ch12配电系统自动化

第12章配电系统自动化1配电系统自动化的内容一、配电网自动化的特点EMS主要解决供电方的发、输、变过程的自动化，其发展方向沿SCADAAGCEMS发展，功能逐步深化。因为只和供电设备打交道，所以目的明确，共性问题比较多。配电瓦网不仅要管理用于供电的配电设备，还要管理需方用电，它不仅要管理配电设备，还要管理种类繁多，性质各异的用电设备，个性问题多。同时由于长期“重发轻配不管用”的情况，配电网自动化发展不平衡，并行发展的负荷管理、电能计量、AM/FM/GIS、故障定位和事故恢复等自动化系统各成一体，系统集成度不够，形成“多岛自动化”的局面。二、配电网自动化的内容目前，配电网自动化有3类系统1、配电管理系统DMS2、配电自动化DA3、需方用电管理DSM。这3类系统定义并不明确，功能互有交叉，体现出配电网自动化目前还未能成为一个完整自动化系统的现状特点。2配电管理系统DISTRIBUTIONMANAGEMENTSYSTEM一、DMS的特点1、与EMS的共同点1均通过RTU收集电网中设备的状态和测量值，并实现远方的监视控制SCADA功能。2均有基于彩色显示的图形用户界面。3均有自动控制功能。EMS控制发电机，DMS控制负荷。4均有高级应用软件，但功能和算法并不相同。5均需存储历史数据供制表、检索和分析历史事件使用。6均能与其他计算机系统相连，共享数据和应用成果。2、与EMS的差异1典型的配电网为辐射结构，而不象输电网是网状结构。2配电网的大部分设备分段器、重合器、补偿电容器、变压器等均沿线路安装在电线杆上，呈地域分布特性，而不像输电网，设备均集中在变电站内。3配电网设备量很大，需装设的FTU、RTU数量比输电网大一个数量级以上。4单处电网设备的数据量，配电网比输电网少1个数量级以上。5配电网的数据库规模比输电网数据库规模大一个数量级以上。6配电网大多数设备仍需人工操作，还未能达到输电网完全自动化的水平。7配电网的事故常常发生在现场设备上或被人为破坏，如变压器爆炸、线路被拉断等，这样的事故很少出现在输电网中。8配电网设备种类繁多，数量极大，负荷变化多，检修频繁，因此运行方式变化远较输电网多。9配电网中除供电方的设备外，还有大量的需方用电设备。10承担数据传送任务的配网通信系统，由于包含各种负荷控制和表计测量装置而具有多种通信方式的特点，但通信速率要求不高。二、DMS的主要功能DMS的主要功能包括以下方面1、SCADA功能2、负荷管理功能LOADMANAGENMENTLM3、高级应用功能POWERAPPLICATIONSOFTWAREPAS4、AM/FM/GIS功能AUTOMAP/FACILITYMANEGEMENT/GEOGRAPHICINFORMATIONSYSTEM三、DMS的SCADA功能配电网的SCADA功能包括2个部分通过传统的变电站RTU收集配电网的实时数据并进行数据处理和监视控制功能；通过沿线路分布的FTUFEEDERTERMINALUNIT实现馈线自动化的远动功能。1、DMS通过RTU监视控制的配电变电站设备有1断路器和其他开关设备状态；2重合闸状态3带负荷调整变压器的抽头位置4静止补偿电容器组状态5数字保护装置的整定值位置2、DMS通过FTU所监视控制的馈电线路设备有1线路重合器的整定和状态2分段器和杆上断路器状态3静止补偿电容器组状态4电压调整器的位置状态3、配电网SCADA功能特点1沿线路架设的FTU装置采用无变送器的直接交流采样构成，具有抗高温、耐低寒的适应恶劣现场环境的能力。2由于配电网的节点数量极大，难以全部实现远动自动化，所以一般只能实现就地自动化或由人工操作。3采用开放平台组成系统，采用多窗口技术，具有方便灵活的图形用户界面。4能接收来自GIS的地理接线图数据，组成SCADA地理接线图。5具有网络拓扑分析能力，可用不同颜色区分不同线路，显示线路是否带电，是否接地。6能支持变电站综合自动化，实现保护投切、保护定值整定、故障录波、故障测距的功能。4、SCADA的常规功能包括数据采集、报警、事件顺序记录、事故追忆、远方控制、远方调整、派生点计算、图形显示、趋势曲线、棒图、历史数据存储和制表打印、事件记录、统一时钟、模拟屏接口5、扩展SCADA功能1无人值班的变电站综合自动化保护远方整定、保护自动投切、保护动作状态监视与报警、变电站运行参数监视、变电站故障报告（故障录波与故障测距）2动态线路着色使用网络拓扑分析软件判断线路工况并显示相应颜色。3地理接线显示简单地，只反应配网的总体结构的地理分布。详细地，完全反应配网中每条线路的地理分布和运行参数。四、DMS的负荷管理功能负荷管理提供控制用户负荷，以及帮助控制中心操作员制定负荷控制策略和计划的能力。负荷管理的直观目标，就是通过削峰填谷使负荷曲线尽可能平坦。其主要功能为削峰和降压减载。配网的LM涉及到需方的用电设备，视监视和控制点的不同分为1、表前控制监视辐射型馈线的末端电压，在保证该电压不低于允许值的情况下，通过降低该线路的电压来减轻系统负荷，称为降压减负荷。紧急状态下的拉闸限电是一种极端情况下的表前控制。2、表后控制以削峰为目的。对供方而言，主要通过装设在用户侧的负荷控制终端，按供需协议直接控制某部分负荷。供方监视线路负荷，当负荷过大时，根据事先制定的负荷控制方案切断部分负荷。对需方而言，提供分时电价激励用户在负荷低谷时用电。五、DMS的高级应用软件配电网高级应用软件与EMS高级软件处理的对象和目的都不相同。配网不处理安全稳定和调频问题，但是要负担安全可靠供电、电压控制、负荷分配等工作。同时由于配电网有三相不平衡、辐射型接线、量测不完整等特点，其高级应用软件的算法与EMS高级功能有很大不同。1、常见功能1基本应用软件网络拓扑、状态估计、潮流、短路电流计算、电压/无功控制、负荷预报等。2派生应用软件变电站负荷分配、馈线负荷分配、按相平衡负荷等。3专门应用软件小区负荷预报、投诉电话处理、设备管理、故障查找与定位、故障自动隔离、低电压监视、电能计量、用电设备监视等。配电网应用软件内容丰富，没有统一标准，完全由个配网控制中心根据自身的业务需求进行定义和开发。2、特点1潮流。配网线路有RX的特点，不能直接使用EMS中常用的快速分解法，必须寻求其他方法。常见方法有改进快速分解法，不采用节点电压方程的潮流方程而采用回路电流的潮流方程，辐射潮流等。另一方面，由于配网的三相不平衡，还需要计算三相潮流。2状态估计。虽然基本算法与EMS状态估计相同，但由于配网设备数目过多，量测配置不完整，所以大量数据需要采用伪量测，难以保证高的准确度。同时量测质量不高，量测数据残差污染会波及整个电网，所以在不良数据辨识方面也要考虑更复杂的方法。六、配电图资系统AM/FM/GIS配电网的设备具有按线路在各街道沿地理区域分布的特点。配电网设备量巨大，设备管理任务繁重，以前由人工绘制标明各种电力设备的地理街区图，图纸更新慢，工作量大，现在这些工作由AM/FM/GIS图资系统自动完成。配电系统的数据模型由地理层、设备层、拓扑层组成。地理层由GIS功能支持，设备层由FM功能支持，拓扑层由建立在设备数据基础上的电网模型支持。1、离线应用1设备管理在地理背景的线路分布图上，可以分层显示变电站、线路、变压器、断路器、隔离刀闸、电杆、路灯、用户的地理位置。选中相应的设备图形符号即可显示该设备相关的各种属性。2用电管理按接到门牌号码作为空间位置索引，对大中小用户进行业扩报装、查表收费、负荷管理等用电业务流程。利用GIS功能，将地理背景上可快速查找到用户位置，查询现场设备运行情况，减少现场勘测工作量，加快报装速度，并能及时更新配电、用电的各项信息数据。3规划设计AM/FM/GIS可以集中记录、处理和显示一定地理区域内的全部设施信息和数据。利用GIS的空间叠加分析和空间信息分析能力，加上FM中记录的规划相关数据，可以高效率地完成规划设计任务，并且可以考虑一些手工设计中无法计入的与线路、用户地理位置相关的约束条件。2、在线应用1实时数据显示可以直接在线路地理分布图上显示线路开关状态，线路功率，线路各段电压，变压器功率、参数越限报警等数据。2拓扑着色在电网连接模型的基础上，利用GIS的网络分析功能进行拓扑分析，在地理分布图中对不同线路着不同颜色，线路不同状态着不同颜色，从而直观地显示电网运行方式。另外，还可以生成各种专题图，如单条线路分布图，线路线损图，系统网络分布图等。3供电路径搜索利用GIS的网络分析功能，在某条线路停电时寻找合适的转供通路。4投诉电话处理接到停电投诉电话后，在地图中标注报障位置，根据多个报障电话判断故障位置，自动安排停电转供或派员抢修。3配电自动化DISTRIBUTIONAUOMATION配电自动化包括变电站自动化和馈线自动化。一、配电网的多种通信方式配电网中增加了一层量大面广、面向现场的FTU，监视馈电线路上的分段器、重合器、调整变压器、电容器组以及用户表计和负荷的监视与控制，其数据流如图所示。馈电线开关变压器分接头电容器组间隔层单元变电站RTU配电控制中心用户负荷用户负荷馈电线FTU分段器开关远方表计调压变压器电容器组至EMS用于配电自动化的通信系统，要求通信可靠，价格不高，在电网故障或停电时不影响通信。常见的通信方式有1、租用电话线2、拨号式电话线3、扩展频谱无线电4、多地址无线电5、无线电频率重用6、单元型无线电7、干线无线电系统8、VHF和FM无线电9、配电线载波10、光线通信二、变电站综合自动化与第2章所讲内容相同，这里不重复。三、馈电线自动化安装在馈电线上的自动化设备，种类繁多，凡与线路有关，旨在保证馈电线路安全优质供电的自动化装置和系统，均可纳入馈电线自动化功能。常见功能有1、故障定位、隔离和自动恢复供电由沿馈电线路安装的柱上开关、分段器、重合器组成。当馈线某段发生故障时，变电站侧保护动作，馈线断路器跳闸，馈电线路上各柱上开关因失压而跳闸。经一定时间后，变电站重合闸动作，馈线断路器合闸，第段重合器受电，经一定时间后，第段柱上开关合闸，第段重合器受电，依次类推。当重合到故障段时，又会全线跳闸。再重复以上过程，到故障段前停止重合。2、馈电线运行数据检测沿线路装设在柱上开关上，检测线路电压、电流、功率等参数。3、馈电线无功控制由安装在线路上的电容器组实现。控制器根据感性负荷的变化，按照事先整定好的顺序控制电容器组的投切，改善配网的功率因数。4、馈电线电压调整对沿线负荷较重的馈电线路，通过在馈电线路中间安装分步调整变压器改善供电质量。分步调整变压器的控制器，根据实时电压的低高对变压器进行升降控制。5、馈电线路综合自动化同变电站自动化一样，单项自动化存在无法协调优化，信息共享困难的问题，所以也正在发展馈线综合自动化装置，比如1故障一次定位、隔离和自动恢复供电给柱上开关控制器配置具有通信功能的FTU，将故障信息传送到变电站，与变电站遥控功能结合，实现故障一次定位隔离，减少线路上开关反复动作带来的冲击电流，又可加速自动恢复，但需要可靠通信信道支持。2电压/无功集成控制当功率因数和电压幅值都需要调整时，2个单项自动化设备难以协调。集成化的电压/无功控制对2种控制方式用软件进行优化计算，通过远动通道下达控制命令。4需方用电管理一、DSM的概念传统的负荷控制是供电方进行的抑制负荷增长，改善负荷曲线形状的活动，实现手段包括1设置分时电价，季节电价和可停电电价2直接控制负荷3间接控制负荷4应急措施DSM的目的是调动用户的积极性，双方配合实现负荷管理的目标。DSM内容十分广泛，包括负荷管理措施的建立、评价和实施、战略节电计划实施等。其管理对象包括家庭生活用电、商业用电、工业用电等多种用户。DSM的重点是用户的参与。DSM的主要目标仍是改善负荷曲线的形状，具体目标包括削峰、填谷、错峰、战略节电、战略用电、提高负荷控制能力6项。二、DSM的实施方案DSM的实施方案非常丰富，包括1、供电方1控制电力系统设备降低电压、控制功率因数2为用户提供最有效利用电能的技术咨询3推行激励电价分时电价、分季电价、地区电价、直接控制负荷合同、需量电价、特约电价、折扣电价4充分利用分散能源风力发电、太阳能发电、预备电源、热电联产2、用电方1控制用户用电设备家用、商用空调远距离交替运转控制家用、商用热水器远距离交替运转控制水泵远距离投切和定时启动暖房远距离交替运转控制2改善用户设备效率提高热泵效率建筑隔热推广节能电器3需方储能蓄冷、蓄热利用工业余热三、DSM的技术手段1、电源侧的DSM热电联产；联合循环发电；目的是提高发电热效率。2、输电系统DSM灵活交流输电系统FACTS高效、灵活地控制电力系统中地潮流流向和流量。3、配电系统的DSM配电自动化；建立用户信息系统；新型电能表远程传送数据、测量用户功率和功率因数等参数4、用户的DSM负荷监测；家庭自动计量；负荷控制（降压减负荷、用户可控负荷周期控制、切除用户可控负荷）；电能储存（储热）；节能技术5集成的配电自动化系统配电自动化由于功能种类繁多，不同控制中心需求不同，各项自动化功能开发没有统一的标准，也不可能由一个厂家完成所有的配电自动化功能，目前形成多个单项自动化系统的局面，而各单项自动化功能重叠；数据不易共享；通道不能互用；硬件和软件支撑平台不同给维护和培训带来很大工作量。为了减少这些困难的影响，试图建立一种集成的配电自动化系统，但是已有的自动化系统不能完全推翻，解决途径是遵循开放系统的原则，使多应用厂家产品能够实现集成。新开发的系统严格按照开放系统标准要求进行开发以实现可插拔式的集成，而旧系统通过转换接口按接口标准接入系统直到系统更新换代为止。集成的核心问题是标准化。在第5章我们已经介绍过操作系统、图形界面、数据库、网络都有相应的标准，远动通信有