配电自动化论文范文

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1引言

随着我国加入WTO，电力供应将逐步从卖方市场走向买方市场，电力用户对电能质量提出了更高的要求，国际一流供电企业的供电可靠性指标要求：农村用户≥99．5％，供电系统用户≥99．99％（市中心＋市区＋城镇）。而要实现这一目标，传统的配电网结构及保护、运行和管理方式已经不适应电力市场发展的需求，迫切需要新的配电模式和配电自动化及管理系统来解决这个矛盾。

配电自动化及管理系统是利用现代电子技术、通信技术、计算机及网络技术，将配电网实时信息、离线信息、用户信息、电网结构参数、地理信息进行集成，构成完整的自动化管理系统，实现配电系统正常运行及事故情况下的监测、保护、控制和配电管理。它是实时的配电自动化与配电管理系统集成为一体的系统。

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。其组成结构分别见图1（特大型配电自动化及管理系统组成结构）、图2（大中型配电自动化及管理系统组成结构）和图3（中小型配电自动化及管理系统组成结构）。

2．2配电自动化及管理系统的主要功能

2．2．1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。

2．2．2配电自动化及管理系统的中心站

在特大城市的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息的监视与管理，特大城市电力部门可根据各自实际情况，确定本局配电自动化及管理系统中是否设置中心站。

2．2．3配电自动化及管理系统子站（或称配电自动化系统中压监控单元）

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、通信监视等。

2．2．4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实现配电自动化及管理系统过程中值得注意的问题

3．1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10kV馈线进行适当合理的分段；保证在事故情况下，110kV变电容量、10kV主干线和10kV馈线有足够的转移负

荷的能力。

3．2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。

3．3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［1］，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［2］，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。

3．4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。

3．5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如下要求：

4结语

配电自动化及管理系统具有实时性好、自动化水平高、管理功能强之特点，能提高供电可靠性和电能质量、改善对用户的服务，具有显著的经济优越性和良好的社会综合效益。配电自动化及管理系统的建设是一项系统工程，所以要在按照城网建设规划的前提下，因地制宜，积极采用、合理选用、推广应用配电自动化及管理系统。

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二、配电自动化发展新动向

变电站自动化的发展，使供电可靠性有了很大的提高，但是，要进一步缩短故障停电时间，很大一部分取决于馈线自动化的发展。必须在馈电线路上装设电动开关，配置馈线终端设备FTU，对一些分支线路，还应装设故障指示器，并利用通信系统，向系统提供馈线运行数据和状态，执行系统下达的馈线开关遥控操作命令。非线性负载、电动机直接起动、不平衡负载、焊接设备以及家用电器设备增多，降低了电压质量。电压质量对现代电子设备及计算机系统影响极大。为此，提出系统应对电压进行连续测量和质量分析，噪声越限告警。同时，要根据实际需要选择不同的无功补偿方式。集成化、智能化和综合化是一发展趋势。早期配电自动化的实施采用发展独立的、单项自动化系统来解决问题，如直接的负荷控制、大用户的远程抄表等，由于配电自动化的功能之间存在着不同程度的关联，其中大部分要求很难满足，且还无法克服在扩大应用规模时确认所需投资的合理性所遇到的困难。这种按"功能定向"的方法，已造成综合化水平非常低并带来若干反面影响，如功能重叠、数据的重复、灵活性很差和维修费用高等。另外，配电自动化系统作为一个庞大复杂的、综合性很高的系统性工程，包含众多的设备和子系统，各功能、子系统之间存在着不同程度的关联，其本身及其所用技术又处于不断发展之中，对任一家制造商而言，根本不可能包揽一切。在馈线自动化方面，现有馈线终端设备不仅具有常规的遥测、遥信和遥控功能，且还集成了自动重合闸、馈线故障检测和电能质量的一些参数的检测功能，甚至集成了断路器的监视功能，且有进一步与断路器、开关相结合，机电一体化，发展成为智能化开关的趋势。显著地降低了建设、运行和维护的综合成本，为提高供电可靠性，创造了有利的条件。

故障定位和自动恢复送电可以明显地缩短停电时间。有效地解决这一问题，必须以数字式继电保护、馈线自动化和DMS系统为基础。对于故障定位，国外有人提出使用三种技术综合处理：故障距离计算法、线路故障指示器法以及不同线路区间故障概率统计法，这些信息结合在一起进行模糊逻辑处理。

三、电力线载波技术取得重大突破

DPL技术是针对能够加强本地、区域性以至全球范围的家庭和中小型公司的数据访问性能和响应性能，采用改进的因特网规约(IP)以及复杂的专用电子装置来沿低压配电电缆网络传输MHz级的数字高频信号，同时监视导致信息失真的脉冲信号以及其他形式的电干扰，从而实现了利用配电网络为家庭和中小公司提供数字电话、传真及因特网通信服务的手段。该项技术的优越性体现在：对于电力公司来说，配电网络是现成的，因而应用DPL技术的投资远小于其他宽带通信系统；由于配电系统连至千家万户，通过该网络可为用户提供极方便的因特网服务；该技术使得由调制的低压网络传送的因特网和数据访问的速度比目前最快的综合数字服务网络ISDN的速度提高了10倍，比与普通电话线连接的高速调制解调器快20倍；但目前推广应用DPL技术存在一些因难：将变电站转化为与因特网相连的网关，还需要在变电站中安装开关以及异端高速回馈光纤网络以承载变电站和因特网之间的数据传输；DPL这项技术，还需要进一步发展和证实，而其他技术，如低能无线(low-powerradio)、电缆调制解调器或不对称数字电话用户线(asymmetricdigitalsubscriberline)等高速通信系统都已商业化或即将商业化，因而至少在最近两年内，DPL技术是一项相对比较贵的选择方案。

无论是固态补偿器STATCOM还是动态电压恢复器(DynamicVoltageRestorerDVR)直流储能装置的容量决定了对每次电压下跌进行调节的持续时间，可以从几个Hz到几秒钟。若应用超导储能器(MicroSuper-conductingMagneticEnergyStoragy-SMES)，可适用于短时间大功率的存储和释放场所。有了用户电力设施，用电的质量和可靠性仍需供电方和用电方合作解决，所以双方的信息畅通和工况变化的透明度是十分重要的，这有赖于供电信息化程度的提高。用户和供电者合作可以共同把扰动减少到几乎没有。不论是雷击、开关切换还是负荷大变动等，都不使其干扰电力用户的运作。

四、用户电力技术的应用

用户电力(CustomPower)技术是NarainG.Hingorani任职于美国电力科学研究院(EPRI)时和柔性输电(FACTS)技术一起提出的。其核心内容是电力电子设备的应用。该项技术可以解决电压突升、突降和瞬时断电等配电系统扰动所引起的种种问题，可补偿电压下降及短时断电，对谐波进行有效滤波，补偿相电流的不平衡，改进功率因素。其对提高供电质量方面，有广阔的前景，值得研究。

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2自动化通信系统的主要功能及可行性分析

配电终端互相间的通信，就是指各FTU能够实现与所属TTU互相间的通信。因为各FTU与其所属TTU距离比较小，电缆通信方式作为一种性价比很高的通信手段，具有高度的稳定性，所以可在各FTU与所属TTU间设立电缆，并应用RS-485的通信方式。对于通信系统的介质，应选用具有屏蔽功能的普通通信电缆及双绞线。各FTU将从所属TTU收集到的信息、数据不予任何加工、处理，直接传送到主站系统，统一由主站系统进行数据的加工、处理。相反，来自配电网中心主站的指令下达到对应的FTU，经过FTU的判断，当为FTU指令时，将由FTU作出回应；经过FTU的判断，如果为TTU指令时，则FTU需要把指令传送给TTU，这是应由TTU作出回应。原因是FTU不会对属于TTU的指令做出任何回应，因此，针对FTU及TTU的应用类型不会受到任何限制。到2010年，国内供电企业基本已建成覆盖全部变电站的光纤通信网。以此为基础，以变电站为起点建设10kV线路段的电力通信网，即可完成配网段的电力专网。配电自动化通信系统的可行性主要体现在技术方面，即光纤、PON技术已经成熟，供应厂商有华为、中兴等知名企业，在电力行业中已有很多应用实例，是国网公司电力光纤、配电自动化、调度通信系统等项目的推荐技术。无线宽带方面，国内有自主知识产权的Mcwill、LT800产品，也有Wimax等国际标准产品，且已在少数省网公司的用电信息采集系统以及铁路、机场等工业专网中有所应用。

3通信系统自动化技术规约

因为馈线自动化系统中具有多个通信点，然而通信的数据信息量太少，所以这种在调度自动化过程中选用相对较多的循环式CDT规约以及查询式的POLLING花费时间过长的办法并不适合实际问题的解决。当前，世界电工委员会确定的IEC870-5-101规约是目前来说较为适合配电自动化系统的通信规约。

3.1IEC870-5-101规约用户数据分类

在自动化的配电系统信息数据传输中，对于很多信息数据极为重要，必须立刻进行传输，它们拥有很高的传输优先性；而对于一些数据信息传输的优先性很低，可以进行比较慢的传输。从以上原则的角度考虑，在实际配电自动化系统中，为了确保优先、迅速传输事故状态数据信息以及迅速实现事故识别，并迅速完成事故状态的隔离及恢复供电，把负荷开关的变更状态及电力系统的事故信号等关键信息作为优先数据信息来进行解决；而电流、电压以及功率等其它的测量量则作为二级的用户数据信息来进行解决；对于有关脉冲量及统计量都为视为慢数据信息来进行处理。

3.2通信系统规约程序流程

对于主站向终端的指令时有初始化、对时、总召唤、一级数据信息查询、二级数据信息查询、刀闸（或为开关）以及全站总复归等等，而对于终端的回应报文则有遥测量、遥信量以及确认等。通过初始化等相关步骤，主站方面就可针对终端进行常规的报文询问，此后将依据回答报文以及标志位的不同，发射出不同的报文，以此得到所需要的数据信息。IEC870-5-101规约在平衡传输过程中，询问呼唤二级用户信息数据变化以及定点呼唤每组返送的信息数据有没有FT1.2帧长样式操控中的要求访问位ACD-1。当出现上述情况，主站则利用“请求一级用户信息数据”来向终端实施请求。IEC870-5-101规约处在非不平衡的传输过程中时，将会应用快速-校对、验证-过程采集一级用户的数据信息。

4配电自动化通信技术优势

综合运用EPON、宽带无线、PLC、WSN等技术率先建立基于复合通信的电力用电信息实时采集系统，建设跨业务“配用电一体化通信网络平台”，开展配网自动化建设，可有效促进电网安全、可靠、高效供电，提高服务水平。从技术与实践两方面研究电力通信网建设方式和运维模式，对建设具备系统自愈、用户互动、高效运行和分布式能源灵活接入等功能的智能电网具有决定性作用。

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2配电线路自动化功能

配电线路自动化可以实现对馈电线路的进行快速的故障定位、故障隔离、非故障区域供电恢复，最大限度的降低了因电网运行故障引起的停电范围，有效缩短了故障恢复时间。同时，配电线路自动化还实现了对10kV架空线环网配电网正常运行状态的实时、动态监控。而实现10kV架空线环网配电线路自动化功能，需要具备如下几点要求：⑴在分支线或用户出门处设置用户分界开关，达到自动切除故障的目的，从而缩小停电时间和停电面积；⑵越靠近电源侧的开关，在跳闸后所引起的停电范围便也越大，因此，应该尽量减少靠近电源侧的开关动作次数；⑶馈线出线开关跳闸会影响整条馈线的全部供电区域，应该通过增设分段开关的措施，尽可能在出线开关跳闸之前隔离故障区域，以减少出线开关动作次数；⑷馈线开关控制器应该根据需求，合理、灵活地配置多种通信模块，在开关动作后，控制器便可将预警信号上传至后台，从而缩短检查人员对故障的查找时间；⑸馈线出线开关可依靠自动化开关自动切除永久性故障区域，提高变电站出线开关重合闸成功率。

3配电线路故障处理及恢复供电模式

10kV架空线环网配电线路中，因馈线问题引起的停电问题比较普遍，一旦发生故障，必须尽快处理，才能保证供电的安全性与可靠性。而配电线路自动化，便能够在最短的时间内实现对故障的定位、隔离以及恢复供电。⑴利用故障指示器处理线路故障。于架空线配电线路上安装故障指示器，发生故障时，工作人员便可通过故障指示器及时查找到故障区段，然后再利用开关设备，对故障区段进行人工隔离，恢复正常区段的供电。该处理方式虽然简单、有效，但通过长期实践也发现，利用故障指示器处理线路故障时，造成的停电时间较长、供电的恢复也比较慢。⑵利用智能开关处理线路故障。基于故障指标器处理线路故障时存在的限制，遵循自动化处理的理念，又研制开发出了智能化开关设备，例如智能化分段器、重合器等。将智能化开关设备安装于10kV架空线环网配电线路上时，通过智能化设备之间的相互配合，便可在线路发生故障后进行就地自动隔离，进而及时恢复供电，见图1所示：⑶利用远程遥控处理线路故障。经过以上两个阶段的发展后，很多电力企业目前已加入了遥测、遥控、遥信的远程通信管理方式，该方式是指开关设备与馈线终端单元（FTU）集成，使之成为一个集传输、采集、控制功能于一体的智能型装置。将此装置与计算机控制中心相连接，便可进行实时通信，以远程遥控方式进行集中控制，当线路发生故障时，通过远程监控，可以一次性完成对故障的定位、隔离、恢复供电，以此来规避短路时电流对配电线路及其设备的冲击。

根据县级供电企业的发展现状，结合配电线路自动化运行的可行性、经济性要求分析可见，利用故障指示器处理线路故障时，虽然具有简单、有效等优点，但其所造成的停电时间较长、供电恢复比较慢，经济性要求难以满足，不建议选择。利用智能开关处理线路故障在目前供电企业中的应用也比较广泛，其能实现故障就地隔离、缩小停电范围，也无需使用其他通信手段，只通过重合器的多次重合及保护动作时间的配合，便能对线路故障进行自动定位、隔离，进而恢复供电，完全达到了按照规定的程序或指令自动进行操作或控制的要求，实现了“快、稳、准”的自动化目的，此种方式比较合理、经济的，可以推广应用。而第三阶段利用远程遥控处理线路故障属于智能化技术，其虽然比自动化技术更先进，但由于其要依靠通信才能运行，且装置结构较复杂，存在有一定的局限性，因此，应该研究基于无线通信的远程遥控装置，才能保证远程遥控的应用效果[2]。

4架空线路集中智能模式分析

4.1线路故障处理方式在10kV架空线环网配电线路自动化技术的应用下，对于线路故障的处理方式主要有集中控制方式与单元控制方式两种，最为常用的是集中控制方式。集中控制方式是指现场的FTU（馈线终端装置），将监测到的线路故障信息传达给主站，主站再根据配电网的实时拓扑结构，利用相应的算法对故障进行定位，再将命令下达到FTU，使开关跳闸，以此来隔离故障[3]。

4.2迅速恢复供电的设计文章就通过实例分析，探讨在架空线路集中智能模式下迅速恢复供电的设计：⑴可靠性预测模型。配电线路发生故障后，事件的模拟顺序为：①故障。发生故障，开关跳开，隔离故障；②上游恢复供电。将故障的上游分段打开；③下游恢复供电。因上开关断开，其他部分仍然失电，便可通过关合联络开关为下游恢复供电；④检修。排除故障，将配电线路自动化系统恢复到故障前的状态。⑵两级恢复供电。如图2所示，当故障发生后，馈线开关断开，馈线上所有用户被停电，若将上游第1个手动开关打开，A段和B段便能恢复供电，但要使A、B段同时恢复供电，便需要较长的时间。基于上述因素的制约，便可选择两级恢复供电方案：将上游第1个自动开关开断，让A段快速恢复供电，此时B段仍是停电状态，等待手动开关断开后，再合上自动开关，便可使B段恢复供电。这种方案中，A段恢复供电快速，B段恢复供电较慢，但两段都实现了在故障排除前恢复供电，同样的原理，在下游线路中也可使用两级恢复供电方案。

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许多电力单位在电缆管理方面还存在着职责不清不楚的情况，正处于一个相互推托的环节，其中很多单位更是没有专门的电缆管理机构。

（二）管理制度，技术标准

对于电缆设备的专项管理，部分电力公司并没有相关的管理制度，技术参照标准不一，很多都是一个部门一种标准，导致单位内部出现不兼容的现象。

（三）电缆运行的监测

部分电力企业，在电缆的监测、巡视时未做到定期、定时，也做的不够到位。导致电缆存在的故障不能够及时的发现并排除、清理。针对上述电缆管理中存在的问题，笔者根据自身多年在电缆方面维护工作的经验，积累了许多相关经验，在下文中，对如何做好电缆的有效性管理提出了个人的几点建议。

二、实行电缆有效性管理的具体模式

（一）建立电缆专项管理队伍

随着电力电缆的应用的逐渐增加，电缆网络的覆盖面积正在不断的扩大。在配电网中，电缆也有逐渐成为主力军的趋势，而电缆也是最薄弱的环节。所以，加强电缆运行的有效性管理才是现目前的重点之一。笔者所在的电力公司针对电缆现状，专门设立了针对电缆管理的领导小组，在管理层之下，设置电缆的巡视队伍、检修队伍以及电缆的施工等全方面的管理。电缆管理小组对电缆实行集中制的统一管理，明确的分配每一位员工的职责，专项负责施工、检修等各项工序。根据笔者多年从事电缆运行以及管理的经验总结来提出，作为电力公司，应当建立一套电缆有效性管理的技术监察体系。当巡视队伍发现电缆出线故障时，及时上报，由管理小组提出整改方案，并立刻加以实施，将问题在最短的时间内做好完善处理；当检修队伍进行试验电缆检修的时候，管理小组应把握好技术和验收环节，将最终的检修情况和报告整体，并统一存档。

（二）开展标准化的作业工作

严格执行电缆运行的相关规则制度，按照电力电缆指导书的要求，落实标准化的作业工作，是作为电力部门提高管理质量的重要依托。面对标准化的电缆运行作业，需要从以下几方面进行：

1、交接验收时

严格按照电缆施工及验收相关规章制度，成立电力专家组对电缆工程进行验收。从电缆的运输，存放、加工，敷设、支架的配置与安装等方面把好电缆标准化的验收关卡。标准化的验收、严格，认真的工作开展，杜绝了工程中出现质量、偷工减料等问题。对于存在不规范操作要求的电力工程严厉拒收，并提出可行性的整改措施，勒令其改正，以保证工程项目的合格率，从而能够有效的降低电缆设备出现故障，进一步的提高了设备运行的可靠性。电力工程验收完毕后，及时的做好资料存档，并且录入智能电网信息支撑平台ERP，为以后的检修提供详细的资料。

2、巡视工作时

在电缆运行平时的巡视工作中，严格按照标准化作业，在借助SG-ERP国网系统支撑平台，建立出一套具有标准化运行巡视、处理存在缺陷的闭环流程在配网电缆巡视之前认真参照标准化巡视作业指导书，然后在现场执行中携带PDA终端，保障100%的使用标准化作业系统。

3、检修电缆时

考虑到电缆运行管理中存在的特殊性，对于电缆的各种设备的检修需要制定出一套针对性的指导书。例如：电缆敷设标准作业指导、高压分支箱检修等，规范电缆检修的工作流程以及电缆线路施工的具体工作程序，也确保电缆设备检修的标准化、规范化。

4、预防性试验时

笔者所在的电力公司针对预防性的规章制度，在电缆主绝缘的绝缘电阻、外护套绝缘电阻、内衬层绝缘电阻以及铜屏蔽层电阻等测试试验时，编制出标准化作业指导书，在预防性的试验下，达到试验的数据的有效性、准确性以及可靠性，并且不断的补充、更新试验的具体程序。

三、电力电缆的相关管理经验

根据多年的电缆管理运行工作中的经验，笔者所在的电力公司在电缆的管理方面也取得了一定的宝贵经验，对专业化管理、设备管理还应做到更好。

（一）电缆的专业化管理经验

作为电力公司，还需要通过电力公司所有人员的不懈努力，将施工工程中的线路故障进行有效的控制，使得电缆故障对系统的影响降至了最低。在电缆设备的检修、试验等工序中，做好现场的认真勘查，填写勘查数据，让检修、试验等工序更加具有针对性，避免对电力现场施工缺乏必要的认识、安全管理措施不到位以及人员配置，调控等问题的出现。在工序之前，召开相关会议，对可能出现的风险进行有效的辨识及控制分析。

（二）对电缆设备管理的经验

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引言

电力系统包括发电、送电、变电、配电以及相应的通信、安全自动、继电保护、调度自动化、配电自动化等设施。电力系统的根本任务，是在国家发展计划的统筹规划下，合理开发利用动力资源，用最少的支出（含投资和运行成本）为国民经济各部门与人民生活提供充足、可靠和质量合格的电能。

一、配网自动化系统功能要求

配电自动化系统的建设经验告诉我们，系统建设的成败不在于采用的技术的先进程度，而是在于配电自动化的实用性问题。配电网属于电力输送的末端，配电线路的重要性不能和输电线路相比，但是设备数量众多。实用的新型配电监控自动化系统在技术要求上应该考虑以下几个方面：

l、功能实用化。论文大全。鉴于目前配电高级应用功能并不实用，供电部门一般在相关应用上采取审慎的态度，在建设初期中一般只进行最基本的网络拓扑功能的建设，就是到工程结束，也仅仅实现网络拓扑、潮流计算、负荷预测、安全经济运行分析及可视化展现等功能，将建设重点放在了尽量实现最大范围的配电设备监控，减轻运维工作量和系统的复杂程度。论文大全。

2、故障处理不苛求。现有配电自动化系统中没有过多的考虑线路故障的自动恢复功能。由于目前的配电模型很难搭建完整，线路现状有时也不允许供电网络的自动重构，而且在一些情况下网络的自动重构可能还会引起更大的故障，但在新建设的线路上则提出必须按照可以进行自动重构的功能要求来规划建设。论文参考。

二、系统总体设计

2.1总体原则与目标

新型实用化配电自动化系统应综合当地配网结构、设备状况、社会用电需求和可靠性指标要求等多方面因素，坚持以“经济实用、技术先进、因地制宜、分步实施、合理利用、适当改造、统筹兼顾、协调发展”为指导原则。

配电自动化系统建设的总体目标是建设一个完善的、先进的、可持续发展的配电自动化系统。能够实现配网线路故障的快速定位、隔离和恢复供电，缩短配电线路故障停电时间，为配网运行提供现代化的管理手段，提高配网运行管理水平和工作效率，提升用户满意度和客户服务水平，切实提高用户供电可靠性。

2.2系统软件配置

2.2.1配网运行监视

实现配电网络的实时运行监视。把10kV馈线沿线设备（主要指开关设备）的开关位置信号、故障指示器信号等遥信量信息，以及电压、电流、功率、电能、供电质量等遥测量信息汇总到配电自动化主站系统（或有人机交互界面的配电子站），对配电网运行状况进行监视。如发生故障，能够根据遥信、遥测信息综合分析，诊断出故障区段范围，指导工作人员尽快到达故障地点，实施必要故障处理措施。

2.2.2馈线自动化

馈线自动化是指利用自动化装置及系统，监视馈线的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区域并将故障区间隔离，及时恢复对非故障区域的供电。实现馈线自动化的前提条件是监控对象必须具备“遥信、遥测、遥控”的三遥技术条件，能够实施远方遥控动作。论文大全。论文参考。

2.2.3配网分析软件

实现基本的网络拓扑、潮流计算等功能，并将这些功能融合进基本的配电网的操作，如负荷转供、线路闭环监视等，并实现基本的调度作业管理及供电质量统计分析等，以加强调度操作的智能化，方便调度人员的操作，强化安全运行、经济运行。

2.2.4实时信息

主要实现配网实时信息的有效，方便管理、维护人员及时注意相关设备状况，查询、浏览各类历史及统计数据等。

三、配网运行管理系统

3.1配网运行管理与信息整合

按照IEC61970/IEC61968中规定的CIM/CIS的标准要求，以设备统一编码为基础，对供电局的相关系统，如营销系统、配网自动化、负控系统、配变监测系统、计量遥测系统、GIS系统、配网生产MIS系统、95598客服等系统数据进行集成。配电SCADA、计量、负控等系统的实时、历史数据可以根据设备所属关系在集成应用系统地理图上统一显示。论文参考。

3.2配网运行集成分析

1、多类客户停电分析

在配网运行管理系统上实现了对于用户停电的全部管理，包括预安排停电、SCADA设备故障信息、用户保障信息、错锋线路信息，通过GIS系统配变与营销系统的关联，查询用户信息，在统一的平台上实现用户停电的分析、统计，停电用户短信通知以及停电影响用户的分析。

2、停电管理

停电管理应该具有停电显示、停电模拟、停电分析、复电情况分析、辅助停电方案、统计分析预测故障等功能模块。

3、倒闸方案与调度操作票

系统具有自动和手动生成倒闸操作票的功能。调度员判断故障地点后，通过系统自动生成故障隔离/倒闸建议。调度员也可手动生成倒闸操作票，通过设定倒闸前及倒闸后的状态，根据安全规则推导出倒闸步骤。对于己生成的倒闸步骤，可以根据安全规则及设备的过负荷状态分步校验，由倒闸方案生成调度操作票。

4、供电可靠性分析

提高用户供电可靠性必须采取大量有针对性的技术、管理、电网建设等措施，可靠性相关的信息种类多、来源广、时效性强，及时、准确地获取、统计供电可靠性数据难度很大。通过集成系统可以实时获取电网运行监控系统如配网Scada、负控等的电网停电信息，依托配网GIS及配网生产MIS系统中的电网基础数据，及时、准确、可靠、一致的分析、统计电网可靠性指标数据。

3.3统计分析及辅助决策

整个配网运行管理系统中各类业务产生的信息大量而且复杂，如何在这些信息中找到业务和工作的改进方向是辅助决策应用要解决的问题。

通过综合查询，预制多个查询条件和过滤器使用户能够方便的找到各个业务集成后的信息。

通过主题信息分类，定期执行预先定义的统计分析并存储结果报表，可以有效提高统计分析的效率。

开发活动的统计报表，进行提供向下挖掘钻取的方法，使统计报表能够层层钻取深入分析原因所在。

结论

为供电企业的一个重要的自动化系统，配电自动化系统覆盖了供电企业生产的各个方面。配电自动化系统的建设，对于实现配电运行的透明化，提高供电可靠性，提高配电网的运行管理水平，以及对于配电网的规划建设，都有着重要的意义。新型实用配电自动化系统的建设，必将对供电企业提高社会服务质量，提高工作效率和企业效益，发挥巨大作用。

参考文献

[1] 刘东，丁振华，滕乐天.配电自动化实用化关键技术及其进展.电力系统自动化，2004，28（7）

[2] 刘东.配电自动化系统试验.北京：中国电力出版社，2004

[3] 姚建国、周大平、沈兵兵等电力系统自动化2006.4：30（8）

[4] 李澎森等.配电技术概况及发展趋势.高电压技术。2008.01：34

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Abstract: this paper introduces the present situation of the distribution network and the existing problems, this paper puts forward reform distribution network, planning to the first four problems and to see, power distribution automation in distribution network to reasonable structure, power distribution equipment, mainly switch) comply with the basis of the requirement of automation, add careful distribution automation planning, be able to implement, otherwise, it will cause rework and waste, cannot be unworkable.

Keywords: distribution automation; Distribution network; The power distribution automation system; Distribution management system; Feeder automation

中图分类号：U665.12文献标识码：A 文章编号：

前言

近年来，随着经济的发展，配网规模和结构出现实质性的变化。不断提高配网的运行及管理的自动化水平是客观实际的需要，这种需要使配网管理系统的建设势在必行。由于每个地方的实际情况不同，配电自动化的结构和应用也自然不同，因此配电自动化系统的可行性、实用性和先进性，逐步扩展和完善，成为配电自动化的关键因素。结合具体城市实际情况，进一步设计出先进、通用配电网自动化系统，对整个国内的城市与农村的电网改造与发展具有重要意义。

1、配电网的现状及存在的问题

长期以来我国电网严重缺电,发生“重发、轻供、不管用”的局面,致使配电网极端落后。表现在网络混乱,装备陈旧,供电可靠性低下。国外先进国家和地区的供电可靠率及相应年户停电时间为99. 9986%和10 min (纽约市),美国全国平均58min,日本全国平均9min。我国全国平均年停电时间长达30 h,差距太大。不但如此,目前突出矛盾是发电厂窝电,老百姓用不上电,卡脖子地方主要是配电网,表现在,

( 1)网络结构不合理,降低了供电可靠性;

( 2)配电线路上不设开关,一有问题便拉整条线路,或使用落后的油开关,负荷电流都不敢拉,每三年就要更换,有名无实;

( 3)供电半径过大,导线截面太小,使电压合格率很低;

( 4)无功补偿不完善,有的虽装了补偿电容器,但人工简单操作,在高峰投,低谷切,功率因数提不高;杆上公用变一般都未装补偿电容器,线损率居高不下;

( 5)配电变压器损耗大,容量不足,高峰过载烧坏屡见不鲜;

( 6)进户线老化,截面积小,适应不了用电增长要求,经常出事故。

为此,国家投巨资于城网 农网改造,以便提高配电网供电能力和安全经济运行水平。

2、改造配电网，规划要先行

以往由于缺乏投资，负荷上来，就近拉一条线路，临时对付，造成网络结构混乱，不符合“供用电规则” 要求。现在改造配电网不能简单化地加大导线截面或改为电缆、增大配变容量。广东某市为提高供电可靠性，也为改善市容，投巨资将架空线改为地埋电缆，实施了几条线路后发现，简单地将架空线改为电缆，提高可靠性效果不大，后来停工，重新抓规划，从改造网络结构入手。

现在应该借城网改造的东风首先规划好配电网络，使配电网逐步改造成现代化的合理的结构。网络规划中有以下4个问题值得考虑:

( 1)采用环网结构，即手拉手方式或对供方式，比较简单易行，提高可靠性指标到N-1。

例如福建省晋江市10 kV配电网原来都是简单辐射形结构，由大约10个变电站的10 kV出线直接向用户(直接或T接方式)供电，不但线路长，供电半径大，而且可靠性差。现在开始逐步改为手拉手结构，如联东-联西线便是一边接龙湖变，另一边接英林变，中间断开，一边发生故障可以倒到另一边供电，规划中其它线路将逐步改造成这种手拉手方式。手拉手方式就是环网结构，其可靠性可以达到N-1。江苏省苏州市西区大多是环网供电，规划做得比较好，自动化实施效果也好。

另外一种是变形的环网结构，将A、B、C三个电源点形成三角形手拉手，可靠性也是N-19但负荷转移率比一般环网降低一半。

对于可靠性要求高的，一般采用双回线加备自投方案，可靠性指标也只能达到N-1，但投资翻一番。国外有一种新式4- 6结构，由A、B、C、D 4个电源点，6条手拉手线路组成，当任两个元件发生故障时仍能保证正常供电。其可靠性指标可达N-2，负荷转移率降为三分之一。这种结构比较适合于新规划地区，而老城网改造难以实现。

( 2)环网结构可以用美式环网柜实现，也可用我国开闭所方式实现。

例如，上海浦东工业园区便采用4路自动化环网柜，一路进线，一路出线，另两路向用户(大用户)供电，或作为支线供电，设备体积不大(高1200ⅹ宽2600ⅹ深1000 mm)，一般安装在人行道~绿化带~停车场或大楼间的角落，不征地，不盖房，本身价格虽贵些，平均每路开关约4万元，但总的经济效果较好。当然环网柜方式对新的开发区或大面积住宅区较易实现，对老城网、老市区有一定困难。但若改变观念，也不是不可接受的，如南京市北京西路道路改造时就采用了环网柜，厦门在某新住宅区也使用环网柜，现在这两供电局已与外商合作组装环网柜，计划推广使用。

开闭所方式在我国一直沿用，苏州西区(新区)将开闭所设在大用户配电房隔壁或附近，开闭所由大用户提供，效果较好。但若是开闭所需征地建房就很不经济，如山西某市规划10 kV开闭所，土建费与开关设备费接近，征地还有困难。

山西另一城网规划也用开闭所，但采取与厢式变结合的新方式，无需征地建房，应该说，这是一种新思路，建立在新技术(厢式变)之上的因地制宜的好方案。

( 3)大型开闭所方案不可取。

厦门湖里开发区、苏州新加坡工业园区都是建大型开闭所，从变电所送电到开闭所，再配电到各用户，配出线路达十余条，大型开闭所占地建房费相当可观，这是若干年前的规划。但是，上述山西某市新规划还是大开闭所方案，要征地0. 25亩，土建费45万元，每个开闭所均投资百万元以上，可见就不是好方案。如果将这集中式大开闭所改为分散式小开闭所，在负荷旁边就近设开闭所，一般4路开关就够，而这小开闭所可采用厢式变结构或环网柜，比较合理。

( 4)据了解，目前配电网有不少单位仍全部采用断路器，而不是采用新型负荷开关，不难看出其投资是相当可观的。若进出线改用负荷开关，到大用户线也采用负荷开关，到就近配变采用熔断器，便可大幅度降低投资。目前国外熔断器熔断定值精度很高。

综上所述，配网规划应建立在国内、外最新技术平台之上，采用最新装备，选用无油化、长寿命、免维护的设备。

结语

配电自动化要在配电网结构合理，配电设备(主要是开关)符合自动化要求的基础上，再加周密的配电自动化规划，方能实施，否则会造成返工和浪费，达不到应有的效果。比方苏南某供电局几年前抓配电自动化，就简单地买了几台自动重合器和自动分段器，花了百余万元，结果只当普通开关用，后来才意识到应先做好自动化规划才行。

参考文献

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5.杨武盖 面向实用效果的配电自动化系统建设[期刊论文]-安徽电气工程职业技术学院学报 2008(3)

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中图分类号：F407.6 文献标识码：A 文章编号：

随着人们生活水平的提高,电气工程及自动化的要求也越来越高,它不仅要满足照明、家电用电量、安全用电等需求,更注重其美观、实用、方便的使用效果。

1 供配电系统

现代工农业及整个社会生活中电力应用非常广泛,一般建筑采用低压供电,高层建筑通常10kV电压供电。

1.1 电力系统及电力负荷

(1)电力系统概念。在电力系统中,如果每个发电厂孤立地向用户供电,其可靠性不高。如当某个电厂发生故障或停机检修时,该地区将被迫停电,因此为了提高供电的安全性、可靠性、连续性、运行的经济性,并提高设备的利用率,减少整个地区的总备用容量,常将许多发电厂、电力网和电力用户连成一个整体。这里由发电厂、电力网和用户组成的统一整体称为电力系统。

(2)我国电网电压等级。电力网的电压等级比较多,从输电的角度来讲,电压越高则输送的距离就越近,传输的容量越大,但电压越高,要求绝缘水平也相应提高,因而造价也越高。目前,我国根据国民经济发展的需要,技术经济上的合理性及电机电器制造工业的水平等因素,由国家颁布制定了我国电力网的电压等级主要有0.22、0.38、3、6、10、35、110、220、330、550kV等10级。其中电网电压在1kV及以上的称为高压,1kV以下的电压称为低压。

1.2 10KV 变(配)电所及高压设备

(1)变(配)电所位置的选择原则。①接近负荷中心,这样可降低电能损耗,节约输电线用量;②进出线方便;③接近电源侧;④设备吊装、运输方便;⑤不应设在有剧烈振动的场所;⑥不宜设在多尘、水雾(如大型冷却塔)或有腐蚀性气体的场所,如无法远离时,不应设在污染源的下风侧;⑦不应设在厕所、浴室或其他经常积水场所的正下方或贴邻;⑧变(配)电所为独立建筑物时,不宜设在地势低洼和可能积水的场所;⑨高层建筑地下层变(配)电所的位置,宜选择在通风、散热条件较好的场所。

(2)主结线的方式及特点。变(配)电所的主结线(一次接线)是指由各种开关电器、电力变压器、互感器、母线、电力电缆、并联电容器等电气设备按一定次序连接的接受和分配电能的电路。它是电气设备选择及确定配电装置安装方式的依据,也是运行人员进行各种倒闸操作和事故处理的重要依据。

主结线的基本形式有单母线接线、双母线接线、桥式接线等多种。

(3)变电所的形式和布置。①变电所的形式有独立式、附设式、杆上式或高台式、成套式变电所。附设式又分为内附式和外附式。②10kV变电所一般由高压配电室、变压器室和低压配电室三部分组成。

(4)常用高压设备。常用的高压一次电气设备有:高压熔断器、高压隔离开关、高压负荷开关、高压断路器、高压开关柜、高压避雷器和互感器等。

1.3 低电压配电系统及低压设备

(1)低电压配电方式。低电压配电系统是由配电装置和配电线路组成。低电压配电方式是指低电压干线的配电方式。低电压配电方式有放射性、树干式、链式三种形式。

(2)常用低压设备特点及用途。低压电气设备通常是指电压在1000V以下的电气设备,在建筑工程常见的低压电气设备有刀开关、熔断器、自动空气开关、接触器、低压配电柜等。

2 楼宇自动化

楼宇自动化控制采用的是计算机集散控制,所谓计算机集散控制就是分散控制集中管理。它的分散控制器通常采用直接数字控制器(DDC),利用上位计算机进行画面的监控和管理。主要手段是动画、曲线、文本、数据库、脚本、和各种专用控件等。楼宇自动化包括:空调与通风监控系统、给排水监控系统、照明监控系统、电力供应监控系统、电梯运行监控系统、综合保安系统、消防监控系统和结构化综合布线系统。

设计楼宇自动化系统的主要目的在于将建筑内各种机电设备的信息进行分析、归类、处理、判断,采用最优化的控制手段,对各系统设备进行集中监控和管理,使各子系统设备始终处于有条不紊、协同一致和高效、有序的状态下运行,在创造出一个高效、舒适、安全的工作环境中,降低各系统造价,尽量节省能耗和日常管理的各项费用,保证系统充分运行,从而提高了智能建筑的高水平的现代化管理和服务,使投资能得到一个良好的回报。

3 电气安全

随着人类对电力能源的重视与不断应用,电力设施与设备已与现代人类的工作与生活密不可分,电力甚至成为现代各行各业发展的基础前提。但不可否认的是由于种种原因,电力能源在带给人们工作与生活的便利的同时,由电气设备产生的问题也带给人类的生产与生活不少烦恼与损失,有时甚至表现为灾难。因此,电气安全不仅已成为各国电气操作与维护人员消除安全生产隐患、防止伤亡事故、保障职工健康及顺利完成各项任务的重要工作内容,同时也是电气专业工作者首要面临并着力解决的课题。

3.1 电气绝缘

保持配电线路和电气设备的绝缘良好,是保证人身安全和电气设备正常运行的最基本要素。电气绝缘的性能是否良好,可通过测量其绝缘电阻、耐压强度、泄漏电流和介质损耗等参数来衡量。

3.2 安全距离

电气安全距离,是指人体、物体等接近带电体而不发生危险的安全可靠距离。如带电体与地面之间、带电体与带电体之间、带电体与人体之间、带电体与其他设施和设备之间,均应保持一定距离。通常,在配电线路和变、配电装置附近工作时,应考虑线路安全距离,变、配电装置安全距离,检修安全距离和操作安全距离等。

3.3 安全载流量

导体的安全载流量,是指允许持续通过导体内部的电流量。持续通过导体的电流如果超过安全载流量,导体的发热将超过允许值,导致绝缘损坏,甚至引起漏电和发生火灾。因此,根据导体的安全载流量确定导体截面和选择设备是十分重要的。

4 建筑设备自动化系统

建筑设备自动化系统实际上是一套中央监控系统。它通过对建筑物(或建筑群)内的各种电力设备、空调设备、冷热源设备、防火、防盗设备等进行集中监控,达到在确保建筑内环境舒适、充分考虑能源节约和环境保护的条件下,使建筑内的各种设备状态及利用率均达到最佳的目的。

参考文献

[1] 武金山.基于CAN总线的楼宇自动化系统设计[D].合肥工业大学硕士论文,2008(11).

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配电自动化是通过现代电子技术和通信技术以及计算机网络技术，把配电网的实时和离线信息、用户和电网结构参数等信息安全集成，从而构成较为完整的自动化管理系统。国外配网自动化建设发展较早，技术上也相对较为成熟，对国外配网自动建设模式进行分析研究，将有助于更好地开展配网建设工作。

一、国外配网自动化建设的发展历程

上世纪50年代以前，英美国家就已经开始用人工方式操作、控制配电变电所的开关设备。50年代初，出现了时限顺序送电装置，加快了馈线故障地点的查找；到了七八十年代，电子技术空前发展，开发了各种配网自动化的设备，比如自动分段器、故障报警器等，使局部馈线实现了自动化。但是，这个时候自动化没实现远程监控。80年代才实现远程监控，同时也实现了电压调控等多种的配电自动化技术，但这一阶段因为受到电子技术限制，配电自动化系统在当时还是限于单项的自动化系统。到了90年代初，地理信息系统有了较大发展，应用到配电网管理当中，配网自动化建设走进综合发展的阶段。

二、国外配网自动化建设的模式分析

（一）美国配网自动化建设模式

美国的配电线路是以放射状为主，系统使用中性点接地的方式。其自动化建设的重心放在有效提高供电的可靠性，缩减停电的时间，改善客户服务的质量，提高用户满意度。美国配电自动化建设比较早，其主要经验是：美国国家的经济发展水平比较高，其配电网的管理技术较高，其设备水平比较高，能实现全部免维护，同样困扰到美国配电自动化建设的是电池问题。美国提高供电可靠性的最有效技术手段是实现馈线自动化。美国配网较长，其配电线路通常使用多级重合器来进行配合，且各级重合器间通过重合次数和动作电流定值的差异实现配合，其分支线路上使用分段器实现上下级配合，美国的变电站通过检测装置和可靠通讯来实现无人值守。

（二）法国配网自动化建设模式

法国配网的供电等级比较高，当前法国中压配网的等级是20kV，明显降低到线损，但是同时也导致故障率比较高，其供电的线路比较长，因此对配电自动化要求很高。法国配网基本能够实现故障区域隔离及非故障区域恢复供电，但是，法国目前的通信线路采用的是电话通信，相对比较落后，继而限制了其配电自动化的功能扩展。

（三）德国配网自动化建设模式

德国在上个世纪中叶就已经有了配网自动化的研究。德国一般采用建设方式是：选择在网架结构比较成熟的区域，通过站点优化以后，在网络的关键站点实现自动化功能，通过比较少的投资换取到减少恢复供电的时间。在电网结构较为稳定时，局部区域的网络关键点采用自动化技术。德国配网自动化建设的特点：德国低压电网通常不用自动及远程装置，供电大多采用环式供电，其结构相对较为稳定，电力系统的供电可靠性已达到较高水平，因此对配电自动化要求也就比较少。

（四）韩国配网自动化建设模式

韩国配网的网架结构是较为复杂的网状链接，配电的线路比较长，其架空线路通常使用SF6负荷开关，并且安装配套的FTU。韩国配网特点：韩国在建网过程别注重投资和回报，配置用低端的，注重发挥出配电自动化系统的作用，以产生出较高的经济效益。韩国建设配电自动化系统目的也是提高供电的可靠性，但是，建设完成以后，他们发现建设配电自动化系统不但可以带来减少停电的时间的收益，还可以通过降低网损和推迟配网投资而获得更多的收益，这使得韩国配电自动化系统建设模式变得经济效益及可靠性并重。

（五）印度配网自动化建设模式

印度电网的特点：印度的电力短缺比较严重，印度国家至今仍有将近一半的家庭用不到电，而且因为输变电的设备较为落后，其电力的损耗率也特别高。印度是电力系统发展较为落后的国家之一，进行配网建设时，印度重点是要提高配电管理系统的水平，因地制宜的选择开发了自动抄表系统，效益也很明显，基本解决了其偷电普遍、回收电费困难等问题。印度用了两年时间就实现了投资收回，值得我国借鉴。

三、国外配网建设对我国配网建设的启示

（一）我国配网建设的特点

当前，我国的配电网建设明显不足，存在严重欠账问题，继而导致全国配电网架比较薄弱。且我国的配电网建设变化大发展快，这与目前配电网供电可靠性低产生了矛盾。我国的停电一般是计划停电较多，大多是传统的周期检查人为的计划停电。我国地大物博，配网系统点多、面广、线长，结构也较为复杂。同时还存在一些问题，如配电网工作人员的素质不高、原始数据记录不全、一次网架的不合理、管理工作不完善等等。

（二）国外配网建设的启示

要提高国家配网运行和管理水平，就一定要下大力开展配网自动化建设。和国外先进水平比，我们的电网运行和管理水平还有较大差距，目前发达国家年平均停电时间通过在50分钟以下，有的甚至只有几分钟，而我国的年平均停电的时间约9个小时。要在短时间里提高供电的可靠性，就只能大力发展自动化和信息化系统建设，实现跳跃式大发展，而建设配电自动化系统就是最好的选择。

条件较好的地区，可借鉴发达国家的配网自动化建设的理念，使用配网自动化系统提高供电可靠性和管理水平。经济不太发达的地域，在配网自动化建设时一定要杜绝出现求新求全的局面，而是要根据具体的情况促进以遥信和遥控为主的建设，功能设计上，要规避盲目的以提高可靠性为配网目的，选择设备时切忌只选贵的、不选对的现象。

四、结语

配网的技术和资金实力、定位和需求都会对整个建设产生较大影响，因此很难有通用的建设模式，供电单位不能生搬硬套国外经验，而是要结合自身运行规模和生产管理的具体情况来制定建设模式。

参考文献：

[1] 姜秋海．对德国配电网的考察[J]．供用电，2009，（3）.

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中图分类号：F407.61 文献标识码：A 文章编号：

一．引言

随着经济的发展，科学技术的不断进步，通讯技术和计算机技术不断得到提高，电力系统的自动化水平也不断提高，越来越多的计算机、RTU以及一些其他的自动化设备被应用到电力系统中，我们指导微电子设备的工作电压只有几伏，工作电流十分微弱，正是如此其对外界的干扰抵抗十分弱。再加之，由雷电带来的瞬变磁场十分强，对于微电子器件产生的干扰很大，严重的甚至直接损坏微电子设备，给电力系统带来损失。近几年，尽管电力企业在不断的采取措施加强对电力系统的防雷保护，但是雷害事故还是时有发生，所以加强电力系统防雷措施的研究和探讨还是十分必要的。

二．对于雷电侵入波产生的过电压的保护措施

一般而言，电力企业对于雷电侵入波产生的过电压的保护是通过避雷器以及避雷针来实现的，这两者相配合的实现了对进线段的有利保护，效果比较好。通过对进线段的保护，可以利用其阻抗限制雷电流幅值，以及利用其电晕衰耗来达到降低雷电波陡度的目的，再在进线段上安装避雷器，通过避雷器的作用可以使得电流不超过绝缘配合所要求的数值，这样就可以有效的实现第一道防雷。

三．对于UPS过电压的保护措施

感应雷或沿电源线进入室内的雷电侵入波会使电源电压急骤升高，从而导致UPS及后接设备损坏。有些UPS中尽管装有压敏电阻，但还是很难保护自己及后接微电子设备。对电源，可靠有效的防雷方法是采用四级保护。每一级用三极气体放电管，将大的雷电限制到后续保护系统可允许的范围；第二级用限流模块；第三级用压敏电阻；第四级用TVS管，使输出的箝位电压达到规定的要求。采用上述四级保护后，UPS或被保护电源一般不会因雷击而损坏。

四．对于载波机过电压的保护措施

载波机遇雷击易损坏的部分通常为电源盘、用户话路盘及高频电路盘。高频电路盘上通常装有放电管，具有一定的耐雷水平；电源部分可采用上述电源过电压保护方式；用户话路盘由于铃流电压与通话电压不一致需要在保护装置设计上精心考虑，使之在两种不同电压下均能有效的地保护用户话路部分最好的办法是将保护器件置于载波机内，考虑到实际情况，外置保护模块应设计考虑得周全一些。为了有较好的防雷效果，我们在防雷时可以使用Modem、程控交换机通信线、用户话路盘以及信号线来实现四级保护，同时可以安装自动报警装置。

五．接地电阻与屏蔽

1.接地。合理的接地设计是整个电力系统防雷措施中的重要组成部分。一般会有构筑物接地、配电系统及强电设备接地、计算机自控系统接地等三种接地方式，因此，科学设计，使得这三种接地方式之间互相配合，有助于大大降低雷击通过接地网络对系统的毁坏。以计算机自控系统为例，一般采用系统工作接地、直流工作接地、安全保护接地等几种接地方式。在防雷措施中，要根据实际情况，将各种接地方式合理的组合，使得接地电阻值最小，取得最佳的效果。防雷接地是为防雷保护需要而设，以降低雷电流通过时的地电位升高，因此良好的接地是防雷中至关重要的一环。接地电阻值越小过电压值越低。因此，在经济合理的前提下应尽可能降低接地电阻。 在接地时要尽量的减低电阻，可以通过以下方法：深埋式接地极，如地下较深处的土壤电阻率较低，可用深井式或深埋式接地极；填充电阻率较低的物质或降阻剂。如附近有可以利用的低电阻率物质可以因地制宜，综合利用；敷设水下接地装置，如杆塔附近有水源，可以考虑利用这些水源在水底或岸边布置接地极，可以降低接地电阻，提高泄流能力。

2.屏蔽。为了达到减少雷电电磁干扰的目的，主控楼、通信机房的建筑钢筋、金属地板均应相互焊接，形成等电位法拉第宠。设备对屏蔽有较高要求时，机房六面应敷设金属屏蔽网，将屏蔽网与机房内环行接地母线均匀多点相连。架空电力线由站内终端杆引下后应更换为屏蔽电缆；室外通信电缆应采用屏蔽电缆，屏蔽层两端要接地；对于既有铠带又有屏蔽层的电缆应将铠带及屏蔽层同时接地，而在另一端只将屏蔽层接地。电缆进入室内前水平埋地10m以上，埋地深度应大于0.6m；非屏蔽电缆应穿镀锌铁管并水平埋地10m以上，铁管两端应良好接地。若在室外入口端将电力线与铁管间加接压敏电阻，防雷效果会更好。

六．综合性防雷措施

1．建立健全科学合理的整体防雷系统

从整个电力系统而言，要做好防雷措施，首先要从整体上做好防雷规划，从内到外，做到防雷措施的全面覆盖。整体而言，外部可以安装避雷针，接闪器等，避免雷电直接打击输配电线路或者是相关的线缆配电箱等基础设施，引起火灾或者事故。同时，内部要做好电磁屏蔽、等电位连接、共用接地系统和浪涌吸收保护器等一些子输配电系统，通过它们可以将引人建筑物内的浪涌电压和浪涌电流泻放到大地，并将其钳位在一定的电压范围内，以完善地保护电气设备。从整体上做好防雷规划，内外覆盖，这是采取具体防雷措施之前的基础性工作。

2．实施多级保护措施，做好配电系统的防雷

电力系统自动化是保证整个电力系统功能正常运转的关键部分，而输配电系统也是容易遭受到雷电袭击的部位之一。因此，做好配电系统的防雷措施，是整个防雷系统中的重要环节。虽然目前大多都会在配电系统的进线处安装避雷器，避雷带等防雷器件，但是，经过很多次实践证明，单一的防雷措施或者是防雷器件难以真正保障配电系统的正常运转，当雷击降下时候，建筑物的自控设备的电源机盘依然会受到电击而产生损坏。在对配电系统防雷时候，要据实际情况做好多级防护措施。在具体的工作中我们要加强对地网的改造，我们可以在容易受到雷击的部位安装ZGBZ-Ⅱ型载波机过电压保护器、DGBZ-Ⅱ型电源过电压保护器、MGB-Ⅰ型Modem过电压保护器和XGBZ-Ⅱ型信号线过电压保护器。通过工作实践证明了其作用是十分有效的。

七．结束语

我们必须要充分的认识到电力系统自动化防雷工作的必要性，但是与此同时我们所研究的防雷措施只是小小的一部分，对于整个电力系统自动化防雷工作而言它不能解决所有的问题，而整个电力系统防雷以及安全是一项复杂艰巨的任务，而且可以肯定的说在今后的工作中我们还将遇到各种各样的问题和难题，我们在遇到这些问题的时候，必须正确看待，从实际情况出发具体问题具体分析找出适合的解决方法。同时我们在工作的过程中要不断的积累经验，不断的学习探讨新的技术措施，不但的将得出的新方法以及新技术运用到实际工作中去，相信防雷工作一定会提到一个更高水平。

参考文献：

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中图分类号：U224.3+1文献标识码： A 文章编号：

引言：配电网是电力系统和用户的关系最为密切的部分，是保证整个电力系统的电能质量是一个关键的一部分。随着城镇化建设步伐的加快，城市人口迅速增加，城市规模将迅速扩大，中心区域负荷密度分布网络将会更大，更快更高的发展就显得尤为重要。发展城市配电网络是未来城市的发展是一个重要的目标。中国国家电网公司提出建立智能电网，并积极探索智能配电网的发展模式，完善的销售网络投资效益，是摆在我们面前的一个重要问题。不得不承认，由于网络的多样性和复杂性的特点，而不是净电流分布管理，还停留在比较简单，原始的水平。

一、智能配网供电的基本概念

智能电网是一个网格，智能电网也被称为“电网2.0”，其核心内容是实现信息化，数字化，自动化和互动。国家电网公司提出了“智能电网”的概念，它的定义是：以特高压电网为骨干网络，电网协调发展在各个层次的坚强电网为基础，利用先进的通信，信息与控制技术，建立信息化，自动化，数字化，交互式特点为统一坚强智能电网。作为一个重要的部分——智能电网的智能网络，让很多人认为9c自动化。配电自动化的重要部分当然是智能配电网络，但它是实现提高供电可靠性，缩短停电时间等功能。智能配电网络是一个多元化的信息和功能模块的集成。所谓的有机整合，即通过跨平台的数据，信息管理，实现更多，更先进的应用。它强调，促进整个配电网络运行水平。

二、双电源五重合器方案

对于大多数的双电源手拉手供电，可以是一个简单的五（或三）对线路进行合理的部分，可以实现故障隔离和恢复，以及无过错区供电。这种保护设置和配置相对简单，容易实现。

（1）组成

如图1所示，R1、R2、R3、R 4、R5五重合器组成，其中R3是一个“握手”重合，B 1，B 2分别与变电站的断路器。在R3， R 1，R 2，R 4，R5两侧安装用于测试是否有电压和开关工作电源电压互感器。图中只显示单位，其余的画。该方案保护采用电流型（快断，过流），但考虑到反时限。

（2）设置。

1）对变电站保护

电流。用于变电站开关B 1，B 2可速断保护的撤出，限时速断。一个变电站的过电流保护的原因是：IR1 > IR1 > IR2，对于B电站IB2>IR5>IR4。并设置之前，根据系统的容量和网络参数进行了严格的计算和验证。时间、TBI、TB2过流时间应大于1.5秒，以方便重合闸装置设置。合闸时间。BI、B2均为2分钟。

2）在合闸装置设置

电流。当R3处于打开状态，系统的正常运行是：IRl>Ⅱ、IRS>IR4、IR3IR2>IR3>IR4>IR5；当电力供应是由变电站，TRI(TR5)TR2(TR4)，若TRI=TR5=I．3 s，则1rI也=TR4=1．1 s。R3=0．9 s时三是关闭状态全负荷，通过变电站供电，则应有：TRl>TR2>TR3>TR4>TR5或整个负荷全部由B变电站供时，则应有TRl

三、配网抢修为例说明智能配网部分的功能

（1）当客户报告故障，系统会自动根据用户的警告信息和客户基础数据查询用户是否存在迟滞：计划停电和故障信息，然后过滤无效和重复的警告信息。通过停电监测中心标记停电用户信息判断是一种新的故障或已治疗失败，这会尽快反馈客户准确的信息，也降低了座位的工作量。

（2）维修人员到达现场，确定故障点，及时到达现场时间，断电影响的范围，预计恢复时间。这些工作可以通过现场维修人员提供现场工作终端。为在线或离线模式的互动与后台系统，现场终端配备条码扫描，图片，音频，视频等相关硬件功能。可以多种方式处理，记录的死亡情况，照片，视频，现场返回设备参数等信息，为指挥人员决策。所以有关人员能够掌握第一手资料，既方便了客户服务人员掌握故障信息给客户，并指挥人员提供正确决策的信息保障。同时，不需要特别安排的经营者，也节省了人力。故障处理完毕后，自动回到工作。

（3）派遣人员也可根据全球定位系统维修车辆定位，方便后台指挥人员及时修复人员的位置，同时处理多个单一故障可以帮助指挥人员进行有效合理调度车辆维修，既保证快速修复也避免了资源浪费。

（4）实现抢修调度多屏幕指挥，调和的修复提供多屏幕指挥系统，使分布和修理指挥人员可以实时，全面了解当前系统状态，应急资源分布部署情况，其中增加了安全屏障，也方便了命令。

（5）修理加工环节的前提，是可视化。可视化主要包括以下几个方面：①投诉电话自动定位和地理地图可视化。根据投诉电话和客户关系的分析结果，自动在地图的地理位置的投诉表或表盒。②用户电能表或表盒电源通过可视化。根据目前的电网运行方式，动态跟踪电流供应点。故障分析和可视化的结果。故障分析结果，失败和计划停电影响范围的地理背景图片展。应急指挥可视化。在地理信息系统地理地图可视化显示实时动态定位车辆修理，修理和维修。

结束语：

分布网络智能创造开放的系统和建立共享信息模型的智能电网，以技术为基础，通过电子终端用户，与用户之间的电网公司之间形成的网络互动和直接连接，数据读取实时，高速、双向的整体效果，实现电力、电信、电视、远程控制和电池充电的多功能开发。它可以将系统中的数据，优化电网管理，加强互动电网的运行的全新模式，形成网格的新的服务功能，提高整个电网的可靠性，有效性和效率，为人们的生产，生活带来了历史性的变化。

参考文献：

[1]陈瑶 配网智能化的体系结构及实现策略[会议论文]-2009

[2]许立雄.吕林.刘俊勇.罗鹏.Xu Lixiong.Lu Lin.Liu Junyong.Luo Peng 配电网络重构中的智能优化算法[期刊论文]-四川电力技术2005,28(6)

篇12

智能电网已经成为世界各国投入科技研发的重点，在欧美一些国家已经逐步上升到国家战略层面，成为国家经济发展和能源政策的重要组成部分。我国《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》明确提出要依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，增强电网优化配置电力的能力和供电可靠性。配电网自动化是智能电网中重要的一环，但是我国刚刚还处于起步的水平，落后发达国家比较多，急需大力发展。因此研究配电网自动化的站所终端是具有非常好的发展前景。本文将介绍站所终端的设计与应用。

1电力系统的发展及应用站所终端的背景

电力系统是由发电、输电、变电、配电及用电等环节组成的统一系统。在大力建设坚强型智能电网环境下,配网自动化既提高供电可靠性和供电质量、又扩大供电能力和实现配电网高效经济运行,是实现智能电网的重要基础之一。重“输”轻“配”已是过去时，配电网会是未来主流趋势。配网自动化是应用现代计算机技术、远动、自控、通讯等先进技术手段，实现配网在线和离线远方监控，以达到配网安全、可靠、高效运行之目的。

2站所终端的系统设计原理

总体来说电力系统站所终端DTU的功能主要就是实现对远方一次设备的遥信、遥测、遥控“三遥”自动化功能。具备就地采集开关的模拟量和状态量以及控制开关分合闸功能，具备测量数据、状态数据的远传和远方控制功能。在其设计上，主要是分为硬件设计和软件设计。站所终端是由主控板和采集板两个系统共同工作的。主控系统负责监控采集板、与配电自动化主站子站通讯。采集板负责数据采样、处理。两板之间通过CAN总线和RS485总线进行交互。终端具备故障指示手动复归、自动复归和主站远程复归功能，能根据设定时间或线路恢复正常供电后自动复归，也能根据故障性质（瞬时性或永久性）自动选择复归方式。具备软硬件防误动措施，保证控制操作的可靠性。

2.1硬件设计

系统主控板和采集板各自拥有一个中央处理器（CPU），都使用STM32F207。其具有自适应实时加速器，可以让程序在Flash中以最高120MHz频率执行时，能够实现零等待状态的运行性能，内置存储器保护单元，能够实现高达150DMIPS性能。处理器自带1个网络口、1个全速USB接口和2个CAN口。主控板提供两路网络口，4路串口，1个CAN口。采集板上的采样芯片采用ADE7878，是一款高精度、三相电能计量IC，采用串行接口，并提供三路灵活的脉冲输出。该器件内置七个ADC、基准电压源电路和所有必需的信号处理电路，实现总（基波和谐波）有功/无功/视在功率测量，以及基波有功和无功功率测量和有效值计算。ADE7878有七路模拟量输入，分成电流和电压两个通道。ADE7878提供三种串行通讯口，主模式HSDC接口的最高的通讯速度为8MHz，可以采集电压、电流瞬时值以用于谐波分析计算。

2.2软件设计

终端软件包括主控板程序和采集板程序。主控板通信协议和数据处理功能比较繁杂，程序调度比较麻烦，因此选用了具有实时性、开源性、可靠性的FREERTOS操作系统。FreeRTOS是一个迷你的实时操作系统内核。作为一个轻量级的操作系统，功能包括：任务管理、时间管理、信号量、消息队列、内存管理、记录功能、软件定时器等，可满足本系统的需要。实现站所终端的技术规范所要求的遥信、遥测、遥控等功能。主控板有自检、自恢复功能，拥有运行指示灯。监控开关电源工作状态，采集遥信值，并且控制就地指示灯。上行通信协议使用国家电网DL/T634.5104和DL/T634.5101。与采集板交互的通信协议采用自定义格式。主控板具备对时功能，支持SNTP等对时方式，接收主站或其它时间同步装置的对时命令，与主站时钟保持同步。终端接受并执行来自主站或子站的遥控命令，完成开关的分、合闸操作。遥控采取“遥控预制-返送校核-操作执行命令”的方式。采集板为了满足实时性的要求采用的是裸机程序。处理器采集采样芯片的波形信号后，10毫秒计算一次电流有效值。每条线路的零序电流和零序电压，即可以由三相电流或三相电压计算获得，也可由零序CT或零序PT直接采集获得，可根据现场实际情况灵活配置。采样值周期的通过CAN总线发送给主控板。如果采样值超过阀值，控制操作继电器动作，使开关跳闸，并且记录事件、上报故障遥信给主控板。

3站所终端在电力系统中的应用

站所终端是配网自动化的主要设备。随着我国配网自动化水平的逐步提高，越来越多的站所终端被投入使用。配电系统自动化涉及范围主要是指10kV中压系统。配电自动化主要就是监控此处的一次设备。站所终端主要用于环网柜、开闭所等，实现电气量的监测和控制，故障诊断、故障隔离。

4结束语

本文简要分析了电力系统站所站所终端的设计与应用，结合电力行业正在快步走向智能电网的实际情况，可以得知将站所终端应用于电力系统中，市场需求巨大，应用前景非常乐观，必将带来满意的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]国家能源局.DLT721-2013配电网自动化系统远方终端.2013.8.

[2]田劲.电力系统站所远方终端DTU的设计与应用研究[D].武汉理工大学硕士学位论文.2012,5.