对配网自动化建设的探讨.doc

对配网自动化建设的探讨目前，对配网自动化的介绍较多但也较单一，介绍单项具体功能的较多，缺乏总体规划的介绍；况且不同地区有不同的条件和情况，应当结合各自不同的条件制定不同的配网自动化规划。配网自动化规划应密切服从于配电网的发展并为其服务，因此配网自动化规划必须与配电网的规划相配套而且是配网规划的一部分；根据北京市电力公司各区县公司的实际情况，本文对配网自动化的规划建设探讨如下。 1 配网自动化实施的前提条件 县调自动化SCADA系统初步建成； 县城配电网的规划也已初步部分完成； 配网自动化的通讯规约已确定； 管理信息系统输变电管理子系统已完成，并且结合地理信息系统，便于配网自动化和GIS系统的结合。 一户一表工程的实施，使配网自动化系统可不考虑采集配变以下的数据，采集数据大为减小。 县局调度统一管理110kV及以下变电站及其出线线路，便于实现配网自动化/县调自动化的一体化管理。 变电站之间实现手拉手联络，便于配网自动化的开展。 北京电网规划设计技术原则中对配网自动化的相关规定如下： 郊区县城内的中、低压配电网规划可参照规划市区的中低压配电网规划原则，逐步过渡完善； 110kV变电站以光缆通信为主，辅以其他通讯方式；郊区县的边远站可采用一点多址微波等通讯方式；配网自动化系统的传输通道：电缆网采用光缆通道，光缆敷设与电力电缆敷设同期进行；农村中低压架空线路可考虑无线电或其他传输通道； 可采用电压时限型分断器实现分段和联络，无须时间整定配合。 2 配网自动化的主要目的 提高配电网的供电可靠性，使用户的年平均停电时间达到最理想水平； 提高电网的供电质量和降低线损； 提高用户的满意程度； 提高供电部门的劳动生产率。 3 配网自动化的主要功能 配电网的运行监控和管理功能； 运行计划模拟和优化功能； 运行分析和维护管理功能； 用户负荷监控和故障报修功能。 4 配网自动化的分阶段实施 4.1 无通讯的杆上配电自动化阶段 利用分段器具备的智能化功能与站内开关配合，通过站内开关二次重合闸，共同完成故障区段的隔离、非故障区段的恢复供电，并且利用站内故障区段指示设备，判断出故障区段；采用的分段器应予留通讯接口，以便下一步扩展。 4.2 有通讯的计算机管理配电自动化阶段 利用通讯系统对配网变压器、分段器等设备实现遥测、遥信、遥控功能，实现用计算机管理配电自动化，是配电自动化的更高层次的发展。 5 配电自动化管理模式 相对于110kV主环网来说，110kV及以下终端负荷站及其线路均可称为配电网络，结合县局调度统一管理110kV及以下变电站及其出线线路的现状，配网数据相对较少，应当建立调度自动化/配电自动化一体的模式，便于管理和避免重复投资。 6 配网线路接线方式 合理的配电网络结构是配电网改造的关键，也是配网自动化的基础。根据北京电网规划设计技术原则的要求，县城架空线路应实现环网布置开环运行，采用柱上自动分段器将线路三分段三联络，电源来自不同的变电站，见图1；农村架空线路未做规定，宜采用三分段单联络接线方式，见图2；并且应重新确定线路的主干线，将联络的线路确定为干线，采用150（185）mm2导线，合理分段。电缆线路通过开闭站或分支箱（室）实现双射线或单环网布置开环运行，见图3、图4。 图1 10kV架空线路3分段3联络接线 图2 10kV架空线路3分段联络接线 图3 电缆双射线供电接线 图4 电缆单环网接线 7 通讯方式 由于配网自动化系统的站端设备数量非常多，从目前成熟的通讯手段来看，没有一种通讯方式能够单独满足要求，各种通讯方式有不同的特点，应根据不同的情况采用不同的通讯手段；结合县调自动化系统已建成和数据流向应多层集结的方式来减少通道数量和充分发挥高速信道的能力的原则，宜采用以下通讯链路结构。 10kV架空线路采用无线通讯或扩频载波或其他通讯方式将数据传输到变电站，电缆线路可采用光纤将数据传输到变电站，通过变电站的光缆通道将数据传送到主站端机房前置机，将配网数据分流到配网自动化系统主机；如图5所示。 图5 通讯链路结构 总之，配网自动化是一个系统工程，应根据实际情况统一规划分阶段实施。实践表明，配网自动化可以大大的提高配电网运行的可靠性和效率，提高供电质量、降低劳动强度和充分利用现有设备的能力，从而给用户和电力部门带来可观的收益。配网自动化及配网管理系统的规划与建设 作者:赖佳栋（副局长） 来源:深圳市供电局 类别:技术论文 日期:2002.07.17 11:25 今日/总浏览: 4/5091 一、配网自动化/配网管理系统现状与目标 随着经济全球化的快速推进，一个国家或地区的经济增长与社会发展对电力质与量的需求越来越明确，其依赖程度也越来越高。对一些发达国家电力公司而言，建立配网自动化/配网管理系统是改善公众服务质量、提高市场竞争力、扩大市场份额的有效手段，受到普遍关注与高度重视。 九十年代以来，中国正处在改革开放的关键时期，由计划经济向市场经济转变的过程客观上要求电力发展必须打破垄断，引入竞争。尤其是目录中国即将加入WTO，电力行业如同国内其他行业一样，将面临着巨大冲击，严峻的挑战和激烈的竞争迫使我们必须加快改革步伐，适应市场需求，以优质高效的服务提高市场占有率。 深圳作为中国改革开放的重要窗口，经过二十年的发展取得了巨大的成就。深圳供电局作为深圳提供电力保障的企业可谓功不可没。然而，如何为深圳经济持续高速增长、率先基本实现现代化提供更高的供电质量和服务水平，是摆在我们面前的严峻课题，在市场经济优胜劣汰的机制下，建立并完善配网自动化/配网管理系统，也是关系到供电企业自身生存与发展的重要环节。 （一） 深圳供电局配网概况 我局目前有500kV变电站1座、220kV变电站11座、110kV馈线700余条，其中专线电缆410条，电缆线路总长度2322.95kM（含用户专线），架空线总长度1104.03kM,配电变压器总量8207台，总容量386万kVA。架空网络已形成多分段、多连接的网格型结线，电缆网络有开式环网结线、闭式网络三供一备闭式样环网结线。其中，电缆网络网络大部分采用了进口环网柜，负荷可进行转供，新近的环网柜具备了实施配网自动化的要求；架空网络的开断设备无电动装置，需进行改造，再实施配网自动化工程。另外，自动绘图/设备管理/地理信息系统（AM/FM/GIS）经过多年努力已初具规模，在使用过程中系统不断完善并走向成熟，为配网自动化/配网管理系统的建设打下了基础。 （二） 国内配网自动化/配网管理系统建设情况 目前国内许多省市配网自动化/配网管理系统正处于起步阶段，不同省市各有不同的起点和方法。多数以小区为试点开展了配网自动化工作，并对几年的配网自动化工作进行了总结。以下几种类型较具代表性； *上海市东供电局：在金藤工业区等多个小区建立了配网自动化系统，经10kV线路上的重合器构成环网，通过开头的多次自动分合动作自动隔离故障区段，使停电范围和停电时间最小。 *镇江电力局：配网自动化/配网管理系统分三层：主站层、子站层、终端层，对主站系统和配网管理系统全面规划，分区实施。 *合肥供电局：分台区考核，定时现场抄表，在配网MIS系统中做负荷统计、事后分析的工作，暂缓上配网自动化。 *银川供电局：进行了两期配网自动化的建设，覆盖城区5个110kV变电站的40余条10kV出线，14个开闭所，规模大，功能全，取得了较好的经济效益。 *淄博供电局： 建立了自动绘图/设备管理/地理信息系统，成立了较大规模独立的配调中心，配网开头柜全部由自己的合资企业生产供应，彩用南瑞的SD-6000系统，建立了罗完整的配网自动化/配网管理系统的架构。 *厦门供电局：厦门供电局配网自动化的实施为降低线损、提高供电可靠性发挥了重要作用。 我局配网自动化/配网管理系统工作的开展，须在以下几方面供鉴兄弟单位的经验： 1、 管理人员和技术人员在认识上应达成一致，充分认识到实施配网自动化/配网管理系统的必要性、重要性。 2、 配网自化/配网管理系统一定要全面规划和统一管理，与一次网络的规划、改造及通信网络的规划建设紧密结合、统筹考虑，全局一盘棋，不能各自为政。 3、 以小区为试点，为我局积累一些配网自动化/配网管理系统建设的经验，提高各专业人员的素质；促进国内各生产开发厂家完善系统功能，改进设备性能。 （三） 配网自动化/配网管理系统的应用目标 配网自动化/配网管理系统是由配网实时监控和配网运行管理信息系统是由配网实时监控和配网运行管理信息系统两部分紧密组成的，不可分割、各有侧重，是优化网络结构、简化保护和运行管理程序、提高供电可靠性和电能工巧匠质量的有效措施。通过对单个自动化装置进行技术改造，设备微机化、性能软件化、信号数字化、功能集成化、通信设备完善化，使系统具备综合功能，达到如下目标： 1、 减少停电时间，提高供电可靠性和电压合格率。 2、 提高客户服务水平，改善企业的服务质量，树立优良的社会信誉。 3、 降低电能损耗，节省总体投资。 4、 加强设备管理水平，提高设备利用率。 5、 建立先进的配网调度中心和抢修中心，减少配电检修维护费用，降低配网运行成本。 6、 通过建立这套系统，全面实现信息资源共享，为配网规划与设计提供实时信息，为用电报装提供高压用户的最新资料。 二、配网自动化/配网管理系统组成与结构 （一） 系统组成 配网自动化/配网管理系统包括两大部分：配网自动化（DA）及配网管理系统（DMS）。 1 配网自动化（DA） 配网自动化（DA）主要功能有： 正常运行时的数据采集与实时监控功能，包括： *数据采集（遥测、遥信） *报警 *事作顺序记录 *事故追忆 *远方控制 *远方调节 *计算 *趋势曲线，分析运行工况趋势 *历史数据存储和制表打印 *事件记录 *实现线路动态着色，线路接线，馈线保护的远方投切，与自动绘图/设备管理/地理信息系统（AM/FM/GIS）综合集成监测配电网故障。 2 配网管理系统（DMS）是配网自动化系统的运行管理中心，该部分是数据管理和图形管理、历史数据和实时数据、电网运行数据和用户数据、电网规划设计、施工和运行数据和高度集成化的系统，包括以下七个部分内容：自动绘图/设备管理/地理信息系统（AM/FM/GIS） AM/FM/GIS是建设DMS的平台和基础，配网分布广泛、数据量大，GIS将DMS的实时控制和离线应用有机结合，目的是形成一个具有空间概念（地理环境）和基础信息（配网资料及用户资料）的分层管理基础数据库，在此平台上支持多种应用软件。 故障定位与隔离 故障定位与隔离是DMS最基本的功能，对用户投诉故障及自动报警故障进行分析，在地理图形上显示停电区域，列出受停电影响的设备清单，分析停电原因，确定故障位置，将故障部分与正常部分隔离，对停电用户尽快抢修或用其它手段尽快恢复供电，使停电时间缩到最短。 需求侧管理通过一系统经济正策和先进技术由供需双方共同参与电力市场管理，包括负荷管理、电能计费等部分。 *负荷管理：负荷管理主要针对大用户进行负荷管理。任意设定采集时间间隔，对大用户当天的负荷、电压、抄见电量等进行实时监测，对用户开关等状态进行实时监控，通过负荷管理的手段，直接了解到用户情况，实时、真实地反映用户用电状况，进行负荷预报，提高电网运行的经济性和可靠性。 *电能计费：电能计费系统分别计算入网费和出网费。对从用户采集来的电量进行分析，了解各时段电量变化，不同时段不同电价，对某些用户还可以采用统配配电价、超额代价及议价代价来分项收费，更好地计划用电；处理远方厂站的关口电量采集的数据进行统计、结算，方便生成各种统计、分析报表。 DMS应用软件 应软件包括基本应用软件和扩充应用软件两部分。 *DMS基本应用软件： 基本应用软件包括供电计划、母线负荷预报、状态估计、调度员潮流。它利用网络数据库中的实时量测分析、计算出全网运行状态，指导电力系统运行调度。 *DMS扩充应用软件： 扩充应用软件包括无功优化、电压控制，故障诊断与恢复、短路电流计算与保护整定、最优潮流、安全分析、三相潮流、调度员培训等部分，以提高电网的安全、经济运行水平。 配网MIS 配网MIS包括配电档案维护管理、故障投诉与停电管理、运行管理、安全管理、检修管理、线损管理等部分，在此基础上进行缺陷分类统计、电压合格率统计、工作票分类统计、可靠性统计等分析，加强配网工程设计管理，合理安排配网施工计划。 *配电档案维护管理：维护配电线路上所有设备档案，对设备资料进行统计。 *运行管理：对配电线路巡视等类型，制定巡视计划，记录巡视中发现的问题及缺陷，进行全流程管理。 *安全管理：安全管理对工作票、操作票进行全流程管理；记录安全运行情况；记录事故、故障情况；对外力、人身责任等各类事故进行分类汇总统计；根据运行管理中的缺陷记录制定安全大检查方案。 *线损管理：线损管理从远程计量系统获取分线及分区供电量关口计量点读数，从用电管理系统获取分线区售电量，计算理论线损，制定降损计划。 *检修管理：检修管理包括制定大修改造计划、检修工程管理、停送电管理。 *可靠性分析：从AM/FM/GIS中撮基础数据，从运行管理系统中提取运行数据，进行可靠性分析。 *电压合格率计算 急修车辆卫星定位系统（GPS）： 在GIS平台上开发急修车辆定位系统（GPS），动态监视各急修车辆的地理位置和工作情况，对急修车辆进行最优调度。 DMS与其它系统的接口： *与输网SCADA的接口：输网SCADA的遥信用卡、遥测值在配网的GIS平台上实时反映。 *与用电管理系统的接口：DMS从用电管理系统中获取用户资料；对用电管理系统受理的业扩报装申请，根据现场实时数据分析判断负荷情况，选择报装电源点，制定工程方案，出具材料清单，做出施工预算。 *与客户服务信息系统接口：客户服务中心受理的故障投诉转入配网管理系统中统一分析，装分析处理结果返回客户服务系统。 （二） 系统体系结构 配网自动化/配网管理系统分两大层次：采集层和网络层，如图二所示。采集层通过遥站把环网开关柜、开闭所的遥信、遥测、远程计量等实时数据进行采集，并送到上层即计算机网络层，执行由网络层下达的控制指令。 *配网遥站的功能：配网遥站用来完成监控开关、线路的运行状态和数据的上传下达任务，一般安装在监控设备附近。 *配网子站的功能：配网子站根据遥站上传的故障信息，在该层通过智能软件实现故障定位、隔离和恢复。 *配网主站的功能：配网主站具有配网自动化/配网管理系统的基本功能，但没控制权力。 *配调中心的功能：对整个配网自动化/配网管理系统的运行进行监测与控制。 （三） 通信方式 1 深圳供电局通信建设现状： 我局目前已建成连接局大楼、水贝基地及上步公司、罗湖公司、南头公司、宝安公司、家电公司以及三十个变电站站点的2M光纤网络；租用了数据局64KDDN链路，作为上步、罗湖、南头的备用通道；在沙头角、龙岗公司、布吉供电所、龙华供电所租用DDN作为主要通信通道；租用了数据局128K帧中继链路作为平湖供电所、人参岗供电所的主要通信通道。目前微波通信可以到达我局20个变电站，载波通信可以到达我局8个变电站，电缆通信可以到达我局5个变电站。 2 配网自动化/配网管理系统通信方式： *网络层通信：网络层的配调中心、配网主站及配网子站之间的通信采用光纤通信。 *采集层通信：由各配网子站到FTU之间的通信根据具体情况可以采用电话线、导引电缆、光纤载体等通信手段。 三、实施方案 依据国电公司制定的10千伏配网自动化发展规划要点（试行）和广东省电力集团公司对10千伏配网自动化发展的具体要求，结合我局实际情况，瞄准创国际一流电力企业的目标，全面规划配网自动化/配网管理系统，将一次、二次设备改造及通信网架的建设规划纳入整个配网自动化/配网管理系统的规划之中，进行整休效益评估。在总体规划的前提下分步实施，选择有代表性的小区进行试点（如：新建小区福田中心区和需改造的旧区罗湖商业区），在试点成熟的基础上全面推进。在系统建设之前，将在人力、财力、物力各方面做好必要的准备：在人力方面，将成立专门的机构负责牵头，相关部门配备专人承担该项目工作；在财力方面，保证足够的资金到位，尤其在一次、二次设备改造及通信网架建设这两项投资特别巨大的地方落实资金；在物力方面，配备必要的交通工具和通讯工具，确保该系统顺利实施。 以上对配网自动化/配网管理系统的规划与建设进行了初步的探讨。配网自动化/配网管理系统的建设将经历较长的过程，涉及面很广，很多问题要在具体实施中发现和解决，希望各部门充分重视此项工作，相互配合，争取将该系统建设成为一个功能强大、效益显著的高水平系统，为提高深圳电网的供电质量做出贡献。配网自动化的体系结构及其实现技术 1、配网自动化体系结构(1)配网自动化基本问题尽管我国配电网自动化工作目前已进入试点实施阶段，但配电自动化认识仍然众说纷纭，下面仅对配网自动化概念、目标、范围阐述本文观点： a概念：配电网自动化首先表现为一种集成化自动化系统，它线(实时)状态下，能够监控、协调、管理配电网各环节设备与整个配电网优化运行。 b目标：提高供电可靠性、改善电能质量和提高运行管理效率(经济运行)。 c范围：以10kV干线馈线自动化为主，覆盖了400V低压配电台区自动化，延伸到用户集中抄表系统。 (2)配网自动化体系结构配网自动化是一项系统工程，完整配电网自动化系统包含了四个主要环节：供电网络、远动系统、通信系统、主站网络。目前存误区之一：过分强调自动化及软件功能，忽略电网根本需求。 (3)实施配网自动化技术原则a可靠性原则：实施配网自动化首要目标是提高配电网供电可靠性，实现高度可靠配网自动化系统要遵循以下原则：具有可靠电源点(双电源进线、备自投、变电所自动化)。具有可靠配电网网架(规划、布局、线路)。具有可靠设备(一次智能化开关、二次户外FTU、TTU)。具有可靠通信系统(通信介质、设备)。具有可靠主站系统(计算机硬件、软件、网络)。 b分散性原则：配电网域分布性特点，建立配网自动化系统希望功能分散、危险分散，采用具有智能一次设备(如重合器)，故障就解决。县级规模配电网，复杂性并不高，提高可靠性供电，通常双电源即能满足实际要求，推荐重合器方案，10kV干线适当配置开关数量，使保护配合能够实现。为进一步提高整体系统安全可靠性，主站软件功能分散，以SCADA为主体实时监控功能独立运行，以GIS(理信息系统)为主体线管理功能独立运行，电网分析计算功能独立运行，各功能间内核(数据库、微内核调度等)一体化设计，保证信息可靠、高效、优质共享。 实施配网自动化工程中，存着另一误区：以GIS代SCADA(如ARCINFO)，实时处理图形，增加了计算机工作负担，人为降低了系统安全可靠性。以提高供电可靠性为第一目标架空网，SCADA实时监控为重点，确保主站信息处理及时，GIS线管理为次；而以运行管理为主要目标电缆网，应区别对待。 2、配网自动化实现技术 (1)供电方式及一次设备受域与经济发展因素影响，我国配电网管理上划分为城市电网(大中城市)与农村电网(乡村、县城)，城市电网以电缆网方式为主，农村电网以架空线方式为主。 配电网供电方式由电源点、线路开关设备、网架(线路联结)三部分决定，电源点、网架不同方式组合，架构了多种多样供电方式，如单电源辐射状供电、双(多)电源互备供电、双(多)电源环网供电、网格状供电等，而线路开关设备如环网柜、重合器、分段器、断路器、负荷开关等提供了功能各异供电配合方案。城市电缆网多采用环网柜(配负荷开关、真空断路器、SF6断路器等)作为配电线路主设备，农电架空线网多采用重合器、分段器、断路器、负荷开关等作为配电线路主设备。 以线路开关设备区分供电方案主要有：电缆环网柜方案、架空重合器方案、分段器(自动配电开关)方案、断路器方案、负荷开关方案等。限于篇幅，本文不再仔细比较各方案优劣，下面仅说明几个重要问题： 评价架空网配网自动化供电方案优劣首要依据是供电可靠性，包括故障下停电范围、停电次数、停电时间、恢复供电时间。 架空线网中，重合器方案具有现实和技术优点：实际中，架空线路故障80%是瞬间故障，采用重合器隔离瞬间故障，能大幅度提高供电可靠性；强电危险性，线路发生故障时，希望现场问题就解决，不宜扩大，减少人为复杂化；重合器智能化程度高，使供电网络能独立运行，不依赖于通信系统、主站系统，同时可以统一规划，分步实施；故障多发生分支线低压台区，支线可以用智能分段器与干线重合器保护配合。 县级城市配电网特点是架空线网、供电半径5km以内，推荐双电源环网供电，并采用三开关四分段重合器方案。 是依靠智能开关设备保护配合隔离故障通信、主站软件隔离故障，均希望简化电网联结复杂性，对一般城区和农网，采用双电源环网供电，完全能满足用户供电可靠性要求。 (2)远动系统及二次设备 配电自动化系统远动主要实现FTU、TTU对线路开关、配电台区(变压器)监控。远动系统及设备可靠性功能主要包括保护动作、环网控制、远方控制、就手动等四方面。配电自动化远动系统主要问题是线路电源(仪表与操作电源)和传输规约，设计适用于户外环境、可靠不间断电源是实现配电自动化一个难题。配电线路设备理分布性，目前变电所采用CDT、POLLING规约，均不适用于配电自动化系统，新101规约到了一定程度应用，它能否作为配电自动化远动传输标准，尚难评定，目前IEC正制定新传输协议标准。 (3)通信方案及设备配电自动化通信方案包括主站对子站、主站对现场单元、子站对现场单元、子站之间、现场单元之间通信等广义范围。目前实施完整配电自动化试点工程系统通信方案指主站对子站、主站对现场单元通信。通信是配电网自动化一个重点和难点，区域不同、条件不同，通信方案也多种多样：光纤、电力载波、有线电缆、微波、扩频等，但总来看，采用混合通信方案是比较符合实际原则，通信干线(指10kV线路)用光纤(城市供电半径较短，同样有较好性能价格比)，支线(指低压配电台区)采用别通信方式(距离干线远近、传输要求高低决定)，远距离孤立点采用无线传输。 需要说明是，配网自动化光纤通信通常传输一路数据，带宽几十K即可，需采用专用光端机。配电载波技术是有着巨大前景配电网通信技术，目前尚未达到实用化。 (4)主站网络与软件功能配电网自动化主站功能包括SCADA实时监控、GIS(理信息系统)线管理、电网经济运行分析等，主站框架要突破传统单一调度自动化系统C/S模式，以P-P-C/S-B/S一体化架构，充分体现分布式网络管控一体综合集成系统特点，计算机网络与软件平台技术充分体现功能与开放，并提供与异构系统跨平台接口，与调度、负控、MIS、CIS等自动化子系统实现无缝集成。 从供电局实际需要和发展需求出发，目前配电自动化系统应该实现配(网)调(度)合一设计，技术上统一平台，管理上易于维护(考虑到尤其是县级供电局自动化技术力量不足实际困难)，经济上节约资金(包括节约建设资金和维护费用)，同时也奠定了将来电力企业信息化基础。做法上，重视已有调度自动化升级改造与建设配网自动化统一考虑，新上调度自动化与建设配网自动化统一考虑。 需要说明是，配电网自动化系统实现监控与管理一体化，技术上体现信息高效共享，而是数据转换松散联网。GIS应与CIS、CRM管理密切结合，设计要分布式、网络化，引入GPS定位系统，提高供用电维护、检修等自动化水平，提供优质服务。 3、实施模式 为提高配网自动化系统效率、降低技术难度，依据配电网规模大小，配网自动化实施模式主要区分为县级城市、大中城市两种情况：县级城市等小规模配电网可以集中管控，一个配网主站、一级通信网络；而对大中城市，以小区化建设，类似调度自动化方式，以小区设备群为单元，实施单元化终端-分布式结构-分层网络-功能集成-多级管控配电调度系统模式，解决信息瓶颈，提高系统总体监控/管理效率。 4、突出问题 (1)户外运行：配电线路设备户外运行环境，对开关主设备、远动设备、通信终端设备等提出了更高要求，主保证温度、湿度、抗凝露、抗老化、抗风沙等指标，开关外绝缘材料、电子设备设计、元器件筛选等方面特殊考虑。 (2)通信可靠性：配电网自动化系统主要担负着实时监控配电网安全可靠运行职能，电网供电可靠性首先由供电方案决定，线路开关自动化、智能化程度较低配电网中，整个系统性能对主站与通信依赖性强，而配电网广域理分布性，使通信传输可靠性成为建设可靠配电网自动化难点之一。供电网络采用重合器方案，解决了对通信强依赖性问题。 (3)电源：配电线路上电源用于提供开关、监控单元工作动力，其来源有二：线路正常供电条件下，由电源变压器从线路取电；线路失电时，启动后备电源(UPS)供电，操作开关大电流可大电容储能放电提供动力。存难题是不间断电源(UPS)户外运行问题，尤其高低温对蓄电池工作影响。 配网自动化建设技术问题的探讨编辑：B2B99商业服务站 文章来源：网络 我们无意侵犯您的权益,如有侵犯请联系我们 配网自动化建设技术问题的探讨摘要本文讨论了配电网自动化建设过程中所遇到的有关通讯方面的技术问题。并介绍了扬州配电自动化通信的设计。关键词配电网自动化通讯比较0引言电力行业是服务于社会的公共事业，随着人民物质生活水平的提高，对电力的需求越来越大，这就促使要提供安全、经济、可靠和高质量的电力。对于供电企业来说，他们配电网存在的问题主要是电网设备落后，不适应需求维护生产的人员多，劳动生产率低，运行感到费时费力，故障点难以寻找，故障处理时间较长电能质量低，服务水平上不去。我国长期以来配电自动化的建设未得到应有的重视，目前也只是刚刚起步阶段，再加上我国配电网一个显著特点，就是中性点不接地，设备的自动化水平不高，使得我国配电自动化系统不能直接引用外国已经成熟的配电自动化技术。对于配电自动化系统，配电系统自动化设计导则中针对其特点给出了很明确的定义:“利用现代电子、计算机、通信及网络技术，将配电网在线数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的检测、保护、控制、用电和配电管理的现代化”。可见配电自动化系统是个庞大、复杂、综合性很高的系统。本文结合作者的工程经验，谈谈配网自动化实施过程中的心得体会。1.远方控制方式与当地控制方式的比较柱上馈线自动化设备分为重合器与分段器两种，其构成所示。远方控制方式即柱上负荷开关环网方式，它通过检测电流来判别故障，将故障信息传送到主站，由主站分析后，确定故障区域，控制开关动作完成故障隔离。这种方式的优点是开关动作次数少，能迅速恢复非故障区域快速供电，但对通信信道的要求比较高。当地控制方式即重合器环网方式，失电压跳开关，依时间延时顺序试分合开关，最后确定故障区域并隔离。故障隔离和自动恢复送电由FTU自身完成，不需要主站控制，对通信信道的要求不高，但对开关性能要求较高，而且多次重合对设备及系统冲击比较大。重合器环网方式对故障的处理不依赖于通信通道，但数倍于负荷开关的价位妨碍了该方案的大范围使用。相比之下，负荷开关环网方式在城网改造项目中具有价格上的优势，开关动作次数少，在保证通信质量的前提下，主站软件控制下的故障处理能够满足快速动作的要求。随着电子技术的发展，通信设备可靠性的提高，造价愈来愈低，将会广泛地采用监控系统配合遥控负荷开关、分段器实现故障区段的定位、隔离及恢复供电，这样能够克服当地控制方式带来的缺点。因此，我们认为未来的发展将会是以价格制胜的负荷开关环网方式占有较大市常2.主站、子站方式的比较配电自动化系统实时性要求高，传输信息量较大，通信网络结构复杂，采用无子站方式，所有功能由主站负责，大量的信息需要主站处理、分析判断，主站的负担很重，对整个系统的实时性有较大影响，配电网自动化系统的作用就不能充分发挥出来，在这种情况下，需要子站分担一部分主站的功能，减轻主站的工作量，而主站对各子站不能单独处理的工作进行总协调。子站主要负责的功能有:1）可以自主检测、隔离故障和恢复正常区域的供电。这比通过主站来处理要快捷，而且这种分布式的处理模式比集中到主站处理的模式大大提高了可靠性2）子站还承担对本变电站与馈线上各类终端的通信管理，从而减轻了主站通信管理和信道的负担。由于在变电站设置了子站，它和变电站的调度终端RTU可以合并或联网，变电站到主站的信道也可合二为一，这样配电自动化系统就与调度自动化系统集成在一起了。3.自愈网方式的比较主干通信线路集结了大量分散站点的信息，因而非常重要。主干通信线路一旦出现故障，将会导致一大片区域的配电自动化设备失去监视和控制，因此提高主干通信线路的可靠性非常重要。自愈网的作用就是提高网络的生存性，即在无人工参与的情况下，网络能及时地发现错误，并能在极短的时间内自动恢复承载的业务，对用户而言根本感觉不到网络的故障。自愈网的方式有许多种，主要有路由保护的自愈网、环形保护的自愈网和利用DXC(数字交叉连接)保护的自愈网。路由保护自愈网即采用主备份路由，备用通道是和工作通道是不同路由的远动通道，所示:正常情况下，通信终端是和主通道相连，双通道切换装置由一个处理器管理。当通信终端有数据要发送时，处理器将数据同时经A、B两个串口发出。接收数据时，处理器同时接收2个串口的数据，并进行实时地探测误码率，如果发现主通道误码率高，而备通道误码率低，就将主通道切换成备用通道，当主通道误码率恢复正常时再切换回头。这种自愈方式最简单，但铺设成本高，而且这种方法只能对传输链路进行保护，而无法对网络节点的失效进行保护，所以只能适用于两点间有稳定的较大业务量的点到点保护。环形保护的自愈网是指光纤在网络上形成一个环，各终端设备挂在环上。具体做法所示:利用一根光缆中的4根芯，1、4构成外环，2，3构成内环，传输方向相反。这里的光端设备一般采用具有双环自愈功能的光收发器。如B、C间断开，则光端设备B、C只能接收到一个环路信息，经过一段延时，双环路切换控制器自动把接收的信号切换到另一个环路的发送端，生成新的环路（如光端设备B自动将Rb上接收到的信号切换到Ta的发送端）。这种方式弥补了路由保护自愈网的不足，并具有成本低、恢复时间短的优点，但对已实施网做一些改动比较困难。DXC(数字交叉连接)保护的自愈网是一种网孔形的网络，当某条链路出现故障时，利用DXC的快速交叉连接功能迅速地将业务交叉连接到一条替代路由上。DXC保护方式的成本比环网要高，而且网络恢复时间较长，通常需要数秒至数分钟，这将会引起业务丢失。但当网络拓扑比较复杂时，如高度互联的网状网，DXC保护方式比环网要灵活，也便于网络规划。路由保护、环网保护和利用DXC保护的方式各有特点，在实际应用中应灵活地混合使用这几种自愈网结构。4.传统光纤环网和光纤以太网比较传统光纤环网FTU数据是由RS232或RS485口出去的，光纤以太网FTU具有10M/100M网口，数据由网口出去的。光纤以太网、光纤环网，这两种光纤通信方式的造价相近。光纤环网更成熟一些，但光纤以太网是发展方向，光纤以太网目前技术实现及相关设备都已得到实践的检验，正在推广应用。光纤以太网高速灵活，技术资源丰富，有些问题是光纤环网难于解决而只能用光纤以太网，例如当子站管理的FTU范围发生变化时，有些FTU本属于A子站管理，由A子站负责与之通讯，运行方式发生变化后，变为B子站管理，由B子站负责与之通讯，这种情况，光纤环网是处理不了的再比如馈线保护功能，要求FTU之间，与子站之间，快速的交换信息（在1000M/S之内），也只有光纤以太网才能达到这种要求。但是光纤以太网这种灵活性也带来了网络数据的安全性问题。因为各个终端FTU都是以IP地址访问的，并且是与供电局内整个局域网相连。5.扬州配电网自动化通信的设计配电自动化系统通信的设计本着可靠性、先进性与经济性相结合的原则，网络结构主要分为主站、子站、终端设备3层。主站设在邗江供电大楼，按配电网的地理分布将市区划分为4个区域，双桥变、施井变、南郊变、平山变4个小区变电站设为配电自动化子站。（1）主站与子站之间在主站与子站之间，由于信息量大，要求高速可靠的通信通道，但节点又不多，而大多数供电局在供电局与变电所之间已经建立了单模光纤通讯网络，配网自动化系统主站与子站之间的通讯可以借用这个通道，可以节省再次铺设通讯线路的投资。具体做法是:利用2芯的备用光纤，两端分别加光纤收发器，一根芯收数据，一根芯发数据。再将光纤收发器连接至交换式HUB上即可。（2）子站与终端之间该层的通讯特点为数据量孝可靠性高、通讯距离远。光纤通讯网络相对于有线及无线而言，投资要高一些，但光纤通讯可靠性高，技术成熟，而且目前光缆及光纤收发器的价格也能接受。光纤网络采用双环自愈环网。子站与FTU之间形成的通信网络，各个通信节点的距离较短，很少超过3公里，多模光缆传输距离在5公里以内，完全能够满足要求。具体做法是:利用光缆的4芯构成内外2个环，方向相反，在子站放置一个光纤收发器，子站也是环网上的一个节点。子站光纤收发器与串口通信服务器相连，再将通信服务器连接至交换机HUB上，所示（CP:光纤收发器）。（3）TTU和集抄的数据TTU和集抄的数据实时性要求不高，可以利用屏蔽双绞线将TTU和集抄连接至附近的FTU。利用屏蔽双绞线连接TTU和集抄可以大大节省投资。因为配电变压器的数量多，位置经常变化，光MODEM的造价相对较贵，如果在每台TTU和集抄中配置一个光纤通信的端口，系统的投资过大。其次，每次变动都必须对光纤重新熔接，十分不便。从以往的工程经验来看，在同一个光纤环路上安装的光MODEM的数目一般应在25个以下。对于TTU与集抄的数据的处理，有二种方式:第一种:通过FTU转发，FTU负责附近TTU和集抄的转发，范围为2公里。FTU不进行数据解包工作，仅作为数据传输的通道。这种方式避免TTU和集抄作为一个单独的系统，不需要建立另外的一套通讯网络，可以节约投资。另外，将TTU和集抄加入配电自动化系统，可以为配电自动化某些功能，如负荷预测等提供计算依据。但是TTU和集抄通过FTU转发，由于通信方式为Polling方式，当TTU和集抄数量多时，后台轮询一周的时间就较长，从而影响了系统收发数据的实时性。第二种方式，即将配变仪和集抄的数据通过高压载波送到子站，但配电自动化系统的网络重构及线路故障时会对高压载波通讯造成影响，目前还没有很好的解决方法，因此，最好不采用此种方式。集抄部分集中器与终端之间可以采用低压载波，有条件的可以采用有线方式。6.结语配电自动化系统涉及到电力系统、计算机、通讯、电子技术、地理信息等多个领域。配电网设备比较分散、地理情况变化多端、覆盖面广、用户众多，且易受用户增容以及城市建设等外界因素的影响。从目前的技术水平来看，尚没有一种通信技术可以很好的满足配电自动化系统各层次的需要，往往采用混合的通信方案。在今后的城网建设中，应该考虑将实时网(如调度自动化网)和信息网隔离开来，以防止黑客侵入造成巨大的损失。本文结合了扬州城市配电自动化的建设，介绍配电自动化在建设中遇到的一些技术问题，供作参考。参考文献刘健:配电自动化系统.北京.中国水利水电出版社,1998.蔺丽华刘健:配电自动化系统的混合通信方案.电力系统自动化.2001.任景红:太原配网调度自动化系统,电力系统自动化,2000.丁国光徐腊元:县级城市配网自动化供电方案探讨.农村电气化.1999(12).-7-9仿真技术在配网自动化的应用探讨收藏此信息 打印该信息 添加：佚名 来源：未知 摘要： 通过对配电网络与输电网络在网络结构及其对自动化要求的主要差异进行分析，阐明在配网 自动化的发展规划和人员培训方面，仿真技术不能按照输电自动化中已有的应用方式进行 在此基础上提出了仿真技术在配网自动化发展规划和人员培训方面如何应用的看法。 关键词：仿真技术；配网自动化；发展规划；人员培训 配电自动化是电力自动化中一个新的发展方向，它包括变电站自动化、馈线自动化、用户自 动化和配电管理自动化等内容。其中，对10 kV及以下电压等级的配电网络（简称配网）， 包括馈电线路、开闭所、小区配电所、配电变压器和电容器组等的自动化称为配网自动化。 配网自动化是配电自动化中涉及新的研究课题较多，工作量较大而又刚刚起步的新领域。 为确保配网自动化卓有成效地进行，各电力企业对其发展规划和人员培训工作都极为重视， 国家电力公司也对此提出了明确的要求。因此从仿真技术的应用角度出发，对如 何搞好配网自动化的发展规划和人员培训工作进行探讨。 1配电自动化与输电自动化简略回顾 输电自动化，包括电网调度自动化、输电系统控制、远动、通信、继电保护和变电站自动化 等，是电力自动化中起步较早，并已取得较为成熟技术的自动化系统。现在，输电自动化已 形成由能量管理系统（EMS），实时监控及数据采集系统（SCADA），调度自动化系统，输电 变电站自动化系统及潮流计算、稳定计算、短路计算和系统规划等高级分析软件组成的庞大 的自动化体系。在仿真技术的应用方面，已有的RTDS和EMTP等数字仿真系统，实现了与传统 电力系统动态模拟的良好结合，建立了不同形式的数字仿真动态模拟混合仿真系统。这 些数字仿真软件和混合仿真系统，在输电运行自动化的新技术研究和新产品开发等方面，已 发挥了十分重要的作用。在人员培训方面，已有的专门用于运行操作技能培训的各级调度员 培训仿真系统（DTS）和变电站运行人员培训仿真系统，取得了很好的人员培训效果。 在配电自动化中，较早起步的是配电变电站自动化和用户自动化（如负荷控制和电力营销管 理等）。由于其具有与输电自动化的较多共性，其技术和产品也就易于通过“移植”和“改 进”输电自动化的相关技术和产品的方式取得。因此，配电自动化在这两方面的发展较快， 并已取得一定成效。但是，由于配电网络和输电网络，在网络结构及其对自动化的要求上存 在着较大差异，其技术和产品也就很难通过“移植”和“改进”的方式取得。面对配网自动 化提出的各种新课题，只能从新的角度去思考并加以研究解决。 2配电网络同输电网络对自动化要求的主要差异 1） 输电网络为网状结构。输电线路不分段，更不会从分段上T接出输电线路。网络运行方 式相对固定，故障概率较小，不会经常进行负荷转带和网络重构。而配电网络为辐射状结构 ，并包含一定数量的环网。配电线路可能要分成几段，从每一分段上又要T接出一定数量的 馈电线路。网络运行方式不固定，故障概率较大，需要经常进行负荷转带和网络重构。由于 网络结构和运行特征上的很大差异，使在输电自动化上已很成熟的高级分析软件，例如潮流 计算和网络规划等，在配网自动化上就不能使用。在输电自动化上不存在的对馈线各分段进 行故障定位，隔离和尽快对非故障段恢复送电，以及负荷转带和网络重构问题，在配网自动 化上就成了衡量自动化水平和效果的主要问题。 2）输电网络主要是大电流接地系统，而配电网络主要是小电流接地系统。在输电自动化中 没有对小电流接地系统的问题进行深入研究。在配电网络中的已有技术，也不能满足配网自 动化对馈线单相接地故障时，对各分段进行快速检测、定位和排除故障的需要。这就要求进 行更深入的研究。 3）输电网络较易建成与之完全配套的通信网络，其实时运行数据可 以通过SCADA系统取得。网络元件的参数和数学模型已基本齐全，网络的建模和分析计算方 法已基本成熟。而在配电网络中，难于建成与之完全配套的通信网络，其实时运行数据有相 当大的一部分不能通过SCADA系统取得。网络元件的参数和数学模型，特别是连接在配网上 的需求方用电和发电设备的参数和数学模型，有一部分也是未知数。网络建模和分析计算方 法，也还需要进一步研究。因此，在配网自动化中，存在着大量的不确定因素需要解决。 4） 输电网络跨越的地理范围大，详细的地理信息对输电网络不是太重 要。而配电网络复盖的地理范围小，网络设备的分布又较密集。特别是在城市的中心区，地 理信息对于配电网络已经至关重要。因此，在配网自动化中，一定要具有以地理信息系统（ GIS）为中心的自动绘图（AM）和设备管理（FM）的良好功能，即AM/FM/GIS功能。同时，还 要实现AM/FM/GIS和SCADA系统的一体化。 5） 输电网络拥有一整套分工明确、训练有素的输电自动化专职工作人 员，包括各级调度员，变电站运行人员，以及运行方式、继电保护、远动通信和计算机的工 作人员等。而配电网络却没有这一套自动化的专职工作人员。由于配网自动化尚处于刚刚起 步阶段，无论从自动化的模式和软硬件产品方面，还是从配网工作人员运行、管理自动化系 统的操作技能和实际经验方面，配网自动化同输电自动化相比都存在着相当大的差距。因而 ，配网自动化的人员培训工作不仅更加重要，而且应有新的特色。 3仿真技术应用于配网自动化发展规划的探讨 要搞好配网自动化的发展规划，就必须拥有一套针对所规划配网的分析研究软件。但是，配 网中存在的各种不确定因素，例如，网络元件参数和数学模型的未知，实时运行数据的缺损 ，以及输电自动化中已有的潮流计算等分析软件的不适用，都给建立一套实用的配网发展规 划软件带来了困难。解决这个困难的一种有效方法，就是应用仿真技术。 3.1建立模型 在配电自动化系统中，为了实现智能配电功能，必须建立配电网的数学模型并分析配电网的 潮流。传统的电力系统分析采用N-R法、P-Q分解法和B-X法等方法。上述方法由于需要将配 电网上的每台配电变压器都看作是节点，从而导致矩阵非常庞大，严重影响处理速度。更不 利的是，为了降低建设费用，配电