配网自动化管理系统

配网自动化管理系统（精选12篇）

配网自动化管理系统 第1篇

今天, 能源已成为人类社会不可或缺的基本要素。寻找提高能源利用效率的解决之道成为小到社会家庭, 大到企业与政府等全社会的共同责任。各类水、电、气设备与分类能耗是工业设施、社会基础设施与各类建筑建设投资和日常运营成本的主要构成部分之一, 合理布局能源设施配置和管控功能可以显著提高设施与能源利用效率并降低成本。能源管理系统采用分层分布式系统体系结构, 对建筑和企业内的电力、燃气、水等各分类能耗数据进行采集、处理, 并分析建筑和企业能耗状况, 实现建筑和企业节能应用等。

通过能源计划、能源监控、能源统计、能源消费分析、重点能耗设备管理以及能源计量设备管理等多种手段, 使企业管理者对企业的能源成本比重, 发展趋势有准确的掌握, 并将企业的能源消费计划任务分解到各个生产部门车间, 使节能工作责任明确, 促进企业健康稳定发展。

下面以某汽轮机股份公司配置的HE2000配网自动化能源管理系统为例来阐述、分析系统的功能以及实现方法。

1 系统构成

系统网络组成如图1所示。系统内单元层设备选用带有RS485通信接口的智能电气设备, 主要包括电能表、电机软起动器、变频器、电机智能保护器、电力仪表等设备。监控系统选用HE2000配网自动化能源管理系统监控软件, 实现系统内智能电气设备的系统化监控管理。

系统采用分层分布式控制系统的设计原则设计, 系统具有高可靠性、灵活性、可扩展性以及系统构成和维护的简易性, 能充分满足配网自动化系统的可靠性、实时性、实用性的要求。

系统按照分层分布式控制系统的设计原则, 分为单元层、监控层两层。

单元层:由系统内所有智能电气设备, 主要包括电力仪表、电机软起动器、变频器、电机智能保护器、智能开关等设备构成, 设备通过其所带的通讯接口接入监控层。其可将各电气设备所采集的电信号、状态信号等通过通信网络上送到监控层进行数据处理与显示。

监控层:也称为管理层, 负责系统的信号处理和后台监控管理、维护等功能, 主要由通讯管理机和后台监控电脑及HE2000监控软件来完成。通讯管理机每个端口可以根据现场实际情况实现RS232、RS485、CAN等现场总线通讯以及网络通讯。监控层是整个配网自动化系统的监控平台和人机对话的窗口, 主要完成各种画面监视、图形曲线的调用, 各种报表、数据库的生成、数据分析、能源管理、打印、事故报警、维护、故障诊断等功能。监控层可配一台电脑, 也可配两台或多台电脑作为监控管理工作站。

2 HE2000配网自动化能源管理监控软件

HE 2000配网自动化能源管理监控软件通过以下两个方面来实现配网系统电气管理, 数据分析后进行辅助决策。

●实现对整个配网系统内各智能设备信息的大融合, 通过汇总后进行监控中心数据分析。

●减少能源消耗, 通过系统实时能源监控、分项设备能源数据统计分析, 重点能耗设备的数据监控、能耗费率分析等多种手段, 使管理者能够准确掌握配网中各能源成本的比重和发展趋势, 制订经济有效的节能方案。

HE2000配网自动化能源管理监控软件系统功能模块组成主要由以下几部分。

2.1 数据采集

数据采集管理以配网系统中所涉及的各种控制设备, 监测仪表, 计量表计等为基础, 支持OPC、DDE、ODBC等相关接口, 全面采集各种智能设备的数据。

现场采集内容包含配网系统内的所有智能电气设备。其中主要关注重要设备的运行状况、主要能耗设备的状态等数据。将全厂配网系统内的智能电气设备的实时状态采集进入系统, 供数据监测、存储、状态报警、数据分析和计算、统计平衡等使用。主要功能是整合现场各种控制系统;整合全厂内各个耗能、产能、用能的零散信息系统;将各零散点进行数据采集, 整合进系统。

2.2 控制调度中心

系统采用了云计算技术, 提供利用同一平台管理配网系统中所有电力设备的无限容量的架构, 能够在同一平台下接入目前主流自控厂家的产品, 可以兼容的协议包括:IEC60870-5-101/102/103/104、Lon Works、DLT-645、CDT、Profibus、Modbus等标准协议, 以及部分厂家的自定义通信协议。技术人员可远程了解现场设备运行数据、运行状态, 实现全过程的远程管理。该平台基于云架构技术, 还可为专家和技术人员提供远程维护和故障诊断功能。系统包含的子系统是变配电调度系统、智能照明系统、无功补偿装置、电源系统、消防系统、中央空调控制系统以及环境监控系统。

2.3 报警管理

系统具有多种报警方式, 包括模拟量越限报警、保护事件报警、重大变化连续重复报警、硬件设备异常报警等。用户可以自定义各种报警, 报警信息可以通过不同方式传送至用户。所有报警记录均存档。报警分为设备报警、电源故障报警、通讯故障报警、环境质量报警等几种形式。另外, 报警优先级别可以设置, 报警输出的形式包括弹出报警窗口、并伴有声音、闪光等, 同时报警信息可打印。

2.4 设备管理

配网自动化能源管理系统的对象覆盖配网系统的各种电力设施。通过对电力设备的运行状态实时监控和记录、指导维护保养, 提高电力设备效率, 实现电力设备闭环能源管理。设备管理的主要功能是设备运行、停止状态记录、实时数据和历史数据查询;设备故障、维修记录查询;设备的维修、保养计划管理;设备基础信息管理;设备的维护成本, 运行成本分析。

2.5 计划管理与实效对比

根据配网系统能源分配计划、设备检修计划、历史耗能数据统计与分析、系统能源消耗的预算、能源提供情况, 能源管理系统可自动计算出能源消耗计划和外购计划, 继而制定出详细的企业能源管理指标, 指导相关部门按照供需计划进行配电。

收集和整理配网中各个子系统的实际能源消耗量数据, 获取系统进行能源分析所需的实效数据。通过能源消耗计划与实效能源数据的比较和分析, 对配网系统所有能耗数据进行有效的跟踪, 帮助管理者发现能耗问题, 并对能耗大的部分进行分析、制定相应的节能策略。

能源实效数据可做成日能源、月能源、季能源、年能源等实效数据表。能源计划也可做成日能源供需、月能源供需、季能源供需、年能源供需计划表。计划数据与实效数据的比较可通过多种形式显示:如:柱状图, 曲线图, 饼图等;比较的方式也包含多种形式, 如:计划数据同比环比数据的比较分析;实效数据同比环比数据的比较分析;计划数据与实效数据的比较分析。

2.6 能源的优化分析管

配网系统的能源供应和实际的能源消耗之间往往存在着较大的差异, 且调整也复杂。能源管理系统通过对大量历史数据进行分析运算, 对能源的生产、储存、输送和使用各环节集中管理与控制, 为能耗企业建立一套能源管理系统平衡优化模型, 为企业能源的合理利用达到一个新的高度。系统主要功能包括能耗分析报告、各设备能耗比较、各设备能耗排名、日平均报告率、用电分析、偏差分析。

2.7 报表分析

通过对配网系统中各部门、各车间的能耗对比, 重点耗能设备的分析、产量产值与能耗对比等多种数据分析, 可以帮助企业准确计算出能源支出在企业经营成本中所占比例。系统中各报表可以自动生成, 按实际需要实现手动打印或者自动打印, 供运行管理人员使用。

报表类型包括:能耗调度数据日报表、能耗供需计划数据报表、能耗实效数据报表、能耗成本数据报表、能耗单耗数据报表、能耗综合数据报表、能耗设备备件报表、能耗设备状态报表、能耗故障信息统计数据报表等。

2.8 能源的标准比较管理

能源管理系统可通过与国家标准、行业标准或竞争对手的相关指标进行比较, 建立完善的持续改进流程。主要功能就是结合国家标准, 对主要设备的单位能耗指标进行在线监测。对主要设备设置国家规定节能目标警戒线, 对未达目标的指标进行自动报警。

2.9 权限管理

根据系统各功能模块的不同维护需求和控制操作需求, 系统提供权限维护管理模块, 可满足复杂系统管理的需求。可进行权限管理的信息包括:用户信息、角色权限管理、控制操作权限设置、系统维护、数据库维护等。

3 结束语

HE2000配网自动化能源管理系统投入运行后, 对全厂的配电网络系统内各能耗设备的数据进行了采集和综合运算分析, 为企业管理人员提供了真实有效的能耗分析报告, 为全厂的节能降耗改造提供了有力的数据依据以及改进方向。目前引入此系统后已成功完成了几项节能改造项目, 已取得了很好的效果。

摘要：本文介绍HE2000配网自动化能源管理系统的构成、监控软件的功能模块组成及其在某汽轮机股份公司的应用。

关键词：配网自动化,能源管理系统,设备管理,计划管理,能耗分析

参考文献

[1]刘振亚.中国电力与能源[M].中国电力出版社, 2012.

[2]阳宪惠.现场总线技术及其应用[M].清华大学出版社, 1999.

典型电力配网自动化网络设计 第2篇

摘要： 县级供电企业配网自动化系统应用越来越广泛，系统网络设计规划过程中应该遵循的原则和注意的问题等，也变得越来越重要。针对典型的配网自动化网络进行基本的设计与配置。

关键词： 配电网；自动化；网络；设计

中图分类号：TN文献标识码：A文章编号：1671－7597（2011）0410103－01 典型配置中各节点计算机功能简介

1.1 数据库服务器及磁盘阵列（双机热备）。数据库服务器的主要功能是存储、配置、管理、协调配电网的描述数据库和历史数据库，为工作站和配网分析软件提供数据支持。磁盘阵列作为一种独立的存储设备，具有增加存取速度、更有效的利用磁盘空间和自动提供数据的冗余备份的特点，而且存储共享不再占用服务器系统资源，大大提升了数据库服务器的性能。

1.2 主处理服务器（双机热备）。是系统实时运行的核心。主处理服务器运行实时数据分析处理模块和事项服务模块。在配电集控站一级的系统中，主处理服务器可与数据库服务器合并运行。

1.3 通信服务器（双机热备）。主要完成配网系统与外部设备之间的各种通信功能。可以有多组通信服务器，每一组前置通信服务器由双机互为热备用的两套计算机组成。

1.4 高级软件服务器。用于配电网高级计算功能，主要包括：网络拓扑和动态着色、配网潮流、负荷预测等。

1.5 发布与互联服务器。完成配电信息的Web方式发布。该节点可直接连入MIS系统，为众多的客户提供配电自动化系统的信息。

1.6 GIS服务器。主要用于GIS背景上的建模和相关信息维护和提供GIS信息服务。

1.7 配调工作站。可配置多台以作为系统的用户操作端提供给配电调度员使用。主要用于进行图形方式的数据查看、遥控、数据设置、摘挂牌等操作。

1.8 报表工作站。主要完成报表模板的制作，报表的定时生成、打印等功能。一般在报表工作站上配备打印机。

1.9 机房工作站。与配调工作站相比，主要区别在于不开放控制功能，主要用于工作人员对系统的监视。网络连接方式

配网主站系统中的计算机设备采用双网冗余、星形联接的点到点以太网（Ethernet）局域网络（LAN）互连，大大提高计算机设备间的互连互通、共享资源与协同工作的可靠性。

局域网络互联设备一般采用两组国际知名品牌的10/100BASE-T以太网交换机，进行数据链路层和物理层协议转换，多个端口可以提供并行地使所有网段或计算机同时全速传递与交换信息的能力。其配置已经预先完成，可直接投入使用。服务器与工作站都安装有两块以上的带有RJ45连结器的10/100BASE-T以太网卡，通过8芯5类双绞线连到以太网交换机上。

与第一组交换机及其所连接的设备构成第一网段，使用计算机设备上的第一块网卡；与第二组交换机及其所连接的设备构成第二网段，使用计算机设备上的第二块网卡。两组交换机安装在前置机柜中，第一组交换机的位置处于第二组交换机之上。

当前绝大多数的已联网设备（包括个人计算机、服务器和打印机）都可以在10Mbps或100Mbps速度下运行。交换机能够自动检测某个网络设备是否支持100Mbps的速度，可自动识别全双工/半双工模式，并自动对该吞吐量下的连接进行优化。IEEE802.3x流量控制确保了在高吞吐量和全双工链路中的高峰期内不会产生网络通信丢失。为局域网提供最佳而可行的性能和升级性能。

网络通讯协议采用TCP/IP，IP地址采用192.168.x.y形式，子网掩码统一采用255.255.255.0，其中x值统一规定，第二网段的x值等于第一网段的x值加上100。y值在系统中顺序编号，同一台机器的y值在两个网段上是相同的。y值的编号原则计算机设备从1开始顺序递增编排。这样使每台计算机设备均为两个网段中的一个节点，并且两个网段之间也从物理上隔离开来。路由器设备从250开始顺序递减编排，拨号服务器设备从220开始顺序递减编排。与MIS网等联接的网卡的IP地址由用户相应的管理部门给定。

路由器提供网络层的互联，具有路由选择功能与流量控制能力，用于配网主站系统局域网络与局方的管理信息系统（MIS）网的互连。

一般在配网主站系统局域网络中的某些计算机设备（如通讯服务器）上加装拨号调制/解调器（Modem），用于远程维护的电话接入。网络传输介质

配网主站系统局域网络中数据与信息传输介质使用24AWG的4对非屏蔽第五类双绞线，两端使用RJ45接头，按T568A、T568B连接标准进行连接（参考图1），最高传输速率可达100Mbps。

图1RJ45头外形

网络设备（DCE）和计算机设备（DTE）之间的非屏蔽双绞线电缆的RJ-45头压接线序两端均采用T568B，电缆最大长度不能超过100米（328英尺）。如果局域网中计算机设备分布距离大于100米，采用光纤收发器（ModularFast Fiber Converter）及单模光纤与交换机相连。

对于数据通信设备（DCE）之间的互联，或数据终端设备（DTE）之间的互联，双绞线电缆的RJ-45头压接线序一端采用T568A，另一端采用T568B。各节点计算机命名

网络中各主要计算机的命名规则是：地区名+机器名网线标签命名

网络中网线的命名是根据它所在的网段，在它所属的计算机名后加上罗马数字Ⅰ、Ⅱ等，如果有一台机器上有更多的网线，刚按顺序依次往后排列。如DMSDB01A（Ⅰ）表示用在DMSDB01A机器上的第一个网段的网线。网络测试

网络连线正确并正确地配置计算机设备的IP地址、子网掩码与工作组后，局域网络中的计算机设备从“网上邻居”中就应该看到相邻的计算。

网络测试常用的方法如下：

在命令提示符下用net命令加view参数来查看邻近的计算机。如果此计算机在网络上，则可以看到邻近的计算机，如下所示：

C：>net view

服务器名称 注释

配网自动化管理系统 第3篇

关键词：配网;自动化;用户管理;未来

夏河县供电公司成立于1991年10月，供电面积6274平方公里，服务各类客户21749户，共运行和维护35千伏输电线路7条，共计118公里， 35千伏变电站5座、主变9台、总容量为32500千伏安。运行维护10千伏配电线路756公里，10千伏电缆线路3.23公里，0.4千伏线路484.509公里（含电缆）。各类断路器总数45组，10千伏配电变压器746台。由于地处大夏河流域，县境内已并网发电的水电站达到7座，新建及即将并网发电的水电站为2座。由于小水电站的局限性，使得在调度员进行正确决策，调度命令传达以及调度监控等方面存在大大小小的问题，易造成小水电无序发电，增加电网压力和发电行业整体成本，无利于地方经济的发展。因此，必须对小水电站进行实时监控，实现配网自动化。

一、配电网自动化主要内容

配电网自动化，是一个集配电网运行管理、生产营业管理为一体的综合管理系统，主要包括变电站内自动化、配网自动化、用电负荷监控、用电抄表计费、配电网地理信息管理系统（GIS）、数据库、配网规划等内容。配电网自动化的实施，必须具备可转移的网络负荷、可靠的网络设备和自动化设施以及标准的自动化设施接口。

二、配电网自动化实施的原则和目的

（一）夏河县配电网建设与改造的原则：1）满足县城社会经济发展和人民生活的用电需求;2）统一规划、分步实施、因地制宜、适当超前;3）与上级电网规划相衔接，与地方建设相协调;4）坚持安全可靠、经济实用、技术先进、减少维护的原则，采用适合国情且先进成熟的技术和设备，禁止使用国家明令淘汰及不合格的产品;

（二）夏河县配电网建设与改造的目标：1）优化电网结构，避免重复建设，主网架建设要满足夏河县电网中期规划发展;

2）提高供电能力、供电质量并节能降损。按照《国家电网公司农村电网电压质量和无功电力管理办法（试行）》的要求，安装电压质量监测仪，且装设率须达100%。10千伏综合线损率和低压线损率应分别控制在8%和10%以下;3）改进高压配电接线方式，10千伏主干线路采用环网接线、开环运行，线路供电半径在合理范围之内;4）夏河县居民生活用电实行一户一表，根据用电负荷合理选择电能计量装置;

三、编制电网发展规划及配电网自动化实施方案

（1）关于配电网电压等级选择问题。目前，夏河县域采用的配电主网电压等级110千伏、35千伏不太切合实际，应以110千伏和35千伏为主供电源，以10千伏为中压配电主网，以0.4千伏低压配电主网较为合适。（2）关于配电主网模式的选择。夏河县城电力网是一种特殊模式介于城乡电网之间，必须因地制宜把供电区不同区域化，根据区域情况在电缆网络自动化和架空网络自动化二者中进行选择。（3）关于夏河县水电站并网监控问题。夏河流域目前已建成七座并网发电水电站，分别并网在我公司管辖的35千伏麻当变电站及35千伏阿木去乎变电站出线的10千伏线路上，为了不影响公司电网正常运行，在编制电网规划时必须依据各水电站装机容量和供电范围，同时结合夏河县配网自动化建设方案编制专题实施计划。（4）关于配网自动化配合问题。夏河县城配电网目前非常适于电网自动化应用和推广，但由于存在资金等多方面因素的影响，不可能一步实现自动化目标，因此，必须利用超前意识制定配网自动化和改造方案;配电主网线路应实现多分段及“手拉手”供电，加装自动化开关设备和配电系统智能控制装置，使其具有自动检测故障、自动隔离故障段和自动恢复非故障区供电的功能;配置“三遥”功能（遥控、遥测、遥信），并考虑“三遥”接口问题，接入配网自动化、调度自动化、MIS、GIS等系统。

四、实现配网自动化的技术要求

（一）配电网络要求。建立县域内接线合理、结构牢固的10千伏配电网络，其各项技术应满足县域配电网自动化的要求。须供电可靠、损耗小、运行稳定、电能质量高;在环网供电情况下出现故障时，能进行故障定位、故障隔离并改变负荷供电路径;且能达到实现平衡负荷、保证电压质量、降低损耗等方面的运行要求。

（二）对配网集控中心站的技术要求。县城面积较小的夏河县，用电大户较少且配电网接线比较简单，因此只建立主站控制中心即可，所有RTU、FTU和TTU都可直接与主站控制中心通讯和联络。主站是整个系统的核心，它除了完成配电网SCADA功能、为DMS系统在线和离线应用提供支持平台外，它必须满足一定的技术要求：如具有先进的配置且能可靠地运行，在实时数据采集处理和电网监控等方面应具有足够的响应性;其硬软件、接口等符合国家（国际）标准;结构采用分布式，便于系统扩展、互联。

（三）设备选择。1）配电网用开关设备。配电线路上的开关设备，须具有电、手动双重操作功能，且外界人为因素不会对合闸与分闸产生影响;采用能自动隔离线路故障的真空型配电断路器;当配电网自动化一次设备与通信软件不能同时完成时，选用重合器方案;采用便于操作的真空分段器、跌落式分段器以及户内负荷开关;选用带间隙型的氧化锌避雷器作为线路分段处的避雷装置。2）保护装置。重合器、断路器的保护装置应是一个独立的单元，必须经过严格的试验，应满足温度-40—+75°及湿度95%的要求，且能防电磁干扰、具有远动通信功能和接口，能对配电线路故障进行监测、判断和执行。3）远动装置。配电自动化所用的，作为独立、单元化结构的运动装置的精度及各项指标，应达到电力行业所规定的标准要求。且具有能正确无误接收和发送遥控（遥分、遥合）命令，确定分合位信号及非正常操作时事故变化信号以及电气测量和事故记录等基本功能。

4）计算机及通信系统。配电自动化系统对所配计算机软、硬件要求较高。主站系统应采用双机备用方式;软件要成熟稳定。应具有数据共享、供电信息管理、设备信息管理、实时监控、三遥功能、故障诊断与隔离、分析控制负荷等功能;同时还应具备配电网络、配电运行及配电维护等方面的管理功能。

通讯的可靠性对配网自动化是至关重要的，由于县城地域面积不大，可以采用光纤通讯方式。光纤通讯的特点是传输速度快、容量大、不受干扰，可靠性高，是比较理想的通讯方式。通信的形式和功能可根据系统的实际情况确定，通信规约应符合部颁。

五、夏河县配网自动化系统建设的思路

（1）依据夏河县配网建设和发展状况，首先在县域管辖大用户或水电站安装智能开关，同时建立夏河配网自动化实时数据库和实时数据统一采集与集中监控平台，用统一的平台对不同自动化系统的实时数据进行采集、存储和发布，并按信息化管理的要求，向配网管理单位提供生产现场的各种基础数据。（2）随着国家加大城市化建设的步伐，县城供电负荷的不断增长，供电压力越来越大。目前兄弟单位应用的配网自动化终端全部采用移动公司GPRS功能进行通讯，由于上传数据受环境电磁干扰造成传输数据可靠性差。因此“手拉手”双电源切换联络开关全部采用冷备用运行状态，每当进行负荷切换操作，必须由工作人员到现场高空进行操作，因此形成工作人员劳动强度大、操作安全隐患大的问题，加之配套智能开关安装的隔离开关频繁操作，容易造成隔离开关故障。为了解决以上存在问题，建议公司在建设配网自动化通讯系统时，优先采用光纤通讯，对于距离较远的地方采用GPRS无线通讯。同时将双电源联络开关由原来冷备用状态变更为热备用状态，负荷切换由调控员进行远方操作，从而缩短转移负荷的操作时间，同时确保了工作人员的人身安全。对于双电源联络开关远方操作防误操作问题，首先，制定详细的操作规程，其次，在后台管理机上安装误防闭锁程序。（3）为了充分发挥配网自动化作用，达到故障准确定位、故障快速隔离、非故障区域尽快恢复供电目的，最大程度的缩短故障线路查找时间，提高供电可靠性。建议在偏僻山区和交通不便的大分支线路上安装带有短息功能的线路故障指示器，同时充分发挥ZW32-12型智能开关作用，每当线路发生故障时，首先，通过短息提示信息，由调控员远方操作该线路智能开关，进行故障快速隔离，然后，由供电所工作人员巡视线路，将故障处理，最后由调控员远方遥控操作开关恢复线路供电。（4）充分利用目前配网自动化功能进行电压无功优化管理，今年以来省公司将变电站10千伏母线、10千伏线路末端、配变台区等地点统一安装了A、C、D类电压监测仪，运行数据全部上传省公司统一监控，每周开展一次电压合格率数据统计分析与考核通报，因此，电压无功管理压力越来越大，如何降低线损，提高供电电压质量是我们工作的重点。目前公司管辖19条10千伏线路均安装了随器无功补偿装置，由于补偿容量固定，没有自动投切功能，因此安装的无功补偿装置利用率非常低。另外，公司管辖35千伏变电站负荷轻，又在电源末端，本身10千伏母线电压较高，造成变电站集中无功补偿装置无法正常投入运行。建议将10千伏线路固定无功补偿装置更换为配网自动化系统监控的动态无功补偿装置。实现调控员24小时远方监控，确保电压合格率指标的完成。

六、夏河县实现配网自动化达到的效果

（1）配网自动化建成后可通过配网自动化主站，可在第一时间完成对县域配网主要供电线路和配变运行状态的实时监控，对配网静态和动态信息的数据进行自动化处理。（2）每当线路发生故障时，通过报警系统能及时上报各种故障信息，使得故障区域一目了然，调控员可以准确定位和快速切除故障段，使得配网的故障隔离速度大大加快，线路恢复供电的速度也大大提高，从而提高了配网供电的可靠性。（3）为将来实现调配一体化系统的整合提供了良好的基础。随着配网自动化系统运行经验的增加，运行数据的积累，都为调配一体化系统的建设提供了技术支撑。（4）配电自动化系统除了对正常的负荷、运行状态监控系统以外，配变测控终端（FTU和TTU）还可以查看任意系统数据的运行曲线和历史曲线，同时还可以生成各种报表。在配网通信系统和一次主网架完善后，配调主站完全可以实现就地的馈线自动化和和基于主站的无线网络传输自动化。（5）配电网自动化系统可将夏河县管辖小水电站以及大用户通过负荷监控终端将用户负荷信息实时进行采集并上传控制中心。另外通过调度自动化系统和配网自动化系统的建设，使夏河县供电公司自动化水平有一个很大提高，自动化程度上一个新台阶。

参考文献：

[1] 《配电网综合自动化技术》机械工业出版社 龚静主编

浅析配网自动化管理系统的应用 第4篇

随着我国改革开放的继续深入, 电力用户对电网供电可靠性以及电能质量具有很高的要求。从国内外发生的大停电事故来看, 停电将造成非常大的经济损失和社会影响, 采取确保电网安全运行的控制措施是维护电力系统稳定的重要手段。

1配网自动化系统及管理系统结构

1. 1配网自动化系统结构

配网自动化系统 ( DAS) 指的是能够远方监控、协调配电设备的自动化系统。配网自动化的结构根据配网规模以及通信网络结构, 可设置成二或三层结构。三层结构中, 现场终端为底层, 变电站或供电所作为中间子站将底层信息进行加工和处理, 然后按照要求上报给主站。主站包括配电SCADA、配电故障处理系统、用电负荷管理、自动抄表等。底层终端使用RS485串行总线方式或光纤与主站通信。

1. 2配网管理系统结构

配电管理系统 ( DMS) 指的是从变电、配电到用电工程中实现监视、控制以及管理的综合自动化系统。配电管理系统从结构上分为配电主站层、配电子站层以及配电终端层, 能够对配网实现最优管理。从功能上, 配电管理系统分为基础配电自动化层、基础配电管理层以及配电管理层。基础配电自动化层实现数据采集、设备状态监控以及实时故障处理。配电管理层具有运行管理、设备管理、停电管理、电能计量管理以及其他配电高级应用。配电自动化系统和配电管理系统的关系如图1所示。

1. 3主站、子站及配网终端

1) 配网自动化主站系统。配网自动化主站系统能够实现监视、控制和管理功能。包括配电SCADA功能, 对各种数据量进行采集和传输; 对采集到的数据进行加工; 对负荷开关等电力设备进行控制操作; 对事件进行报告等基本功能。同时也具有地理信息系统 ( GIS) 、各中高级应用软件 ( PAS) 以及其他管理功能。

2) 配网自动化子站系统。由于配网的监控设备分布广、数量多, 站端监控设备不可能直接接到配电主站系统, 而是设配网自动化子站, 由它来管理其附近的环网柜、开闭所等监控设备, 起到数据采集、当地监控、馈线重合闸等功能。并同时将实时数据发送各配电主站系统, 如此便能节约主干道, 又能较好实现配网自动化。

3) 配网自动化终端。配网自动化终端包括FTU ( Feeder Terminal Unit ) 、DTU ( Distribution Terminal Unit ) 以及TTU ( Transformer Terminal Unit) 。FTU和DTU对馈线具有遥信、遥测、遥控以及故障电流的检测功能。TTU采集配电变压器的运行参数。测控终端的基本功能包括遥测、遥信和遥控。遥测功能包括对变压器的有功和无功采集; 线路的有功功率采集; 母线电压和线路信号电流采集; 温度、压力、流量等采集; 频率采集; 主变压器油温采集和其他模拟信号量采集。遥信一般采用无源触点方式, 即通过将继电器触点的闭合或断开, 转换为高低电平信号送入子站处理。遥控功能一般为操作断路器、柱上开关等的分、合, 以及电容器、电抗器的投切等。

2配网自动化系统功能实现及优势

2. 1配网自动化系统功能实现

1) SCADA系统的主要功能为对数据进行采集并可以实现远方遥控。配电SCADA系统的功能为: 对电网运行进行监控; 对电网异常情况进行监控; 对各项数据进行分析、处理以及存储; 对站内远方终端 ( RTU) 的参数进行设置和状态的显示。即获得电网运行状态的基本参数。

该功能模块对各配电终端以及RTU采集到的各项数据进行采集, 包括模拟量、数字量、状态量、脉冲量以及时钟信息等。

模拟量包括电流、电压、频率; 有功功率、无功功率、功率因数、变压器油温等。

数字量包括频率、电度量等。

状态量包括负荷开关、断路器, 刀闸位置; 变压器分接头位置信号; 保护及自动装置动作信号; 通道故障信息; 事件顺序记录 ( SOE) 。

脉冲量包括脉冲电度表的脉冲值。

时间量包括GPS的时间脉冲或对时指令。

当系统采集到一个数据, 如果采集到的量超出限值的范围, 则发出数值越限告警信号; 当一个开关状态采集到系统内后, 与系统原来的值进行比较, 如果数据不同, 则说明开关变位, 发出开关变位告警信号。记录越限事件起止时间、最严重值等; 记录变位事件发生时间、性质等; 记录遥控操作的全过程; 包括命令、取消、执行结果等, 以及各命令操作员的名字以及事件的时间等。对与系统采集的数据进行统计处理, 系统会周期性地把实时数据储存起来, 用于画曲线、做报表查询。

2) 地理信息系统的实现。配网分布广泛, 其管理工作常与地理位置有关。将地理信息系统与属性数据库相结合, 实现直观的管理。其实现主要包括将变电站、馈线、变压器、开关等反映在背景图上; 与用户信息系统结合, 判断出停电影响范围, 选择合理的操作顺序, 便于事故处理。

3) 自动抄表系统实现。自动抄表系统的功能为对电力系统的电量进行管理、传送电量数据、处理电表异常情况。电能表出现异常后应当发出报警信号。当采集到电能数据后, 先将它与系统原来的数据进行比较, 如果采集的电量数据比原来的值大, 则跳过判断; 如果采集的电量数据等于原来的值, 则判断这两个量采集的时间相差多久; 如果时间差值比设定值要小, 则跳过判断; 如果时间差值比设定的要长, 则发出告警信号; 如果采集的电量数据小于原来的值, 则先判断有没有回零, 如果没有, 则不要这个数据。得到数据后, 控制中心生成电费报表和曲线, 并进行各项统计。

当系统发出电表异常告警信号后, 运维人员可以根据实际情况判断情况的严重性, 根据严重情况对该电表设置抄表频率, 让系统在这个频率下自动抄录数据, 并将数据进行保存, 对电表异常发生的时间和性质等进行记录。

4) 负荷管理的实现。负荷管理的功能为对电力系统的负荷进行监测、负荷控制、负荷预测和管理。将配电网终端设备所采集的数据发送回主站, 定时对各终端计量装置的运行数据进行了解, 对异常情况能够及时发现和记录, 为有效处理异常情况提供依据。

系统采用人工控制或自动控制的方式对负荷进行控制。 当采用自动控制模式时, 系统自动对开关进行遥控以控制负荷; 当采用人工控制模式时, 由系统操作员对开关进行遥控。

对系统内长期的数据进行处理, 对负荷做出预测。根据预测结果对系数进行调整, 不断优化预测的准确度。负荷预测又为配网的规划提供科学依据, 便于管理层做出正确的决策, 对负荷做出控制优先级别, 引导用户转移负荷平坦负荷曲线, 做出最优运行以及负荷控制。

5) 线损管理系统的实现。线损管理的功能为: 对变压器的线损进行管理、对线路的线损进行管理。线损管理按台区统计分析或按线路统计分析。台区统计分析为计算一个配变的线损率, 其方法有实施统计台区线损、统计出平均任意两天的平均值、自动计算某时间段内的线损。线路统计分析是计算某条10 k V线路的线损, 再结合台区的基本资料形成线损结论, 其方法有实时统计线路线损、统计平均任意两天的平均值、自动计算某时间段的线损。

2. 2配网管理方式及优势

1) 配电自动化系统能够大大提高电网运行稳定性, 在电网发生故障后, 能够迅速将故障隔离, 恢复健全区域的供电, 缩短停电时间, 改善了电能质量。

2) 配电自动化系统能够让运行人员时刻掌握配网的运行状态, 对开关的状态、线路电压、线路电流实时监控。在故障发生后, 配电自动化系统能够指示故障区域, 在恢复供电过程中可以远程操作, 极大地减轻了运行人员的工作强度。

3) 线路停电时, 配电自动化系统能够将停电状况显示出来, 并计算出恢复送电的步骤, 自动对开关进行操作, 对用户的需求做出迅速反应, 提高了运行人员的工作效率, 简化了配电网的运行和维护过程。

3结语

配电自动化能够对电力设备实现遥测、遥信与遥控功能, 大大提高了供电企业对电网进行管理的自动化水平。配网自动化普及之后, 配网管理模式得到极大提升。利用配网管理系统, 能够在非常短的时间内定位故障位置, 通过控制电容器和电抗器的投切, 对配网的无功分布进行动态控制, 极大地提高了功率因数, 降低了网损, 优化了电力系统的运行。配电管理系统能够为保证电力系统稳定运行提供有效的解决方式, 研究本课题具有重要意义。

摘要：随着配网建设的进一步深入, 配电网络越来越复杂, 从供电企业了解的情况来看, 10 kV配变、10 kV线路数量大增, 为了适应社会经济建设以及居民生活的需要, 对电网开展更好的管理, 必须实现配电网管理的自动化, 因此配电管理系统非常重要。

关键词：配网自动化,管理系统,应用

参考文献

[1]曲毅, 魏震波, 向月, 等.智能电网配电自动化技术的发展[J].南方电网技术, 2013, 7 (5) .

配网自动化管理系统 第5篇

单位名称： 姓名： 分数：

11、引上的光缆，须用镀锌钢管保护，将钢管牢固固定在杆塔上，钢管的高度以(B)为宜，并且两端要加防水保护。A 1m

B 2m

C 3m

D 4m

12、光缆从杆塔的引下线或者从地下的引上线，用线夹均匀固定在杆塔上，线夹间的距离为(B)；

一、单项选择题（共20题，每题1分）

1、在微机型继电保护中，控制电缆屏蔽层应（B）。

A 无须接地 B 两端接地 C 一端接地 D 靠近继电保护端接地

2、电流速断保护（C）。

A能保护线路全长 B能保护线路全长并延伸到下一段 C不能保护线路全长 D有时能保护线路全长

3、按照反措要求，防止跳跃继电器的电流线圈（A）。

A接在出口继电器与断路器控制回路之间 B与断路器跳闸线圈并联 C与断路器合闸线圈并联 D与跳闸继电器出口接点并联

4、瓦斯保护是变压器的（B）。

A主后备保护 B内部故障主保护 C外部故障主保护 D外部故障后备保护

5、继电器按其结构分类，目前主要有（C）。

A测量继电器和辅助继电器 B电流型和电压型继电器 C电磁型、感应型、整流型和静态型 D启动继电器和出口继电器

6、信号继电器动作后（D）。

A继电器本身掉牌 B继电器本身掉牌和灯光指示 C应立即接通灯光、音响回路 D应一边本身掉牌，一边触点闭合接通其他回路

7、中间继电器的固有动作时间，一般不应（B）。

A 大于20mS B大于10mS C 大于0.2S D 大于0.1S

8、光纤端终盒或接续盒的容纤盘内的光纤，单端盘留量≥（A），光纤收容余处理时应注意弯曲半径≥30mm。A 500mm B 800mm

C 1000mm

D 1500mm

9、光缆敷设的转角要成圆弧形，不得弯折，弯曲半径≥缆径的（B）倍。A 10 B 25 C 30

D 50

10、一条光纤中全部接头的损耗平均值必须≤(D)，在满足该要求的前提下，允许个别单个接头损耗≤0.3dB。A 0.02dB B 0.03dB C 0.04dB D 0.05dB

A.0.5m~1m

B.1m~1.5m C.2~3m

D.3m-5m

13、机柜的接地采用截面≥(C)的导线

A 10mm2

B 20mm2

C 25mm2

D 50mm2

14、蓄电池组引出线相色一般为：(D)电缆两头要挂标识牌，标识要清晰、整齐。

A 正极用蓝色，负极用赭色 B 正极用红色，负极用蓝色 C 正极用红色，负极用黄色 D 正极用赭色，负极用蓝色

15、计量终端安装金属箱体接地采用黄绿双色铜芯多股软线，其截面积≥(C)

A 1．5mm2

B 2.5mm2

C 4mm2

D 6mm2

16、直流母线电压不能过高也不能过低，允许范围一般是（B）。

A ±5% B ±10% C ±15% D ±3%

17、为了防止电压互感器高压侧击穿高电压进入低压侧，损坏仪表、危及人身安全，应将二次侧（A）。

A 接地

B 屏蔽

C 设置围栏

D 加防护罩

18、事故音响是表示（A）

A 断路器事故跳闸 B 设备异常告警 C 断路器手动跳闸 D 直流回路断线

19、电流互感器的电流误差，一般规定不超过（A）

A 10% B、5% C、3% D、15%

20、电流互感器二次回路接地点的正确方式（C）

A 每只电流互感器有一个接地 B 所有电流互感器二次回路均在互感器处接地 C 电流互感器二次侧只允许有一个接地点，对于多组电流互感器相互有联系的二次回路的接地点应设在保护屏 D电流互感器二次回路于保护屏和互感器分别接地

二、多项选择题（共15题，每题2分）

1、以下哪项是光缆施工常用的仪器仪表：（ABC）

A 熔纤机

B ODTR测试仪 C 光源光功率计 D万用表

2、架空光缆施工，需要填写以下表格：（ABCD）

A 《光缆单盘测试记录表》

B 《光纤接续测试记录表》

C 《光纤纤芯接续配纤方案表》 D 《通信架空光缆现场安装记录表》

3、“三统一”是指要求施工作业人员统一着装，即（ABC）

A 佩戴颜色、标识统一的安全帽（红色、白色除外）B 统一佩戴有个人相片的作业证（或胸卡证）C 穿着统一工作服 D 穿着统一工作鞋

4、对光缆进行盘测，可以测试（BCD）B 能反映轻微匝间故障 C 能反映绕组的断线故障

11、微机保护装置在调试中不可以做（BC）。

A 不带电的插拔插件 B 使用不带接地的电烙铁 C 触摸插件电路

12、用分路试停的方法查找直流接地有时查找不到，可能是由于(CD)。

A光缆型号 B纤芯断通情况 C光纤长度

D光纤衰耗

5、配电自动化终端遥测调试：根据现场实际情况设定配电自动化终端参数值，用试验仪对电流、电压等模拟量输入回路分别加入设计额定值的(C)额定值进行测试核对调度主站显示值与现场一致。

A 1/

3、1/

2、额定值 B 1/

3、额定值、1.5倍 C 1/

2、额定值、1.2倍 D 1/

2、额定值、1.8倍

6、负荷控制终端安装信号线敷设及接线其颜色选用为：PT的二次回路为（D）。A． A相蓝色、B相黄色、C相红色、零线绿色； B． A相红色、B相蓝色、C相红色、零线绿色； C． A相绿色、B相蓝色、C相黄色、零线红色； D． A相黄色、B相绿色、C相红色、零线蓝色；

7、负荷控制终端安装信号线敷设及接线其颜色选用为：CT的二次回路为（D）； A． A相蓝色、B相黄色、C相红色 B． A相红色、B相蓝色、C相红色 C． A相绿色、B相蓝色、C相黄色 D． A相黄色、B相绿色、C相红色

8、计量终端调试时，检查（B），且相序正确。

A． 电流回路无开路，电压回路无开路 B． 电流回路无开路，电压回路无短路 C． 电流回路无短路，电压回路无开路 D． 电流回路无短路，电压回路无短路

9、在带电的电压互感器二次回路上工作时应采取的安全措施是（ABCD）。

A、严格防止电压互感器二次侧短路或接地 B、工作时应使用绝缘工具，戴手套 C、必要时，可在工作前停用有关保护装置 D、二次侧接临时负载，必须装有专用的刀闸和熔断器

10、瓦斯保护能（ABC）。

A 能反映油面降低的情况

A 分路正极接地 B 分路负级接地 C 环路供电方式合环运行 D 充电设备或蓄电池发生直流接地、按继电保护的要求，一般对电流互感器作(ABCDE)试验？

A 绝缘检查 B 测试互感器各线圈的极性 C 变流比试验 D 伏安特性试验 E 二次负荷测定，检查电流互感器二次回路的接地点与接地状况。、二次回路检查，一般对二次回路作好(ABCDE)试验？

A 绝缘、寄生回路、熔断器及自动开关容量检查 B 查元件标识、接线及电缆标识正确 C、检查电流、电压互感器接线正确及压接可靠 D 对断路器、隔离开关及其二次回路检查 E 检查接地符合反措要求

15、瓦斯保护的反事故措施有(ABCD)

A 下浮筒改为挡板式，触点改为立式 B 防止瓦斯继电器漏水短路，采用防雨措施 C 引出线改为防油线 D 瓦斯引出线与电缆芯线分别接于端子箱的端子上

三、判断题（共30题，每题1分）

1、继保工作前不用了解上次的检验记录、图纸是否符合实际。（×）

2、带负荷测试应在电流互感器和电压互感器的低压侧进行。(√)

3、测量电压互感器低压熔断器时，应防止引起相间短路。(√)

4、电压表的接线无需断开高压回路的，可以带电工作。(√)

5、二次试验工作结束后，按“二次设备及回路工作安全技术措施单”逐项恢复同运行设备有关的接线，拆除临时接线。（√）

6、继电保护的“三误”是指误整定、误触碰、误接线。（√）

7、P级电流互感器的10%误差是指额定负载情况下的额定误差。（×）

8、可用钳形电流表检查屏蔽线的接地电流以确定是否接地良好。（√）

1314

9、K为电流互感器的变比，无论在什么情况下，其值不变。（×）

10、直流一点接地的情况下，可以允许长时间运行。（×）

11、使用指针万用表在微机保护装置上测试压板电压时可以不用考虑内阻。（×）

12、零序保护可以反映不对称短路，但不能反映三相对称短路。（×）

13、电流互感器极性标注一般采用减极性标注。（√）

14、预告信号的主要作用是在运行设备发生异常的时候，瞬时或延时发出音响信号，并使光字牌出现异常情况的内容。（×）

15、辅助继电器可以分为中间继电器、时间继电器和信号继电器。（√）

16、在通信设备上插拔板卡应避免电路板短路。(√)

17、新设备接入前,必须先确认不会造成已运行设备的业务中断和运行方式的改变。若不可避免时，应提前与运行部门做好相应的应对措施。(√)

18、不得利用网管系统随意登录访问原有的已运行设备，不得随意更改运行设备上的数据，以免造成意想不到的中断事故。(√)

19、对蓄电池进行编号，编号要求清晰、正确、字迹工整；(√)20、光缆进入电缆沟、隧道、竖井、建筑物、盘（柜）以及穿管时，出入口可以不用进行封堵。(×)

21、进行蓄电池安装时，安装用的工具，如铁钳、扳手、螺丝刀等须做好防止发生短路的绝缘措施。(√)

22、技术岗位必须持有与作业工种相应、有效的上岗证,辅助工不得从事电气设备安装等专业工作。(√)

23、机柜外的尾纤必须穿管（PVC管、波纹管等）保护，余量的尾纤，可以缠在盘纤架上，没有盘纤架时，可以将余量的尾纤盘圈成圆盘状，捆绑起来，避免折断。(√)

24、机房对外的孔洞必须用防火材料进行封堵，而机房内机柜预留的线缆进出口则不需要。(×)

25、光缆做接头时，两根光缆按光纤的组别标识和色谱进行对应熔接。(√)

26、光缆出厂检验合格证齐全时，不需要对光缆进行施工前的盘测。(×)

27、电池与电源连接线安装前，先确认蓄电池输入熔丝、所有的开关都处于闭合状态，以免带负载接入或发生短路现象。(×)

28、配网变压器监测计量终端安装需要1名现场施工负责人、1名质安员，以及2名辅工。(×)

29、电流互感器二次侧严禁开路。(√)30、负荷控制终端安装信号线敷设及接线其颜色选用为：CT的二次回路为A相绿色、B相蓝色、C相黄色。(×)

四、简答题（共2题，每题10分 答案可补充在后面）

1、配网架空线路开关配电自动化终端安装简述作业前的工作内容？

答:①现场施工负责人向进入本施工范围的所有工作人员明确交代本次施工设备状态、作业内容、作业范围、进度要求、特殊项目施工要求、作业标准、安全注意事项、危险点及控制措施、危害环境的相应预防控制措施、人员分工并签署(班组级)安全技术交底表；②工作负责人负责办理相关的工作许可手续,开工前做好现场施工防护围蔽警示措施，夜间施工的，须有足够的照明； ③ 现场施工负责人组织检查确认进入本施工范围的所有工作人员正确使用劳保用品和着装符合“三统一”要求,并带领进入作业现场。

2、为什么交直流回路不能共用一条电缆？

电力系统配网自动化研究 第6篇

摘要：配电自动化系统能够进供电质量，与用户建立更密切更负责的关系，是电力系统的重要组成部分，同时是保障供电可靠性和供电质量的最直接最有效的技术手段。本文就配网自动化技术进行探讨，供参考。

关键词：电力工程；配网自动化技术

1 配电网中3种故障处理模式

在配电网中，配电网自动化采用的控制模式决定着配电主站、配电子站、配电终端故障的处理，采用何种控制模式实现故障处理对配网自动化的性能有很大影响。

下面主要介绍该配网结构中的3种故障处理模式：基于重合器的故障处理模式、基于主站监控的故障处理模式以及基于系统保护的故障处理模式。

1.1基于重合器的馈线故障处理模式

配电系统发生故障后，该模式通过安装在馈线上的重合器与分段器的动作配合实现故障的判断、隔离与恢复非故障线路的供电，整个故障处理过程无需通讯与子站/主站系统的参与。根据故障判断原理的不同，该模式又可分为以下两种：

①重合器与过流脉冲计数型分段器配合。在这种模式中，需要预先设定好每台开关的重合次数，当开关实际重合次数达到设定值且开关处于分闸的状态时，故障被隔离。对于重合器还设有重合器每次分合操作的时间间隔；分段器的分合操作决定于线路电压。

②重合器与电压一时间型分段器配合。在这种模式中，需要设定好每台开关的延时合闸时间及电流检测时间。当开关在检测到系统电压信号后需要延时一定的时间才能够合闸；合闸后，开关在一段时间内检测到电流，没有检测到故障的电流信号，表明故障不在其辖区；反之说明故障在其辖区，此时开关设置故障标志，隔离被故障。

1.2基于主站遥控FTU的馈线故障处理

在这种模式中，需要在各开关上装设馈线终端单元（FTU）。在故障发生时，各 FTU记录下故障前及故障时的重要信息，如最大故障电流和故障前的负荷电流、最大故障功率等。并将上述信息传至控制中心，经计算机系统分析后确定故障区段和最佳供电恢复方案最终以遥控方式隔离故障区段、恢复健全区段供电。

参见图1所示系统，这种模式的基本原理为：当在开关S1和开关S2之间发生故障F1（非单相接地）时，线路出口保护使断路器B动作，将故障线路切除。装设在S1处的FTU检测到故障电流，而装设在开关S2处的FTU没有故障电流 流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与 S2之间，遥控跳开S1和 S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器B1，最后合上联络开关B0。完成向非故障区域的恢复供电。

这种基于主站遥控FTU的馈线故障处理方案以集中控制为核心，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢 复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，从故障切除、故障隔离、恢复供 电方面都有效地提高了供电可靠性。

1.3基于系统保护的馈线故障处理

当在馈线的网络上发生了相问故障或者三相故障以后，在各开关处安装FTU立即起动，且同时判断自身的功率方向，再经快速现场总线实现跟相邻的FTU通信。通过综合比较后，确定发生故障区段，此时跳开该区段两端的开关，故障被隔离。它具有以下优点：

①一次性快速处理故障，提高了供电的可靠性；

②直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；

③ 保护功能完全下放到FTU，无需配电主站、配电子站的配合，使馈线故障的处理更合理。

2.配电自动化系统的故障诊断、隔离和供电恢复（FDDR）原理

为提高配电自动化系统的总体性能指标，缩短系统停电时间，不使配电主站任务过重，配电自动化系统采取分级实现的方法。为此，在建立了一个子站系统。根据配网拓朴结构、通信网络拓朴结构和系统的运行方式，决定配电主站和子站的故障诊断、隔离和供电恢复功能的合理分布运行。当运行方式发生变化时，主站根据系统运行方式对每个子站在线发布故障诊断、隔离的约束条件。即：在子站所辖区域内的某个馈线区段上，如果子站诊断出馈线发生故障，子站必须先检测出故障线路和故障区域，然后根据主站对子站的约束条件。决定是否对子站所辖区域的故障馈线进行故障隔离和局部负荷恢复，最后将故障信息上报主站，主站根据全网信息进行分析处理。确定故障定位和隔离方案后，下发给该子站和与之相关的其他子站，各子站去执行由主站确定的隔离方案。其处理过程分为以下三个部分：

1）FTU对馈线故障的诊断装有三相CT和两相PT的FTU可采集三相电流、电压、有功和无功功率。当馈线相电流没有超过整定值时，FTU上报馈线正常工作信息。当馈线相电流超过整定值时，FTU主动上报馈线故障信息。

2）配电子站对馈线的故障诊断、定位及隔离。配电子站根据辖区的各个FTU上报的信息，综合分析故障开关的电流或功率方向、 配网拓扑结构及其通信系统拓扑结构和专家系统知识库，判断系统的运行状态。并结合主站实时下发的故 障诊断、隔离的约束条件，进行具体操作。①若所辖区域正常运行，则上报主站。②若系统发生瞬时性故障。则由变电站自动重合闸完成其瞬时故障的消除，子站 负责将事故信息上报主站。③若系统发生永久性故障，则进一步判断故障性质、故障线路和故障区段。

3）配电主站对配电网的故障诊断、定位、隔离。配电主站系统负责监控配电子站的工况，主要功能包括：①根据系统运行方式，向子站发布故障诊断和隔离 的约束条件。（利用配电子站提供的信息校核由配电子站所进行的故障诊断和隔 离的方案是否正确。如果诊断和隔离方案不正确。则主站利用故障信息和专家系统的知识，重新提出故障诊断、定位和隔离方案，供调度人员选择。（对于单相接地故障，主站根据变电站 RTU上报信息进行综合分析和判断后，确定最后隔 离方案并交给调度员进行人工处理或由主站自动处理。

3.集成组合化

在配电线路上，用重合器或分段器将配电线分成若干段。配电开关设备。为 达到配电自动化的目的，应配置远方终端，包括配电柱上开关监控终端 FTU、开闭所、公用及用户配电所的监控终端DTU。馈线自动化能对各区段上的电压、电流、功率和分段开关位置等进行在线监视：远方对各种开关电器进行操作；远方采集配变的电度量及电压量：自动识别故障区段并进行隔离及恢复对正常区段 的供电等。即数据采集、远方控制、数据传输、运行维护、当地操作等功能。

为了在配网事故即馈线全线失电的情况下，能对开关进行远方遥控操作，必须配置独立可靠的不间断直流电源等，所有这些，都要求配电开关设备等高度集成。通常是，一次设备集成在主体柜内，二次（监测、控制保护等）及远动通信设备集成在一起，专用控制箱（户外型）或分布式安装在开关柜上（户内型）。在直流电源的选用上，开闭所电源通常集成为“三位一体”，即开关操作电源、远动电源及通信电源三位一体。

在实际使用中，我们发现：由于配电开关采用的是直流电动机，所以，在开关操作瞬间。有反电势叠加在直流电源上，导致远动装置死机并退出运行。典型事例是：48V直流电源，曾瞬间到达反向1IOV，必须采取“二极管续流”、“增加蓄电池容量”等相关措施予以解决 。

配网自动化系统的应用分析 第7篇

配网自动化系统是综合最新的计算机硬件技术、软件技术等为一体的综合系统, 具有完善的功能以及优异的性能, 是提升配电网运行效率的主要途径之一, 而且也被广泛地应用到配电网系统中, 如在数据采集、故障处理、配网运行调度控制等方面的应用, 促进了电力企业的快速发展。

1 配网自动化系统概述

所谓配网自动化系统, 就是利用先进的自动化技术、通信技术、信息技术、计算机技术等结合一起的综合性系统, 能够实现远程控制、远程监控、配网管理的作用。配网自动化系统在近些年得到广泛的推广, 而且应用效果也极为明显, 相比于传统的配网系统来说, 运行过程中不仅节省了大量的人力开销、人力工作量等, 同时还进一步提高配电网运行的稳定性、安全性的, 从某种意义来讲, 配网自动化系统的运用可以说是电力企业发展中的一次变革, 推动电力企业逐渐走向自动化的发展方向[1]。

2 配网自动化系统的结构

配网自动化系统是电力系统走向自动化的主要标志, 配网自动化系统的结构主要分为硬件结构以及软件结构等两种。其中硬件结构中主要以通信服务器、数据中心服务器、WEB服务器等为主, 而且是与网络之间建立了直接的联系, 网络结构也可以说是配网自动化系统的关键所在, 通过网络结构来完成各个部件以及对区域网的自动化监控管理[2]。也就是说, 网络结构是配网自动化系统的主要通讯结构, 配网自动化系统运行的过程中, 要确保配网自动化的有序运行, 必须要保证配网硬件结构运行的安全性、质量性等, 同时还要考虑到配网的实际规模等情况, 对系统进行相应的投资;软件系统结构, 如果说硬件系统结构是配网自动化系统的骨架, 那么软件系统结构就是配网自动化系统的灵魂, 主要包括GIS库、实时数据库、管理系统、历史数据库、网络任务管理系统、DMS应用库、地理信息支撑平台AM/FM系统等。关键系统结构是保证配网自动化系统运行的关键, 必须要做好全面的准备工作, 结合配网的实际运行情况, 软件系统结构也主要分为几种形式展开服务。例如, 以C/S方式来为系统提供信息查询服务的;以API方式向系统应用程序提供调用接口等。

3 配网自动化系统的应用分析

3.1 在数据采集中的应用

众所周知, 配网系统在运行的过程中涉及到大量的数据信息, 而对这些数据信息的采集主要应用的就是数据采集功能, 通过配网自动化系统的应用能够实现对配网运行数据的远程采集, 主要采用配调主站、中间层系统、终端测控设备等三个层次组成[3]。主要采集的内容有脉冲电度量;配网状态量, 如事故总信号、开关刀闸状态、变压器分接头、保护动作信号等运行状态;配网运行顺序事件内容的记录;模拟量, 如电流、电压、频率、有功、无功等;其他信息采集, 如保护定值、保护动作信息、保护测量值、保护自检信息等。数据采集可以说是配网系统运行的关键, 能够根据采集的数据信息, 对配网自动化系统的运行状态进行分析和调整, 同时, 可以针对配网系统运行方案第一时间做出调整, 尤其是在配网存在故障的情况下, 可以及时发现故障风险、控制风险, 降低配网系统运行的故障损失率, 对提高配网系统运行的安全性、可靠性具有非常重要的作用。

3.2 在故障处理中的应用

配网在运行过程中, 受到内部以及外部因素的影响, 会造成配网故障的发生, 不仅对电力企业造成一定的经济损失, 还会影响到配网供电的安全性、可靠性, 因此, 应重视对配电网故障的处理。传统的配网故障处理中, 主要是通过工作人员对配网线路以及设备进行定期检查, 或故障发生的情况下对线路进行排查来确定故障位置, 期间会消耗大量的人力, 而且也会延长配网维护检修的停电时间, 对客户造成极大的影响[4]。而通过配网自动化系统的应用, 能够对配网线路以及设备的运行情况进行详细的分析, 能够实现对配网运行的实时监测功能, 一旦配网发生故障, 或存在潜在的故障风险, 都能够通过实时监测的功能诊断出配网故障的问题所在, 对故障进行自动定位的功能。另外, 配网自动化系统可以通过自动重合器或自动配电开关构成的馈线自动化的方式, 实现对配网故障进行自动隔离的功能, 将故障停电范围压缩到最小的范围, 这样工作人员可以及时对配网故障进行处理, 从而有效缩短了配网故障维修的停电时间, 进一步提高配网的运行效率。

3.3 在配网运行调度控制中的应用

配电网的运行效率直接影响着配网供电质量, 而配网的运行调度将直接影响着配网的运行效率, 因此, 要积极做好配网运行调度控制工作, 这样才能切实有效地提高配网的运行效率[5,6]。传统的配网运行调度工作, 由于缺乏数据采集的实时性, 再加上数据采集可能存在的间歇性、失误性等, 导致传统配网运行调度工作质量一直不高。而在配网自动化系统应用之下, 能够有效规避传统配网运行调度的弊端, 可以对配网的运行数据进行实时采集, 而且, 在根据采集数据调度控制质量时, 所涉及到的信息数据都是系统自动生成, 有效避免了失误率的发生, 确保配网运行调度控制的质量。另外, 还可以借且配助配网自动化系统的远程控制功能, 实现遥控操作, 对配网设备的遥控, 能够及时根据配网运行状态采取相应的动作, 主要遥控的对象有杆上开关、站内出线看管、变压器分接头位置、电容器开关等。遥控操作功能主要是应用配网自动化系统的远程遥控技术、计算机技术等功能的应用, 在控制中心通过计算机的操作就能够实现对远方的可操作部件进行操作, 使得配网运行调度控制更为便利。

4 结语

配网的运行效率直接影响着电力系统的供电质量, 在自动化技术快速发展的过程中, 配网自动化系统也相应面世, 主要是综合计算机技术、通讯技术、采集技术等先进技术为一体的自动化系统, 能够实现远程操作、远程监控等功能。通过笔者对配网自动化系统的应用分析, 配网自动化系统能够广泛应用到配网系统运行中, 其主要原因还是受到自身功能的影响, 多功能性的自动化技术是传统配网系统无法比拟的, 希望通过本文的分析, 能够对提高配网系统的运行效率起到一定的帮助。

参考文献

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[5]李貌, 滕欢.一种多级安全防护的过滤模型在智能配电网通信系统的应用[J].四川电力技术, 2014 (4) .

县级供电企业配网自动化系统研究 第8篇

1 县级电力系统自动化技术实施的原则

1.1 可靠性原则

县级电力企业要向实现电力系统自动化的首要目标就是提高配电网供电的可靠性, 实现配电网自动化系统的安全性与可靠性。要达到这一目标就要满足于以下几点要求:第一, 建立可靠、安全的电源点, 主要以双电源进线、变电自动化为主;第二, 具有可靠、安全的配电网网架, 主要做好配电网网架的规划、布局、线路工作;第三, 具有可靠、安全的设备, 主要设备是一次性职能化开关和二次户外的FTU、TTU;第四, 配电网要具备可靠的通信系统, 主要是保证通信介质和通信设备系统的;第五, 具有可靠、安全的主站系统, 主站系统主要包括计算机硬件、软件和网络系统。

1.2 分散性原则

配电网的主要特点就是呈地域性分布, 建立配网自动化系统的目的就是希望通过分散功能、分散风险, 使用智能化的一次设备, 及时解决故障问题。县级电力企业的配电网并不复杂, 但是供电可靠性能较高, 可以满足双电源的要求。当然, 对于县级电力企业的配电仍然推荐重合器方案, 如果在10KV干线配置适当数量的开关, 由此, 配电网的保护配合可以充分实现功能。

2 配网自动化系统设计方案

县级电力企业的配网自动化设计方案应该适应区域和企业的发现需求, 使用配电自动化的开关对馈线进行分段, 用配变终端设备对单元进行配变监测, 同时需要建立配网主站。同时, 配网沿线路敷应该设立由通信光缆组成的双环自配网接入配网主站, 配变终端设备单元最好可以就近接入光纤, 配网主站则需要与原来的调度系统通过设备端口连接, 当然, 双方都需要预留出其他接口, 便于与其他系统发布配网信息进行连接。

当然, 县级电力企业在实施配网自动化建设之前, 电网需要结合当地的实际需求进行相应的改造, 使供电半径趋于合理状态, 强化网架和设备的配置, 同时配网自动化系统设计要符合国家电网公司关于《县城电网建设与改造技术导则》的要求。配网自动化对网架结构的设计主要有以下几种:双电源环网型、单电源辐射型、多电源环网型、网格状供电型, 也就是井字形。电力企业在实施配网自动化的过程中, 需要依照以下原则对馈线进行分段。

其一, 分段开关。双电源和单电源的线路在进行分段的时候需要考虑到线路的性质、密度及线路的总长度, 充分考虑到各种因素最终确定设备装置的位置。此外, 在进行分段的时候还应该考虑到环境因素, 对于负荷较为集中的部分应该优先进行分段, 在条件允许的情况下可以采用电源供电。当然, 如果可以保证各个分段线路负荷的平衡, 则能够在最大限度上缩小故障后的停电范围。

其二, 联络开关。联络开关的主要作用依然是对线路, 其安装要考虑到分段开关的基本要求, 同时还要肩负区县行政辖区的分界。双电源环网型电源如果分属不同行政辖区, 就要满足地区发展要求, 在行政辖区的分界点安装开关。

其三, 分支线。线路安装重合器主要目的是为了降低线路的负荷。重合器安装位置的确定要考虑到线路的性质、负荷、密度及其他的外界因素。对于负荷较小的线路, 重合器可以考虑安装在起点位置, 如果线路负荷较大重合器的安装就需要考虑线路负荷的均衡问题, 选择一个恰当合理的位置。

3 根据馈线自动化方案选择开关设备

县级配网自动化方案的设计与规划应该与企业的通信系统有机结合, 把配网、调度、图像通信综合应用, 主要采用光纤传输的通信方式进行。考虑到县级电力企业今后的发展方向, 主干线通信网的建设在沿路架设自承式单模8芯的光缆, 让光纤环网能够接入配网主站, 具有双纤自愈功能。通信终端设备需要采用六光向光端机支持的, 具有自愈功能的终端设备, 便于监测接入光端机。如此一来, 不仅可以满足系统的要求, 还可以扩展监控范围, 便于集中抄表和业务预留通信。

4 配网自动化系统主要功能

4.1 实现10千伏配网实时监控 (SCADA)

采集配网柱上开关设备的实时数据, 并对开关进行控制, 建立整个配电网实时数据库, 实现配电网实时监控。其中, 数据采集功能可采集的数据包括电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数、开关状态、事故跳闸信号、终端状态信号等;数据处理功能可处理功率总加、越限告警、数据的合理性检查和处理、遥信变位处理等。

4.2 实现10KV馈线故障自动处理 (FA)

配电自动化系统可以根据终端设备的信息回传对线路的故障进行诊断隔离, 并尽快回复其他区域的供电, 主要功能是故障定位与隔离。配电系统可以自动调取主站关于变电站出线的所有信息, 其可以与开关的位置, 电流总负荷及其他保护装置为依据, 根据终端设备回传的信息对线路故障进行分析, 系统自动定位故障, 并迅速做出反应找到隔离区域。

4.3 具备Web发布功能, 向局域网发布配网运行信息

WEB的发布功能主要是与MIS网实现物理隔离, 可以向MIS网单方面提供数据, 同时可以向MIS网提供一次接线图及具体数据的WEB访问。此外, 还可以通过WEB进行动态查询指定日期的信息报表, 而查看过的报表可以以各种方式进行保存, 便于使用者方便调取。此外, web还可以提供SCADA系统的历史访问记录, 通过对日期进行选择, 随时查找需要的历史曲线。

5 结语

县级电力企业的发展对于地区经济发展和人们生活水平提高具有重要现实意义, 加大电力系统自动化技术的应用, 增强电力设备的稳定性、适应性, 尤其要加强大型电力控制系统的稳定性、安全性。目前, 我国电力系统虽然进入自动化技术的时代, 但相较于发达国家来说起步较晚, 所以我国电力企业在进行技术攻坚的同时, 还要重视传统技术和设备的应用及改进, 全面提高我国电力系统的服务能力。

摘要：随着社会经济发展, 科技不断进步, 人们的生活水平不断提高。电力系统是社会发展的基础环节, 强化电力部门的发展进步对于国家综合实力的进步, 社会经济发展和人们生活水平提高都有重要的现实意义。目前, 电压波动和短时停电也会给企业造成巨大的损失, 为了实时控制用电负荷、无功负荷及电压水平, 改善供电质量, 提高供电可靠性, 提升服务质量, 电力系统自动化的建设势在必行。

关键词：县级供电企业,配电网自动化,系统

参考文献

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[7]罗涛, 周在良.配网自动化在电网中的应用[J].硅谷, 2010 (24) .

配网自动化建设与运行管理探讨 第9篇

1.1 综合模式的运用

配电网作为电力系统的重要结构, 其对于供电作用的发挥有决定性作用。在电力技术不断发展的阶段, 配电自动化开始朝着综合模式发展, 其包括集成化、智能化、综合化等几大方面。同时, 配电自动化系统属于多功能的系统性工程, 运用到了各种不同的设备和子系统, 每个结构之间存在相互补充的关系, 让彼此之间的功能得以充分发挥。为了给配电网营造良好的运行环境, 企业需对配电自动化系统采用全面解决的方案, 坚持系统集成运行模式, 让工程投资后取得理想的成效。而从馈线自动化角度分析, 早期的馈线终端设备难以达到常规的遥测、遥信和遥控功能, 随着该装置发挥了自动重合闸、馈线故障检测、电能质量检测等方面的功能后, 其能够实现诸多智能方向的调整, 保证了配电网正常运行的笑了, 促进了电力供电性能的改善。

1.2 电力技术的运用

在科学技术的进步下, 很多电力技术得到了更新运用。用户电力技术则是其中较为广泛的一种, 其能够有效处理各种供电环节的问题, 处理电压突升、突降和瞬时断电等配电系统扰动所造成的异常状况, 也会带来补偿电压下降及短时断电等现象, 使得配电网中的电流传输大小不一致。静态电容器或静态补偿器属于及时固态电力控制器, 其可以对4.16k V~69k V配电馈线连接处提供电压控制以改进电力质量, 改善整个系统的运行模式;动态电压恢复器的装置结构有:变压器、换流器、储能装置, 只不过变压器是串接在母线上向敏感负荷供电。而补偿属于双向流通模式, 不仅控制了电压大小, 还能根据用户需要具体分配。

2 配网自动化系统建设问题的处理

2.1 认识问题的处理

由于缺少专业的理论知识与实践技能, 企业在配电网建设过程中没有树立足够的意识, 导致电力工程建设难以按照预期的进度开展。其主要表现为对建设配网自动化系统认识不足, 将构建配网自动化系统局限于改善供电可靠性, 在遇到故障时也未能及时采取措施处理。国内配电网具备了自身的特点, 主要表现在:首先, 体系一般都是呈辐射状结构, 结构形式多样复杂, 而传输功率和距离较小, 负荷性质存在着各种差异。其次, 中性点可以不接地, 当出现接地故障后依旧能保持相应的供电状态。这些特点造成我国的配网自动化系统难以直接从国外引进, 在建设配电网系统时需根据本国现有的条件完成。在建设配网自动化系统时需采取多元化模式, 保持整个电力系统的正常运转。考虑到配网自动化系统规模较大、投资较高、技术复杂, 在设计时要结合自上而下的设计、自下而上的开发, 统筹规划, 对各个环节的配电网结构优化处理。设计配网自动化系统要坚持“结构分层、功能分级、就近布置、信息集中、控制可靠”的原则。

2.2 技术问题的处理

缺乏先进的技术也是阻碍配电网建设的一大因素, 这些会给搞性能配电网建设带来不便。技术问题一般集中表现为:1) 配网自动化系统要求高性能的设备及操控技术, 但电力企业难以达到这一要求;2) 配网自动化系统的大量站端设备安装在户外, 在运行状态下会面临不同的设备故障, 给配电网的正常运行造成不利影响;3) 早期配网自动化系统数据选择了单一模式, 而现代电力技术要求其运用多种通信方式相结合;4) 在控制电源和操作电源等操控方面难度较大, 会受到电力技术与相关设备的限制;5) 系统平台在运行时缺乏灵活性, 导致配电网自动化系统难以持续运行, 且维护方案不足也影响了使用性能。电力企业需采取针对性措施处理系统问题, 形成科学的供电运输系统, 从而保证了配电网性能的正常发挥。考虑到维持系统正常运行及给系统维护创造有利条件, 需要采取的措施包括:1) 定期搞好终端设备维护与检查工作, 及时处理异常问题;2) 通讯光纤运行维护、检修;3) 计算机设备的维护数据图形维护日结日清, 通过网络化管理概述运行效率;4) 城区的建设和异动, 相关设备更改, 数据输入;5) 对运输过程中存在的异常问题, 及时采用数据传输模式处理, 从而维持了配电网的正常运行。

2.3 管理问题的处理

因配网自动化系统内部结构复杂多样, 在运行过程中要选择科学的管理方案, 从安全作业、持续供电等角度搞好工程建设。一是搞好网络规划, 对各县数据信息及时收集处理, 保证电力系统有良好的运行环境。在产品供应商的选择上应选择那些具有良好的电力系统背景, 将工程交给经验丰富的电力公司完成, 并本着价格合理、质量可靠的原则, 优先考虑通过ISO 9000系列质量保证体系认证的、有良好业绩的、符合相关产业标准的、并经国家认可的检测机构检测合格的产品。需要关注的是电力公司要对工程周围的环境相对熟悉, 其涉及到地理环境、网架结构和规模、管理模式、负荷性质等方面的信息。在施工阶段必须要根据电力系统的构建模型完成, 严格按照标准要求施工作业。同时保证有可靠的一次设备:如线路、开关、变压器等, 技术人员要定期到现场对设备检测处理。

3 结论

综上所述, 随着市场经济竞争趋势的加强, 供电系统自动化系统成为了今后电力市场的主要趋势, 其对于电力企业的现代化发展意义重大。为了满足使用功能才需要, 电力企业构建电力系统时要从多个角度考虑问题, 开发出技术先进、功能实用的配网自动化系统是大家共同的目标。

摘要：电力工程是我国现代化建设不可缺少的项目之一, 随着社会用电量的不断增多, 供电企业在配电网运行上面临着巨大的压力。为了缓解供电压力, 减少企业运营成本, 必须要加强自动化建设管理工作。基于此, 本文主要对配网自动化建设与运行管理进行了探讨。

关键词：电力工程,配电网自动化,运行管理

参考文献

[1]李凤霞.配电自动化实用化关键技术及其进展[J].内蒙古科技与经济, 2005 (1) .

配网自动化系统的研究与设计 第10篇

1 配网自动化系统的基本构成

为了给用户提供可靠和高质量的电能, 尤其是一些对供电质量要求严格的企业单位, 进行配电网的自动化改造是必经之路, 现阶段正在大力发展智能电网, 配电网的自动化改造也是其中的一个重要环节。将配网自动化系统进行细分, 可以分为三个子系统:自动化子站系统、主站系统以及终端, 分别介绍如下:

1) 对于配网自动化子站来说, 它需要完成的任务是:对其附近的开闭所以及柱上开关进行管理, 对配电站端的监控设备进行监控, 同时也兼顾对馈线重合闸的监控, 子站将采集到的实时数据送到主站的通信处理器中。这样一来不仅能够有效的节约主干通道, 而且保证了主站网络能够享受到输电网自动化带来的优势。2) 配网自动化主站系统又包含有三个子系统:对配电故障进行诊断恢复的DAS系统、SCADA系统以及配电AM/FM/GIS应用子系统DMS系统。3) 在城市配网自动化终端中, 最主要的功能是对管辖范围内的环网柜和柱上开关等进行监控, 实现三遥功能, 该终端能够识别故障类型, 做出有效的控制决策, 它是为配合配网自动化主站和子站而设置的。

2 配网自动化系统的实现技术

2.1 配电网设备的介绍和选择

1) VSR3-20WS4B多回路开闭器。VSR3-20WS4B多回路开闭器的灭弧介质是真空, 绝缘介质是SF6气体, 它的密封性和绝缘性较好, 由于具有较为紧凑的结构, 在安全可靠性上也有保障。目前, 在城市电缆网的建设和电源联络中使用较多。2) FZW28-12型用户分界负荷开关和配套控制器。目前, 该负荷开关在我国的配网领域有着较为广泛的应用, 比如:应用于10KV架空配电线路的T接用户入口的地方, 能够有效的与用户区中的单相接地故障相隔离, 对相间短路故障也有较好的隔离效果。作为馈电线路上解决波及事故的最佳方法, 该负荷开关和配套的控制器在近年来的使用量大大增加, 体现着配网自动化的优越性, 也是其关键的设备。3) WPZD-160系列终端。WPZD-160的使用非常灵活, 不仅可以将它配置为环网柜控制器, 也可以将其配置为开关站的控制器, 实现了三遥功能, 在远方终端单元的选择中, 它无疑是不二选择。

2.2 配网线路接线方式

配网线路接线方式要遵循一定的原则, 我国大型城市电网规划设计技术原则的相关要求指出, 在县城架空线路的规划中, 环网布置的开环运行方式是最为适宜的, 它充分利用柱上的自动分段器, 将线路三联络三分段, 从不同的变电站接入电源;对于农村架空线路的规划, 虽然没有十分明确的规定, 但经验表明, 三分段单联络的接线方式是最为合适的。

2.3 一次设备及供电方式

在配电网的管理上, 我国将电网分为城市电网和农村电网。配电网的供电方式决定于:线路的开关设备、电源点的位置以及网架。它们不同的组合方式会产生出各种不同的供电方式, 因此, 就需要进行最优供电配合方案的选择。在城市电缆网中, 采用较多的是环网柜, 将其作为配电线路的主设备。农村架空线网较多的采用断路器、重合器、分段器、等作为配电线路主设备。本文针对一次设备及供电方式, 特提出以下几个重点问题:

1) 在架空线网中, 从实际出发结合现有技术, 常常被采用的是重合器方法, 统计表明, 有八成的架空线路故障属于瞬间故障, 通过重合器将这些故障进行隔离, 耗时短, 控制效果好;另外, 重合器也具有较高的智能化程度, 在现代化电网中使用是非普遍, 它既能够使得供电网络不受其他环节的影响和依赖而独自运行, 对于电网的统一规划和分步实施来说, 也是非常方便的。2) 对配网自动化系统的供电方案进行合理评价, 其中最为关键的一项指标是供电的可靠性, 对此进行评估的参数包括故障停电的时间和范围;单位时间内的停电次数以及供电得到恢复的时间等等。

3 配网自动化实施中应注意的问题

1) 在实施配网自动化中, 由于涉及的部门繁多, 相应的投资也非常庞大, 如果事先没有做好相应的规划, 盲目的进行配网自动化的改造, 无疑会给后期工作带来很多问题;因此, 要紧密结合当地电网的发展规划, 协调好各供电企业的信息化建设;同时, 配网改造也不能独立进行, 应该考虑到当前的调度和输电网的改造进度。2) 户外运行中, 通常会出现很多恶劣的天气情况, 无法预料的运行环境, 这些对配电终端设备、开关设备等提出了很严格的要求。需要考虑雷击过电压、振动、风沙、电磁干扰等各种因素的影响, 应综合全面考虑电子设备的设计、开关的外绝缘材料、元器件的筛选等, 权衡其性价比。3) 进行配网自动化改造之后, 运行人员的工作效率将大大提高, 再也不用进行高强度长时间的运行操作, 但是, 另一方面, 对他们自身的专业素质提出了较高的要求, 为了能够全面快捷掌握电网的运行, 对于新设备和新技术的运行应该具有敏锐的眼光和较强的新事物接受能力。配网自动化已经根本性改变了传统的运行管理模式, 所以, 从事该项工作的人员必须迅速转变思想, 适应新的工作环境和模式。

4 结语

当前, 进行配电网的自动化改造是电网发展的必经之路, 在这一过程中, 涉及到各方面的问题, 从传统电网中合理过度, 旧设备的更换, 新设备和新技术将会投入运用, 配网自动化技术也会越来越成熟。在具体实施过程中, 要结合地区配网自动化系统的现状和地理、经济特点, 合理科学的进行配网自动化改造, 相信配网自动化系统的发展会给人类带来更多的福音。

参考文献

[1]李文伟, 邱利斌.配网自动化及通信系统的规划建设[J].电力系统通信, 2009.

[2]尤彦.浅谈10kV配网自动化管理的应用[J].中小企业管理与科技, 2010.

论电力系统配网自动化技术 第11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

1.配电网的合理规划

配网自动化的基本原理是将环网结构开环运行的配电网线路通过分段开关把供电线路分割成各个供电区域。当某区域发生故障时，及时将分割该区域的开关跳开，隔離故障区域，随后将因线路发生故障而失电的非故障区域迅速恢复供电，从而避免了因线路出现故障而导致整条线路连续失电，大大减少了停电范围，提高了供电可靠性。因此，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，变电站内1OkV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。

(4)分段开关可使用断路器。目前我国开关生产厂家已经生产出分合负荷电流、过载电流及短路电流的1OkV户外真空断路器。这种设备与计算机的遥控技术和数据传输终端设备连接后能够实现遥控操作、数据信息通讯等功能。

2.开关设备的选型

开关设备作为配网自动化的关键设备，目前生产的厂家很多，但能够生产出与计算机的遥控技术和数据传输终端设备连接，能够实现遥控操作、数据信息通讯等功能的开关设备的生产厂家并不是很多。目前我国部分地区实现配网自动化的开关设备大都不具备这个功能。所以，要做到利用计算机网络和通信技术，实现对配网正常运行的控制、检测和故障时的快速处理(故障检测、故障定位、隔离和非故障区的恢复供电)以及配网的生产管理、设备管理的自动化，正确的开关设备的选型是关键。为实现控制中心和各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。目前，具备上述功能的断路器的代表型号为ZW8—12型户外真空断路器。

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，应该选用投资较大的光纤通信方式，这种通信方式支持接口(RS232/485)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。

操作电源的设计，一般选用交流220V作为操作电源，一般有逆变电源屏、电池屏、充电屏和交流配电屏组成电源系统。为了满足设计需要，在整个配电网络中设置多套电源系统，具体的数量，要根据电压降和电源线路的实际情况决定。

4.配网自动化实用化模式

根据故障处理的具体形式，配网自动化可以分为分布智能模式和集中智能模式两种。

4.1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。

4.2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。

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浅谈配网自动化系统的建设 第12篇

1 配网自动化的介绍

配电网直接面对广大电力用户、是供电企业与电力用户联系的纽带。配电网的特点是:网络深入城市中心和居民密集点;传输功率和传输距离一般不大;用户性质、供电容量、供电质量和网络可靠性要求各不相同。配电网内设备点多且涉及的面较广,这导致了整个配网自动化系统的建设和维护的成本都比较高。目前,各类配电设施的管理主要依赖人工巡视,缺乏必要的信息化与智能化技术支持。

配网自动化指利用现代计算机、通信与信息技术,将配电网的实时运行、电网结构、设备、用户以及地理图形等信息集成,构成完整的自动化系统,实现配电网运行监控及管理的自动化、信息化[1]。

在南方电网公司配网自动化建设研讨会上,明确提出了配网自动化的建设目标是:(1)减少停电时间,提高供电可靠性;(2)实现配网运行可视化,全面提高配网技术水平;(3)从可测可控及自愈、降低事故及大面积停电风险、提高设备利用率、降低维护成本、提高电能质量、经济运行等方面,提升配网运维水平;(4)逐步实现与其他系统间的数据交互共享,提高系统信息化应用水平;(5)提高客户服务水平,提升供电企业的社会形象。

2 配网自动化系统的组成

配网自动化系统主要由系统主站、各类现场配电终端和通信网络等组成[2]。

配网自动化系统主站是配网系统运行和管理的中心,通常由服务器、工作站、网络设备、安全防护设备、时钟同步装置等硬件设备及配套软件构成。其中服务器包括数据采集服务器、数据库服务器、Web服务器等部分组成。数据采集服务器主要对各个运行中的现场监控终端进行数据的定时轮召,并将各类数据存储于数据库服务器中,工作人员通过Web服务器提供的服务可对各个终端进行数据的查询以及统计分析功能。

根据功能配置和安装位置不同,配电终端分为站所终端(D TU)、馈线终端(FT U)、配电变压器监测终端(T TU)及电能质量监测终端等。

通信网络提供现场终端与系统主站之间的通信通道。一般来说,变电站、开闭所的RTU或变电站自动化系统直接与主站系统通信,由主站系统定时轮流召测各种电量数据。目前较为常用的通信方式为:(1)M o d e m通讯方式;(2)无线通讯(G P R S/CDM A);(3)载波通信;(4)光纤通讯方式。

以实际使用情况来看,光纤的铺设费用最为昂贵,但是也是最为可靠的通讯方式;GPRS/CDMA通信方式的投资相对较少,但是可靠性一般。所以配网自动化系统的通信网络一般使用多种方式相结合,对于重要性不同的终端使用不同的通信方式。在需要遥控的场合,一般需要使用光纤通信,不可采用GPRS/CDMA通道。

3 配网自动化系统与其他系统的交互

配网自动化系统可以通过IEC61968的中间件的服务实现与调度自动化、计量自动化、配网GIS等系统的数据交互与共享,一方面为配电自动化系统自动生成配网单线图,补充了采集数据来源;另一方面为其他管理信息系统提供了设备运行的实时信息,实现了系统间的数据共享,降低了信息采集投资费用,提高了信息化应用水平。

各个系统之间的数据交互发展方向是采用面向对象的分布式开放系统与组件技术,建设类似于计算机硬件总线的供电企业信息软总线(MB-Message Bus),使各自动化系统以及应用程序(组件)之间能够像计算机硬件模块一样,很方便地互插互联,实现互操作。近年来,国际电工委员会(IEC)TC57委员会提出了IEC61 970、IEC 6185 0、IEC61968三个系列的标准。其中IEC61968系列标准就是为了规范电力企业多种分布式系统的应用集成。

4 某地配网自动化系统建设及使用情况

某地配电自动化主站系统集中采集处理该市范围内配电网运行信息,配网采集终端的数据统一集中到设在市局配电自动化主站系统的中心数据库中,下属各区局客户端在管辖权限范围内可以远程访问和使用,实现各个区局配电网的运行、维护、监控和管理。

该市配网自动化系统的层体系结构由主站层、终端层组成。

(1)主站层:设在市供电局,配备基于交换式以太网的高档配电自动化后台系统和大型数据库,由计算机网络服务器、各种工作站、输入输出设备,通信服务器交换机、网关机、多媒体等设备组成。配网采集终端的数据集中到设在市局的中心数据库中,各区局客户端可以通过远程工作站的方式,在管辖权限范围内进行操作和维护工作,该结构有效地实现了业务与数据的分离。

(2)配网终端层:主要包括安装在各配电房、配变(箱变)、柱上开关、环网柜等地点进行数据采集和控制的配电终端设备。

两层结构优点有:(1)实现业务与数据分离各区局通过远程工作站方式实现对相应业务的数据进行浏览查询,在业务应用的过程中,市局服务器端的数据对于区局客户端来说是透明的。(2)减少投资成本可以充分利用现有的该市局的城域网,不用专门建设终端到所在区局的通信信道,减少通信投资以及相应的维护工作。

该市的配网自动化系统实现了对配网线路、配变的负载情况、开关状态的实时数据采集,初步实现了配电网运行可视化。20 11年该系统的主要运行指标统计如下:主站系统可用率100%、遥控操作正确率100%、遥测准确率90.13%。全局配电终端在线率:GPRS终端数2491个,上线2043个,上线率82%;载波终端数305个,上线231个,上线率76%;光纤终端数728个,上线647个,上线率89%。在该试点区域,快速复电故障定位水平得到大幅提升。故障查找定位平均时间从1.5h下降到10min以内。2010年配网自动化系统共成功定位故障122次,故障定位准确率90%,减少停电时户数2684时户;完成983台柱上自动化开关安装,2010年共动作595次,隔离故障成功率84%,快速隔离故障段及恢复非故障段供电,有效缩小故障停电范围;调度员通过采集配网自动化终端上传的各项数据检测配网的实时运行情况,在故障情况能迅速通过报警信号判断故障区间,大大缩短了故障查找及恢复送电的时间,提高了供电可靠性。

5 结语

配网自动化系统的建设提高了电网智能化水平,并为下一阶段开展智能、绿色电网的建设奠定了基础。

参考文献

[1]李天友,金文龙,徐丙垠.配电技术[M].北京:中国电力出版社,2008:281-284.