配电自动化系统研究

配电自动化系统研究（精选11篇）

配电自动化系统研究 第1篇

1 配电自动化系统

1.1 配电网建设

配电网是国家电力工程建设的重要内容, 是实现用户普及用电, 保证供电工作的顺利进行, 提高电网运行质量, 满足不同层次用户需求的关键环节。因此, 配电网建设事关整个电力网络的稳定运行和用户的用电需求, 受到了国家电力主管部门的高度重视。在我国大力推行智能电网后, 配电网建设的重要性更加明显。我们要想实现对配电自动化系统的科学规划就必须实现对配电网的科学建设, 因为配电自动化系统本身就是通过配电主站、配电终端、配电子站、通信通道等渠道来对配电网进行控制, 其中核心部门是配电主站, 其主要是保证对数据的采集监控;配电子站是为了实现配电自动化系统的进一步优化, 提高电力的输送质量;配电终端主要由变压器和配电开关监控等组成, 是保证电力合理分配和安全运行的基本条件。

1.2 配电网的特点

城市配电网:配电系统短路容量较大、分段较多、供电半径较短, 一旦发生故障, 在电流水平差异较小的前提下, 对电流定值较难, 一般采取保护动作延长时间的办法。农村配电网:配电系统短路容量较小、分支较多、供电半径较长, 一旦线路发生故障, 在电流短路差异明显的前提下, 可以通过对故障多发的线路安装断路器和过流保护来快速排除故障, 这样不会妨碍到主线和其它支线的正常运行, 也可以安装断路器和三段式过流保护来快速排除故障。

1.3 配电自动化设计原则

我国配电自动化设计主要是依据IEC61970标准, 建立统一的数据采集平台, 要保证为各个功能模版以及整个系统提高数据、信息、通信等服务, 同时还要去层级结构明确, 整体管理严格有序, 对配电自动化系统内外数据能够进行有效的计算参数、结果以及运行情况。在此基础上, 利用数据建立仓库, 实现信息资源的共享, 从而做好即插即用、节约资源、方便管理、降低成本, 并且保证数据交互的合理性, 提高供电安全性。

2 配电自动化存在的问题

2.1 区域发展不平衡

配电网建设和地方经济发展水平息息相关, 由于我国经常发展区域化明显, 导致配电网建设情况差异较大, 配电网区域发展不平衡, 总体来看, 城市发展快于农村, 东部建设优于中西部建设。

2.2 自动化水平较低

我国配电自动化建设起步晚, 虽然发展速度快, 但是同发达国家相比还有很大的差距, 自动化水平较低, 安全事故频发, 故障发生率较高, 且维护效率不高, 网络自愈和重构能力不强, 一旦发生故障, 回复供电较慢、时间较长。

2.3 信息化手段落后

我国配电自动化系统在数据和模型方面标准不统一, 数据共享和共同维护机制欠缺, 各系统之间沟通不充分, 信息交流少, 缺乏有效合作。在一些经济落后的地区, 信息化手段尤为落后, 在配电网信息化建设方面投资少, 许多配电网通讯和信息管理设施设备落后, 供电效率得不到保证。

3 不同供电区域的规划建议

3.1 A+区域

A+区域是指负荷密度在30MW/km2以上的地方, 主要集中在我国东部开发城市的市中心以及直辖市等国家重点的开发地区。由于这类区域要求供电可靠性非常高, 所以要采取措施来保证供电质量。首先, 要保证线路全部采用质量较高的电缆线;其次, 要采用双电源和电源备自投来防止故障发生给用户造成停电;最后, 要采用“三遥”配电终端以及通道快速隔离和恢复区域供电。

3.2 A类区域

A类区域是指负荷密度在15至30MW/km2之间的地方。这类区域对供电可靠性要求也相对较高, 也要求全部使用电缆或者绝缘导线, 同时采用“三遥”配电终端和通道。另外, 在故障多发易发处要架空支线并安装断路器以及“二遥”配电终端和GPRS通道。

3.3 B类区域

B类区域是指负荷密度在6至15MW/km2的地方。这类区域在联络开关以及每条线路上都要配置一个“三遥”配电终端, 其余可以采用“二遥”配电终端和GPRS通道。另外, 在故障易发处也要架空支线安装短路器以及“二遥”配电终端和GPRS通道。

3.4 C类区域

C类区域是指负荷密度在1至6MW/km2的地方。这类区域可以全部采用基本的“二遥”配电终端和GPRS通道, 同时也要在故障易发处架空支线安装短路器以及“二遥”配电终端和GPRS通道。

3.5 D类区域

D类区域是指负荷密度在0.1至1MW/km2的地方。这类区域只需在具备保护延时级差配合条件的高故障率架空支线布置断路器, 并配备具有本地保护和重合闸功能的“二遥”配电终端和GPRS通道, 能够实现线路故障的快速排除即可。

3.6 E类区域

E类区域是指负荷密度在0.1MW/km2以下的地方。这类区域可以不规划配电自动化系统。

总之, 配电自动化是实现用电安全的重要保证, 我国当前的配电自动化系统还存在诸多问题, 需要进行维护和改进, 有关供电部门要在配电自动化系统统一规划的基础上采取多重保护措施保证配电自动化系统的正常供电。

摘要：随着我国经济的快速发展和人民生活水平的不断提高, 社会对智能电网建设的要求也越来越高。为了满足人民生产生活发展的需要, 就需要对配电自动化系统进行规划建设, 提高供电服务质量, 提升供电的可靠性。本文先是对我国配电自动化系统进行了分析, 列出了目前我国配电自动化存在的问题, 并提出了不同供电区域的规划建议。

关键词：供电可靠性,配电网,自动化系统

参考文献

[1]钟志军.当前配电自动化系统现状分析及发展趋势展望[J].企业技术开发, 2011 (22) .

配电网馈线自动化系统 第2篇

关键词 分段器;配电网;环网;辐射网

分段器是配电网中用来隔离故障线路区段的自动开关设备，它一般与重合器、断路器或熔断器相配合，串联于重合器与断路器的负荷侧，在无电压或无电流情况下自动分闸。

分段器按识别故障的原理不同，可分为“过流脉冲计数型”(电流-时间型)和“电压-时间型”两大类。

电流-时间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。

电压-时间型重合式分段器是凭借加压或失压的时间长短来控制其动作，失压后分闸，加压后合闸或闭锁。

★ 大交通流量条件下分布式空管系统安全性分析

★ 基于HLA/KD-RTI飞行模拟训练系统的研究

★ 中控系统方案

★ 对工业自动化分布式系统发展历程的探讨

★ 供智能建筑中电气工程及其自动化技术浅析

★ 中建系统商务竞聘稿

★ 基于OOCPN的自动化钢料加工车间调度系统建模

★ 自动化技术在设备管理中的作用

★ 电气自动化控制中的人工智能技术探究

配电自动化系统通信网络研究与应用 第3篇

【摘 要】本文通过对EPON无源光网络组网技术及层次化网络架构进行分析和研究，根据杭州市配电自动化系统的特点及组网要求，提出了配电自动化系统通信网络及数据网络设计方案。

【关键词】配电自动化，通信，网络

【中图分类号】TM727【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）02-0017-02

引言

国网公司的智能电网概念包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度六个环节，配电网是电力供应链的末端，是直接面向社会和广大客户的重要能源载体之一，是坚强智能电网的重要基础和组成部分。配电自动化是实施智能化配电网的重要手段，它不但可以极大地提高配电网调度、生产和运行的管理水平，提高供电企业的经济和社会效益，同时可以让广大电力客户直接感受到智能电网所带来的高质量、人性化的服务。

数据并集中上行数据，使得一个PON接口的光纤传输带宽可以由多个ONU共享。

2.3 杭州配电自动化系统通信网设计

杭州市主城区负荷密集大，各开关站之间需要敷设的光缆路径很短，大部分10kV电力管沟都具备敷设通信光缆的条件，骨干网络可采用光同步传输网（SDH），开关站通信采用以太网无源光网络（EPON）技术，分区分片进行接入。

杭州配电自动化系统通信网采用一体化无源光网络单元设备（ONU），将光分配网络设备ODN内置与ONU。EPON系统组织架构设计为以变电所为汇聚点，根据开关站的地理分布形态，结合10kV电力线出线的电气接线结构，各开关站串接成链状组成“手拉手”结构两点接入变电所，确保接入网的高可靠性。配电自动化系统通信网总体结构如图1所示。

典型的“手拉手”两点保护接入结构如图2所示，OLT1和OLT2分别安装在不同的变电所，ONU安装在开关站，每个ONU通过不同的光路分别连接至位于两个变电站的OLT1和OLT2，单条光路中断或单个OLT设备失效均能实现保护，由ONU选择接入不同的OLT。

当因配电一次网架的原因不满足“手拉手”两点接入不同的变电所时，应在开关站链路的两端组织两条不同的光路，实现“手拉手”单点保护接入同一个变电所，单条光路中断可实现有效保护。

3 配电自动化系统数据网技术方案

配电自动化通信网使用EPON技术构建，采用“手拉手”的系统结构；各OLT通过SDH传输网连接至汇聚交换机，在汇聚交换机实现各终端设备的网络层通信功能，不同变电所内的OLT之间的在数据链路层上有一定的关联性，导致在数据网网络故障的隔离方面存在一定的不足。为解决这一问题，通信网规划时考虑了分区分片接入，并通过数据网层次化网络设计解决片区之间的网络故障隔离问题。

3.1 层次化的网络架构设计

配电自动化系统研究 第4篇

配电网馈线自动化是配电网自动化系统的主要功能, 而故障定位又是配电网馈线自动化的重要部分[1]。随着多地区联网供电的形成, 配电网的规模在不断扩大, 配电网越来越复杂, 以及电子技术和通信技术在电力系统中的应用。对配电网供电可靠性和供电质量提出了更高的要求。特别是当故障发生后, 能够及时精确地对故障点进行定位, 并对非故障区迅速恢复供电, 尽可能地减少因故障导致停电对社会经济生活造成的影响和损失。

2、配电自动化配电故障定位构建方案

基于现有配电自动化系统, 通过具有数据采集和通信功能的开关控制器及断路器和分段器相互配合, 对现场开关进行远程监视和控制 (FTU) 。当线路上发生故障后, 通过现场的故障检测装置检测故障。并将故障信息通过信息传输通道送到控制中心, 控制中心根据网络拓扑数据库中的信息, 及开关在故障发生前后的开关状态, 判断故障区段。并通过对数据的分析比较与配电自动化系统的遥控功能相配合, 实现对故障段的定位, 然后用行波法测距原理实现精确故障点定位。

其中, 各开关动作特性如下:

(1) 各开关一侧带电, 经X时间自动合闸。X整定为n秒 (n=1, 2, 3) 。

(2) 分段开关合闸后有电检出时间为Y。当开关实际带电时间>Y时, 判断合闸于正常区段, 当开关实际带电时间

(3) 联络开关可以手动或自动合闸。若是遥控操作, 可以按整定时间XL自动合闸。

3、线路结构和拓扑数据库的建立

(1) 线路结构

可在变压站的n回配电线路上从变电站出口断路器开始在线路上安装架空配电线路断路器及柱上分段开关。按架空配电线路断路器、柱上分段开关的不同编序号, 以安装架空配电线路断路器、柱上分段开关的次序进行分段编号。在建立的拓扑数据库中应包括按安装区域、序号、分段号及开关状态。

(2) 拓扑数据库

建立一个能对系统实时数据 (主要是从现场采集到的现场数据) 、断路器状态及柱上分段开关状态、负荷、裕量值 (随季节变化) , 以及线路结构开关关联的数据库。该数据库应便于对数据的表达和搜索。该数据库的信息应是各线路正常时通过现场采集的实时信息和故障异常时的线路信息。数据库应对线路进行实时监控, 并每隔一段时间刷新一次[2]

4、故障诊断及定位

(1) 故障判断

当控制中心接收到数据库故障信息时, 根据数据库信息判断故障区域 (故障段分析模型如图1) , 为了讨论方便假设线路为短路故障, 若检测到QF1跳闸, 线路1失电, 若间隔2秒钟断路器QF1合闸成功, 则为瞬时性故障, 反之则为永久性故障。

(2) 故障段检测方法及原理图

经 (1) 判断为永久性故障, 根据原理图2对故障段进行判断 (1) 若L11段出现故障, QF1合闸后, 检测到QS11没有负荷信号反馈, 且QF1跳闸;

(2) 若L12段出现故障, QF1合闸后, 检测到QS11合闸后电压正常时间超过Y时间, 合闸成功, 有负荷信号反馈, 而QS12在Y时间未到电压既再次消失, 合闸不成功, 没有负荷信号反馈, 并且QF1跳闸;

(3) 若L13段出现故障, 则与前两方面不同, QF1合闸后, 检测到QS11, QS12合闸后电压正常时间超过Y时间, 合闸成功, 有负荷信号反馈, QS13在Y时间未到电压既再次消失, 合闸不成功, 没有负荷信号反馈, 并且QF1跳闸;并且在S11侧会检测到有微弱信号反馈, 但在以上故障引起的停电中, 不会进行供电转让, 只有在 (1) (2) 的故障隔离后可由S11合闸进行转供电。

(4) 若L14、L15出现故障, 检测过程与 (1) (2) 段故障类同。

(5) 若L16出现故障, 检测过程与 (3) 段故障类同[3]。

(3) 故障点精确定位

以上方法能方便的判断出出现故障的线路段, 在此基础上行波故障定位法能精确的计算出近距离 (80150km) 故障点, 从而实现了整个线路故障点的精确定位。

基本原理是在线路一侧及在故障段断路器处设置故障检测元件, 检测线路一侧流过的暂态电流, 即可构成利用双端行波的故障测距.该测距法是利用装设于故障段两端及断路器处的测距装置接入来自故障点的暂态行波信号, 使用高通滤波器滤出行波第一个波头脉冲, 容易检测可靠性高[4, 5]。只需要有一个精确的时间参考, 现代科技的发展完全可以提供这项技术。

测距原理是根据故障点产生的行波在测距端至故障点间往返的时间与行波波速的乘积来确定故障距离。当故障发生在线路中点以外时, 到达本终端的前两个波头之间的时间来确定的距离为对端母线到故障点之间的距离[6]。在两端间确定故障位置的公式如下:

式中Smf、Snf分别为故障点距m端和n端的距离。t1m、t1n分别是故障行波首次到达m端和n端的时刻, t2m、t2n分别为第二的波头到达两端的时刻。线路全长为L。

通过系统仿真实验, 对正向单相接地故障、高阻接地故障、近距离故障和电压过零点时刻故障仿真都能很好的反映出突变时刻, 得到准确的故障距离, 误差距离均小于200米[6]。

a) 经高通滤波器滤出的M端波头脉冲

b) 经高通滤波器滤出的N端波头脉冲

a图中a、b对应的数据为t1m=501695ms和t2m=501828ms。 (b) 图中脉冲a和b对应时刻分别为t1n=501561ms和t2n=5016955ms, 利用A型和B型测距原理对在两端进行测距结果如下表所示。

根据A型测距原理测距结果

从上表可以看出, 行波法对于近距离故障行波折返射时刻能够准确反映, 可靠识别, 给出精确的故障距离[6]。

5、小结

本文提出的基于配电自动化系统的故障精确定位系统, 可以有效提取行波信号故障特性, 准确测量行波信号在故障点折射时刻, 实现对故障点的精确定位。该算法简单, 耗时较小, 直接嵌入配电自动化系统, 易于硬件实现。经仿真实验证实, 此方法具有较高的可靠性及快速性。

参考文献

[1]许光泞, 苑鸿骥, 赵文龙.配电网故障定位的一种计算机实现方法南昌航空工业学院学报2001年1月vol.15no.1

[2]王其玉, 勒付魁, 韩立奎, 潘玉英, 王传江.配电网故障自动定位、隔离与恢复系统的实现2004年第7版

配电自动化系统研究 第5篇

【关键词】配电网；馈线自动化；控制技术

通常情况下，自动化馈线系统的技术能够对馈线的状态实行远程的实时监控，当配电网出现故障时，可以对故障的发生时间、状态及发生的位置进行及时地记录。

一、自动化馈线系统分类

馈线自动化的主要内容就是实时监控架空线路和电缆线路并对其产生的故障进行处理，具体而言就是定位出现故障的线路并进行相应的故障检验，进而隔离故障线路并对正常的线路供电进行恢复。按照处理故障的方式，可以将10kV配电网的自动化馈线系统分为馈线自动化和集中智能控制两种。

配电主站不进行参与就能够对故障根据编制好的逻辑进行判断和处理，仅依靠自动开关之间的配合，在且仅在线路出现故障时而发生动作，并且严格依据相关的定值对故障问题进行处理，这就是自动化馈线系统。这是一种较为成熟的控制方式，主要的类型就是合闸速断式、电流型分段以及时间型分段这三种对馈线的控制。集中智能控制的构成就是自动化配电终端、通信网络和配电主站，配电主站是处理采集到的故障信息，并进行相应的保护动作，对发生故障的线路进行定位和隔离，对正常的线路进行供电的恢复；在发生故障后，配电主站会收到相应的信息，也就是自动化配电终端所发出的合闸状态信息，和变电站系统发送的电站开关的实时状态、母线的零序电压、线路零序电流和重合闸动作等相关信息。配电主站根据传来的上述信息在集中智能控制的平台上，对故障进行定位和相应处理。

二、控制基础及方式

集中智能控制系统和自动化开关系统在处理发生故障的线路过程中，都需要对发生故障的点位和线路进行定位，这就需要以故障系统作为运行基础来进行故障的处理。故障定位系统将对故障定位所需的时间在一定程度上进行了缩短，将有利的条件提供给发现和处理故障的工作流程。此系统在配电此线路出现故障后，能够在其指示器上显示出相关的信息，工作人员根据显示的信息并结合人工收集的信息，对发生故障的区域进行确定。在电力线路上进行故障指示器的安装，进而在故障发生时能够及时地发现，同时系统指示灯会爆闪，蜂鸣器被触发报警，以便工作人员能够第一时间掌握发生的故障情况。目前，我国10kV的配电网中通常情况下采用的消弧线圈和中性点不接地的接线方式，并且在线路中出现故障的情况大多数都为接地故障，因此对小电流接地故障进行定位的技术就是在10kV配电网中最经常采用的故障定位技术。通过小电流技术定位故障区域的方式主要是暂态法、注入信号法和稳态零序电流法这三种。操作较为简便的方法就是零序电流法，不特殊要求CPU的处理能力和采样信号的装置，然而，稳态零序电流较容易受到外界的影响和干扰，而发生故障的区域通常都是间歇性接地和弧光接地等较为动荡的故障点，因此稳态电流会受到这些故障点的影响，导致检测的准确性降低。注入信号法相对于稳态零序电流，其可靠性和稳定性更高，但是在其中也存在着一些弊端，譬如需要将专门的信号在变电站中进入装置，使用专用的探头在自动化终端中对注入信号进行采集，在较大的程度上将投资的成本进行了提高。暂态法将前两种方法所具备的优点进行了综合，并且不需要对注入和采集信号的装置进行额外的安装，具有较高的安全性和可靠性，成本较低，但是其安全性和稳定性相较于注入信号法，仍旧存在一定的差距。上述的三种对故障进行定位的方法具有不同的优点和特点，在实际的具体应用中，通常会根据实际的成本投入情况和实际需求对定位方法进行选择。

自动化馈线系统的主要工作内容就是对线路中的故障进行发现并进行相应的处理，与此同时还要对正常线路的供电情况进行恢复。相较于传统那种重合闸方式，自动化的馈线更能够实行宽松的控制原则，使用更加灵活可靠的的处理方式，自动化馈线能够根据相关的参数和配电网的结构分析和处理线路中发生的故障。通常情况下，故障的类型有永久故障、单线路的频发故障和瞬时故障等，对发生故障的地区进行隔离、对故障位置进行定位、对正常线路部分的供电进行恢复或者重新构建网络功能，这些对于配电网供电的可靠性提高，具有重大的现实意义。若配电网中出现了永久性的故障，则需要对相关的开关进行操作，将故障区域与正常区域进行分隔，待消除故障之后，为了保障正常的供电还要对相关的故障信息进行收集。

结语：

随着人们生活质量水平的不断提高，供电用户也对供电的相关性能有了更高的需求，自动化的馈线系统能够将线路自检和维修的能力进行增强，将隔离故障和停电检修的时间进行缩短，将电力的供应尽快恢复。所以，要加强对自动化馈线系统的研究，提升人们的生活水平。

【参考文献】

[1]沈晓波.10kV配电网馈线自动化系统控制技术分析[J].企业技术开发，2015（36）.

[2]韩紫华.10kV配电网馈线自动化系统控制技术分析实践[J].中小企业管理与科技（上旬刊），2014（12）.

[3]薛一鸣.10kV配网馈线自动化系统控制技术分析[J].机电信息，2014（36）.[4]吴彬.10kV配电网馈线自动化系统的控制技术研究[J].电子制作，2014（19）.

电力系统配电自动化研究 第6篇

当前, 随着我国人口的不断增长, 工业化进程的加速, 以及新农村建设的迅速发展, 使得城镇与农村的能源需求量逐年增大。其中电能作为当前工业生产、农业生产、居民生活的重要能源, 其应用范围广, 需求量大, 已经成为国家发展的最重要能源。而电能需求又呈现出时段差异, 在用电高峰时可能会导致电力系统压力过大, 运行不稳的情况。近些年, 随着我国电力工作者的不断努力在科研上有了重大的突破, 并且不断应用到电力系统当中, 使得电力系统实现了配电自动化控制。配电自动化系统 (DAS) 是一种可以使配电企业在远方以实时方式监视、协调和操作配电设备的自动化系统;其内容包括配电网数据采集与监视 (SCADA系统) 、配电地理信息系统 (GIS) 和需求侧管理 (DSM) 几个部分。配电自动化系统可以使配电工作以最优的模式运行, 可以最大限度地满足用电企业与用户的需求, 保证供电系统的正常运转。即可以高效服务与用电户, 还可保证供电企业的利益需求。

2 电力系统配电自动化主要内容

2.1 线路检测控制与故障诊断处理自动化

线路检测控制与故障诊断处理自动化是配电系统配电自动化的内容之一。通过遥控技术以及远程遥感技术实现对智能电网的自动化控制。自动化控制可以实现对电网进行故障监测, 并针对问题进行问题诊断, 还可以进行一般故障的自动修复。如不能进行自动修复, 还可以实现对故障系统的远程隔离, 使其不会影响整个系统的供电。由于电力系统配电自动化有了这样的功能, 就可以节省大量的电力检修工作人员, 并且检修工作的速度与效率较以往人工阶段都有较大提高。使得电力系统可以更有序、更平稳地运行。

2.2 配电系统管理自动化

配电系统的管理一直以来是个复杂、繁琐的工作, 但是有了配电系统自动化, 就可以使控制人员在控制中心进行工作。控制中心是由计算机和计算机网络组成, 利用通信技术、网络技术等实现配电的自动化管理。很多工作都是交由系统进行自动控制, 这样即精准高效, 又不易出错, 对于特殊需求, 还可以由管理人员进行操控, 这样就可以提高配电工作的效率, 提高管理效率。

对于配电系统管理自动化来说又分为安全管理自动化与信息管理自动化。

安全管理自动化是指系统能够及时解决系统运行过程中出现的突发问题, 使电力企业、终端用户尽可能减少损失。安全管理的自动化即可以保证电网的平稳运行, 又可以提高系统的运行效率, 保证系统的安全运行, 尽量避免出现突然断电的情况, 避免出现影响用户用电的情况。信息管理自动化是对整个供电系统中的信息进行集中的、系统的管理。具体包括及时收集、监控、检测系统运行中的相关数据, 并统一汇总到信息处理中心, 由系统进行系统分析, 或由专业的技术人员对数据进行系统分析, 发现配电工作中出现的问题, 并及时提出解决方案进行配电工作的调整。

3 电力系统配电自动化前景分析

3.1 电网自我保护能力逐渐提升

目前, 我国的电网系统虽然能够实现很多自动化功能, 但是在自我保护能力方面仍有待提高。在未来的发展中, 仍有很大空间, 可以逐步提高电网的自我保护能力。未来, 将会在故障的检测、自我修复能力上有进一步提升, 这将是未来电网发展的主要方向之一。

3.2 电能质量逐步提升

电能质量是用电户对电能需求的重要指标, 因此, 未来电力系统配电自动化将在电能质量方面进一步探索新技术, 使电网能够在更稳定灵活的基础上提高电能的质量, 保证电网的可靠性。

3.3 配电系统集成性提升

建立完善的、集成的配电系统一直以来是科研人员不断探索的主要技术, 在未来, 可以通过建立主站式一体配电系统来提高配电系统的集成性, 建立统一的数据库管理系统资源, 形成整个系统的一体化。

4 总结

配电系统自动化在我国电力系统的发展中起着重要的作用, 通过配电系统自动化可以解决供电方与用电方的供需矛盾问题, 促进我国电力系统进入良性发展的重要时期。配电系统的自动化需要对先进科学技术进行很好的利用, 同时, 也能更好地促进我国电力行业的发展。配电系统的自动化能够降低电力系统中工作人员的工作强度, 同时也能提高电力工作人员的安全保障。作为电力系统的工作人员, 还需继续探索配电系统自动化的应用技术, 以使其在实践中发挥更大的作用。

参考文献

[1]彭辉, 孙褆.逐步实现配电自动化探讨[J].湖北电力, 2011 (05) .

[2]卢进, 高纪湘.浅谈我国的配电自动化[J].大众用电, 2012 (09) .

[3]白秀生.关于配电自动化问题的分析[J].现代技能开发, 2023 (05) .

[4]蒋胜安.配电自动化技术[J].大众用电, 2003 (10) .

[5]王焱劼.浅谈农网配电自动化发展方向[J].农机使用与维修, 2013 (06) .

[6]方先存, 刘仁金.农村电网的配电自动化方案研究——皖西农网的现状、配电自动化面临的技术问题[J].皖西学院学报, 2013 (05) .

[7]黄华标.对配电自动化发展趋势及其实现方法的初步探讨[J].广西节能, 2013 (03) .

[8]刘健.韩国配电自动化的启示[J].电力设备, 2013 (01) .

[9]马伟峰.巩义市的配电自动化方案[J].农村电气化, 2014 (04) .

研究配电自动化系统的应用价值 第7篇

随着我国城市化步伐的加快, 我国的电力事业得到快速的发展, 人们对电力配制的要求也逐渐提高。供电的安全性和可靠性成为人们关注的焦点。特别是随着信息时代的到来, 配电的自动化系统得到广泛的应用, 配电的自动化受到企业和政府部门的高度重视。配电的自动化系统指的是利用计算机系统软件、计算机相关技术、自动化技术、电子技术、现代化通讯技术等多种现代化科学技术手段, 针对配电系统中的电子元件或者其他设备进行监控、测量和管理, 目的是保证配电系统的安全有效运行, 提高配电系统的效率, 为人们提供优质的服务产品。配电系统的自动化问题研究由来已久, 很多专家学者对配电的自动化有过深入的研究。但是配电的自动化系统一直以来都受到科学技术水平和设备的限制, 随着硬件设备质量的提高, 配电自动化系统得到改善, 其中最关键的问题是采用什么样的技术才能保证配电系统的运行效益最大化, 如何取得最大的社会效益。与大多数的发达国家相比, 我国的配电自动化系统发展比较落后, 仍然存在一些问题急需要改善。配电自动化系统的应用还应得到广泛的推广应用。因此作者根据多年的理论和实践研究, 就对此问题展开深入的探讨, 希望能够为其他学者的研究和企业的应用提供参考借鉴。

1 配电自动化系统概述

配电自动化分为四个部分, 第一个部分是配线的自动化, 第二是用户的管理自动化, 三是变电站的自动化, 包括了输电的自动化和配电的自动化。四是配电的管理自动化, 包括了用户信息的管理实现自动化和网络设备的自动化。所谓配电自动化系统分为三个组成部分:第一个组成部分是主站系统, 主要是安装在配电的网络管理中心。第二个组成部分是通信系统, 主要负责主站和远程的网络中断之间的信息沟通和交流。通信系统由无线通信和光纤通信等部门组成[1]。

2 配电自动化系统的发展

配电自动化系统的发展经历了一个漫长的历史过程, 最早的是在西方发达国家开始的, 配电自动化系统的发展可以分为三个阶段:第一个阶段是针对配线系统中的具体线路的故障进行处理或者隔离, 并依据配电网络的标准进行适当改造。主要目标是对配电系统进行试点研究。第二个阶段是配电自动化系统的开始投入应用阶段, 把自动化系统广泛应用在现实的生活中, 但是由于受到科学技术的限制, 配电自动化系统之间的连接还不够紧密, 大多数仍是单项的, 没有形成系统的连接。第三个发展阶段是随着科学技术的发展和进步, 配电自动化系统技术提高, 系统朝着综合性方向发展, 并且得到广泛的应用。配电自动化系统的发展经过长期的实践, 现在逐渐成熟, 我国的配电自动化系统也进入了发展的关键时期[2]。

3 配电自动化系统与市场发展之间的关系

3.1 配电系统与电力市场

配电网络用来连接用户和电网系统的中介。电力市场的有效运行和实施, 其中最重要的因素之一就是配电网络。虽然配电网络的现代化发展很早被提了出来, 但是随着现代化的迅速发展, 对配电网络提出了更高的要求。传统的配电系统无法适应现代化的要求, 因此, 配电网络要适当的调整和改善。

3.2 电力市场对我国配电自动化系统的具体要求

由于我国电力行业之间的竞争比较激烈, 因此, 配线网络要是适应电力市场的发展和要求。要实行厂网分开, 进行竞价上网等措施。

4 DMS的具体功能

4.1 配电网SCADA的功能

DMS的SCADA主要功能是面向广大的配电线路以及用户的监控, 或者是数据的采集等方面。由于采集的数据很多而且涉及的面很广, 因此在具体的操作中要进行参数的估算等。配电网的SCADA具有这几个特点:一是数据的收集比较分散。主要收集到的收据有电压、电流、或者是周波、功率等, 控制的内容包括对远程开关装置的控制、对自动补偿等装置的控制等。第二个特点是配电网络的故障信息, 这一部分要求采集的数据是电流和短路的电流。第三个特点是SCADA的隔离故障和恢复自动操作。第四个特点是SCADA能够自动存放信息。另外, SCADA还能进行仿真预演以及对事故进行重演。工作人员可以再幕后进行操作, 负责配电图的闭合打开开关。

4.2 对电力的负荷情况进行监控及管理

由于配电网络是在电网的后面位置, 配电网要和电力的使用户进行直接的打交道, 电力供应质量及可靠性就能够通过这个反应出来。对电力的负荷进行有效的管理和控制, 能够保证配电网在运行过程中, 做好电量的管理工作, 计划好应该用的电量, 处理好电量的供需矛盾。针对电网负荷量的多少进行轻重缓急的处理。同时对于电荷的变化进行管理控制, 直到电荷保持平衡的状态。

4.3 用电的需求管理

电力部门或者电力企业和用户之间会签订有各种供需电量的协议。采用分时电价这种方法来平衡电力的供需关系。目的是保证用户能够得到优质高效的电力供给。并且电力系统可以依照计划中的安排对电力的负荷进行有效的控制。

5 对配电自动化系统应用的展望

配电自动化系统是改善我国的电力使用效率, 满足广大的用户的用电需求的有效途径。因此在具体的操作中要遵守可行性和实用性等原则。充分发挥配电自动化系统的功能, 实现资源和信息的共享。目前根据我国电力系统的发展, 我国配电自动化系统的未来发展方向是集成化的发展模式, 适应了社会发展到要求, 有利于电力系统的稳定。另外在进行集成化发展的同时还要重视发展小型自动化系统, 更好的为广大用户提供优质高效服务。

6 结论

随着我国现代化、信息化的不断发展和进步, 配电自动化系统也应该得到改进和完善, 加快配电自动化系统的科学技术水平, 加大相关设备的配制和投入, 并且安排专业的技术人员做好配电自动化过程的操作。配电自动化系统的发展, 要充分发挥各个机组的功能, 提高机组整体使用效率。降低消耗, 提升运行水平。促进我国电力事业的长远发展。

参考文献

[1]方彦.配电自动化系统关键问题分析[J].铁路计算机应用, 2010 (1) :43-45.

[2]杨家全, 苏适.配电自动化系统研究[J].云南电力技术, 2011 (6) :60-62.

配电自动化系统标准体系研究与建立 第8篇

配电网作为坚强智能电网的重要组成部分, 直接关系着整个电力系统对用户的供电可靠性和服务质量, 重要性日益凸显。配电自动化对于提高配电网生产运行管理水平、提升供电可靠性、提高用户服务水平, 具有十分重要的作用[1,2]。

实践证明[1,3,4], 配电自动化不仅在配电网故障情况时进行快速诊断、自动隔离, 以减少故障停电范围, 恢复非故障段供电, 提高供电可靠性;而且在配电网正常运行时, 通过监视配电网的运行工况, 优化配电网的运行方式, 合理控制用电负荷, 改善供电质量, 从而提高设备利用率, 实现电网经济运行。此外, 通过配电自动化系统与相关应用系统之间的信息交互, 可加强配电网故障抢修、检修的信息互动与业务集成, 为配电网生产抢修指挥提供技术支撑, 提高配电网精益化管理水平。

在国家电网公司推进智能电网建设中, 标准制定是重中之重, 标准先行对建设好智能电网的意义不言而喻[5,6,7,8,9]。配电自动化作为智能电网战略中的重要一环, 同样需要建立技术、管理方面的标准、规范以及试验、认证、评估等综合体系。本文在配电自动化试点建设应用基础上, 追溯了现有标准的建设发展历程, 并对配电自动化标准体系建设进行了梳理。

配电自动化系统架构

配电自动化以一次网架和设备为基础, 综合利用计算机、信息及通信等技术, 并通过与相关应用系统的信息集成, 实现对配电网的监测、控制和快速故障隔离[10]。

配电自动化系统是为实现配电网运行监视和控制的自动化系统, 具备配电SCADA (Supervisory Control and Data acquisition) 、故障处理、分析应用及与相关应用系统互连等功能。主要由主站、子站 (可选) 、配电终端和通信网络组成, 通过信息交换总线实现与其他相关应用系统互连, 实现数据共享和功能扩展, 配电自动化系统构成如图1所示。

配电自动化标准体系发展历程

初次试点阶段

在2000年前后, 曾掀起一轮配电自动化试点建设热潮, 但许多当时建设的系统并没能发挥作用, 除了早期配电网网架不够完善、技术不够成熟以外, 未能建立配电自动化规划、设计、建设、运行、维护、监管等相关标准和规范体系, 是另外一个重要原因。

在国家电网公司提出建设坚强智能电网战略之前, 有关配电自动化的标准只有DL/T 721-2000《配电自动化系统远方终端》、DL/T 814-2002《配电自动化系统功能规范》等, 仅有的几项行业标准并不能满足当时配电自动化建设与发展的要求。

智能电网建设阶段

国家电网公司于2009年提出建设坚强智能电网, 同时建立智能电网技术标准体系[7], 用以协调和指导智能电网相关技术领域发展, 其中配电自动化作为智能配电重点关注的3个关键技术领域之一, 统一纳入标准体系建设之中。

第一批试点阶段

2009年国家电网公司确定北京、厦门、杭州、银川作为第一批配电自动化试点工程建设单位;为确保试点项目顺利实施, 同年下半年开始, 国家电网公司在开展配电自动化现状分析及技术发展研究基础上, 按照标准先行的原则, 全面启动了配电自动化相关技术标准的编制工作。

在第一批试点项目建设期间, 先后组织编制完成了《配电自动化技术导则》、《配电自动化建设与改造技术原则》、《配电自动化主站系统功能规范》、《配电自动化终端/子站功能规范》、《配电自动化系统验收技术规范》5项技术标准和规定, 明确了配电自动化建设的技术框架、功能配置以及与系统信息交互的主要技术原则, 确定了配电自动化建设的总体技术路线, 规范了主站系统的基本功能和扩展功能, 统一了配电终端/子站的功能配置和主要性能指标, 明确了配电自动化系统工厂验收和现场测试的方法和技术指标等, 为配电自动化工作的全面开展明确了技术方向, 提供了技术保障[11]。

第二批试点阶段

2011年, 在第一批4个配电自动化试点建设工程完成的基础上, 国家电网公司安排部署了天津、青岛、上海等19个重点城市作为第二批配电自动化试点, 全面开展第二批配电自动化试点建设工作。

在第二批试点项目建设期间, 在已有标准体系基础上, 进一步编制完成了《配电自动化验收细则》 (第二版) 、《配电自动化实用化验收细则》、《配电自动化建设与改造标准化设计规定》、《配电自动化运行维护管理规范》、《配电自动化终端设备检测规程》5项技术标准和规定, 对配电自动化终端设备的检测, 系统运行维护和工程验收管理等方面进行了详细规定, 形成了覆盖配电自动化指导原则、系统设计、建设、验收、运维等各环节的技术标准, 配电自动化技术标准体系已初步建立[12] (见表1) 。

全面建设配电自动化标准体系

国家电网公司在第一批、第二批配电自动化试点工程建设基础上, 逐步进入规模化建设阶段。为进一步提高配电自动化技术水平和实际应用效果, 推进配电自动化建设与配电网协调发展, 于2013年成立配电自动化建设应用提升专项工作组, 工作组的首要任务即是完善配电自动化技术标准体系。

配电自动化技术标准体系框架

国家电网公司的智能电网技术标准体系中, 明确配电自动化技术领域将建立包括技术导则、建设系列标准、系统系列功能规范、设备系列标准以及运行控制系列标准共五大系列。结合第一批、第二批试点工程的建设应用经验, 进一步对配电自动化系列标准体系进行细化完善, 从而形成涵盖系统设计、信息交互、主站终端以及运维检修4个技术方面的标准体系框架, 见图2。

系统设计方面

通过修订《配电自动化技术导则》, 进一步明确配电自动化系统与配电管理系统之间的关系, 明确配电自动化系统架构与功能配置原则, 从而充分体现全面性、适用性、差异性和前瞻性原则。通过制定《配电自动化规划设计技术指导原则》与《配电自动化规划内容深度规定》两项标准, 强化配电自动化顶层设计, 实现配电自动化建设与配电网的协调统一发展。

结合配电网规划要求, 依照A+~E类不同供电区域, 通过修订《配电自动化建设与改造标准化设计技术规定》, 进一步明确不同区域配电自动化建设与改造的差异化原则。结合配电网工程典型设计, 通过制定《配电自动化典型设计》, 将有效规范馈线终端、站所终端和配电子站的应用选型、一次设备配套设计、电源配套设计、通信配套设计、配电自动化终端结构及安装方式以及通用造价等内容, 进一步促进配电自动化设备的规范化和标准化。

通过制定《配电自动化建设效果评价指导原则》, 进一步对配电自动化建设成效的定性与定量分析原则与方法进行规范, 从而实现对配电自动化建设效果的后评估。

信息交互方面

与上一轮配电自动化研究相比, 当前配电自动化的最大技术进步之一在于建立了符合IEC 61968标准的信息交互总线, 实现与其他信息系统进行统一标准的信息交互。基于IEC 61968等国际标准, 并结合我国配电网信息化管理现状, 将制定针对信息交互总线的一系列标准。

通过制定《配电自动化信息交互技术标准》, 包括总则、GIS图形分册、PMS数据分册、营销数据分册、EMS/OMS数据分册等, 实现对涵盖配电自动化相关的信息模型、业务和消息规范、信息交互功能和一致性测试技术等各环节的信息技术标准进行统一规范。

通过制定《配电信息交互总线功能规范》, 制定配电信息交换总线的服务接口、消息封装、即插即用、业务编排与分析、可视化及安全传输等方面的功能规范, 实现对配电网信息交换与互操作等功能进行必须的规范与要求, 建立智能配电网电力流、信息流和业务流融合的基础。

通过制定《配电自动化信息一致性测试技术规范》, 建立针对包括电网模型拓扑完整性、电网图形格式、电网数据语法语义等配电自动化交互信息的一致性测试标准和技术, 有效促进改善配电自动化信息交互的数据质量和交互质量。

主站终端方面

配电自动化系统主要由配电主站与配电终端构成, 两个层面的功能与技术规范将直接影响配电自动化系统的应用。

通过修订《配电自动化主站系统功能规范》以及制定《配电自动化主站检测及功能测试规范》, 进一步对配电自动化系统主站功能及硬件配置进行规范, 明确配电自动化系统主站基本功能和扩展功能组成结构与配置, 同时明确系统主站的检测条件、检测项目与检测方法, 为进一步提升配电自动化主站的规范性、稳定性与实用性提供依据。

通过修订《配电自动化终端/子站功能规范》以及制定《配电自动化终端技术规范》、《配电自动化终端测试与检验技术规范》、《配电自动化终端定值整定规程》和《配电自动化无线通信模块 (无线公网册) 技术规范》, 将细化完善配电自动化终端的分类、功能规范、技术要求与性能要求、检测种类、检测条件、检测方法、检测项目及检测规则, 明确面向配电网故障的配电终端保护定值整定规程, 并特别针对面向配电终端应用的无线通信模块提出了工业级技术性能参数要求, 从而更好地保障配电终端的稳定性、可靠性与易维护性。

通过制定《配电自动化终端应用IEC 61850技术规范》, 创新性的将IEC 61850规范应用于配电网领域, 通过构建配电终端信息模型、功能配置、接口规范、通信服务、以及一致性测试评价流程方法等, 有效推进配电终端的即插即用与互操作性。

运维检修方面

配电自动化作为提升配网精益化管理水平的一种技术手段, 离不开系统的常态化运行、维护。

通过制定《配电自动化建设与运行管理规定》、《配电自动化主站设备运行管理规程》、《配电自动化主站运行操作规程》、《配电自动化终端及通信设备运行管理规程》、《配电自动化终端及通信运行操作规程》、《配电自动化运行评估管理规定》6项管理规定 (规程) , 将对配电自动化系统, 尤其是主站、终端及通信设备的建设、运行、操作、维护等环节过程中, 各相关业务部门的职责划分、运行职责、维护要求、缺陷管理、消缺检修管理、软件管理、检验管理、巡视和数据维护、以及关键核心运行指标等进行明确规定与规程规范, 更加具体地指导配电自动化的实际运行维护工作, 保障系统的实用化水平。

结语

对农电系统配电自动化技术的研究 第9篇

1 配电网自动化的意义

配电网是直接面向用户端提供电能的主要系统, 随着我国经济的快速发展, 人民生活水平的普遍提高, 对电力的需求量越来越大, 为了提升电网供电质量, 给广大用户提供更加安全、可靠的电能, 需要对配电网设施进行自动化和智能化升级。通过计算机系统和现代化的通讯设施实现对配电网的在线监控和控制, 从而提升电能供应的质量。农电系统配电自动化模式主要是对配电网系统进行远程监视、实时控制的一套集成化系统。下面就对农电系统配电自动化建设的意义进行深入分析:

1.1 提高供电可靠性

配电自动化升级有助于提升供电的可靠性。首先自动化系统可以有效隔离电网中的故障部分, 最大限度的减小故障停电范围。其次, 自动化系统还可以通过实时监控, 及时发现安全隐患, 提高故障检修效率。

1.2 提升供电经济性

农电系统配电自动化可以有效降低电能损耗, 提高配电网电压等级, 同时通过配电网自动化模式, 可以实现电容器投切管理的智能化, 改善电网运行方式, 从而提升配电系统供电的经济性。

1.3 提高供电能力

农电系统配电自动化模式可以提高供电能力, 其自动管理模块可以有效识别电网负荷的变化趋势, 将电网中过负荷或者是重负荷的部分向轻负荷部位转移, 从而提升馈线负荷率, 增加配电网供电能力。

1.4 改善电能质量

农电系统配电自动化有效的实现了远方有载调压和几种补偿电容器的正确投切、配电变压器低压侧无功补偿以及提高电压质量为目的的配电网络重构, 提升电能质量。

2 农电系统配电自动化模式结构设计

典型的农电系统配电自动化模式主要分为主站、子站以及终端三层结构, 主站层, 主站层是配电网自动化控制的核心, 主要负责收集配电终端实时运行的数据信息, 分析配电网运行状态, 实现对配电网系统的在线监控和实时控制, 确保电网系统的安全和稳定;子站层, 子站层位于变电所内部, 主要进行配电系统的数据交换, 收集和整理配电终端的信息, 然后上传给主站系统, 并负责转发主站系统的各种命令, 实现对管辖区域内配电网数据信息的采集和整理;配电终端层, 配电终端主要安装在户外环网柜、配电房、开闭所以及配电变压器上, 主要负责对环网柜、配电房、Sub-section post及配电变压器等设备运行状态信息的采集和控制, 同时可以实现对故障隔离和非故障区域的网络重构。农电系统配电自动化模式结构如图1所示。

农村电网通常位于偏远地区, 技术能力相对薄弱, 对于配电网自动化控制的推广实施有一定的困难, 因此需要借助现代化的通信设施实现远程自动化控制和用电调度。现阶段, 我国农电系统配电自动化模式主要通过计算机系统和现代化通信系统实现对配电网的远程监控。在电网中如果出现故障, 配电自动化系统的主站和子站可以根据配电终端上传的数据信息对故障发生的部位进行准确定位, 从而有助于故障的及时排查和抢修。配电终端的数据信息和采集是整个配电自动化系统的基础数据来源和控制通道, 包括前端数据采集服务器、串行通信设备和时间同步装置, 伴随着我国电子技术以及计算机技术的快速发展, 远程通讯终端的可靠性和性能显著提升, 造价成本也越来越低, 有助于农电系统配电自动化升级和改造的大范围推广和应用。

3 结论

综上所述, 农电系统配电自动化模式的升级和改造是我国电网智能化升级的核心环节。西方发达国家在配电网自动化方面已经取得了突破性的进展, 我国目前还处于发展起步阶段, 尤其是对农村电网的改造和升级, 更加需要自动化系统来提升用户用电的质量和稳定性。通过研究表明, 配电自动化模式可以有效提高配电网运行的可靠性和效率, 充分利用现有的设备提高电能的供应质量, 降低电网人工检修的劳动强度和危险系数, 从而给电力公司带来巨大的经济效益。

摘要：配电网是电力电网系统和用户端直接联系的主要部分, 对配电网进行自动化和智能化的升级, 有助于提升用户端电能的稳定性和安全性, 同时也是实现配电网高效、经济运行的必要手段。伴随着农村电网的自动化升级, 供电质量以及供电能力都有了显著提升, 鉴于此, 本文对农电系统配电网自动化模式进行深入研究。

关键词：配电网自动化,智能电网,分层结构

参考文献

[1]周滢露, 余华兴.农村配电网智能化改造的可行性分析[J].电工技术, 2011 (04) .

[2]刘军辉.对农村配电网建设与改造问题的探讨[J].农村电工, 2008 (11) .

[3]张立.衡水农村配电网滚动规划项目综合评价研究[D].华北电力大学, 2014.

[4]吕冬.GPRS用电管理系统在区域供电局的应用[J].陕西电力, 2006 (02) .

配电自动化管理系统分析 第10篇

【关键词】变电站；自动化系统；管理；控制技术

随着经济的发展，观念的变化，电力公司正经历着一场深刻的变革。电力系统自动化是提高供电安全、稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务的一项措施。配电自动化系统的控制与操作是可靠的，它的成熟和进步还需在实际运行中不断得到完善。

1.变电站自动化系统的基本结构及特点

1.1集中式系统结构

集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I/O接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。此类结构对监控主机的性能要求较高，且系统处理能力有限，开发手段少，系统在开放性、扩展性和可维护性等方面较差，抗干扰能力不强，该结构在早期自动化系统中应用较多。

1.2分布式系统结构

按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。其结构的最大特点是采用主、从CPU协同工作方式，各功能模块如智能电子设备（IntelligentElectronicDevice，IED）之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。

1.3分散（层）分布式结构

分散（层）分布式结构采用“面向对象”设计。所谓面向对象，就是面向电气一次回路设备或电气间隔设备，间隔层中数据、采伪、控制单元（I/O单元）和保护单元就地分散安装在开关柜上或其他一次设备附近，相互间通过通信网络相连与监控主机通信。目前，此种系统结构在自动化系统中较为流行，主要原因是：①现在的IED设备大多是按面向对象设计的，如专门的线路保护单元、主变保护单元、小电流接地选线单元等，虽然有将所有保护功能综合为一体的趋势，但具体在保护安装接线中仍是面向对象的：②利用了现场总线的技术优势，省去了大量二次接线，控制设备之间仅通过双绞线或光纤连接，设计规范，设备布置整齐，调整扩建也很简单，成本低，运行维护方便：③系统装置及网络冗余性强，不依赖于通信网和主机，主机或1台IED设备损坏并不影响其它设备的正常工作，运行可靠性有保证。系统结构的特点是功能分散，管理集中。

2.配电自动化及管理系统

2.1配电自动化及管理系统的等级划分及结构

根据配电网规模、地理分布及电网结构，分为特大型、大中型和中小型系统。主要由主站系统、子站系统、远方终端、通信系统组成。

2.2配电自动化及管理系统的主要功能

（1）配电自动化及管理系统的主站配电自动化及管理系统主站是整个配电自动化及管理系统的监控、管理中心。其主要功能有实时功能和管理功能：实时功能：数据采集、数据传输、数据处理、控制功能、事件报告、人机联系、系统维护、故障处理等。

管理功能：指标管理、地理信息系统（GIS）、运行管理、设备管理（FM）、辅助设计（AM）、辅助工程管理、应用软件等。

（2）配电自动化及管理系统的中心站在配电自动化及管理系统中可设中心站，是下属主站经加工处理后的信息汇集、管理中心。主要负责全局重要信恳的监视与管理。

（3）配电自动化及管理系统子站（或称配电自动化系统压监控单元）。

配电自动化及管理系统子站是为分布主站功能、优化信息传输、清晰系统结构层次、方便通信系统组网而设置的中间层，实现所辖范围内的信息汇集、处理以及故障处理、通信监视等功能。具体功能有：数据采集、控制功能、数据传输、维护功能、故障处理、避信监视等。

（4）配电自动化及管理系统远方终端配电自动化及管理系统远方终端是用于中低压电网的各种远方监测、控制单元的总称，它包括配电柱上开关监控终端FTU（FeederTerminalUnit）、配电变压器监测终端TTU（TransformerTerminalUnit）、开闭所、公用及用户配电所的监控终端DTU（Distribu—tionTerminalUnit）等。具体功能有：数据采集、控制功能、数据传输、维护功能、当地功能等。

3.配电自动化系统建设

（1）规划和建设好配电网架规划和建设好配电网架，是实现配电自动化及管理系统的基本条件。常用的配网接线有树状、放射状、网状、环网状等形式，其中环网接线是配网最常用的一种形式。将配电网环网化，并将l0kV馈线进行适当合理的分段：保证在事故情况下，1l0kV变电容量、l0kV主干线和10kV馈线有足够的转移负荷的能力。

（2）加强领导，统筹安排，分步实施配电自动化及管理系统的开发和应用，是从传统的管理方式向现代化管理方式的飞跃，其涵盖的内容十分广泛，涉及部门诸多，为此，必须加强领导，统一规划，因地制宜，分步实施，以实现最佳的投入产出比。

（3）解决好实时系统与管理系统的一体化问题由于配电自动化（DA）涉及的一次设备成本较大，目前一般仅限于重要区域的配网使用，而AM/FM/GIS则可在全部配网使用。若使用一体化可通过AM/FM/GIS系统在一定程度上弥补DA在这方面的不足，故配电自动化及管理系统的实时SCADA和AM/FM/GIS的一体化颇为重要。所谓一体化，就是指GIS作为计算机数据处理系统平台的一个组成部分，整个系统的实时性和数据（包括图形数据）的一致性得以保证，使得SCADA和AM/FM/GIS通过一个图形用户界面（GUI）集成在一起，从而提高系统的效率和效益。

（4）配置合理的通信通道通信系统信道的选用，应根据通信规划、现有通信条件和配电自动化及管理系统的需求，按分层配置、资源共享的原则予以确定。信道种类有光纤、微波、无线、载波、有线。主干线推荐使用高中速信道，试点项目建议使用光纤。

（5）选择可靠的一次设备对一次开关设备除满足相应标准外，还应满足配电自动化及管理系统的要求。

4.自动化控制技术分祈

分层分布式自动化系统从软硬件上分层分级考虑了变电站的控制与防误操作，提高了变电站的可控性及控制与操作的可靠性。综合自动化站可采用远方、当地、就地3级控制，而常规站只能通过控制屏KK把手控制；常规站电气联锁设计联系复杂，在实际使用中，设备提供的接点有限且各电压等级间的联系很不方便，使得闭锁回路的设计出现多余闭锁及闭锁不到的情况。综合自动化站可方便地实现多级操作闭锁，可靠性高。

常规站，人是整个监控系统的核心，人的感官对信息的接受不可避免地存在误差，其结果就会导致错误的判断和处理。人接受信息的速度有一定限制，对于变化快的信息，有时来不及反应，可能导致不正确的处理。而且个人的文化水平、工作经验、责任心等因素都会影响信息的处理，可以说常规站人处理信息的准确性和可靠性是不高的。

5.结束语

配电自动化系统研究 第11篇

关键词：配电自动化,实用化,管理

配电自动化系统实用化管理存在的问题主要包括缺乏对配电自动化的全面认识、没有明确的系统应用对象、系统建设的先期规划不合理、系统的管理机制不完善、系统没有足够的运行和维护保障等方面, 鉴于系统涉及面广、技术难度高的特点, 因此, 如何提高系统实用化管理水平成为目前我国较长一段时期内配电自动化系统管理的重中之重。本文将对目前我国配电自动化系统实用化管理存在的突出问题入手, 提出建设性的建议, 为完善我国配电自动化系统实用化管理提供指参考。

一、配电自动化系统的界定、及其实用化管理存在问题

配电自动化于上世纪90年代在我国兴起, 在部分地区供电系统以开发区、小区和部分配电网的形式展开配电自动化工作试点[1], 发展至今我国能够大规模使用配电自动化的地区并不普遍。目前由于我国配电自动化系统实用化管理水平不高, 在实用化管理上出现了一系列问题。

1. 配电自动化系统的概念

配电自动化系统指的是一种能够使配电企业实现远程实时监视、协调和操作配电设备的自动化系统;其主要分为需求侧管理、配电网数据采集与监视和配电地理信息系统三个部分。配电自动化系统作用在于降低生产中的能源成本, 即优化配置各类能源、充分利用, 实现节约成本的目的。同时可增强电力系统的稳定性、强化供电的连续性, 减少故障并运用专业的诊断设施分析出现故障的原因, 有目的的进行系统维修, 缩短故障停电时间, 完善配电自动化系统的管理工作。

2. 配电自动化系统实用化管理存在的问题

(1) 缺乏对配电自动化的全面认识

由于配电自动化系统覆盖供电企业的多个部门, 结构较为复杂, 所以, 各部门间对于配电自动化的概念及其具体作用很模糊。此外, 对于配电自动化功能的认识不够全面, 局限性的认为配电自动化功能应用能够一次性全面实现, 而没有在日常功能应用的基础上泛化和深化对其的认识。

(2) 没有明确的系统应用对象

没有明确的系统应用对象, 对配电自动化定位不准确, 导致建设的系统不能投入到实际应用中, 即配电自动化系统实用化程度相当低。加上配电网普及范围不是很广, 致使配电自动化系统没有一个明确应用的方向。

(3) 系统建设的先期规划不合理

系统建设没有统一周密的规划, 建设目标不明确, 功能定位不合理, 表现为以下两点:首先过份追求过高的技术指标, 力求面面俱到, 使建设工程过于庞大;其次不能从当地实际情况出发, 建立的系统与所在地区实际情况脱节, 系统功能不能适应管理模式, 致使系统作用无法充分发挥。

(4) 系统的管理机制不完善

一方面配电自动化系统没有整体的规划设计和建设、验收的标准, 没有系统的建设机制, 因此很难实现有计划的指导系统建设工作[2]。另一方面工程管理没有条理性, 导致施工水平不一, 给后期维护带来不必要的麻烦;此外系统建设缺乏延续性, 不能充分发挥规模效益, 出现后劲不足的现象。

(5) 系统没有足够的运行和维护保障

首先缺乏对组织结构的及时调整, 管理混乱, 机构不完善, 没有有力的制度保障;其次系统的技术工作人员专业化程度低, 系统运行缺乏专业技术保障;此外, 系统运行所需资金短缺, 将配电自动化系统的建设当作试点工程, 缺乏建设完毕后的系统维护工作。

二、关于提高配电自动化系统实用化管理水平的对策和建议

1. 各供电企业要高度重视

由于配电自动化系统涉及供电企业的部门较多, 功能繁多, 单一的部门无法承担系统组织工作, 再加上部门间的工作没有明显的前后顺序和界线, 很多工作需要统筹安排, 况且各部门领导不同, 工作安排与汇报都不统一, 使得系统实用化管理水平大幅下降[3]。所以配电自动化系统实用化管理的工作需要区域内各供电企业的和高度重视、领导的大力支持, 进行统筹管理, 协调一致进行工作, 否则的话, 系统管理混乱, 无法推进系统建设与发展。

2. 合理规划系统建设方案

合理规划建设方案是提高配电自动化系统实用化管理水平的前提条件。配电网作为系统的关键部分, 更要重点规划。通常配电网接线包括放射状、树状、换网状等类型, 其中换网状接线应用较广泛。配电网架建设时, 要先使配电网环网化, 之后对10k V的馈线分段处理, 确保事故发生时, 变电容量、馈线和主干线有足够的能力转移负荷。

3. 建立和完善配电自动化相关制度

配电自动化的系统不能只停留在试点工程、面子工作上, 要真正的投入到系统生产中, 这就需要对原有的陈旧的管理制度进行修改, 建立和完善配电自动化相关制度来保证系统顺利投入生产。

该制度的建立必须做到责任到具体的部门、具体的人, 达到规范工作秩序、规定岗位职责、安全生产的目的, 只有这样才能够进一步提高系统运行效率, 出现故障时迅速定位责任人、故障点, 避免日常管理和系统维护的盲目性, 杜绝“设备无人看、系统无人用”的现象。

4. 积极配置通信通道

要想进一步提高配电自动化系统实用化管理水平, 就要积极在当前通信条件下, 结合系统需求, 遵循分层配置和资源共享的原则配置通信通道。一般信道分载波、无线、光纤和微波几类。主干线上要选用高中速信道, 试点的项目应用光纤就可以。

5. 提高员工业务水平, 确保系统运行与维护的技术保障

由于配电自动化系统涉及专业多, 综合性较强, 技术难度高, 而一般的员工的专业水平偏低, 没有接受过专门培训, 所以要提高员工的业务水平, 加强员工的专业素质。配电自动化技术的普及一方面要在业务知识上培训员工, 另一方面要转变员工作观念, 重视系统的使用与维护。

三、结语

由上可见, 当前我国的配电自动化系统实用化管理问题依然比较严峻, 需要从各角度进行规范, 提高系统的利用率, 加强员工的业务素质, 完善管理制度, 最大限度地发挥系统作用, 切实有效地提高配电自动化系统实用化管理水平。

参考文献

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