网系统管理部门之间的有效沟通，使各个部门通力合作提高对配网系统的管理水平，共同促进电力配网系统的自动化发展。

6 结 语

本文主要对电力配网系统自动化技术的应用情况进行了探究，并提出了一些促进配网系统提高自动化水平的措施。自动化技术的应用能够有效提高供电的质量和供电的效率，满足人们的用电需求，为了促进电力产业的发展，使电力产业获得更多的经济效益和社会效益，应该充分利用科学技术手段为电力企业的发展提供技术支持。

参考文献：

[1] 颜少杰.浅谈电力配网系统自动化新技术的应用[J].科技经济市场，

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[2] 许华淳.关于电力系统配网自动化技术探讨[J].科技展望，2016，06：

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[3] 樊曉登.当前电力配网系统中高新技术应用展望[J].科技创新导报，