配电自动化配合（精选10篇）
配电自动化配合 第1篇
配电自动化是智能电网的重要组成部分,对于提高供电可靠性、扩大供电能力和实现电网的高效经济运行具有重要意义[1]。配电网故障处理是配电自动化的核心内容,其理论方法已经有大量文献报道[2,3,4,5,6],但是在工程实施中仍需要解决许多实际问题。
一些供电企业选择采用断路器作为馈线开关,期望在故障发生时,故障点上游离故障区域最近的断路器能够立即跳闸遮断故障电流,从而尽量避免整条线路受到故障的影响[7]。但是在实际当中,故障发生后往往由于各级开关保护配合问题造成发生越级跳闸和多级跳闸等现象[8],而且往往对于永久性故障和瞬时性故障判别也带来困难。为了避免上述现象,一些供电企业干脆采用负荷开关作为馈线开关[9],虽然解决了多级跳闸问题并为永久性故障和瞬时性故障判别提供了方便。但是无论馈线任何位置发生故障都引起全线短暂停电,因此存在用户停电频率高的问题。随着馈线主干线电缆化和绝缘化比例的提高,主干线发生故障的机会显著减少,故障大多发生在用户支线。因此,一些供电企业在用户支线入口处配置了具有过电流储能跳闸和单相接地跳闸功能的“看门狗”开关[10],目的在于实现用户侧故障的自动隔离,防止用户侧事故波及到电力公司的配电线路,并确立事故责任分界点。
中压配电网各个开关之间保护与配电自动化系统的协调配合是解决上述实际问题的核心。本文即探讨配电网多级保护配合的可行性、配合方法以及与集中式故障处理的协调等关键技术问题,为配电自动化系统规划、设计和建设提供参考。
1 配电网多级保护配合的可行性
1.1 基本原理
对于供电半径较长、分段数较少的开环运行农村配电线路,在线路发生故障时,故障位置上游各个分段开关处的短路电流水平差异比较明显时,可以采取电流定值与延时级差配合的方式(如3段式过流保护)实现多级保护配合,有选择性地快速切除故障。
对于供电半径较短的开环运行城市配电线路或分段数较多的开环运行农村配电线路,在线路发生故障时,故障位置上游各个分段开关处的短路电流水平往往差异比较小,无法针对不同的开关设置不同的电流定值,此时仅能依靠保护动作延时时间级差配合实现故障有选择性的切除。
1.2 多级级差配合的可行性
多级级差保护配合是指:仅通过对变电站10k V出线开关和10 k V馈线开关设置不同的保护动作延时时间来实现保护配合。
为了减少短路电流对系统造成的冲击,变电站变压器低压侧开关(也即10 k V母线进线开关)的过流保护动作时间最小仅设置为0.5 s[11],为了不影响上级保护的整定值,需要在此0.5 s内安排多级级差保护的延时配合。
目前,馈线断路器(弹簧储能操动机构)开关的机械动作时间一般为30~40 ms,熄弧时间10 ms左右,保护的固有响应时间30 ms左右,因此,馈线开关可以设置0 s保护动作延时,在100 ms内快速切断故障电流[12]。若在馈线分支开关或用户开关配置过流脱扣断路器或熔断器,考虑到励磁涌流较主干线开关小的多,适当加大脱扣动作电流阈值就可躲过励磁涌流而不必采取延时措施,因此过流脱扣分支断路器或熔断器具有更快的故障切除时间,但是分支线或用户侧熔断器需要人工恢复,不利于瞬时性故障处理,因此在实施配电自动化的馈线上不推荐采用。考虑一定的时间裕度,变电站10 k V出线开关可以设置200~250 ms的保护动作延时时间,与变电站变压器低压侧开关仍留有250~300 ms的级差,能够确保选择性,从而实现两级级差保护配合。
下面分析三级级差保护配合的可行性。
科学技术的飞速发展带动了开关技术的迅速进步,永磁操动机构和无触点驱动技术使得保护的动作时间显著缩短。永磁操动机构通过工作参数的设计和配合,其分闸时间可以做到10 ms左右。无触点电子式分合闸驱动电路分合闸延时时间可以小于1 ms。快速保护算法可以在10 ms左右完成故障判断。结合上述先进技术的快速保护断路器可以在30 ms内将故障电流切除[13]。若馈线开关设置0 s保护动作延时,则在30 ms内可以快速切断故障电流。考虑一定的时间裕度,上一级馈线开关可以设置100~150 ms的保护动作延时时间,变电站10 k V出线开关可以设置250~300 ms的保护动作延时时间,与变电站变压器低压侧开关仍留有200~250 m s的级差能够确保选择性,从而实现三级级差保护配合。
考虑到对于变压器、断路器、负荷开关、隔离开关、线路以及电流互感器在设计选型时是根据后备保护(即变电站变压器低压侧开关的过流保护)的动作时间来进行热稳定校验的[14],而所建议的多级级差保护配合方案并没有改变后备保护的定值,因此不会对这些设备的热稳定造成影响。
综上所述,采用弹簧储能操动机构至少可以实现两级级差保护配合而不影响上级保护配合,采用永磁操动机构和无触点驱动技术至少可以实现三级级差保护配合而不影响上级保护配合。在系统的抗短路电流承受能力较强的情况下,也可以适当延长变电站变压器低压侧开关的过流保护动作延时时间,并实现更多级保护配合。
2 多级级差保护与集中式故障处理的协调配合
2.1 两级级差保护的配置原则
两级级差保护配合下,线路上开关类型组合选取及保护配置的原则为:
(1)主干馈线开关全部采用负荷开关。
(2)用户开关或分支开关采用断路器。
(3)变电站出线开关采用断路器。
(4)用户断路器开关或分支断路器开关保护动作延时时间设定为0 s;变电站出线断路器保护动作延时时间设定为200~250 ms。
采用上述两级级差保护配置后,具有下列优点:
(1)分支或用户故障发生后,相应分支或用户断路器首先跳闸,而变电站出线开关不跳闸,因此不会造成全线停电,有效解决了全负荷开关馈线故障后导致停电用户数多的问题。
(2)不会发生开关多级跳闸或越级跳闸的现象,因此故障处理过程简单,操作的开关数少,瞬时性故障恢复时间短,有效克服了全断路器开关馈线的不足。
(3)主干线采用负荷开关相比全断路器方式降低了造价。
2.2 两级级差保护下的集中式故障处理策略
在主干线路上发生故障后,根据主干线线路类型的不同,集中式故障处理的策略建议如下:
1)若主干线为全架空馈线,则集中式故障处理步骤为:
(1)馈线发生故障后,变电站出线断路器跳闸切断故障电流。
(2)经过0.5 s延时后,变电站出线断路器重合,若重合成功则判定为瞬时性故障;若重合失败则判定为永久性故障。
(3)主站根据收集到的配电终端上报的各个开关的故障信息判断出故障区域。
(4)若是瞬时性故障,则将相关信息存入瞬时性故障处理记录;若是永久性故障,则遥控故障区域周边开关分闸以隔离故障区域,并遥控相应变电站出线断路器和联络开关合闸恢复健全区域供电,将相关信息存入永久性故障处理记录。
2)若主干线为全电缆馈线,则集中式故障处理步骤为:
(1)馈线发生故障后即认定是永久性故障,变电站出线断路器跳闸切断故障电流。
(2)主站根据收集到的配电终端上报的各个开关的故障信息判断出故障区域。
(3)遥控相应环网柜中的故障区域周边开关分闸隔离故障区域,并遥控相应变电站出线断路器和相应环网柜的联络开关合闸恢复健全区域供电,将相关信息存入永久性故障处理记录。
在分支线路或用户处发生故障后,集中式故障处理步骤为:
(1)相应分支断路器或用户断路器跳闸切断故障电流。
(2)若跳闸分支断路器或用户断路器所带支线为架空线路,则快速重合闸控制开放,经过0.5 s延时后相应断路器重合,若重合成功则判定为瞬时性故障;若重合失败则判定为永久性故障。若跳闸分支断路器或用户断路器所带支线为电缆线路,则直接认定为永久性故障而不再重合。
例如,对于图1(a)所示的架空配电线路,当采用两级级差保护配合集中式故障处理时,配置如下:变电站出线开关S1、S2和用户开关B1、B2采用断路器,分段开关以及联络开关A1~A7采用负荷开关。B1、B2断路器保护动作延时时间设定为0 s,变电站出线断路器S1、S2保护动作延时时间设定为200 ms。因为主干线为全架空线路,所以变电站出线断路器以及用户断路器的重合闸控制全部开放。
在本文的图中,方块代表断路器,圆圈代表负荷开关,实心代表合闸,空心代表分闸。
图1所示两级级差保护和集中式配电自动化配合的典型架空配电线路在主干线和分支线发生故障后的故障处理过程如下:
(1)假设A2-A3之间馈线段发生永久性故障,集中式故障处理过程如下:断路器S1跳闸切断故障电流,如图1(b)所示。经过0.5 s延时后,变电站出线断路器S1重合,如图1(c)所示。由于重合到永久性故障,重合失败并且判定为永久性故障,如图1(d)所示。配电自动化主站根据配电终端上报的S1、A1、A2开关流经故障电流、而其余开关未流经故障电流的信息,判断出故障发生在A2-A3之间馈线段,因此遥控负荷开关A2和A3分闸以隔离故障区域,如图1(e)所示。然后遥控S1和A5合闸以恢复健全区域供电,如图1(f)所示。
(2)假设B1所带用户线路上发生永久性故障,集中式故障处理过程如下:断路器B1跳闸切断故障电流,如图1(g)所示。经过0.5 s延时后,B1断路器重合,如图1(h)所示。由于重合到永久性故障上,重合失败,断路器B1跳闸并且不再重合,完成故障隔离,如图1(i)所示,可见主干线未受到故障影响造成短暂停电。
2.3 三级级差保护的配置原则
采用永磁操动机构和无触点驱动技术的三级级差保护的典型配置一般有以下几种:
1)变电站10 k V出线开关、馈线分支开关与用户开关形成三级级差保护,如图2(a)所示。其中用户开关B1~B4保护动作延时时间设定为0 s;馈线分支开关A5、A6保护动作延时时间设定为100~150 ms;变电站出线开关保护动作时间设定为250~300 ms。
2)变电站10 k V出线开关、某个馈线分段开关与馈线分支开关形成三级级差保护,如图2(b)所示。其中馈线分支开关A5、A6、A7保护动作延时时间设定为0 s;馈线分段开关A2保护动作延时时间设定为100~150 ms;变电站出线开关保护动作延时时间设定为250~300 ms。
3)变电站10 k V出线开关与环网柜出线开关以及中间某一级环网柜的进线开关形成三级级差保护,如图2(c)所示。其中环网柜出线开关B1~B12保护动作延时时间统一设置为0 s;中间开关A4保护动作延时时间设定为100~150 ms;变电站出线开关保护动作延时时间设定为250~300 ms。
三级级差保护与集中式故障处理配合的原理与两级级差保护的情况类似,不再赘述。
3 多级级差保护与电压时间型馈线自动化的配合
电压时间型馈线自动化是基于东芝公司开发的重合器和电压时间型分段器相互配合实现故障隔离与健全区域恢复的技术[15]。
电压时间型馈线自动化的不足之一在于:即使是分支线故障也会导致变电站出线断路器跳闸而造成全线短暂停电。
两级级差保护与电压时间型馈线自动化配合,可以解决上述问题,其配置原则为:
(1)变电站10 k V出线开关采用重合器,并设置200~250 ms保护动作延时。
(2)主干馈线开关采用电压时间型分段器。
(3)用户开关或分支开关采用断路器,并配有0 s保护动作延时时间和一次快速重合闸(延时时间为0.5 s)。
采用上述配置后,当主干线发生故障后的处理过程仍与常规电压时间型馈线自动化的处理步骤相同;在分支或用户故障发生后,相应分支或用户断路器首先跳闸(而变电站出线不跳闸),经过0.5 s延时后重合,若是暂时性故障则恢复供电,若是永久性故障则再次跳开并闭锁于分闸状态以隔离故障。可见,在两级级差保护与电压时间型馈线自动化配合方式下,分支或用户故障发生后不会造成全线停电。
当然,也可以实现变电站出线开关、分支开关和用户开关三级级差保护与电压时间型馈线自动化配合,当主干线发生故障后的处理过程仍与常规电压时间型馈线自动化的处理步骤相同;在某一用户故障发生后,不影响其他用户;在某一分支发生故障后,不影响其他分支和主干线。
4 结论
(1)对于供电半径较长、分段数较少的开环运行农村配电线路,可以采取电流定值与时间级差配合的保护方式(如3段式过流保护)实现故障有选择性的快速切除。而对于供电半径较短的开环运行城市配电线路,则只能根据时间级差的整定来实现保护的配合。
(2)在不改变上级保护的整定值的前提下,采用弹簧储能操动机构至少可以实现两级级差保护配合而不影响上级保护配合,采用永磁操动机构和无触点驱动技术至少可以实现三级级差保护配合而不影响上级保护配合。
(3)采用所建议的断路器与负荷开关合理配置、多级保护与配电自动化配合的集中式故障处理可以减小停电范围和用户停电频率,提高配电网的供电可靠性。
配电自动化与配电管理 第2篇
[关键词]配电自动化；配电管理；光纤通信
配电自动化的内容包括：配电网络数据采集和监控（SCADA）、地理信息系统、网络分析和优化、工作管理系统、负荷管理和远方抄表以及计费自动化和调度员培训模拟系统。配电自动化是通过自动化系统，全面掌握、了解配电网的运行情况，如接线方式、开关状态、负荷电流等，可以快速切断故障恢复供电，改善供电服务质量，缩短事故抢修时间，减少工作量。配电自动化的目的在于提高供电的可靠性，提高供电服务质量，提高企业的经济效益并提高配电网络的管理水平。
一、配电自动化系统的介绍
配电自动化系统是利用从前可行并经过长期使用的设备和技术，投入新的方法方式，对这些资源设备系统功能进一步的整合发展，实现了从前设备不可能实现的工作效率和工作状态，发展向着更完美的方向前进，强调资源间的配合使用。通过这一系统的实现，可以增强信息设备的进一步实现。能够将信息的稳定性准确性提升，并完成自动检测、自动停止和开始的任务。此外它具有的优势是将一般的二次设备的复杂性降低，使二次接线工作更加容易。这一工程的运动实施可以节省资金，使操作的合理性和平稳性得到增强，是一项值得推广和大范围使用的技术。
二、配电自动化与配电管理
配电自动化系统具有的功能有5个方面，即配电SCADA、故障管理、负荷管理、自动绘图/设备管理/地理信息系统（AM/FM/GIS）和配电网高级应用。同输电网的调度自动化系统一样，配电网的SCADA也是配电自动化的基础，只是数据采集的内容不一样，目的也不一样，配电SCADA针对变电站以下的配电网络和用户，目的是为DA/DMS提供基础数据。但是，仅仅是配电SCADA的三遥功能，并不能称为配电自动化系统，必须在配电SCADA基础上增加馈线自动化（FA）功能。馈线自动化的基本功能应包括馈线故障的自动识别、自动隔离、自动恢复。考虑到故障的方面和表征之间的关系，故障的判断需要考虑很多的方式方法并分别加以测试，诊断方案应适用于单相接地故障、相—相故障、相—相接地故障和三相故障。使用范围为中性点不接地或小电流接地系统。为了完成DA的功能，配电SCADA除了可以采集正常情况下的馈线状态量，还应对故障期间的馈线状态进行准确的捕捉；除可进行人工远程控制，还应对馈线设备进行自动控制，以便实现故障的自动隔离和自动恢复。
三、GIS与面向电力系统与实时GIS平台
由于配电网供电设备点多面广，并且是按地理分布，因此，对其管理离不开地理信息。常规的地理信息系统（GIS）由GIS软件包、数据库和计算机硬件组成。可以完成一般的图形制作、编辑与管理功能，以及空间数据分析和关联分析。建立在GIS基础上的设备系统通常称为AM/FM/GIS系统。这种由常规GIS构成的设备管理系统，包括了许多电力系统分析所不需要的地质地貌信息，必然导致资源的浪费，而电力系统分析又对实时性要求极高，因此，需要一种适应电力系统实时GIS平台作为配电自动化/配电管理系统的基础平台。这种平台应具有以下特点：①良好的实时性；②对电力系统模型的良好描述；③对其它系统的开放接口。
四、负荷控制与负荷管理
负荷控制与负荷管理是为了确保电网工作进行的稳定性，它的主要目的是调控电流。但是这种方法已经不能适应发展需要，现在主要问题是怎样得到用户的肯定。所以，当前应当考虑的问题就是怎样获得用户的肯定并达到有效的输电要求。这要求管理层的权力和义务都应当得到提升，充分意识到自己应当行驶的责任和义务。当前，大多数电力局都拥有流量调控机构，怎样将旧的机构系统充分利用，达到新的标准是要主要考虑的状态之一，并能够提升服务等级，加强管理方面的付出和肯定。
五、通信方式的选择
配电通信在大范围的使用运行中有重要的作用。因为终端节点的个数的原因，选择和规划上都较多。但是也为选择人员带来了巨大的工作量。面对的方法方案都太多，因为用户都希望用到最为有效而价格上最为低廉的一种方式。
1.电话线比较传统并且简便，能够在最短时间内实现作业，适合较为低技术的配电系统，因为其性能稳定性较差，所需要的花费也比较小；专线方式的性能和稳定性上都较好，适应高水平的终端要求。
2.无线方式有普通电台和高速智能数传电台两种。普通电台已广泛应用于负荷控制系统中，这种设备花费较少，很便宜，但是同时也无法有较强的可靠性。频点申请无委会控制较严。高速智能数传电台通信速率高，频点可复用，支持X.25协议，有路由选择功能和主动上报功能，但是价格昂贵，难以普及。
3.光纤通信方式有光端机方式和光接口板方式两种。光纤的特点是能够容纳较大的内容，并且对于干扰信号有阻碍作用，耗费量小，因此，其价格也比较昂贵。光端机方式适合容量大的站点，成本也较高。光接口板的方式将光电转换器直接置入配电终端内，并可以利用编码复用方式多个配电终端设备公用一对光纤，有效地降低了成本。另外，如果多膜光缆能够满足配电系统的距离要求，多膜光缆在价格上为大众接受。光纤通信的发展前景十分可观。
4.开关设备与FTU的配合。配电开关渐渐追求能够自动开启和断电。以改善传统电路依靠人员手动来操作机器的运行和停止的弊端。新的开关在电路上的设置有所不同，具有智能化的特点，并且能够自己发现电路中存在的问题，依靠问题产生的循环变化促使开关自动运行和停止。节省人工工作的时间，为修理赢得效率。用于配电自动化系统的开关设备有两种，一种是自动重合器，它本身具有故障电流的识别能力和操作顺序控制能力。另一种是与FTU一体化的智能负荷开关。采用依靠重合器时序整定的方法实现馈线自动化功能，优点是省略了通信系统的专门使用性，缺点是对于设施要求严格，能够承受较大的电流冲击。
六、结语
配电自动化与配电管理是城市网络安全的需要，在配电系统的各个部件和性能中，合理地应用和分析了不同技术带来的不同的效果，分析不同的配合能带来的不同的总体效果，期望找到一个将先进技术应用到我国实际用电网络中较为贴切和合适的手段。保证我国电网安全运行需要。
参考文献：
[1]李金英.浅谈电力系统配电自动化及其对故障的处理[J].成都电子机械高等专科学校学报，2003（04）.
配电自动化配合 第3篇
配电自动化是电网稳定运行的重要保证, 可以在一定程度上提升电网的可靠性和稳定性。但是在电力部门的实际工作中, 由于各级开关存在配合问题, 从而会导致多级跳闸的现象发生, 难以对人们的用电效率进行科学的保护。针对这种现象, 在配电网的故障处理中, 工作人员应该实行继电保护, 并且要完善配电自动化的配合, 以期更好地保证人们用电的可靠性。
1 配电网保护的可行性分析
1.1 基本原理探析
在配电网发生故障的过程中, 当短路电流存在明显的差异时, 可以采用级差配合和定值电流的方式来对配电网进行保护, 采用级差配合方式还可以有效的切除故障区域的电流。
1.2 可行性分析
1.2.1 两级级差保护可行性分析
两级级差保护需要采用弹簧储能操动机构, 开关动作时间为 (0.03~0.04) ms, 熄弧时间为0.01ms, 系统响应时间为0.03ms, 因此, 系统可以在0.1s内快速的切断电流。同时在配电网保护设施的建设中, 需要考虑到时间裕度, 可以将开关设置成 (0.2~0.25) s的延时, 进而可以有效的实现两级级差保护。
1.2.2 三级级差保护可行性分析
在配电网三级级差的保护中, 永磁操动机构和无触点驱动技术可以有效的实现三级级差保护, 其分闸时间为0.01s, 快速保护计算可以在0.01s内判断故障的类型, 从而可以及时的切断故障电流。因此, 在对配电网的保护中运用永磁操动机构和无触点驱动技术可以较好的实现三级级差保护。
2 多级级差保护原则
2.1 两级级差保护原则
在两级级差保护的配合情况下, 配电网线路中所选取的开关类型和保护配置的原则如下: (1) 全部主干馈线开关均应设置为负荷开关; (2) 将断路器选定为变电站的出线开关; (3) 以断路器作为用户开关或分支开关; (4) 应将变电站断路器保护的动作延时时间设置为0.2s~0.25s, 并将基于断路器的用户开关和分支开关保护的动作延时时间设置为0s。此种基于两级级差的配电保护具有以下优点:首先, 当发生分支故障或用户故障时, 其所对应的断路器率先发出跳闸动作, 变电站的出线开关则不跳闸, 此时, 并不会导致配电网的全线停电, 从而有效解决全负荷开关馈线故障发生所引发的停电用户数量多的问题。同时, 以负荷开关作为主干馈线开关与全断路器开关相比, 有效降低了工程成本。
2.2 三级级差保护原则
一般情况下, 基于无触点驱动技术与永磁操动机构的三级级差保护的配置通常包括: (1) 基于变电站10k V出线开关、某馈线分段开关与分支开关的三级级差保护。在此保护装置中, 馈线分支开关的保护动作延时时间均被设为0s, 而馈线分段开关的保护动作延时则处于0.1s~0.15s之间, 变电站出线开关的保护动作延时不宜超出0.3s。 (2) 基于变电站10k V、馈线分支开关和用户开关的三级级差保护。其中, 用户开关、馈线分支开关保护动作延时时间以及变电站的出线开关保护动作时间分别为0s、0.1s~0.15s和0.25s~0.3s。 (3) 基于变电站10k V出线开关、环网柜出现开关和中部某级环网柜进线开关的三级级差保护。其中, 变电站10k V出现开关的动作保护延时时间应以0.25s~0.3s为适宜, 而环网柜出线开关保护动作延时应设置为0s, 对于中间部分的环网柜进线开关而言, 其保护动作的延时时间则应高于0.1s而不超出0.15s。
2.3 两级级差保护的自动化配合原则
在配电网的保护中, 当两级级差保护和电压时间型馈线完成自动化配合的过程中, 可以避免全线的停电, 从而更好地保护配电网的用电安全。但是其在自动化配合的过程中, 需要遵循以下几点原则: (1) 当变电站的10 千伏的出线开关应用重合器的过程中, 需要设定 (0.2~0.25) s的延时保护, 以便更好地提升对配电网的保护效率。 (2) 主干馈线的开关在使用的过程中, 需要采用电压时间型的分段器, 这样可以较好地对电路进行检测和保护。 (3) 在用户的开关或者分支的开关采用断路器的过程中, 需要配备0s的延时保护, 并且将其延时的时间设定为0.5s, 以便可以更好地提升配电网的使用性能。
在配电网的设置中采用上述系统配置后, 当主干线发生故障时, 其与常规自动化的故障处理方式相同, 具有较为简单的操作方式, 但是其具有较高的成效, 可以较好的保证配电网的故障维护效率。当系统的分支出现故障的过程中, 相应分支的断路器会跳闸, 而经过延时后, 如果系统故障为暂时性故障, 则可以及时的恢复系统的供电;如果系统的故障为永久性故障时, 工作人员可以根据实际情况再次对故障进行隔离处理。
另外, 在系统的自动化配合过程中, 同样可以采用主线、分支和用户三级级差的保护方式, 其具有较高的优点, 当某一用户出现线路故障时, 不会影响其他用户对线路的使用, 各个分支之间可以处于相对并联的状态, 从而可以更好地对其进行隔离并且实行保护措施。
3 集中式故障处理策略
当配电网的主干线出现故障时, 工作人员要根据主干线的不同形式来针对性的对故障进行处理, 以便更好地保证配电网的稳定性和可靠性。
3.1 全架空馈线的故障处理方式
当配电网的线路发生故障后, 其故障处理措施主要体现在以下几个方面: (1) 变电站需要出线断路器重合, 如果在判断的过程中重合成功, 则证明线路的故障为瞬时性故障, 如果线路的判断重合失败, 则证明系统故障为永久性故障;利用这种方式对其进行判断, 可以较好地确定故障的类型, 继而工作人员可以科学的进行处置。 (2) 在对故障的类型进行判定后, 工作人员根据主站获得的信息, 可以对故障发生的区域进行判断, 从而针对性地进行调查和处理。 (3) 如果故障类型为瞬时性故障, 那么工作人员需要进行相关的记录;如果故障为永久性故障, 工作人员需要隔离故障区域, 以便针对性地进行维修。总而言之, 只有按照科学的方式对系统的故障进行维修, 才可以更好的保证配电网的使用效率。
3.2 全电缆馈线的故障处理方式
当主线为全电缆馈线时, 其故障处理措施主要体现在以下几个方面: (1) 当故障发生后, 变电站出线断路器要及时的切断故障电流, 以免造成更大的影响。 (2) 当故障发生后, 工作人员需要根据主站的信息来判断故障的发生区域, 继而可以针对性进行处理。 (3) 当判断出故障发生区域后, 工作人员需要对故障区域进行及时的隔离, 以便对故障进行维修和处理。
3.3 分支线路故障处理方式
在配电网的使用中, 支线和用户方面经常会出现相应的故障, 从而影响电网的使用效率, 并且难以提升电网的可靠性和安全性。针对这种现象, 工作人员需要根据实际情况对其进行合理的分析, 以便更好地提升配电网的故障处理效率。其处理措施主要体现在以下几个方面: (1) 在故障发生的过程中, 相应分支的短路器需要切断故障电流, 以免对配电网造成更大的影响。 (2) 如果断路器为架空线路, 需要控制断路器的重合, 以便判断故障是瞬时性故障还是永久性故障, 进而针对性的进行处理。
4 结束语
综上所述, 在供电半径相对较长和分段数较少的配电网中, 可以采用电流定值和时间级差配合的方式来保护电路;对于上级保护措施恒定, 可以采用弹簧储能操动机构, 这样可以提升两级配合效率;而采用永磁操动和驱动技术可以保证三级级差的配合效率;采用断路器和集中式故障处理方式, 可以减少停电的范围, 进而提升配电网的稳定性。
参考文献
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[8]史燕琨, 邹积岩, 孙福杰.一种实用的配电自动化模式[J].高压电器, 2003, 39 (01) :46-48.
浅谈电力配电自动化与配电管理 第4篇
摘要：配电自动化以一次网架和设备为基础，综合利用多种通信方式，以配电自动化系统为核心，对配电系统进行监控，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。配电自动化的实现不仅大幅提升了配网技术装备水平和自动化应用水平，更提高了配网调度管控、运行管理能力，降低了电力企业运行人员的劳动强度和维护成本。本文分析了电力配电自动化的意义与现状，并探讨了加强电力配电自动化管理的措施。
关键词：配电自动化；配电管理；故障
一、电力配电自动化的意义
配电自动化是运用计算机技术、自动控制技术、电子技术、通信技术及新的高性能的配电设备等技术手段，对配电网进行离线与在线的智能化监控管理。随着我国配网建设投资力度加大，配电自动化在其中起到了举足轻重的作用。配电自动化越发要求快恢复、可自愈、波及范围小等，这是未来对新型配电网的要求，也是打通智能电网“最后一公里”的关键点。电力配电自动化的实现对于电力建设意义重大，主要体现在：
（一）保证供电可靠性
供配电系统在实现自动化后，系统中的一些控制参数与控制指令将转变为自动化控制，减少了人为控制的误差，因为系统会按照固定的指令对系统进行调节，保持了系统供电的稳定性，从而使得系统更加可靠。
（二）投资与维护成本降低
自动化技术在配电系统中应用可以最大限度的降低辅助与备用设备的成本，使得线路投资费用、停电检修时间、维护费用等都得以降低，而在日常维护中，一些线路中的小型故障将被及时发现，从而降低了维护难度，维护的效率得以提高，从而避免了大规模故障的出现，也就降低了系统整体的风险，缩短了维护的工时，保证了系统稳定工作时长。
（三）降低了故障发生率，提高了故障处理效率
如果配电系统中出现故障，配电自动化技术会在最短的时间内发现并进行处理，对故障位置加以保护，从而实现稳定供电。同时配电自动化技术还可以对故障位置进行隔离，以此保证其他供电区域不会受到故障的影响，从而使得整体系统保持运行。如某地区线路的配电自动化实用化改造顺利完成，故障实现“秒级响应”。此次改造线路为架空线路采取了专门针对架空线路的FTU配电自动化终端设备。”同时考虑到架空线路的特殊性，一旦设备上杆将难以完成各种复杂的测试和验收，因此它们在设备上杆前就对线路进行了预调试。设备上杆前，测试操作将容易实现，在对终端设备进行了全面的预调试后，将为设备安装完成后的正式验收提供便利。预调试让验收速度“提速”，确保了送电当天实现實用化，能够对线路故障实现“秒级响应”，提升配网供电可靠性。
二、电力配电自动化应用现状
我国配电网自动化系统建立的时间尚短，虽然已经取得了一定的成绩，但在一些地方还有待提高，具体不足表现在以下三个方面：
（一）功能设计单一
提高供电可靠率，是配电网自动化功能设计的传统思路。但电力可靠性中心简报数据表明，现阶段影响供电可靠性的主要是例行检测时配电网停电，这一阶段停电时间远大于由于配电网故障导致的停电。不断提高配网管理水平，大大减少例行检测的停电时间和次数，是发展配电网自动化技术的一个重要方面。
（二）配电网数据共享程度低
在现阶段，不同的电力企业里，资源的种类多，各种资源难以整合到一起。部门内部信息共享能力差，企业部门之间的信息更是难以交流，这进一步导致了配电网管理出现紊乱，分析数据局部冗余。这种现象的出现，使得系统难以经济、安全运行。
（三）新设备的出现对系统影响较大
在设备资产管理中缺乏整体考虑和长远考虑，盲目追求最新的设备，不注重系统整体运行情况，造成新老设备难以整合到一起，从而无法达到整体最优的效果。如配电网自动化系统中一些继电保护设备相对陈旧，一些地区配电网系统中的继电器还采用老式的继电器，在配电网运行过程中没有足够的可靠性，当系统发生故障后，不能确保保护动作及时完成，更是容易发生拒动或误动，这样就会导致故障范围扩大。
（四）管理存在问题
配电自动化技术主要覆盖生产、营销两大专业，传统管理方式单纯强调垂直专业管理，而没有条块结合分工协作的保证措施。同时，在功能设计过程中，还存在重系统、轻客户管理，重形式轻实效的思维定式，导致技术缺失和管理漏洞，使得配电自动化技术无法满足现代电力系统的要求。
三、电力配电自动化的配电管理
（一）科学进行电力需求预测分析，减少预测偏差
在计划经济年代电力需求预测还是相当复杂的，首先要求对各个经济部门进行深入的调查，然后根据各种电力需求预测方法进行预测，预测方法也很多，有趋势预测法、计量经济法、终端利用分析法、综合法、系统动态法、情景分析法、神经网络法、综合资源法（IRP）；我国曾采用单耗法、人均用电法、横向比较法、电力弹性系数法、投入产出法、分部门预测法还有回归模型、计量模型等。可是近年来这些复杂的方法都不用，采用简单的弹性系数来预测电力需求，假设电力消耗与国内生产总值（GDP）之间存在某种函数关系，假设当期电力弹性系数来预测电力需求。最近更简化为直接采用年用电量增长率，假设年用电量增长率，上年用电量乘以（1+年用电量增长率），就可以得出次年的年用电量，这就比弹性系数法更简单，因为弹性系数法要知道GDP的增长率才能求得年用电量增长率，直接用年用电量增长率，就不需要GDP的增长率了。
（二）加强配网自动化的数据管理
加快配电网网架、通信、基础数据平台及自动控制等建设，为配电网智能管理提供良好的基础平台。通过信息技术及物联网技术提高智能电网的稳定性和安全性，提高智能电网抵御攻击的能力。通过云计算平台及数据建模与存储技术，解决电网应用数据的异构性、海量性和实时性问题，提供按需服务的数据建模和存储方式，云存储技术和覆盖网技术将得到应用。通过分布式人工智能技术提供电网稳定分析及智能调度，以解决分布式发电、储能与微网环境下的能量调度问题及大电网系统的鲁棒性问题——系统的健壮性，即在异常和危险情况下系统仍能维持运行。智能电网研究涉及领域众多，还有大量传统电力系统升级带来的相关问题。数据安全性和隐私性等问题，同样是智能电网发展过程中需要重视的问题。
（三）加强协同管理
电力行业涉及范围较广，彼此之间连续密切才有利于整个行业的发展与优化，电力行业的生产数据、运营数据、销售数据、管理数据整合能够优化电力生产、运营、销售的资源配置。并且大数据的应用使行业内部的人力、材料、设备、资金等流动更加顺畅，提高整个集团管理成效。
（四）提高电网自动化管理人员素质
随着社会不断发展，电网也得到了快速的发展，计算机和高科技在实际的运行过程中运用得越来越多，从而促使了配网自动化系统日益完善，这对电网安全性和经济性具有非常重要的作用。但是在实际的运行过程中，电网的安全稳定还是存在很多问题，其中主要是因为调度人员的操作不规范而造成的。因此，为了避免这样的问题，就需要我们认真考虑配网管理员的操作能力，不断提高事故的处理能力，进一步提高电网管理人员驾驭电网的能力和执行力，从而促进电网的安全稳定运行和调度运行更加的规范化。
结束语
配电自动化是城市电网建设发展的需要与趋势，在配电自动化系统中，加强配电管理能够保证我国电网安全运行需要。因此配网管理人员应当不断的提升自身素质，并通过加强需求预测、电力数据管理、系统管理等措施来实现电网正常运行。
参考文献：
[1]韦昌顺.对电力配电自动化及配电管理的探讨[J].大科技，2015年6期.
低压配电系统中SPD保护配合探讨 第5篇
1 低压配电系统SPD保护配合优化设计相关技术规范
在实际低压配电系统防雷设计过程中, 应按照“预防为主、安全第一”的设计原则。目前, 在低压配电系统中采用SPD保护配合优化设计时, 主要遵循以下几种国标、行标。
(1) 《建筑物防雷设计规范》 (GB50057-1994) (2000、2010) , 习惯简称《防雷规》。在防雷规中第6.4.11条明确规定“对于低压配电系统, 在一般情况下, 应在线路上多处设置安装SPD进行保护。在无准确数据时, 开关型SPD保护器与限压型SPD保护器间的线路长度宜在10 m以上, 而限压型SPD保护器间的线路长度宜在5 m以上。”
(2) 《建筑物电子信息系统防雷技术规范》 (GB50343-2004) , 习惯简称为《信息防雷规》。在信息防雷规中第6章明确指出, SPD保护器其保护对象主要是建筑低压配电系统中的“信息系统”, 包括计算机系统、通信设备系统、控制保护装置等。
(3) 《低压配电系统的电涌保护器 (SPD) 第12部分:选择和使用》GB/T 18802.122006。该国标中定义电涌保护器 (SPD) , 是在规定条件下用来保护低压配电系统中的电气系统、信息设备免受各种过电压 (如:雷电过电压、操作过电压) 以及冲击电流破坏的一种防浪涌保护设备。
(4) 《低压配电系统的SP-选择和应用原则》 (IEC61643-12:2002) 中明确要求, 最靠近 (不超过5m距离) 用电设备的SPD保护器其电压水平应小于最敏感设备耐受电压Uw的20%及以下, 以确保防雷保护的可靠性。
2 低压配电系统中SPD保护配合布局原则
对于一般建筑而言, 如果建筑物内部没有设置专用屏蔽房间, 则推荐按照二级保护配置布局方案, 即电源线路从户外到建筑物内部再到电气设备终端, 总共存在3个防雷分区和2个分界面。此时应在第一个保护分界面 (LPZ0-LPZl) 处设计安装SPD1 (一级保护配置) , 即通常所说的入口级SPD1保护装置, 应布设安装在低压配电系统进线总配电柜中;在第二个保护分界面 (LPZ1-LPZ2) 处设计安装SPD2 (二级保护配置) , 通常布设在设备附近。对于庞大建筑物、电气线路较长且分支线路较多时, 在二级保护配置的基础上, 应在线路中间附近适当位置加装一个中间级SPD保护装置, 即:如果庞大建筑物其内部对防雷有特殊要求, 需要设置专用屏蔽房间时, 则电源线路从户外到建筑物内部再到电气设备终端, 总共存在4个防雷分区和3个分界面。此时应在第一个保护分界面 (LPZ0-LPZl) 处设计安装SPD1入口级保护装置;在第二个保护分界面 (LPZ1-LPZ2) 处设计安装SPD2机房级保护装置, 通常布设在机房入口处的分配电柜中;在第三个保护分界面 (LPZ2-LPZ3) 处设计安装SPD3设备级保护装置, 通常布设在设备附近。
技术特性参数方面, 第一级SPD1作为低压配电系统中的电源入口处防雷保护, 应具备低压保护水平和大通流容量特性, 人口级SPD1保护器其电压保护水平应在2.5 k V以下, 当然该值越低越利用SPD的级间保护配合, 如1.5 k V, 或更低的1.2 k V, 其保护配合性能会更加优越。对于抗扰度等级不确定的低压配电系统而言, 机房级SPD2和设备级SPD3保护器其电压保护水平不宜高于1.5 k V, 除非经过详细分析计算或试验证明SPD保护器实际残压能满足设备耐压保护配合要求。
要根据建筑物内部单元的结构功能特性合理选择保护配置层级, 如果机房不是太大且各设备均处于SPD2保护范围内时, 则可以将SPD3设备级保护器省去, 按照两级配置方案进行防雷设计;如建筑物较大、线路较长且开路分支较多时, 应加装中间机房级SPD2, 组成三级保护配置方案。如果设备保护等级非常高或特殊精密设备时, 还结合应该低压电气电子信息设备系统的功能特性, 设置四级保护配置方案。在确定好SPD保护配置的层级和布局方案后, 应认真校核级间配合所需的保护距离是否满足相关规范要求, 如级间配合距离不满足要求时, 应优化调整SPD保护特性参数, 或优选辅助触发间隙或插入解祸器, 以提高保护系统的综合保护性能。
3 工程中设置安装SPD应注意的问题
3.1 SPD级间保护配合问题
在进行低压配电系统SPD分级保护配合设计中, 第一级宜选择电压开关型S P D (以放电间隙型为主) , 以在电源入口处泄放大量的雷电流;第二级、三级宜采用限压型或组合型SPD, 将残压控制在设备允许的耐压水平以下。由于限压型SPD其响应时间要比开关型SPD响应快, 因此为确保第一级SPD1保护比第二级SPD2保护先动作, 以泄放较大的雷电流, SPD2和SPD1间的距离应保持在10 m以上。应将SPD保护器设置安装在电源系统主开关之后较为合适, 这样有利于后端的电气设备的保护;同时有利于SPD回路的前期安装和后期允许维护, 也能避免SPD保护器由于失效引起电源系统发生对地短路问题, 可以增加一重保护效果。
3.2 与熔断器 (或隔离开关) 配合保护问题
应优选熔断器、断路器、剩余电流保护器 (RCD) 等作为SPD的后备保护设备。目前, 工程中通常采用熔断器作为SPD的后备保护。熔断器和断路器是工程中常用的过电流保护器, 可以防止SPD保护器发生短路故障, 应将熔断器和断路器设置在SPD外部的前端, 且应根据SPD厂家技术指导参数选择过电流保护器的最大额定值 (不运行超过该推荐值) 。
3.3 S P D两端安装接线长度控制问题
当建筑物规模较小、SPD级间距离不够时, 应合理增加电源线长度, 如可以通过盘绕成圈达到减少空间增加距离的目的;当级间SPD保护器没有足够的距离时, 可以通过中间辅助。
4 结语
SPD作为低压配电系统中防雷击电磁脉冲的重要电气设备, 得到电气设计人员的广泛青睐。在进行低压配电系统的过电压保护优化设计过程中, 应充分结合工程特点、供配电网络结构、各级SPD间保护配合等诸多方面的技术问题, 确保优化设计方案具有较高的安全可靠性、节能经济性。
摘要：对低压配电系统SPD保护配合优化设计相关技术规范进行阐述后, 对SPD保护配合布局原则进行了分析。最后, 对工程中设置安装SPD应注意的问题进行了探讨。
关键词：低压配电系统,SPD,保护配合
参考文献
配电自动化配合 第6篇
配电自动化是电网不可缺少的部分。对于提高供电可靠性及能力具有非常重要的意义。配电自动化的中心内容是配电故障的及时处理,大量文献报道中有其理论方法介绍,但是实际问题仍需在工程中解决。电力企业把断路器作为馈线开关,希望在出现故障时,故障附近区域相邻最近的断路器能够第一时间跳闸切断故障电流,尽量避免对整条线路的影响。但是,在运用中,故障发生后,多数由于各级开关保护之间配合出现这样或者那样的问题,造成越级跳闸和多级跳闸等现象,并且难以区别永久性故障和瞬时性故障。有些单位采用负荷开关作为馈线开关,多级跳闸问题是解决了,永久性故障和瞬时性故障判别有了依据,但是,馈线的任意位置出现故障全线路都会停电,用户停电现象重复出现。即使馈线主干线大都采用电缆化和绝缘化材料,主干线出现故障的可能性减少,用户支线出现故障的频率增加。因此,一些电力用户支线处配置了具有过电流跳闸功能的开关,实现了用户侧故障隔离,切除与主干线路的电气联系。每个配电开关之间保护与配网自动化之间配合是解决以上问题的关键。本文即探讨配电网多级保护配合是否可行、以及与集中式故障处理的配合等技术问题,为配网规划、建设提供依据。
1多级保护配合在配电网中的可操作性
1.1基本原理
农村配电线路特点是供电半径较长且开环运行,故障发生时,故障位置每个开关的电流差异大,电流定值与级差延时配合的方式(如3段式过流保护)可以实现快速切除故障。城市配电线路特点是供电半径较短且开环运行,故障发生时,故障位置每个开关的电流差异小,电流值的设定差异小,这时,只有依靠时间级差的设定来有选择的切除故障。
1.2时间级差多级配合的可行性
仅通过对变电站10kV出线开关和10 kV馈线开关设置时间级差配合。为了降低短路对系统的冲击,变电站的低压侧保护时间最低设置为0.5s,需要在这0.5s时间内完成多级保护的配合。馈线断路器开关的保护的固有响应时间30 ms左右,机械动作时间为30-40 ms,灭弧时间10 ms左右,保护的固有响应时间30 ms左右。所以,馈线开关可以设置0s延时跳闸,最快100ms切除故障。酌情考虑时间差,变电站10 kV出线开关可以设置200-250 ms的保护动作延时,与变电站变压器低压侧开关仍留有250 -300 ms的级差。下面阐述三级级差配合的可行性。永磁操动机构分闸时间可以做到10 ms ,保护算法可以在10 ms完成,电子式分合闸延时时间可以小于1 ms。所以,断路器可在30 ms内切除故障。假如馈线开关时间为0s动作,则在30 ms内可实现故障切除。酌情考虑时间差,馈线可以设置在100-150ms延时,变电站10 kV出线可以设置250 -300ms延时,与低压侧开关有200-250ms的级差,从而就实现了三级级差的配合。综上所述,两级级差保护配合可采用弹簧机构实现,三级级差保护配合可采用永磁机构实现。
2集中式故障处理与多级级差的配合
2.1两级级差的配置
采取两级级差配合,线路上开关配置的原则为 :
(1)采用负荷开关用于主干上馈线开关 ;(2)采用断路器作为用户开关或分支开关,延时时间设定为0s ;(3)采用断路器作为变电站出线开关,时间设定为200-250ms ;
实现两级级差保护后,优点之处有 :(1)只有出现故障的分支跳闸,变电所不跳闸,全线停电可以避免,停电用户数多的问题得到有效解决 ;(2)避免了越级及多级跳闸现象,操作少且故障处理简单 ;(3)主干线的负荷开关较断路器成本低。
2.2集中式故障处理在两级级差中的实现
不同类型的主干线在发生故障时的处理如下 :
1)如果主干线为全线路架空,那么处理步骤如下 :(1)依靠变电站出线断路器切断馈线故障电流 ;(2)经过0.5 s延时断路器重合,如成功若则为瞬时性故障 ;反之为永久性故障 ;(3)主站根据各个开关上传的信息判别故障点 ;(4)瞬时性故障存入瞬时性故障处理记录 ;永久性故障存入永久性故障处理记录 ;
2)如果主干线为全电缆线路,那么处理步骤为 :(1)线路发生故障就判断为永久性故障,变电站出口断路器跳闸切断故障 ;(2)主站根据各个开关上传的信息判别故障点 ;(3)遥控故障区域相应开关隔离故障,遥控相应的联络开关送出无故障供电区域。
3电压时间型馈线与两级级差保护的配合
电压时间型馈线自动化原理是重合器和电压时间型分段器相互作用,实现隔离故障区域的技术。该种技术存在不足 :线路任意处故障都会导致出口跳闸,扩大停电面积。如果利用电压时间型与两级保护配合,可解决,方法如下 :(1)变电站出口开关使用重合器,时间200-250ms ;(2)馈线开使用电压时间型分段器 ;(3)用户分支使用用断路器,并配置0s动作延时和一次快速重合闸(重合延时时间为0.5 s)。
当使用了以上方法后,主干线的故障处理程序仍与常规电压时间型馈线故障的处理步骤一致 ;如果故障发生在用户或者分支上时,对应的用户或者是分支上的开关第一时间动作于跳闸(而变电站出口不跳闸)。重合时间为0.5s ;瞬时性故障,则重合闸成功,恢复供电 ;永久性故障则二次跳闸,发闭锁信号,以实现对故障点的隔离。由此,电压时间型馈线与两级级差保护的相互配合下,当故障发生在用户或者是分支上时,不会导致全线路停电,扩大停电范围。同时,自然实现了电压时间型馈线与变电站端出口开关、用户开关、分支开关多级差保护配合 ;主干线的故障处理程序仍与常规电压时间型馈线故障的处理步骤一致 ;当某分支或者用户发生故障时,对其他分支、主干线、用户不存在影响。
4结论
(1)农村配电线路的特点是供电半径长而且分段较少,开环线路,如果要实现对故障有选择性的快速切除,应该使用时间级差与保护定值配合的方法(例如三段式过电流保护);城市配电线路的特点是供电半径较短,开环运行线路,保护的配合可以通过设置多级的时间级差来实现对故障快速有选择的切除。
(2)如果对上级线路的整定值无法调整的情况下,要想实现两级级差保护配合,而又不影响对上级线路的定值,可以采用弹簧操动机构 ;要想实现三级级差保护配合,而又不影响与上级线路的定值配合,可以采用永磁操动机构和无触点驱动技术。
(3)对配电网的供电可靠性提高,可以采用所本文所设计的多级保护与配电自动化配合、断路器与负荷开关配合。
(4)为了避免故障出现在用户或者分支上造成全线路的停电,可以采用本文所建议的电压时间型馈线与多级级差保护配合方式。
摘要：为了实现继电保护与低压配电网相互有机配合,本文对继电保护与低压配电网的配合方法进行了论述;根据断路器操动机构、现阶段技术、保护算法的不一致,提出依靠延时时间的两类配合方案;对配电自动化与继电保护配合的故障处理进行了阐述,提出了有针对性的两级级差保护、三级级差保护和多级差保护与配电配合的故障处理模式。可以实现一种通过电压时间型馈线与多级级差保护有机配合,避免了出现不必要的停电面积扩大情况。
配电自动化配合 第7篇
1 保护器的配置
在配电变压器低压侧出线处装设保护器，以实现配电系统总保护功能;在每一居民住户装设保护器，实现末端保护功能，防止直接接触电击时的人身事故发生。据此原则，农网配电系统就形成了两级保护。
在实际运行中，居民用户中保护器的安装率和投运率要达到100%是难以实现的。倘若有一家没有安装保护器，或安装了保护器因种种原因退出运行，以及居民住户中的保护器的动作电流、动作时间大于配电系统总保护器的动作电流和动作时间，这时一旦发生故障，产生的剩余电流可能越级使总保护器跳闸切断电源，致使大面积停电。为此，还应在自然村的单相进线处安装分支保护器，这样当末端发生故障，产生的故障电流使分支保护器跳闸，即可将因故障引起的停电范围控制在该自然村的故障相，不影响其他用户的用电，这样农网配电系统就形成了三级保护。
2 各级保护器额定动作电流的选择
2.1 总保护
总保护器安装在配电系统的电源端，实现对整个低压电网的整体保护，作为消除配电系统事故隐患为目的的间接接触保护。剩余电流动作值的选择应躲过低压电网正常泄漏电流值。
要躲过低压电网正常泄漏电流，首先要对低压电网正常泄漏电流进行估算。农网改造后，可忽略配电线路的泄漏电流。泄漏电流源主要来自各用电家庭。首先应对家庭进户线的绝缘性能提高要求，一般选用双层绝缘导线，进户线的绝缘电阻值不小于1 MΩ。作为总保护的保护器，应根据保护范围内具体设备容量确定动作特性，一般选用低灵敏度延时型。保护器额定动作电流值可根据实测三相不平衡剩余电流来选择，一般额定动作值不小于三相不平衡电流的2倍。总保护额定动作电流值和动作时间应与下级保护器协调配合，实现具有选择性的分级保护功能。
2.2 分支保护
分支保护仍以实现间接接触保护为主。在分级保护系统中，选择分支保护器的动作电流值时，应大于正常运行中实测最大泄漏电流的2.5倍，同时还应满足泄漏电流最大设备泄漏值的4倍。在总保护器中的单相线路有2条以上支线时，可按每户允许剩余电流与用户数乘积的2倍确定额定剩余电流动作值，也可按实测值确定。分支保护器的动作额定电流值应小于总保护值。
2.3 末级保护
末级保护器一般指家用保护器和电动机用三相剩余电流断路器。末级保护应实现直接接触电击保护功能，保护器应选用额定动作电流值不大于30 mA，动作时间不大于0.1 s快速动作的保护器。对大、中容量的单台用电设备，选用的保护器动作电流应大于正常泄漏电流值的4倍，一般选用30 mA以上、100 mA以下快速动作型保护器。
3 各级保护器动作时间的选择
配电自动化与配电管理 第8篇
关键词：配电系统,自动化,管理
1 电力自动化系统
电力自动化系统是利用提高前辈的计算机技术、现代电子技术、通讯技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备 (包括继电保护、控制、丈量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等) 的功能进行重新组合、优化设计, 对变电站全部设备的运行情况执行监督、丈量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息, 数据共享, 完成变电站运行监督和控制任务。变电站综合自动化替换了变电站常规二次设备, 简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是进步变电站安全不乱运行水平、降低运行维护本钱、进步经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
2 配电自动化与配电管理系统
配电自动化系统的功能基本有五个方面, 即配电SCADA、故障管理、负荷管理、自动绘图/设备管理/地理信息系统 (AM/FM/GIS) 和配电网高级应用。
同输电网的调度自动化系统一样, 配电网的SCADA也是配电自动化的基础, 只是数据采集的内容不一样, 目的也不一样, 配电SCA-DA针对变电站以下的配电网络和用户, 目的是为DA/DMS提供基础数据。但是, 仅仅是配电SCADA的三遥功能, 并不能称为配电自动化系统, 必须在配电SCADA基础上增加馈线自动化 (FA) 功能。馈线自动化的基本功能应包括馈线故障的自动识别、自动隔离、自动恢复。配网故障诊断是一个复杂的问题, 根据配网实际情况和故障情况的差别, 诊断的步骤与方法不同。诊断方案应适用于单相接地故障、相相故障、相相接地故障和三相故障。使用范围为中性点不接地或小电流接地系统。
为了完成DA的功能, 配电SCADA除了可以采集正常情况下的馈线状态量, 还应对故障期间的馈线状态进行准确的捕捉;除可进行人工远程控制, 还应对馈线设备进行自动控制, 以便实现故障的自动隔离和自动恢复。
3 GIS与面向电力系统的实时GIS平台
由于配电网供电设备点多面广, 并且按地理分布, 因此, 对其管理离不开地理信息。常规的地理信息系统 (GIS) 由GIS软件包、数据库和计算机硬件组成。可以完成一般的图形制作、编辑与管理功能, 以及空间数据分析和关联分析。建立在GIS基础上的设备系统通常称为AM/FM/GIS系统。
这种由常规GIS构成的设备管理系统, 包括了许多电力系统分析所不需要的地质地貌信息, 必然导致资源的浪费, 而电力系统分析又对实时性要求极高, 因此, 需要一种面向电力系统的实时GIS平台作为配电自动化/配电管理系统的基础平台。
这种平台应具有以下特点:
(1) 良好的实时性; (2) 对电力系统模型的良好描述; (3) 对其它系统的开放接口。
4 负荷控制与负荷管理
调度自动化系统的主要任务是电网的安全经济运行, 而负荷的管理和控制则是配电自动化系统的主要目的。随着电力系统的发展, 以往那种以限电为主要目的的负荷控制系统已经不适应当前形势, 电力供应的不平衡关系已倒置, 现在的问题是如何将电用好, 最大限度地满足用户需要。
因此, 传统的负荷控制系统应向负荷管理层次上发展, 成为配电管理系统的一部分。目前许多电力局都有一套负荷控制系统, 如何在新上的配电自动化系统中借用负荷控制系统的资源以及如何将负荷控制功能升级为负荷管理功能, 将原有负荷控制系统的硬件设备与新的配电自动化系统有机结合、信息共享是一个十分有意义的课题。
5 通信方式的选择
配电通信系统是配电自动化系统的一个重要环节, 由于配电网终端节点数量巨大, 给通信方案的选择带来困难, 配电系统可有有线、无线、光纤、载波等多种通信方式。对于通信方式的选择应根据用户的具体情况选择一种性能价格比最高的方式。下面简要分析各种通信方式的利弊:
5.1 有线方式有电话线和专线两种。
电话线方式设备投资较低, 可靠性和实时性也较低, 由于电话线架设非常方便, 广泛适用于实时性要求不高的配电终端。专线方式可靠性和实时性都很好, 适合实时性要求较高的配电终端设备, 缺点是需要架设专用通信线。
5.2 无线方式有普通电台和高速智能数传电台两种。
普通电台已广泛应用于负荷控制系统中, 优点是投资少, 缺点是可靠性较低, 频点申请无委会控制较严。高速智能数传电台通信速率高, 频点可复用, 支持X.25协议, 有路由选择功能和主动上报功能, 适合配电自动化系统应用, 缺点是价格较高。
5.3 光纤通信方式有光端机方式和光接口板方式两种。
光纤通信的主要优点是通信容量大、抗干扰能力强、损耗小;缺点是价格较高。光端机方式适合容量大的站点, 成本也较高。光接口板的方式将光电转换器直接置入配电终端内, 并可以利用编码复用方式多个配电终端设备公用一对光纤, 有效地降低了成本。另外, 如果多膜光缆能够满足配电系统的距离要求, 选用多膜光缆也比单膜光缆通信成本低得多。因此, 光纤通信方式在配电自动化通信系统中有着广泛的应用前景。
6 开关设备与FTU的配合
配电开关设备是配网自动化的主体设备, 用于配电自动化的智能开关与传统的开关有很大区别, 主要表现在其控制回路上, 传统的开关设备往往不能满足自动控制的需要。为了满足配电自动化所必须的故障识别和隔离等功能, 开关设备必须具备故障的识别能力和控制能力。
用于配电自动化系统的开关设备有两种, 一种是自动重合器, 它本身具有故障电流的识别能力和操作顺序控制能力。另一种是与FTU一体化的智能负荷开关。
采用依靠重合器时序整定的方法实现馈线自动化功能, 好处是不需要通信系统配合, 但是对一次设备要求高, 冲击电流大, 特别是对于小电流接地系统故障自动识别无法实现。
与FTU一体化的智能负荷开关, 通过FTU采集故障信息, 与通信设备和计算机一起实现馈线自动化。其好处是对线路冲击小, 适用于小电流接地方式, 但需要通信系统与之配合。从衡水配网实际出发, 这种方式更适合衡水配网的具体情况。
以下是衡水配电自动化系统的FTU与负荷开关的接口要求:
(1) 遥测采用三表法交流采样, 计量TA (I-a, Ib, Ic) 3个, 保护TA (Ia, Ib, Ic) 3个, 以及TV (U ab, U bc分别列于开关两侧) ; (2) 遥控接口, 合闸:常开接点, 驱动合闸110V直流中间继电器;分闸:常开接点, 直接驱动分闸线圈;开关失电, 用电容器驱动分闸操作机构; (3) 遥信状态分为开关状态 (分、合) 和储能状态2种; (4) 电源取自TV。
7 相关系统的信息交换与系统集成
配电网在整个电力系统中的范围是中低压网及深入到其中的高压网, 分界点在高压/中压变压器的高压侧, 但不包括高压侧的断路器和隔离开关。配电网的保护控制系统分界点也相同。由于配电网是一个庞大复杂的系统, 各种电力设备呈地理分布, 对其应分层控制, 同时对于配电网的供电质量和运行费用来看, 配电自动化又是一个统一的整体。
在配电系统中包含以下接口与其它系统联系:
配电自动化配合 第9篇
【关键词】配电网；自动化；快速复电
【中图分类号】TP27 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0113-01
改革开放以来，我国的经济取得了很大的发展成就，在这个过程中随着人们生活水平的提高，我国的电网供电也取得了一定的发展。各种高新技术在配电网中的应用，使得配电网向着越来越自动化的方向发展，大大的提高了配网的效率和供电的质量。文中笔者将结合自己的工作经验，对配网的快速复电功能进行分析，因为快速复电不仅关系着用户的正常使用，还对供电的安全性有着非常重要的影响，下文中笔者将进行详细分析。
1、配电网自动化的概述
1.1 配电网自动化模式的应用现状
就目前我国的供电现状来看，大多数的电力企业的工作的重点在于发电，而忽视对于用电的管理，这样导致的直接后果就是在发电的设备和技术上的投入较大，而忽视了对于用电管理的维护，从而也就导致了配网的技术和设备的落后，这样也就容易诱发各种安全事故。因此，有关部门应该加强对配网的管理，以提高其使用中的安全性和可靠性。近些年来，随着各种高新技术在配网中的应用，我国的配电网的自动化的程度有所提高，各级电力管理部门也加大了在配电网方面的管理力度。
1.2 配电网自动化实施的必要性
配网自动化的实现对于整个供电网络的影响是非常大的，不仅能够有效的提高电网运行的可靠性，保证用户的用电质量，还能够有效的提高供电过程中的安全性，避免因为供电以外导致的各种安全隐患。从城乡电网改造的角度来看，配网自动化还会有效的提高城乡的整体供电能力，为推动我国的电网的改革和发展做出贡献。因此，有关部门应该加大在配电自动化当面的资金和技术的投入，并做好相关的管理工作。
此外，由于配网自动化的过程中，会应用到各种先进的电力设备，有效的降低了传统的设备在工作过程中的损耗，降低了能耗，提高了资源的利用率，使得电网可以实现更加经济和有效的运行。与此同时，随着我国经济社会的发展，各个生产领域和行业都不断的应用先进的信息技术和计算机网络技术来为企业的生产经营服务，这种情况下，电力企业为了更好的顺应市场的发展趋势，也必须做出调整和改革，配网的自动化就是电力企业在信息技术的应用过程中的一个重要的环节。由此可见，配网自动化不仅是我国电网发展的需要，也是我国的电网发展的方向。
在实际的应用中，采用配网自动化还有着更加具体的意义，也就是说在电网的运行中，变压器设备的是决定电网运行的经济效益的重要的环节，不仅影响着电网的整体的运行安全，还对供电量起着非常重要的影响。因此，如果能够在电网的运行中，降低变压器的损耗，提高其供电量，将会大大的提高电网的运行的经济效益，当然前提是要保证基本的运行安全和可靠性。而配网自动化的实施则正符合这一需求，其可以在运行的过程中，通过终端的统一的管理和控制，将变压器的运行电流控制在最佳范围内，避免因其电流量过大导致的损耗增加，也能够通过自动化中的实施的安全防护系统，来有效的保障变压器的运行安全，因此是一种更加符合实际供电需求的配网运行方式。
2、配电网的自动化系统
2.1 配電网的接线方式
在配电网的自动化的建设过程中，工程人员要根据当地的供电基本情况，进行严格的规划，并结合配网自动化的实际需求，采取适当的接线方式。由于自动化系统对于一次性的接线方式的依赖性较强，所以在工程设计和安装的过程中，应该引起有关部门的重视。一般来说，为了保障配电网的自动化的功能的有效发挥，在安全和接线的过程中，有关部门应该遵循以下几个接线原则：首先，要使得线路的安装方便，便于日后的维护和修理；其次，要注重网架的完整度；再次，要注重运行的安全性和可靠性；其四是能提高供电压质量；其五是对于系统的各种运行方式都能灵活的运用起来。
2.2 配电网开关设备的选择及保护装置
配电网自动化以故障诊断、故障区域自动隔离、非故障区自动恢复送电为目的，开关设备的选择也要以此为依据。一是为初级自动化，又称为就地控制方式。这种方式线路短、分段少，应采用重和器，充分利用重合器的重合及动作时限的配合，来实现对故障去的自动隔离和非故障去的及时送电；二是关于分布智能的控制方式，利用监测装置将检测到的各种信号通过点对点通讯把故障区断路器的状态和其他信息传送到临近的监测装置识别的故障区段，实现自动隔离和恢复送电这两种过程；三是集中控制方式，即为监控终端检测到的信息通过通讯系统送至配电的总服务器，进行全面的计算管理。在干线发生故障后现有所内馈线路器断开故障线路，并进行一次重合。假如重合成功，控制中心就不予判断，如果重合不成功，控制中心就会自动判别后遥控自动化系统断路器隔离故障区，恢复非故障供电，这种模式分段用负荷开关、分支用断路器比较经济实用。保护装置主要为馈线保护方式，过电流保护是最基本的几点保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护，常用的方式主要有反时限电流和三段电流保护，另外还有一种馈线保护方式为重合器方式的馈线保护。
2.3 配网自动化对配电网快速复电的作用
配网自动化能对馈线故障去进行自动判别、隔离自动恢复供电的程序，即由变电所监控机来实现和控制计算机来完成两种方案，所要达到的目标是在馈线发生故障后的数十秒钟内对故障线路区段的分离和完成部分的恢复供电，程序还应完成最佳供电路径选择，以保证恢复供电后的电压水平和运行安全性，完成故障检出及故障自动隔离与快速复电供电配网普遍使用的是负荷开关、不配置继电保护保护装置，一次设备本身不能自动切断故障电流，馈线自动化系统主要功能就是检出故障点，通过远方控制手段闭环完成隔离意外实现快速恢复线路上非故障连续供电，实现供电可靠性的目标。
3、馈线系统自动化在电网建设中的前景
实现配电自动化是时代发展的要求，而配电自动化的核心是馈线自动化，馈线自动化的核心是故障检测、故障诊断、故障隔离以及非故障区域的供电恢复即故障处理。实现馈线自动化是配电网提供供电可靠性，减少供电损失的重要保证，也是城区建设与改造的重点，但是由于配电网的网络结构越来越复杂，系统对馈线自动化的要求也越来越高，以及城农网之间、地域之间的发展不平衡，我们不可能找到一种固定的、统一的馈线自动化模式，所以要结合实际情况进行选择。
4、结束语
智能配电网与配电自动化 第10篇
近年来,智能电网已成为电力界的热门话题,被认为是改变未来电力系统面貌的电网发展模式。智能电网包括智能输电网和智能配电网(smart distribution grid,SDG)2方面的内容,其中,SDG具有新技术内容多、与传统电网区别大的特点,对于实现智能电网建设的整体目标有着举足轻重的作用。国内外已有不少文献介绍智能电网的基本概念及其技术内容[1,2,3,4,5],而专门针对SDG的研究则相对较少[6]。SDG与业界熟悉的配电自动化(DA)技术有着密切的联系,理清SDG与DA的关系对于了解、认识SDG十分有帮助。而按照智能电网的要求,充实提高DA技术,对于推动DA技术的发展、建设SDG具有十分重要的意义。
1 SDG的基本概念
1.1 SDG的定义与功能特征
根据智能电网的含义,可将SDG定义为:一个集成了传统和前沿配电工程技术、高级传感和测控技术、现代计算机与通信技术的配电系统,更加安全、可靠、优质、高效,支持分布式电源(distributed electric resource,DER)的大量接入,并为用户提供择时用电等与配电网互动的服务。
SDG是人们对未来配电网的愿景。它不是一项局部的技术,也不是传统配电网的简单改进与提高,而是将各种配电新技术进行有机的集成、融合,使系统的性能出现革命性的变化。它具有以下功能特征:
1)更高的安全性。能够有效抵御自然灾害与外力破坏的影响。
2)自愈能力。能够及时检测出已发生或正在发生的故障并进行相应的纠正性操作,使其不影响用户的正常供电或将其影响降至最小。自愈主要是解决“供电不间断”的问题,包括故障重合闸等引起的瞬间断电。
3)更高的电能质量。提供电压有效值和波形符合用户要求的电能。
4)支持DER的大量接入。不再像传统电网只能被动地硬性限制DER接入点与容量,而是从有利于可再生能源发电足额上网、提高运行效率、节省整体投资出发,积极接入DER并发挥其作用。
5)支持与用户的互动。一是应用智能电表,实行动态实时电价,让用户自行选择用电时段;二是允许用户拥有的DER(包括电动车等)向电网送电。
6)更高的资产利用率。通过完善的实时监控,提高系统容量利用率,减少一次设备投资,达到所谓的“电子换钢铁”的投资效果;通过优化潮流分布,减少线损,提高运行效率。在线监测并诊断设备运行状态,实施状态检修,延长设备使用寿命。
7)对配电网及其设备进行可视化管理。实时采集配电网及其设备运行数据以及电能质量、故障停电等数据,为运行人员提供高级的电网监控界面,克服目前的 “盲管”现象。
8)配电管理与用电管理的信息化。将配电网实时运行与离线管理数据高度融合、深度集成,实现设备管理、检修管理、停电管理以及用电管理的信息化。
配电网直接面向用户,是保证供电质量、提高运行效率的关键环节。目前电力用户遭受的停电时间,95%以上是由于配电系统原因造成的(扣除发电不足原因);电力系统损耗中约有一半产生在配电网。此外,DER接入的影响主要在配电网,与用户互动的着眼点也在配电网。要实现智能电网的整体建设目标,必须给予配电网足够的关注。
1.2 SDG的主要技术内容
SDG的主要技术内容有:
1)配电数据采集与监控(SCADA)技术。
2)变电站自动化(SA)。
3)馈线自动化(FA),指中压电网故障定位、隔离与自动恢复供电技术。
4)高级量测体系(advanced metering infrastructure,AMI),是一个使用智能电表收集并分析用户用电数据的系统[6]。AMI是传统自动抄表(AMR)技术的新发展。
5)配电管理自动化,包括设备管理、检修管理、停电管理、规划设计管理等内容。
6)客户信息系统(CIS),又称用电管理系统,对用户及其用电信息进行计算机管理。
7)配电设备在线监测技术。
8)DER并网技术,包括DER的“即插即用”、优化调度以及微网(micro grid,MG)共3部分内容。MG是指接有DER的配电子系统,可脱离主网独立运行。
9)柔性交流配电技术(简称配电FACTS),是FACTS技术在配电网的延伸[7],又称定制电力技术。
10)故障电流限制技术,指利用电力电子、高温超导等技术限制短路电流。
2 SDG与DA的关系
2.1 DA技术
DA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[8]。其作用主要是提高供电质量、用户服务质量和配电网管理效率。
DA的主要技术内容有:
1)配电网运行自动化(distribution operation automation,DOA),包括配电SCADA、SA、FA共3个方面的内容。
2)配电管理自动化功能,包括设备管理、检修管理、停电管理、规划设计管理等功能。
3)用户自动化,包括自动抄表与客户信息管理2部分内容。
在中国,高压配电网的运行监控一般由地区调度自动化系统完成,中压配电网的运行监控与FA由DOA系统(又称配电网调度自动化系统或配电网自动化系统)完成。SA系统在完成变电站的保护监控功能的同时,向地区调度自动化系统、DOA系统提供变电站实时运行数据。配电管理自动化功能由配电地理信息系统(GIS)完成。用户自动化系统包括AMR系统、CIS、客户呼叫管理系统。由以上DA系统集成形成的系统称为配电网综合自动化系统或配电管理系统(DMS)。
2.2 SDG与DA的比较
比较SDG与DA,可以看出它们之间有着密切的联系与广泛的共同性。DA是现代计算机、通信与信息技术在配电网中的应用,而这些新技术也是SDG的主要技术手段。DA的技术内容完全包含在SDG内(见图1),且是SDG的主要内容,具有举足轻重的作用。
但与DA相比,SDG有着革命性的变化:
1)技术内容更为丰富。DA属于配电系统二次技术的范畴,而SDG是各种电力新技术在配电系统中应用的总和,几乎涉及配电系统一次与二次的所有技术领域。SDG以提高系统整体性能、节约总体成本为目的,强调各种技术的有机融合、协调应用。例如,将灵活的网络结构、配电FACTS设备与广域保护、分布式智能控制相结合,实现配电网故障快速自愈,将其对用户的影响降至最小。
2)性能更为完善。支持DER的大量接入、深度渗透。通过综合应用先进的测控技术、电力电子技术并发挥DER、需求侧管理的作用,使供电可靠性、电能质量、资产利用效率等都较传统配电网有实质性的提高。
3)实现与用户的互动,包括为用户提供择时用电、自有DER上网等。DA中的AMR技术只是单向读取用户电表显示的用电量,不支持与用户互动的功能。
3 高级DA技术
3.1 高级DA的基本概念
SDG的出现给DA的发展提出了新的要求。有必要根据SDG的发展目标,合理规划DA的功能,充实提高DA的技术内容。为此,美国电力科学研究院在“智能电网体系” (intelligrid architecture) 研究报告中提出了高级DA的概念。该报告将高级DA定义为:配电网革命性的管理与控制方法,它实现接有DER的配电系统的全面控制与自动化,使系统的性能得到优化[9]。高级DA是对常规DA技术的继承与发展,是SDG中的DA。除对常规DA功能的进一步完善提高外,高级DA的主要特点体现在支持DER的大量接入、深度渗透上。
目前,SDG已作为一个包含所有配电新技术的概念,为了使高级DA更有针对性,有必要重新划分其技术内容。在中国供电企业中,高压变电站、中低压配电网与用电是3个不同的专业领域,分属3个不同的部门管理。业界所说的“配电网”一般是指中低压配电网。从便于自动化系统建设与管理的角度出发,建议将高级DA的技术内容限定为中低压DOA与管理自动化(或管理信息化)2个方面,而将常规DA中用户自动化的内容作为SDG独立的技术分支。为与常规DA的概念加以区分,可将高级DA中的DOA和管理自动化分别称为高级DOA和高级配电网管理自动化。完成高级DA功能的系统包括DOA系统、配电GIS这2种相对独立的系统。为与常规DA系统加以区分,可在这些系统名称前冠以“高级”二字。
3.2 高级DA关键技术
3.2.1 IP通信网络
长期以来,通信是制约常规DA技术发展的瓶颈,存在的主要问题有:
1)采用点对点或点对多点通信方式,只能在终端与主站或配电子站之间进行通信,配电终端之间不能交换数据,无法实现一些就地控制功能(如就地快速故障隔离)。
2)采用配电子站转发终端数据,终端与主站之间不是透明传输,配置与管理维护工作量大。
3)通道带宽有限,难以传输故障录波、电能质量扰动记录等批量数据。
随着通信技术的进步和通信设备成本的降低,目前已具备条件建设一个覆盖配电网中所有节点(控制中心、变电站、分段开关、用户端口等)的广域IP通信网。它将克服常规DA通信技术存在的问题,给配电网保护、监控与自动化技术带来革命性的变化。配电网广域IP通信网的主干网采用光纤组网技术,分支网可采用无线(如ZigBee技术)、载波等方式。
3.2.2 配电网广域测控体系
高级DOA系统由配电网调度主站(简称主站)、IP通信网络、各种现场智能电子设备(IED)和局域分析控制子站(简称子站)组成。从逻辑上,可把高级DOA系统分成配电网广域测控体系和高级DA应用软件(包括IED的应用软件)2个层次。
配电网广域测控体系包括IP通信网络与主站和IED中的数据采集、管理、通信等部分的技术内容,其作用类似能量管理系统(EMS)、DMS中的SCADA子系统,为主站、子站与IED中的高级DA应用软件提供配电网运行数据采集、传输与管理服务。配电网广域测控体系与用户端的AMI一起,构成SDG信息交换与集成的基础设施。
配电网广域测控体系支持常规SCADA的所有功能。除此之外,还具有以下功能特征:
1)支持子站的应用。子站收集、分析一个局部区域内(如一条母线范围内)的运行数据,并对区域内设备进行相应的控制操作。子站用于故障自愈操作、电压无功调整、DER保护控制等方面,可以提高响应速度,减轻主站实时处理压力。由于采用IP通信方式,配电网广域测控体系中的子站不再像常规的配电子站那样转发区域内所有终端数据,其管理维护工作量大为减少。
2)支持IED之间的对等实时数据交换,使其能够不依赖于主站或子站完成局部区域保护控制功能,进一步提高控制速度,简化系统构成。
3)支持同步相量测量、配电设备在线监测,能够记录故障与电能质量扰动数据。
4)支持故障等事件信息与控制命令的快速传输。
5)具有良好的开放性,支持“即插即用”。能做到这一点的关键是通信协议的标准化。具体措施是扩展用于SA的IEC 61850标准,使其覆盖DER、配电FACTS装置等配电设备。美国电力科学研究院在这方面已做了大量的工作,国际电工委员会(IEC)也在开展这方面的工作。
6)具有网络与系统管理功能,能够收集网络管理信息,向网管工作站报告网络与终端设备的错误。
7)能够提供安全访问控制。
3.2.3 DER控制与调度技术
高级DA支持DER的“即插即用”与优化调度,其核心支撑技术除广域保护、电压无功控制外,还包括以下2项内容:
1)MG技术[10]。高级DA采用面向MG的子站和分布式智能技术控制MG与主网的连接与脱离,实时调控MG中的DER与负荷,在其与主网脱离后,保证电压与频率的稳定。
2)虚拟发电厂(virtual power plant,VPP)技术。VPP将配电网中分散安装的DER进行统一调度,以达到优化DER的利用、降低电网峰值负荷、提高供电可靠性的目的。高级DA主站支持对DER的可视化管理,具备在线快速模拟仿真与分析功能,为调度员决策提供技术支持。
3.2.4 企业集成总线
目前,供电企业普遍存在“自动化信息孤岛”现象,导致重复投资、系统难以扩展、数据来源不一致、管理维护工作量大等问题。解决问题的办法是采用IEC 61970和IEC 61968标准,构建供电企业信息集成“软总线”,简称企业集成总线,实现不同自动化系统的信息共享与交换。
企业集成总线的核心技术包括:
1)公共信息模型(CIM)。IEC 61970标准规定了用于EMS应用程序接口(API)的CIM。IEC 61968扩展了CIM,面向配电网应用增加了资产管理、工作管理、规划管理、配电管理、GIS、停电管理等信息模型。目前的研究工作一方面是扩展CIM,使其覆盖DER等新应用,另一方面是研究CIM与IEC 61850中SA数据模型的统一与协调,以实现主站与SA系统的无缝通信连接。
2)中间件技术。利用中间件将应用软件封装为可以在异构平台上运行的组件,实现其在企业集成总线上的共享。以前开发的企业集成总线,其中间件一般都使用公共对象请求代理体系结构(CORBA),其优点是实时性好,不足之处是复杂、成本高。近年来涌现的企业服务总线技术,是传统中间件技术与可扩展置标语言(XML)、Web服务等技术结合的产物,易于实现,可靠性高,在供电企业信息集成中应用前景广阔。
供电企业在进行自动化系统集成时,不可避免地会遇到一些老的自动化系统不支持企业集成总线的问题。实际工程中,可在旧的系统端增加一个封装模块(wrapper)实现其与企业集成总线的连接。
4 结语
由于历史原因,中国配电网投资相对不足,这是目前制约电力系统供电质量与运行效率提高的薄弱环节,亟待进一步加强、提高。而国家大力推动可再生能源发电以及电动车发展的政策更是给配电网提出了新挑战。智能电网的提出为解决这些问题创造了条件,给配电技术的发展指明了方向。积极研发并推广应用SDG技术,对于建设现代配电网,更好地满足中国经济与社会发展对电力系统的要求,具有十分重要的意义。
建设SDG,首先要从高级DA入手。要认真总结中国十几年来DA工作的经验教训,结合SDG发展的要求,做好高级DA功能与自动化系统规划工作,切实解决好以前DA建设中存在的实用化程度差、“自动化信息孤岛”、管理维护工作量大等问题。坚持长远规划、分步实施的原则。要优先建设覆盖配电网主要节点的IP通信网,为对系统进行全面的监控、完成各种高级DA应用功能打好基础。应用企业信息集成总线技术,实现各种自动化系统有效集成。要把保证系统的开放性、“即插即用”放在突出的位置。在系统接口设计与通信协议的选择上,要贯彻IEC 61968、IEC 61790与IEC 61850标准,不能选用不符合标准的产品,更不能贪图方便或以“有特色”为由,另起炉灶自行定义标准。对于暂时还没有正式标准的应用,也要跟踪国内外标准发展动态,为系统向未来“标准设计”过渡创造条件。
摘要：从智能配电网(SDG)与配电自动化(DA)的定义、功能与技术内容入手,分析了SDG与DA之间的联系。介绍了高级DA的基本概念及其关键技术。对中国高级DA的研发与应用工作提出了建议。
关键词：智能电网,智能配电网,配电自动化,配电网监控
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