配电网自动化课件

电力系统调度自动化第五章配电网自动化电力系统调度自动化第五章配电网自动化第五章配电网自动化第一节

配电自动化概述第二节馈线自动化第三节

配电DSCADA系统第四节

配电网图资系统AM/FM/GIS第五节

需方用电管理DSM第六节

配电网应用分析功能(DPAS)

第五章配电网自动化第一节配电自动化概述本章学习目标

配电网的相关概念配电管理系统馈线自动化图资系统需方管理

DPAS本章学习目标

配电网的相关概念第一节配电自动化概述第一节配电自动化概述第一节配电自动化概述配电系统的概念配电网的特点配电系统自动化的概念配电系统自动化的组成配电系统自动化的意义配电系统自动化的基本功能及实现原则国内外配电系统自动化的发展概况第一节配电自动化概述配电系统的概念1

配电系统概念配电系统：

配电区域内的配电线及配电设施的总称。配电系统组成：

变电站、配电站、配电变压器及二次变电站以下各级线路、发电厂直配线路和进户线及用电设备。

配电网电力系统中二次降压变电站低压侧直接或降压后向用户供电的网络。1配电系统概念配电系统：辐射状或弱网状的线路网络辐射状或弱网状的线路网络电源侧220（110）kV110（35）kV10kV380（220）V负荷端高压配电系统中压配电系统低压配电系统配电系统划分示意图配电系统按电压等级划分第四章配电网自动化辐射状或弱网状的线路网络辐射状或弱网状的线路网络电源侧220配电网分类按供电区的功能来分类，可分为城市配电网，农村配电网和工厂配电网等。在城市电网系统中,主网是指110KV及其以上电压等级的电网，主要起连接区域高压（220KV及以上）电网的作用配电网是指35KV及其以下电压等级的电网，作用是给城市里各个配电站和各类用电负荷供给电源。配电网分类按供电区的功能来分类，2

配电网的特点（1）拓扑结构高压：一般与输电系统一样具有网状结构。中压：辐射状，环网或网状，正常情况下采用辐射状低压：以配电小室（箱式配变）或台变为中心辐射结构，一般不接成环网（2） 支路参数：R/X一般在1~3之间，（3） 运行方式：通常处于不平衡多相运行。因此配电系统的三相电流及电压往往不平衡，三相电压和电流的平衡程度是衡量配电系统供电质量的重要指标之一。2配电网的特点（1）拓扑结构2

配电网的特点1、城市配电网的主要特点2、农村配电网的主要特点3、配电管理系统相对能量管理系统的特点中性点一般不直接地，在发生单相接地是，仍允许供电一段时间2配电网的特点1、城市配电网的主要特点中性点一般不直接地2.1

城市配电网的主要特点深入城市中心和居民密集点，负载相对集中，发展速度快,因此在规划时应留有发展余地。用户对供电质量要求高,用户性质不同。配电网的设计标准较高，在安全与经济合理平衡下，要求供电有较高的可靠性。配电网的接线较复杂，要保证调度上的灵活性，运行上的供电连续性和经济性。随着配电网自动化水平的提高，对供电管理水平也要求越来越高。对配电设施要求较高。2.1城市配电网的主要特点深入城市中心和居民密集点，负载相2.2

农村配电网的主要特点供电线路长，分布面积广，负载小而分散；用电季节性强，设备利用率低。发展速度快，存在建设无规划，布局不合理，施工无设计，设备质量差等先天不足。农电队伍不稳定，专业水平不理想。农电用户多数是乡镇企业、农业排灌和农民生活用电，用户安全用电知识较贫乏，严重影响安全供用电。2.2农村配电网的主要特点供电线路长，分布面积广，负载小2.3

配网管理系统相较能量管理系统的特点1、拓扑结构典型的配电网多为辐射型结构，而不像典型的输电网那样网状连接。2、设备安装多在电线杆上3、配电网内要求安装远方终端的数量，通常比相连输电系统所需的数量要多一个数量级（10倍）。4、一处配电网设备的总数据量约比一个输电变电所的数据量少一个数量级。5、配电网的数据库规模，一般比所连的输电网大一个数量级。2.3配网管理系统相较能量管理系统的特点1、拓扑结构2.3

配网管理系统相较能量管理系统的特点6、配电网内大多数的现场设备都是人工操作，而不像输电网，大多数的现场设备可以远方控制。7、配电网的网络接线变化，通常发生在出事地点而不是在开关安装处。8、设备名目繁多，数量极大，而且面临经常变动的需方负荷，检修更新频繁。9、需管理需方设备10、数据通信要求不如输电网要求高。第四章配电网自动化2.3配网管理系统相较能量管理系统的特点6、配电网内大多3

配电系统自动化的概念是利用现代电子、计算机、通信及网络技术，将配电网在线数据和离线数据等配电网数据和用户数据、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监测、保护、控制、用电和配电管理的现代化。与输电网自动化的能量管理系统相对应EMS:SCADA/AGC/PAS/DTSDMS:SCADA/LM/GIS/DPAS第四章配电网自动化3配电系统自动化的概念是利用现代4、配电系统自动化的组成配电网数据采集和监控

DSCADA、配电变电站自动化、馈线自动化地理信息系统(图资系统AM/FM/GIS)需方管理负荷监控及管理和远方抄表及计费自动化配电网分析软件（DPAS）

网络接线分析、潮流计算、短路电流计算，负荷模型建立与校核、配电网状态估计、负荷预测、安全分析、网络结构优化和重构、配网电压调整和无功优化配电工作管理系统第四章配电网自动化4、配电系统自动化的组成配电网数据采集和监控第四章配电5配电系统自动化的意义有利于在配电网正常运行时，通过监视配网运行工况，优化配网运行方式；有利于在保证供电可靠性的前提下,

确保电力用户用电的时效性,

满足电力用户的供电需求；有利于满足和确保供电的质量,

符合高新技术装备和居民家用电器的要求,

避免高峰低谷，电压幅值和频率以及谐波对用户所产生的不良影响；有利于降低电网的损耗,提高网络的供电能力,

减少用户的停电几率；有利于提高配电网设备的自身可靠性运行能力,

大大地减轻运行人员的劳动强度和维护费用；

第四章配电网自动化5配电系统自动化的意义有利于在配电网正常运行时，通过监视配配电系统自动化的基本功能及实现原则配电网运行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配电系统自动化的基本功能及实现原则配电网运行和管理功能配电网运行监视配电网运行的控制配电网的保护故障诊断分析与恢复供电运行情况统计及报告配电网运行和管理功能运行计划模拟和优化功能配电网运行模拟倒闸操作计划的编制入网关口电量的计划和优化运行计划模拟和优化功能配电网运行模拟运行分析和维护管理功能对配电网故障和供电质量反馈的信息进行运行分析，以及根据设备状况进行维修计划的编制，制订打印工作任务单，对维修工作的班组进行跟踪管理及对维修结果进行分析以得知维修的费用和效益。运行分析和维护管理功能用户负荷监控和故障报修功能用户端负荷和电能质量的遥测用户端负荷和表计的控制用户故障报修处理系统用户负荷监控和故障报修功能用户端负荷和电能质量的遥测配电系统自动化的实现原则统筹考虑，全面规划分析现状，优化设计因地制宜，分步实施信息共享，增强效益充分利用，适当改造领导重视，专业协作

第四章配电网自动化配电系统自动化的实现原则统筹考虑，全面规划第四章配电国内外配电系统自动化的发展概况第一阶段是局部馈线自动化阶段，这一阶段的研究主要围绕着馈线自动化第二阶段是监控自动化阶段，这一阶段主要是应用计算机技术对配网实现远程监视与控制第三阶段是运行、管理综合自动化阶段，在此阶段主要是研究实现配电系统综合自动化第四章配电网自动化国内外配电系统自动化的发展概况第一阶段是局部馈线自动化阶段，第二节馈线自动化第二节馈线自动化

馈线自动化的概念

馈线自动化的控制方式馈线自动化一次设备介绍简易模式基于重合器的馈线自动化采用远方通信通道的馈线自动化系统配电网自动化远方终端馈线自动化的电源问题第二节馈线自动化馈线自动化的概念第二节馈线自动化

正常运行时检测线路状态，如电流、电压、开关状态及进行相关操作;当线路发生故障时，能准确确定故障所在线路，跳开故障线路开关，使故障线路被隔离，并恢复非故障线路的供电；通过网络重构实现负荷控制和降低网络损耗。

馈线自动化的概念正常运行时检测线路状态，如电流、电压、开关状态

当配电线路故障时，要进行快速判断，排除故障段，保证非故障段的正常供电，减少停电范围。馈线自动化监视馈线的运行方式和负荷。当故障发生后，及时准确地进行“故障定位、故障隔离、负荷转移”。馈线自动化的概念第四章配电网自动化当配电线路故障时，要进行一、馈线自动化的控制方式（一）简易模式

简易模式是指在配电线上必要的节点处装设故障指示器。这是一种投资少见效快的简易模式。（二）基于重合器模式

基于重合器模式是以每一条馈线为单元，就地控制模式。在本线上自动实施故障检测、隔离及恢复供电的功能，不设专用通道，无需远方集控中心干预。一、馈线自动化的控制方式（一）简易模式（三）基于远方终端FTU模式

在馈线监控点安装杆上远方终端（FTU）。通过通道与集控中心相连，进行双向通讯，可以实现遥测、遥信、遥控，在国外这是当前最为流行的模式。一、馈线自动化的控制方式（三）基于远方终端FTU模式一、馈线自动化的控制方式上述的（二）（三）模式，根据负荷重要性、负荷密度、网络结构和通信信道，以及当地的经济条件来选择。具体控制方式有以下四种:（一）就地控制，没有数据采集功能；（二）就地控制，有数据采集功能；（三）控制中心远方集中控制（四）子站远方分布控制一、馈线自动化的控制方式第四章配电网自动化上述的（二）（三）模式，根据负荷重要

二、馈线自动化一次设备介绍（一）重合器（二）分段器（三）故障指示器（四）高压熔断器二、馈线自动化一次设备介绍（一）重合器

二、馈线自动化一次设备介绍一次设备类型功能作用二、馈线自动化一次设备介绍一次设备类型重合器重合器（一）重合器的定义所谓重合器是具有多次重合功能和自具功能的断路器。是一种能够检测故障电流，并能在给定时间内遮断故障电流以及进行给定次数重合的控制装置。

重合器具有自具功能重合器它自带控制和操作电源（控制）它的操作不受外界继电器控制，而由微处理器控制。（保护功能）（一）重合器的定义重合器它自带控制和操作电源（控制）它的（1）按相别分：自动重合器有单相、三相式。（2）按安装方式分：可分为杆上、地面上、水下或地下，可实现串联分闸、并联分闸等多功能自动分闸。（3）按灭弧介质分：可分为油重合器、真空重合器和六氟化硫重合器。（4）按控制方式分：可分为液压重合器和电子重合器两类自动重合器的分类及特点（1）按相别分：自动重合器有单相、三相式。自动重合器的分类及（1）额定电流:表征设备长期承载电流的能力，以有效值表示。设备的额定电流必须等于或大于线路最大预期负荷电流。（2）额定电压：即开关设备的标称电压。按IEC标准要求修订的新标准中，开关设备的额定电压已改为最高电压，即开关设备的额定电压应不低于系统电压。（3）最小脱扣电流：重合器的最小脱扣电流选择应使得当被保护线路出现最小的故障电流时应能检测到且及时切断，不要误动作又有相应的灵敏度。（4）重合器的时间—电流（t-I）特性重合器的主要技术参数及选用原则（1）额定电流:表征设备长期承载电流的能力，以有效值表示。设快速动作曲线慢速动作曲线重合器的主要技术参数快速动作曲线慢速动作曲线重合器的主要技术参数（1）重合器的额定电压必须大于或等于系统电压。（2）重合器的遮断电流必须大于或等于重合地点可能出现的最大故障电流。（3）重合器的长期工作的额定电流，必须大于或等于线路的负荷电流。（4）重合器应能够检测到和遮断它所承担的保护区末端发生短路时可能出现的最小故障电流。（5）重合器与其它保护装置配合时，通过时延和操作程序的选择，应保证有选择地切除故障，将系统中瞬时遮断和长期中止供电的范围尽量缩小，并且与其后续线路的保护设备相配合。自动重合器选用原则（1）重合器的额定电压必须大于或等于系统电压。自动重合器选用

线路自动分段器(Automaticlinesectionalizer)简称分段器，是一种与电源侧前级开关设备相配合，在无电压或无电流的情况下自动分闸的开关设备。作用：它广泛地应用在配电网线路的分支线或区段线路上，用来隔离永久性故障。分段器线路自动分段器(Automaticl

分段器分段器分段器的结构类型结构类型按介质区分

六氟化硫分段器

按控制功能分真空分段器

油分段器

电子控制分段器

空气分段器

液压控制分段器

按识别故障原理分流脉冲记数型电压|时间型

分段器的结构类型结构类型按介质区分六按控制功能分真油电空过流脉冲计数型分段器通常与前级开关设备（重合器或断路器）配合使用，它不能开断短路故障电流，但具有“记忆”前级开关设备开断故障电流动作次数的能力。在预定的记录次数后，当前级开关设备将线路从电网短时切除的无电流间隙内分段器才分闸，隔离故障线路段，使前级开关设备如重合器或断路器可重合到无故障线路，恢复线路运行。如果故障是瞬时的或未达预定记忆次数，分段器在一定的复位时间之后会“忘记”其所作的记忆而恢复到预先整定的初始状态，为新的故障发生准备另一次循环操作。过流脉冲计数型分段器过流脉冲计数型分段器通常与前级开关电压-时间型分段器是凭借加压、失压的时间长短来控制其动作的，失压后分闸，加压后合闸或闭锁。电压-时间型分段器既可用于辐射状网和树状网，又可用于环状网。为检测电压，在分段器两侧均要配置电压互感器。见图5-2；电压一时间型(重合式)分段器电压-时间型分段器是凭借加压、失压的（1）延时合闸时限-X时限：指从分段器电源侧加电压至该分段合闸的时间。（2）延时分闸时限-Y时限：又称为故障检测时间，其含义是：为分段器从失压到自动跳闸之间的短暂延时。（3）闭锁合闸时限-Z时限：若分段器合闸后在未超过Z时限的时间内又失压，则该分段器分闸并被闭锁在分闸状态，待下一次再得电时也不再自动重合。若设重合器或断路器的保护动作时间为t，为使分段器可靠工作，对于X，Y，Z时限的整定必须满足如下关系：（t+Y）<Z<X。

三个重要参数（1）延时合闸时限-X时限：指从分段器电源侧加电压至该分段合（1）必须使分段器的额定电压等于或大于系统最高工作电压。（2）分段器必须串联使用在自动重合器的负荷侧，其额定长期工作电流应等于或大于预期的负荷电流；额定瞬时电流必须等于或大于可能出现的最大故障电流。（3）分段器的热稳定电流必须等于或大于使用场合的最大短路电流，其动、热稳定时间必须大于上级保护的开断时间。（4）分段器的最小动作电流应该为电源侧保护装置最小跳闸电流的80％分段器的选用原则（1）必须使分段器的额定电压等于或大于系统最高工作电压。分段

短路故障指示器是利用电磁原理，依靠指示牌转动位置的变化、颜色的变化或灯光的闪动来指示故障的发生，这些指示器当指示后，可以依靠人工手动复归或经过延时后自动复归，有些是利用线路恢复正常后通过负荷电流来自动复归。故障指示器一般安装于馈电线路干线、分支线及用户进线处。故障指示器.短路故障指示器是利用电磁原理，依靠指略高压熔断器第四章配电网自动化略高压熔断器第四章配电网自动化YH型短路故障指示器是安装在架空线、电力电缆配电线路上、箱变、环网柜、分支箱中，用于指示短路故障电流流通的装置。一旦线路发生短路故障，巡线人员可借助指示器上的报警显示，迅速确定故障区段，分支及故障点。彻底改变过去盲目巡线，分段合闸试送电查找故障的落后做法，极大的提高工作效率，缩短停电时间，有效地提高供电可靠性和经济效益。二、简易模式YH型短路故障指示器是安装在架空线、电力YH-公司名称S-短路C-电缆F-闪光YH型短路故障指示器-产品分类YH-公司名称S-短路C-电缆F-闪光YH型短路故障指YH型短路故障指示器是普通6-35KV线路用来检测短路故障点的装置。其原理就是利用线路出现短路故障时电流正突变及线路停电来检测故障点。YH型短路故障指示器-检测原理YH型短路故障指示器是普通6-35KV

如图当线路出现短路故障时，短路故障指示器感应到故障电流，则指示器的显示窗口将由白色变成红色（或由不发光转为发光）。根据2#线B相指示器2，5，8和3#线C相指示器3，6，9翻牌（或发光）而11，12指示器没有翻牌（或没发光），即可迅速确定故障为D点。YH型短路故障指示器-检测原理如图当线路出现短路故障时，短路故障指示YH型短路故障指示器-动作判据YH型短路故障指示器-动作判据YH型短路故障指示器-技术参数指示器的装卸对于安装在架空线上的短路故障指示器，可用我公司提供的专用安装工具带电安装和拆卸。具体操作步骤见安装说明图。对于安装在电缆线上的短路故障指示器，可用我公司提供的专用工具进行安装，建议线路停电安装。

第四章配电网自动化YH型短路故障指示器-技术参数指示器的装卸第四章配电网自（一）重合器与电压-时间型分段器配合（二）重合器与过电流脉冲计数型分段器配合（三）基于重合器的馈线自动化系统的不足三基于重合器的馈线自动化（一）重合器与电压-时间型分段器配合三基于重合器的馈线自动一个典型的参数配置：

QR1：一快三慢

QS1：X时限：7s，QS2：X时限7sQS3：X时限14sQS4：X时限14sZ时限均整定为5s重合器与电压-时间型分段器配合辐射状网络故障区段隔离一个典型的参数配置：重合器与电压-时间型分段器配合辐射状网络应用于放射式供电网的重合式分断器动作过程(1)设故障发生在第五区段，这时，位于变电所的断路器或重合器在保护动作时间t秒后跳闸，使所有重合式分段器都因断电而分闸，所有区段供电暂停。

(2)断路器(或重合器)在一定的时间间隔(如0．5s)后第一次重合，而各个重合式分段器Q01～Q04，按预先设定的合闸顺延时差(x时限)依次合闸送电。如图上所标明的Q01在lOs后，Q02在10+10=20s后，QO3在10+10+10=30s后，Q04在10+30=40s后依次关合，向其后的线路段送电。(3)若第五区段故障依然存在，则因Q04关合在故障线路上而使断路器(或重合器)再度跳闸，所有区段又再度停电，所有分段器又都分闸，不过这时因为Q04的控制器在检测时限(Z时限)内检测到又失去电压，因而将Q04闭锁在分闸状态，待下次再得电时也不再自动重合。(4)断路器(或重合器)第二次重合后，Q01、Q02、Q03按设定的时间差又依次相继合闸，直到第四区段供电正常。Q04因处于闭锁状态，因而将有故障的第五区段与电网隔离。与此同时，设置在变电所的故障区段指示器与断路器联动，按时间的长短显示出故障在第五区段。重合器与电压-时间型分段器配合应用于放射式供电网的重合式分断器动作过程(1)设故障发生在第一个典型的参数配置：

QR1：一慢一快第一次重合时间15s，第二次5sQS1：X时限：7s，QS2：X时限7s

联络开关QS4：X时限38s正常工作时处于断开状态Z时限均整定为5s重合器与电压-时间型分段器配合环状网络故障区段隔离一个典型的参数配置：重合器与电压-时间型分段器配合环状网络故重合器与过电流脉冲计数型分段器配合重合器与过电流脉冲计数型分段器配合基于重合器的馈线自动化系统的不足优点：简单缺点：（1）故障切除依赖于位于所内的分段器，可靠性不高。（2）为了实现故障隔离，健全区段都要受到分闸冲击（3）为了实现配合，延时时间长，对供电连续性有影响。第四章配电网自动化基于重合器的馈线自动化系统的不足优点：简单第四章配电网自该系统在正常情况下，远方实时监视馈线分段开关与联络开关的状态和馈线电流、电压情况，并实现线路开关的远方合闸和分闸操作以优化配网的运行方式，从而达到充分发挥现有设备容量和降低线损的目的；在故障时获取故障信息，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域的供电，从而达到减小停电面积和缩短停电时间的目的。四采用远方通信通道的馈线自动化系统该系统在正常情况下，远方实时监视馈线通过在变电所出口断路器及户外馈线分段开关处安装柱上FTU．以及在配电变压器处安装TTU，并建设可靠的通信网络将它们和配电网控制中心的SCADA系统连接．再配合相关的处理软件所构成的高性能系统。采用远方通信通道的馈线自动化系统通过在变电所出口断路器及户外馈线分段开配电自动化控制系统SCADAFA控制主站配电自动化通信网络FTUFTU断路器联络开关分段开关控制线通信线第一层：一次设备（负荷开关、分段器等）第二层：FTU控制箱主要由开关操作控制电路、不间断供电电源、控制箱体等部件组成。各FTU分别采集相应柱上开关的运行情况，如负荷、电压、功率和开关当前位置、贮能完成情况等，并将上述信息由通信网络发向远方配电网自动化控制中心。各FTU还可以接受配网自动化控制中心下达的命令进行相应的远方倒闸操作。

第三层：通信子系统第四层：FA控制主站FA控制主站的功能主要是提供人机接口，自动处理来自线路的FTU的数据，对故障点进行定位，并遥控线路开关，实现故障点的自动隔离及恢复供电。

FTU应满足的基本要求是：①数据传输的完整性；②时间响应的快速性；③不同的数据传输的优先级和不同响应时间。

第五层：SCADA／DMS主站

SCADA／DMS主站与馈线自动化控制主站相连，可完成配电线路的SCADA监控以及更高级的配电管理功能。

基于FTU的配电网自动化系统的组成配电自动化控制系统配电自动化通信网络FTUFTU断路器联络分过电流无过电流过电流过电流过电流供电方向一段辐射状网馈线的故障区段判断

对于辐射状网、根据馈线沿线各开关是否流过故障电流判断故障区段。假设馈线上出现单一的故障，显然故障区段应当位于从电源侧到末梢方向最后一个经历了故障电流的开关和第一个未经历故障电流的开关之间的区段。

故障区段的判断和隔离原理过电流无过电流过电流过电流过电流供电方向一段故障功率方向故障功率方向一段环网馈线闭环运行的故障区段判断

对于处于闭环运行的环状网，则必须根据流经馈线沿线各开关的故障功率方向才能判断出故障区段，此时必须同时采集电流和电压信号。当分段开关流经超过其整定值的故障电流时，表明有故障发生。当与该区段相连的各开关的故障功率方向均指向该区段时，判断此段为故障区段。故障区段的判断和隔离原理故障功率方向故障功率方向一段环网馈线闭环运行的故障区段采用远方通信通道的馈线自动化系统（1）馈线控制终端FTU就地解决方案（2）远方集中监控、分层处理模式采用远方通信通道的馈线自动化系统（1）馈线控制终端FTU馈线控制终端FTU就地解决方案实现条件：

具有电动操作机构的负荷开关或环网柜作为馈线分段开关具有通信功能的馈线控制终端FTU。实现方法：馈线控制终端FTU就地解决方案实现条件：馈线控制终端FTU就地解决方案这种控制方式的主要特点为:（1）采用FTU馈线智能控制终端，实现故障自动隔离，与前两种控制模式相比，技术上更先进，减少了正常区段所受冲击。（2）分段开关采用负荷开关，与重合器相比，一次设备投资少，但要增加相应的FTU和通信的投资。（3）广泛用于市区和市中心配网馈线自动化，是SCADA控制方式的过渡阶段。馈线控制终端FTU就地解决方案这种控制方式的主要特点为:远方集中监控、分层处理模式

这是目前应用比较广泛的一种控制方式。特点（1）故障隔离操作由馈线自动化主站以遥控方式进行集中控制。（2）对故障自动处理采用分层分布处理，与配电网自动化系统分层结构相关联。评价：（1）效率高，可解决传统方式不足（2）对通信系统的可靠性有较高要求。

远方集中监控、分层处理模式这是目前应用比较广泛的远方集中监控、分层处理模式该方案一般分为3个层次:馈线层、变配电站层，配电主站馈线层：以FTU为基础，主要完成故障检测与识别:配电主站层：以配电子站为辐射中心，完成在其辖区内FA处理和控制;第三层以主站为配调中心层高层次全局管理和网络优化。这3个层次的分布处理相互关联，能在底层处理的，尽量在底层处理，底层处理不了的，将信息转送上一层处理，以保证以处理的快速性、准确性。采用这种分层处理方式，一般故障自动隔离时间小于30S，故障后网络重构恢复供电时间小于60S。远方集中监控、分层处理模式该方案一般分为3个层次:这3个层次例：SD-2000配电自动化与管理系统

SD-2000配电自动化与管理系统是是利用现代电子、计算机、通信及网络技术，将配电网数据、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。该系统分为配电主站、配电子站和配电终端三层，配电主站为该系统的控制管理中心，配电终端通过配电子站传输数据，实现各种控制功能。SD-2000配电自动化与管理系统有三种途径实现馈线自动化：

1、主站、子站、终端共同完成：对于多电源等拓扑关系比较复杂，通信网络跨越子站的配电网络，故障隔离与供电恢复可依靠主站自动完成。

2、子站和终端共同完成：对于拓扑关系不太复杂，单一子站能将环网数据全部采集到的配电网络，故障处理算法可由子站完成，并由子站自动下发控制命令进行故障隔离与供电恢复。

3、FTU独立完成：在没有通信的模式或通信中断的情况下，FTU根据自身的过流和失压情况，变电站出线开关仅需一次重合，FTU就能够直接切断故障，联络开关在一侧失压后延时合闸，以恢复供电。此方式不改变变电站的开关及保护配置。该模式称就地模式，就地模式在5秒内完成馈线自动化过程。例：SD-2000配电自动化与管理系统SD-20第五章-配电网自动化课件第五章-配电网自动化课件小结基于远方信道的馈线自动化1、对于以上的几种方案，在我国不同的地区已有实现，而且每种方案都有各自的优缺点。将视各地现有的具体情况“因地而异”。2、馈线自动化系统应用的关键，在于能够通过馈线自动化远方智能终端FTU，快速恢复无故障区域送电，缩短停电时间，提高供电的可靠性。3、对于馈线监控级(FTU级)的目标为:把负荷故障检测定位、故障隔离和供电恢复(FDIR)的配电调度处理工作，有效地下放到馈电线的FTU，让它们自已相互通讯来解决问题；配电网断路器/负荷开关，通过与新一代带FDIR功能的FTU，实现相互通讯和故障分析处理，及时完成故障检测定位、故障隔离和供电恢复，简化主站控制。4、综合智能控制方式—基于智能远方馈线终端FTU的馈线自动化将是馈线自动化未来发展的一个主要方向，并且智能化、集成化程度高、带有保护功能的FDIR也将是以后FTU设计的一个主要方向和参考。小结基于远方信道的馈线自动化1、对于以上的几种方案，在我国不基于重合器的馈线自动化基于FTU的馈线自动化两种馈线自动化方案比较基于重合器的馈线自动化两种馈线自动化方案比较优点：无需通信网络，无需远方控制中心进行干预，结构简单，有利于降低建设投资费用缺点：对开关断开能力要求高，为找到故障点而需要多次重合，对设备冲击大，随网络运行方式的变化，需要到现场修改定值，且不能对运行参数进行监控，故障信息不能及时上报配调中心等。基于重合器的馈线自动化优点：无需通信网络，无需远方控制中心进行干预，结构简单，有利优点：为全面实现配电自动化创造了最为基本的条件，自动化程度高。缺点：对通讯通道的依赖性很强．结构复杂，建设费用高。适用范围：城网、负荷密度大的地区、重要工业园区、供电途径多的网格状配电网、其它对供电可靠性要求高的区域。基于FTU的馈线自动化第四章配电网自动化优点：为全面实现配电自动化创造了最为基本的条件，自动化程度高五、配电网自动化远方终端远方终端馈线远方终端(FTU)（FeederTerminalUnit)开闭所远方终端(DTU)（DistributionTerminalUnit)配电变压器远方终端(TTU)（TransformerTerminalUnit)户外柱上FTU、环网柜FTU和开闭所FTU（DTU）均称FTU。五、配电网自动化远方终端远馈线远方终端(FTU)开闭所远方终（一）柱上FTU（二）环网柜FTU（三）开闭所FTU(DTU)环网柜FTU和开闭所FTU安装在户外柱上或路边等处，主要监控的是单一的柱上开关（一条线路）。对于同杆架设的也可监控两条；两条于一条用FTU无太大区别，仅是采集偏多，可采用两个FTU解决，为减少信道，可以采用级联FTU方式。环网柜一般2进，多出，因此至少要监控4条线路。对其要求体积下，数据容量大。主要数量大，对体积无特殊要求。可以此采用多FTU组合实现，也可以参照RTU实现，扩充故障检测功能即可。（一）柱上FTU环网柜FTU和开闭所FTU安装在户外对配电变压器，采集它的电压、电流、有功功率、无功功率功率因数、分时电量和电压合格率等数据，并以这些运行参数作为考核和经济运行分析的依据，还可作为安全运行的监视手段。可以完成利用低压配电线载波对本台区电压用户进行抄表数据的接力和远传。硬件上与FTU区别在增加一路与低压用户抄表器通信的串行口，TTU输出增加投切电容器功能。配电变压器TTU第四章配电网自动化对配电变压器，采集它的电压、电流、五、配电网自动化远方终端FTU与RTU的区别在管理系统中的地位和作用等同，但功能有所不同。FTU除完成RTU的四遥功能外，还要完成故障电流检测、低频减载和备用电源自投，有时还要提供过流保护等原属继电保护的功能。

因此智能化程度更高，实时性要求也更高。安装地点：

FTU的安装环境更差；要求抗震、抗雷击、低功耗、耐高低温，要求比RTU高很多。五、配电网自动化远方终端FTU与RTU的区别在某馈线FTU的结构某馈线FTU的结构FTU安装情况FTU安装情况FTU原理构成图FTU原理构成图某FTU控制器的电路原理图某FTU控制器的电路原理图1）FTU的输入部分1）FTU的输入部分2）FTU的输入部分2）FTU的输入部分3）FTU的计算与处理部分3）FTU的计算与处理部分4）FTU的电源部分4）FTU的电源部分5）FTU的输入/输出（I/O）部分5）FTU的输入/输出（I/O）部分FTU一般应具有下列功能：(1)遥信功能。FTU应能对柱上开关的当前位置、通信是否正常、贮能完成情况等重要状态量进行采集。若FTU自身有继电保护功能的话，还应对保护动作情况进行遥信。(2)遥测功能。FTU最重要的遥测功能是采集正常运行时和故障瞬间开关经历的电流，此外还可增加采集电压、有功功率及无功功率等模拟量的功能。FTU的功能FTU一般应具有下列功能：FTU的功能

(3)遥控功能。FTU应能接受远方命令控制柱上开关合闸和跳闸。(4)统计功能。FTU还应能对开关遮断故障电流的次数和动作时间进行统计。(5)对时功能。FTU应能接受主系统的对时命令，以便和系统时钟保护一致。(6)事件顺序记录(SOE)。记录状态量发生变化的时刻和先后顺序。

FTU的功能(3)遥控功能。FTU应能接受远方命令控制柱上开关合闸(7)事故记录：记录事故发生时的最大故障电流和事故前一段时间(一般是1分钟)的平均负荷，以便分析事故，确立故障区段，并为恢复健全区段供电时进行负荷重新分配提供依据。(8)定值远方修改和召唤定值。。(9)自检和自恢复功能。FTU应具有自检测功能，并在设备自身故障时及时告警；FTU应具有可靠的自恢复功能，一旦受干扰造成死机，应能通过监视定时器(WDT)重新复位系统恢复正常运行。(10)远方控制闭锁与手动操作功能。(11)抗恶劣环境

FTU的功能(7)事故记录：记录事故发生时的最大故障电流和事故前一段时间(12)具有良好的维修性。(13)可靠的电源。(14)电度采集。这是一项可选功能，对于实行分片管理的供电部门，安装在联络开关处的FTU一般应具有双向电度采集功能，这对于电能核算和线损估计有意义。FTU的功能(12)具有良好的维修性。FTU的功能

我国的配电网将越来越多地采用在线路上的柱上开关、环网柜、无功补偿电容器等设备，由FTU实现对这些线路设备的监控，因此，对FTU有以下特殊要求：1、能适应较恶劣的运行环境：能在一30℃一+60℃温度变化范围里正常工作，要具有良好的防潮、防雨、防腐蚀措施。它安装在电力线柱上或组合式配电柜内，能承受高电压、大电流、雷电等干扰，要求有很高的抗千扰能力。FTU的特殊要求我国的配电网将越来越多地采用在线路上的2、体积小，便于安装：FTU安装在电力线柱上或组合式配电柜内，安装空间有限，要求体积尽量小，从减少体积、抗震、可靠性等角度考虑，FTU不宜采用总线插件式结构，一般是做在一块印制板(PCB)上侧。3、功耗要小：由于FTU在配电网故障停电时，要求把故障信息传送给控制中心，由控制中心作出决定是否下发命令，对开关进行操作，而线路设备的控制装置一般由电压互感器及蓄电池组供电，蓄电池容量有限，所以FTU功耗要尽量小。FTU的特殊要求2、体积小，便于安装：FTU安装在电力线柱上或组合1、为什么要考虑电源1）FTU工作需要：上报接收远控2）恢复供电要可靠操作电源2、馈线自动化各个环节对工作电源的要求（1）FA主站（2）区域站的集中转发中心（3）开闭所和小区变电站的RTUUPS、双电源供电，自动切换装置（4）户外FTU六、馈线自动化的电源问题1、为什么要考虑电源六、馈线自动化的电源问题3、户外FTU供电（1）操作电源（柱上开关）和工作电源（FTU）均取自馈线

1）工作电源取自开关两侧的单相变压器

2)当有低压线路与柱上开关同杆时，工作电源取自一台单相变压器和一回低压线路

3）当有不同电源的两回低压线路与开关较近时，工作电源取两回低压线路，两路电源应能自动切换优点:（1）适用于采用交流操作机构和交流储能电机的柱上开关配合；（2）不需要蓄电池，维护方便。缺点：（1）1）2）馈线停电，失电（2）造成不同配电台区的低压配电网的耦合。六、馈线自动化的电源问题3、户外FTU供电六、馈线自动化的电源问题（2）操作电源均取自蓄电池在FTU机箱安装一个较大容量的蓄电池，通过它获得FTU的工作电压和柱上开关的操作电源。优点：馈线状态与FTU电源工作无太大关联；需解决蓄电池充电问题；0.4kV或10kV通过TV获取充电电源。开关需要采用直流操作机构和直流储能的柱上开关。（3）操作电源馈线，工作电源蓄电池操作电源：直接从10kV馈线取得0.4kV低压线路合闸：比较方便，因合闸时，已将供电至待合闸开关处分闸：存在不跳，要依赖蓄电池采用失压脱扣器的分段器，不必补跳。六、馈线自动化的电源问题（2）操作电源均取自蓄电池六、馈线自动化的电源问题（4）采用不间断电源UPS，为FTU提供工作电源和操作电源的方案适用于采用220kV交流操作机构和交流储能电机的柱上开关的情形。

UPS需特殊制造，满足恶劣条件下工作的需要。六、馈线自动化的电源问题第四章配电网自动化（4）采用不间断电源UPS，为FTU提供工作电源和操作电源的第三节配电DSCADA系统第三节配电DSCADA系统SCADA系统概述配电网SCADA系统的特点配电网SCADA的结构配电网DSCADA系统的功能

第三节配电DSCADA系统SCADA系统概述第三节配电DSCADA系统SCADA

SupervisorControlAndDataAcquisition的缩写，即监测监控及数据采集的意思。作用：完成远方现场的运行参数状态的监视、对工艺流程进行全面、实时的监视和远方操作控制、调节等任务,并为生产、调度和管理提供必要的数据。配电DSCADA：将馈线自动化、配电网进线监视、10kV开闭所和配电所的自动化构成一体化的监测和控制系统。他是配电网自动化的基础，是电力系统自动化的一个底层模块。SCADA系统概述第四章配电网自动化SCADASupervisorControlA(1)配电网一般是树枝状结构，数据分散、点多、每点信息量少，采集信息比输电网困难。(2)配电网设备多，数据量一般比输电网多出一个数量级。(3)配电网的操作频率高，因此要求采集的信息应能反应配电网故障。(4)低压配电网为三相不平衡网络，因此无论在计算上还是在SCADA图形监视上，都与输电网不尽相同。配电网SCADA系统的特点(1)配电网一般是树枝状结构，数据分散、点多、每点信息量少，(5)对配电网而言，需要有建立在SCADA系统之上的具有故障隔离能力及恢复供电能力的自动操作软件。(6)配电网因其点多面广，配电网SCADA系统对通信系统提出了比输电网更高的要求。(7)配电网直接连接用户，使得配电网SCADA系统的创建、维护、扩展工作量非常巨大。配电网SCADA系统的特点第四章配电网自动化(5)对配电网而言，需要有建立在SCADA系统之上的具有故障配电网终端设备实现数据采集、调节、信息上传和本地控制等功能区域工作站通信网络用于RTU与中心站通讯及与其它RTU通讯

中心工作站配电网SCADA的结构第四章配电网自动化配电网终端设备实现数据区域工作站通信网络用于RTU与中心工作站内馈线开关数据的采集和监视，由站内RTU来完成。通过通信网络采集线路开关信息，通过FTU、配电子站配合完成。DSCADA的基本功能数据采集事故告警状态监视与故障处理控制操作无功控制对时报表状态监视事故处理对正常状态和事故状态的监控

故障区域自动判断、指示与自动隔离；故障消除后迅速恢复供电功能。对安装在线路上的无功补偿电容器组的自动投切控制。

在电网正常运行过程中投、切馈线开关，并能带负荷遥控投、切馈线环网开关和负荷开关以及遥控调整变压器的分接头位置。配电网SCADA的基本功能站内馈线开关数据的采集和监视，由站内RTU来完成。通过通信网一、数据采集功能SCADA系统的数据采集可以来自变电站、开关站、环网柜、柱上开关、配电变压器等的实时数据，也可以手工输入。数据采集类型有：（1）模拟量（2）数字量（3）脉冲量（4）标准GPS时钟（5）保护信息（6）事件顺序记录(SOE)配电网SCADA系统的详细功能一、数据采集功能配电网SCADA系统的详细功能模拟量数据处理状态量数据处理累积量数据处理积分累积量处理计算量的处理（派生测点，推导无法进行实时采样的派生测点）统计功能报表生成、数据整理。趋势曲线的生成。（曲线、棒图）异常情况和操作记录等提示告警、打印。历史文档归档保存、整理。二、数据处理功能模拟量数据处理二、数据处理功能（1）实时对断路器和某些开关进行操作。（2）投切有载变压器分接头。（3）电容器投切；电抗器投切。返送校核（CheckBackbeforeExecute）直接执行（DirectExecute）多路控制（MultipleControl）程序控制，按一定的顺序和时间间隔去控制一组断路器的动作；三、控制功能（1）实时对断路器和某些开关进行操作。三、控制功能（1）与负荷监控系统的数据交换（2）与配电地理信息（GIS）系统、DMS系统的数据交换和传输。（3）用电营业管理系统的数据交换（4）与故障报修系统的数据交换（5）与RTU、FTU、TTU的数据通信四、数据的交换与传输功能（1）与负荷监控系统的数据交换四、数据的交换与传输功能GIS数据

DMS、SCADA、GIS系统之间的数据交换GISDMSSCADA实时数据GIS数据计算结果实时数据计算结果GIS数据DMS、SCADA、GIS系统之间的数据交换GI①变电站一次接线图及配网逻辑图实时数据刷新显示，接线图可输出到打印机；②设备参数显示、查询；③具有任意模拟量的曲线趋势图和棒图④实现在线数据查询、拷贝和打印历史文档功能；⑤具有通道运行监视、报警和统计功能；⑥采用多窗口风格，不同的窗口可显示不同的画面；⑦支持图形的放大、缩小功能，支持图形的层、面设置与显示和自动切换。提供图形导航功能；五、人机界面功能(工况监视功能)①变电站一次接线图及配网逻辑图实时数据刷新显示，接线图可输出⑧图形的线路动态着色功能和潮流方向标志功能⑨在线配电网设备的检修与线路检修的挂牌功能；五、人机界面功能(工况监视功能)⑧图形的线路动态着色功能和潮流方向标志功能五、人机界面功能(①系统实时运行工况；②各子系统运行情况；③系统配置图及其运行情况；④RTU、FTU、TTU配置图及其运行情况；⑤主机运行监视和故障自动切换；⑥网络运行状态监视及网络数据传输监视；⑦各节点系统运行进程状态监视和在线编辑。

五、人机界面功能(设备管理、监视功能)①系统实时运行工况；五、人机界面功能(设备管理、监视功能)通过系统提供的绘图功能实现图形的在线编辑。在一个有权限的机器上编辑的图形可实时的更新到全系统，并可存储到数据库中；图形系统为系统模型提供基础数据；六、图形编辑功能通过系统提供的绘图功能实现图形的在线编报警处理分两种方式：一种是事故报警，另一种是预告报警。报警的内容一般有：越限报警；开关量的状态变化报警；设备、配网终端及通道故障报警；综合自动化保护事件报警；SOE信息报警。七、报警处理报警处理分两种方式：一种是事故报警，另一种是预告报警历史记录的类型主要有：测量数据、状态数据、累计数据、数字数据、报警数据、事件顺序记录数据、继电保护数据、安全装置数据和事故追忆记录等。历史数据库管理系统可以根据实时数据的存储周期定时将实时数据转存到历史数据库中。八、历史数据处理功能历史记录的类型主要有：测量数据、状态数据、累计数据、电力系统发生故障时，往往是多个继电保护和断路器先后动作。把这些带有毫秒级时间标记的遥信动作顺序记录下来的功能，称为SOE。九、事件顺序记录九、事件顺序记录事故追忆功能是在开关变位时将变位前后若干时间段内系统中的主要参数记录下来，供事后分析用。（一）事故追忆启动（二）事故重演（三）事故分析十、事故追忆功能事故追忆功能是在开关变位时将变位前后通讯超时处理；通讯校验错处理；通讯封锁与解锁处理；遥控上锁与解锁处理；遥控二级确认处理；分母为零，非法值(无穷大、无穷小等)处理十一、容错措施通讯超时处理；十一、容错措施系统由GPS全球定位时钟提供标准时间，同时向全系统发对钟命令，包括主站系统的各个节点的机器、RTU、FTU、TTU等。十二、系统的统一时间系统由GPS全球定位时钟提供标准时间

工作票是准许在电气设备或线路上工作的书面命令，是明确安全职责、向作业人员进行安全交底、履行工作许可手续、实施安全技术措施的书面依据，是工作间断、转移和终结的手续。因此，在电气设备或线路上工作时，应按要求认真使用工作票或按命令执行。所谓工作票和操作票制度，是指进行全部停电、部分停电或带电作业时，根据不同任务、不同设备条件，填写工作票和操作票，由操作人和监护人按操作票进行唱票操作，最后对工作票结果进行校验。十三、智能操作票功能两票：工作票、操作票；三制：交接班制、巡回检查制、设备定期试验倒换制工作票是准许在电气设备或线路上工作的书功能：自动生成操作票及对操作票进行模拟操作。该系统的两种运行模式：

正常模式：操作票系统和监控系统一起在线运行,并且操作票系统和监控系统的设备状态将一致。培训模式：操作票系统只是在启动时从监控系统中取得各个设备当前状态，在运行过程中，设备状态的变位并不反映到操作票系统，在该状态下，可以进行操作票快速模拟，即将操作票专家系统当前设备的状态改成执行了操作票后的状态。十三、智能操作票功能功能：自动生成操作票及对操作票进行模拟操作。十三、智能操作票系统以任务为单位进行授权和权限控制操作权限可分以下四个级别：（1）值班类：可浏览监视接线图，报表，曲线；（2）调度员：增加遥控权限，可手动切换主备机；（3）系统维护员：可进行图形编辑，数据库生成，修改，报表，曲线的生成，修改，历史数据存贮周期设定；（4）系统管理员：计算机系统的组网，节点功能配置。对所有控制操作实施完全检查，并提供详细记录备查。十四、系统安全管理系统以任务为单位进行授权和权限控制十四、系统安全管理站端系统维护：维护工作站通过现有通道对站端系统进行远程维护，包括对FTU的运行监视和参数设置。通道监视：对RTU通讯通道的状态及通讯质量进行监视，并对各通道的通讯出错次数进行统计。提供在线时分段开关定值远方设置与修改功能。十五、通道监视与站端系统维护站端系统维护：维护工作站通过现有通道对站端系统进行远与地调SCADA系统的数据交换接口与MIS系统的接口与负荷控制系统的接口与用电营业管理系统的接口与GIS系统的接口十六、与其它系统的数据交换的接口功能与地调SCADA系统的数据交换接口十六、与其它系统的数据交换（一）报表打印配调工作站均可召唤打印所需要的报表；报表的生成在报表工作站上进行；报表可定时打印，时间可设置；（二）实时打印包括事件及报警打印，操作记录打印。（三）图形打印接线图、曲线图、棒图等的打印。十七、打印输出第四章配电网自动化（一）报表打印十七、打印输出第四章配电网自动化第四节配电网图资系统AM/FM/GIS

第四节配电网图资系统AM/FM/GIS一、AM/FM/GIS的基本概念二、地理信息系统三、配电自动化GIS系统的功能四、GIS系统的应用第四节配电网图资系统一、AM/FM/GIS的基本概念第四节配电网图资系统配电系统的数据模型配电网图资系统的基本概念配电网图资系统与其他应用的关系一、AM/FM/GIS的基本概念配电系统的数据模型一、AM/FM/GIS的基本概念配电系统的数据模型设备层地理层物理层

拓扑层

构成配电网的一次设备的数据集，提供具有命名属性（Naming）的一次设备信息。是配电系统中所有一次设备的集合。由FM设备管理系统提供维护支持。由GIS系统提供支持，提供设备的地理位置信息。是配网管理运行的有利工具。提供配网设备的之间物理关系的静态描述，建立设备直接的节点模型（端点模型）。结合实时数据，建立配网的实际接线形式，为DPAS提供网络结构。拓扑信息（与实时信息相结合，母线模型）；静态数据用户层配电系统的数据模型设备层地理层物理层拓扑层构成配电网的一AM自动绘图（AutomatedMapping）FM设备管理（FacilitiesManagement）GIS地理信息系统（GeographicInformationSystem，GIS）自动制图：将勘查部门提供的数字地图信息库信息还原至屏幕显示，可以任意缩放、添加删除设备只需通过对话框形式修改数据库即可。设备管理：在计算机的地理图上标上各种电力设备和线路的符号，并可以检索其坐标位置以及包括实物图片在内的全部有关技术档案。AM/FM不仅可以根据设备信息自动生成配电网接线或从地理图上按设备、线路或区域直接调出有关信息，而且还具有缩放、分层消隐、漫游、导航以及旋转等功能。AM/FM/GIS的基本概念AM自动绘图（AutomatedMapping）AM/F配电系统的正常运行、计划检修、故障排除、恢复供电以及用户报装、电量计费、馈电增容、规划设计等的关系；图资系统是配电生产管理系统开展工作的基础（如运行监视、运行方式确定、故障区域搜寻、停电恢复、设备统计、检修计划安排、投诉电话热线、开具操作票的）配电网图资系统与其他应用的关系配电系统的正常运行、计划检修、故障排除、恢复供电以及用户报装GIS系统的基本概念及基本功能GIS系统的结构GIS系统的研究内容二地理信息系统（GIS）GIS系统的基本概念及基本功能二地理信息系统（GIS）

地理信息系统:一种为了获取、存储、检索、分析和显示空间定位数据而建立的计算机化的数据库管理系统，是介于信息科学、空间科学和地球科学的交叉学科和技术，它将地学空间数据处理与计算机技术相结合，通过系统建立，操作与模型分析，产生所需的有用信息。

主要功能：能综合分析与检索空间数据，利用数据库技术可以把空间数据和属性数据一一对应起来。地理信息系统的基本概念和基本功能地理信息系统:一种为了获取、存储、检索、分析和显示空计算机主机可以是单机，也可以组成计算机网络系统来应用地理信息系统的结构地理信息系统的主要结构硬件环境计算机主机软件环境数据库

系统使用与管理人员数据输入设备数据存储设备数据输出设备操作系统数据库管理系统GIS开发平台GIS应用软件空间数据属性数据用于将系统所需要的各种数据输入计算机，并能进行相应处理的设备；可以通过数字接口与计算机相联接的专门设备，如数字化仪、扫描仪、解析测图仪等。主要指存储数据的磁盘、磁带、光盘及相应的驱动设备

包括图形终端显示设备、绘图机、打印机、磁介质硬拷贝机、可擦写光盘、以及多媒体输出装置等，它们将以图形、图像、文件、报表等不同形式显示数据的分析处理结果。操作系统是该系统的核心，如Windows7、WindowsNTUNIX等用于管理GIS中大量的资料数据和实时动态数据

当前我国用户运用较多的两种开发平台有Arc／Info和Map／Info，开发工具一般选用VisualBasic、VisualC++等编程语言。

是利用GIS开发技术实现的具体应用软件系统，如配电网GIS就是一种应用软件。

指在二维或三维坐标下，以一种拓扑结构来描述物理位置的确定、相关位置及逻辑连接，是以地球表面空间位置为参照的

指与地理坐标无直接联系的地理元素的特性和文档的数据，即通常所说的非几何属性，一般是经过抽象的概念，通过分类、命名、量算、统计等方法得到。

计算机主机可以是单机，也可以组成计算机网络系统来应用地理信息地理信息系统的研究内容地理信息系统的研究内容数据录入与编辑功能数据的存储与维护

数据检索与查询功能

数据分析与处理功能

数据输出功能

将系统外部的原始数据传输到系统内部，并将它们从外部格式转换为系统能够识别和处理的内部格式存储于系统的地理数据库中。主要包括数据文件维护；数据库备份；数据库安全性维护；数据日常管理与帐目登录等子功能。主要实现图形对属性的查询、属性对图形信息的检索与查询等包括对输入的数据进行检查与纠正，对图形数据和属性数据的编辑、图形数据和属性数据之间对应关系的校验、空间数据的误差校正等将用户所需的经GIS处理分析过的图形，数据报表、文字报告、数学数据以用户能够识别的形式灵活地显示出来。地理信息系统的研究内容地理信息系统的研究内容数据录入与数据的配电自动化GIS系统的功能图形数据的录入和编辑配电自动化GIS系统功能数据的分析与计算图形的操作与显示信息查询数据的录入和编辑属性数据的录入和编辑属性数据与图形数据互访图形控制和编辑网络实时分析图表分析网络模拟分析显示控制实时信息显示条件查询空间查询图形数据的录入、编辑是将各种地图、图片、规划图等地理信息通过数字化仪、扫描仪等工具输入计算机系统，并转换成计算机可接受的形式。

属性数据包括各电气设备型号等参数，这些数据可以通过GIS系统建立的输入模版输入，也可以通过管理信息网中已有的部分属性数据，通过共享途径直接获取，GIS系统应具有对属性数据结合图形进行录入、转换和编辑功能。

已经数字化的图形数据和录入的属性数据要能相互对应，才能实现基于图形的查询和管理功能地图和配电GIS图按分类分层显示。图形任意缩放、平滑漫游、开窗，显示全图的概貌窗口，不同比例下的图形信息显示内容的自动调整。图层的编辑功能可以编辑图层显示方式，包括符号、颜色、字体、偏移量、比例尺，可以进行新建图层、删除图层、加载等操作。

在当前实时状态下，分析并显示供电路径和供电范围，对供电范围进行负荷统计。对馈线电流、母线电压、变压器温度、用户负荷、潮流、网损等进行分析计算，将状态估计结果等提供给GIS数据库，并定时刷新，使GIS具有实时性。对各种数据进行图表绘制、显示、分析。可自定义纵横坐标，自选图形模式。

是在地理背景图上对开关进行模拟操作，分析并显示供电路径和供电范围，功能与实时分析相同，不影响实际电网运行。

显示配电系统的设备分布图等注记和文字信息，可分层显示画面，画面可切换、平移、放大，缩小。

可自动访问DSM和SCADA等系统数据库，显示从数据库中获得的状态量和模拟量如：当前状态、功率、电压、跳闸次数等记录。

从数据库查询图形，按设备数据库属性查找设备地理位置，对典型设备可进行查询，显示、列表和统计。

从图形查数据库，在图形上对任意设备进行定点查询和多边形小区查询，并显示、列表和统计。

配电自动化GIS系统的功能图形配电自动化GIS系统功能数据GIS系统在配电自动化中的应用在SCADA系统中

的应用GIS系统在线和离线方面的应用在负荷管理系统中的应用显示DMS应用软件计算结果在故障电话处理系统的应用编制或自动生成地理位置接线图，并在图上，对任意多边形小区的运行工况和设备数据进行统计和分析；显示SCADA实时数据，并在地理位置接线图上实现网络拓扑着色。

判定负荷属于哪一类，并用不同的颜色在地图上渲染，在故障处理，停电修复时根据负荷类型决定处理的优先级．并把优先级高的负荷突出显示于地图。在地理接线图上，对用户的负荷进行统计和分析，实现负荷的调峰、填谷等控制方案及对用户的业务报表、查表收费等。

在GIS上动态显示停电区域、带电区域、供电恢复路径；显示潮流计算结果；预报小区负荷等。

当用户发现停电后，可拨打用电服务中心专线检修电话。此时根据GIS系统提供的最新的设备运行状态信息、故障发生的地点的地理位置等信息，检修人员可以快速、准确地到达故障地区，缩短了停电时间

GIS系统在配电自动化中的应用在SCADA系统中GISGIS系统在配电自动化数据管理中的应用地理信息用户信息配电设备信息保护信息电话投诉SCADA营业用电供电服务信息负荷管理系统各数据库关联示意图

负荷管理系统需要供电服务信息、配电设备信息、地理信息营业用电需要供电服务信息、用户信息、地理信息电话投诉需要保护信息、用户信息、地理信息SCADA需要保护信息、地理信息、配电设备信息数据等信息共享优点：1）

避免数据重复建设。2）避免数据定义的双重性。保证数据安全性，实现系统的同步。3）将各系统有机结合，形成完整的一体化应用。地理信息系统将这些数据结合起来，以设备的安装点、所对应的设备、用户的位置、负荷采集点等空间属性为基础，统一管理，将电力系统的众多数据加以组织，既可以保证数据的统一性、又扩展了数据的空间属性，使得数据更具现实意义，也使得各功能模块紧密联系，从而大大地提高对配电网的管理水平和工作效率GIS系统在配电自动化数据管理中的应用地理用户配电设保护信

GIS系统在配电自动化中的应用GIS系统在配电自动化中的应用

WebGIS是地理信息系统在万维网（Web）上的实现，是在信息发布、数据共享、交流协作基础之上实现GIS的在线查询和业务处理等功能的，Web分布式交互操作是其工作的重心。

Web

GIS的基本组成：Web服务器、Browser浏览器（GIS

插件）、页面描述语言（如HTML、VRML）、Web交互程序（JAVA、CGI

ActiveX）、GIS数据库管理器（ARCSTORM、SDE）等。

四、WebGIS在配电自动化系统中的应用WebGIS是地理信息系统在万维网（1）基于互联网进行信息交换（2）平台的无关性（3）良好的可扩展性（4）使用面广，操作更简单

WebGIS具有如下优点（1）基于互联网进行信息交换WebGIS具有如下优点第五节需方用电管理DSM

第五节需方用电管理DSM负荷管理系统远方抄表与电能计费系统第五节需方用电管理（DSM）负荷管理系统第五节需方用电管理（DSM）一、概述二、负荷管理中的基本概念三、负荷控制系统四、负荷管理系统的防窃电功能负荷管理系统一、概述负荷管理系统负荷控制的概念需方管理的基本概念需方管理的主要内容一、概述负荷控制的概念一、概述

电力负荷控制(LoadControl)是对用户的用电负荷进行控制的技术措施。可简称为负荷控制或负控技术。负荷控制的概念控制管理的角度？和低频减载的区别。电力负荷控制(LoadControl20世纪20年代初，电力负荷控制装置由英国开始应用;20世纪30年代，英国、法国、德国等先后研制出多种类型的电力负荷控制装置。70年代,随着电子技术的发展和计算机的广泛应用，电力负荷控制由分散型向集中型发展。我国20世纪80年代出现了电力负荷控制系统。电力负荷控制的发展20世纪20年代初，电力负荷控制装置由英国开始应用;电力负荷90年代中后期，负荷控制系统功能已经得到扩充，成为一个实时综合管理系统——负荷管理系统LM（LoadManagement）。为了发挥用户在负荷管理方面的积极作用，又出现了一种新的管理方式——需求侧管理DSM（D