1、第一章 概述第1章概述1.1 配电网简介1.2配电网自动化概述1.3配电网自动化系统的构成及功能1.4实现配电网自动化的目的1.5配电网自动化发展1.6实施配电网自动化的难点 定义：由各级电压的电力线路将发电厂、变电所和电力用户联系起来的一个发电、输电、变电、配电和用电的整体，称为电力系统。 功能：将自然界的一次能源通过发电装置转化为电能，再经输电、变电和配电将电能供应到用户1.1 电力系统发电输电变电配电用电发电机升压变压器高压输电输电区域变电所中低压配电降压变电所发电厂 26kV/750kV用户 110kV/35kV/20kV/10kV/0.4kV工厂是主要有户，用电量约占50%以上 区域
2、电网 220kV输电地方变电所地方电网 110kV发电公司中国华能集团公司 中国大唐集团公司中国国电集团公司 中国华电集团公司 中国电力投资集团公司 电网公司国家电网公司中国南方电网公司 广东、广西、云南、贵州和海南五省、区 西北电网华北电网东北电网华中电网华东电网南方电网 1.2配电网简介超高或高压变电升压输电变电降压供电10kv0.4kv配电系统高压发电配电网配电网是做为电力系统的末端与用户相连起分配电能作用的网络，包括0.4-110KV各电压等级的电网。配电网络简介 中性点接地方式是电力系统中涉及面广，而又值得重视研究、分析的问题，因为它涉及到电力系统的运行、电力设备的绝缘、继电保护的选
3、择整定，供电的可靠性等。 目前我国中性点接地大体是： 500kv完全接地 220kv系统直接接地 110kv系统直接接地（变电站同一系统内有不接地变压器） 35kv系统经消弧线圈接地（或不接地） 10kv系统（6KV）不接地或经消弧线圈接地、经电阻或电抗接地。 380/220v系统直接接地。各种中性点接地方式及系统发生故障时的特点？(1）中性点直接接地：当发生单相接地故障时，故障相电流很大，电压可能降为零，非故障相对地电压会升高，大的故障电流将损坏设备。（2）中性点经电抗接地：当单相接地故障时，电感性故障电流可以补偿系统本身的电容电流，从而减少故障电流，提高灭弧能力。（3）中性点经低阻接地方式
4、：单相接地故障时，短路电流大，接地电位升高，对电气设备的影响与直接接地方式相似。（4）中性点不接地方式：此种方式故障点不产生大的短路电流，在故障流过的仅是系统对地电容电流。非故障相对地电位上升到线电压，此种方式允许单相接地运行2小时。（5）中性点经消弧线圈接地方式：此种情况与中性点经电抗接地情况类似。常见配网网络接线方式：常见配网网络接线方式： (a)树状网络；树状网络； (b)放射形网络；放射形网络； (c)同一变电站二馈线同一变电站二馈线“手拉手手拉手”； (d)不同变电站二馈线手拉手不同变电站二馈线手拉手”； (e)二馈线二馈线“手拉手手拉手”加分段开关；加分段开关； (f)环网柜接线；
5、环网柜接线； (g)网格式接线。网格式接线。 配电网络接线的优缺点及适用情况配电网络接线的优缺点及适用情况 (1)树状和放射形接线树状和放射形接线优点：接线简单，实用，投资低，建设周期短。优点：接线简单，实用，投资低，建设周期短。缺点：是供电可靠性低，当线路或开关故障时，将使缺点：是供电可靠性低，当线路或开关故障时，将使整条线路停电。整条线路停电。 树状网络适用于城市中一般负荷的供电和农村用户的树状网络适用于城市中一般负荷的供电和农村用户的供电。为减少事故和检修时的停电范围，可在主干线路供电。为减少事故和检修时的停电范围，可在主干线路上装分段开关将主干线路分段，以减少事故和检修时的上装分段开关
6、将主干线路分段，以减少事故和检修时的影响范围。或在个别分支线装分支开关，这样当分支线影响范围。或在个别分支线装分支开关，这样当分支线故障和检修时不会影响主干线和其他分支线。故障和检修时不会影响主干线和其他分支线。 对放射形接线，当线路发生故障或者需要检修时，该对放射形接线，当线路发生故障或者需要检修时，该线路所带负荷将中断。因此只适用于城市一般用户的供线路所带负荷将中断。因此只适用于城市一般用户的供电，可以采用双回路供电来提高供电可靠性。电，可以采用双回路供电来提高供电可靠性。 (2)“手拉手手拉手”供电接线。供电接线。 近几年我国供电网广泛采用的一种供电方式，近几年我国供电网广泛采用的一种供
7、电方式，是将放射形接线改造成双电源供电，中间以联络是将放射形接线改造成双电源供电，中间以联络开关将两段线路连接起来。在正常运行时联络开开关将两段线路连接起来。在正常运行时联络开关打开，以减少短路电流和可能出现的环流等，关打开，以减少短路电流和可能出现的环流等，当线路失去一端电源时，可以合上联络开关，从当线路失去一端电源时，可以合上联络开关，从另一端电源对失去电源线路上的柱上变压器和高另一端电源对失去电源线路上的柱上变压器和高压用户供电。压用户供电。优点：可靠性相对较高，投资不高。优点：可靠性相对较高，投资不高。 (3)双回路双回路T接线接线 一种是单电源双回路一种是单电源双回路T接，另一种是双
8、电源双接，另一种是双电源双回路回路T接。是对树状和放射形接线的改进，为了接。是对树状和放射形接线的改进，为了改善供电可靠性，利用中压改善供电可靠性，利用中压10kV线路有同杆架设线路有同杆架设双回路的可能性而采取双回路双回路的可能性而采取双回路T接，即使是单电接，即使是单电源，由于有双回路供电亦可视为双电源。当是双源，由于有双回路供电亦可视为双电源。当是双电源时，则供电可靠性又有进一步改善。同时运电源时，则供电可靠性又有进一步改善。同时运行方式亦可根据需要而灵活多变，但是为了在线行方式亦可根据需要而灵活多变，但是为了在线路故障或一侧电源失去时，仍能保证用户供电，路故障或一侧电源失去时，仍能保证
9、用户供电，应考虑在正常运行时，线路和配电变压器均留有应考虑在正常运行时，线路和配电变压器均留有足够的备用容量。并在变电站或配电站设置备用足够的备用容量。并在变电站或配电站设置备用电源自动投切装置。电源自动投切装置。 (3)双回路双回路T接线接线 (4)环形接线。环形接线。 每一街区沿街道敷设中压电缆接入每一幢沿每一街区沿街道敷设中压电缆接入每一幢沿街道建筑物的地下环网柜，正常时开环运行，一街道建筑物的地下环网柜，正常时开环运行，一侧电源或电缆线路故障时自动切换整个城网按街侧电源或电缆线路故障时自动切换整个城网按街区形成一个个小环网。区形成一个个小环网。 我国各市的新工业开发区，新住宅小区的供我
10、国各市的新工业开发区，新住宅小区的供电网络亦趋向采用环网柜构成的环形接线方式。电网络亦趋向采用环网柜构成的环形接线方式。满足同样的供电可靠率，环形供电比双回路供电满足同样的供电可靠率，环形供电比双回路供电在经济上有较大优势。环形接线的线路可以采用在经济上有较大优势。环形接线的线路可以采用电缆线路，亦可采用架空线路。环网柜可以采用电缆线路，亦可采用架空线路。环网柜可以采用户内式，亦可采用户外式环网柜内开关设备可选户内式，亦可采用户外式环网柜内开关设备可选用负荷开关，亦可选用断路器。用负荷开关，亦可选用断路器。 (4)环形接线。环形接线。 (5) 46网络接线。接线如图网络接线。接线如图2-2所示
11、。该接线方式所示。该接线方式具有相当的技术和经济优势，因此在国内可结合具有相当的技术和经济优势，因此在国内可结合实际情况予以采用。实际情况予以采用。 2022-6-9配电网的接线方式：配电网的接线方式：2022-6-9配电网的接线方式：配电网的接线方式：2022-6-9供电安全供电安全“N-1”N-1”准则准则 1993年能源部、建设部颁布的城市电力网规划设计导则中规定，城市配电网必须满足供电安全“N-1”准则要求具体内容是： 高压变电所中失去任一回路进线或一组降压变压器时，必须保证向下一 级配电网供电。 高压配电网中一条架空线或一条电缆或变电所中一组降压变压器发生故障时： 在正常情况下，除故
12、障段外不许停电，并不得发生电压过低和设备不允许的过负荷； 在计划停运时，又发生故障，允许部分停电，但应在规定时间内恢复供电。 低压电网中当一台变压器或电网发生故障时，允许部分停电，但应将 完好的区段在规定时间内切换至邻近电网恢复供电。 1.3 配电网自动化概述配电网自动化是利用现代计算机技术、自动控制技术、数据通讯、数据存储、信息管理技术，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进行集成，构成完整的自动化系统，实现配电网运行监控和管理的自动化、信息化。内容：详细解释： 能量管理系统(EMS:Energy Management System):对输电网进行监视、控制和管理 配电
13、管理系统(DMS:Distribution Management System):对变电、配电和用电进行监视、控制和管理1.配电自动化系统（DAS）：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。包括：(1) 配电网数据采集和监控： (2) 需求侧管理 (3) 配电网地理信息系统配电网自动化系统的构成系统中的配电主站是整个配电网自动化系统的监控、管理中心。配电主站通过基于IEC 61968的信息交换总线或综合数据平台与 功能配电网自动化系统有3个基本功能：安全监视功能、控制功能、保护功能。1) 安全监视功能是指通过采集配电网上的状态量(如开关位置、保护动作情况等)、模拟量(如电压、电流
14、、功率等)和电能量，对配电网的运行状态进行监视。2) 控制功能是指在需要的时候，远方控制开关的合闸或跳闸以及电容器的投入或切除，以达到补偿无功、均衡负荷、提高电压质量的目的。3) 保护功能是指检测和判断故障区段，隔离故障区段，恢复正常区段的供电。(1) 配电网数据采集和监控配电网数据采集和监控系统：采集安装在各个配电设备处的配电终端单元上报的实时数据，并使调度员能够在控制中心遥控现场设备，它一般包括数据采集、数据处理、远方监控、报警处理、数据管理以及报表生成等功能。SCADA包括配电网进线监控、开闭所及配电站自动化、馈线自动化和配变监测及无功补偿4个组成部分。实现配电网自动化的目的 故障时：迅
15、速查出故障区及异常、隔离故障区、恢复非故障区域用户供电 正常时：优化配电网运行方式、改善配电质量、提高设备利用率、自动抄表计费、提高管理现代化提高供电可靠性，保证供电质量 1.提高供电可靠性(1) 缩小故障影响范围(2) 缩短事故处理所需的时间(1) 缩小故障影响范围图1-2环状配电网运行工况a) 馈线正常运行b) 馈线发生故障c) 馈线故障隔离(2) 缩短事故处理所需的时间实现配电网自动化能提高供电可靠性的另一个体现是缩短事故处理所需的时间。下面以某电力公司在应用配电网自动化系统前后，对配电系统事故处理所需时间的比较统计结果为例来说明。2.提高供电经济性目前，可以通过多种方法来降低配电网的线
16、损，如配电网络重构、安装补偿电容器、提高配电网的电压等级和更换导线等。其中，提高配电网的电压等级需要进行综合考虑，更换导线和安装补偿电容器则需要投资。配电网自动化使用户实时遥控配电网开关进行网络重构和电容器投切管理成为可能，通过配电网络重构和电容器投切管理，在不显著增加投资的前提下，可以达到改善电网运行方式和降低网损的目的。配电网络重构的实质就是通过优化现存的网络结构，改善配电系统的潮流分布，理想情况是达到最优潮流分布，使配电系统的网损最小。当然，通过配电网自动化实现电力用户用电信息采集，可以杜绝人工抄表导致的不客观性和漏抄，显著降低管理线损，并能及时察觉窃电行为，减少损失。3.提高供电能力配
17、电网一般是按满足峰值负荷的要求来设计的。配电网的每条馈线均有不同类型的负荷，如商业类、民用类和工业类等负荷。这些负荷的日负荷曲线不同，在变电站的变压器及每条馈线上峰值负荷出现的时间也是不同的，导致实际配电网的负荷分布是不均衡的，有时甚至是极不均衡的，这降低了配电线路和设备的利用率，同时也导致线损较高。通过配电网优化控制，可以将重负荷甚至是过负荷馈线的部分负荷转移到轻负荷馈线上，这种转移有效地提高了馈线的负荷率，增强了配电网的供电能力。4.降低劳动强度，提高管理水平和服务质量配电网自动化还能实现在人力尽量少介入的情况下，完成大量的重复性工作，这些工作包括查抄用户电能表、监视记录变压器运行工况、监
18、测配电站的负荷、记录断路器分合状态、投入或退出无功补偿电容器等。通过配电网自动化，不必登杆操作，在配电主站就可以控制柱上开关；实现配电站和开闭所无人值班；借助人工智能代替人的经验做出更科学的决策报表、曲线、操作记录等；数据统计和处理；配电网地理信息系统的建立；客户呼叫服务系统的应用等。这些手段无疑降低了劳动强度，提高了管理水平和服务质量。1.3.1国内配电国内配电网网自动化的现状自动化的现状(1)国内国内配电网自动化的发展历程 国内配电自动化起步于20世纪90年代，较国外发达国家约滞后20年。主要开展了两方面的工作：建立配电系统的实时监控系统，即在配电网调度中心建立主站系统，在各变电站、开闭所
19、设置RTU、FTU（Feeder TerminalUnit)馈线远方终端，通过通信通道联系，从而达到实时监控的功能。 实施了各种类型馈线自动化（FA，Feeder Automation），以缩短线路故障后的停电时间，加快恢复供电，提高供电可靠率。1.3 配电网自动化的发展(2)国内国内配电网自动化的常见形式 (1)(1)在在10kV10kV辐射式线路或树状式线路上采用重合器、分辐射式线路或树状式线路上采用重合器、分段器实现馈线自动化。段器实现馈线自动化。 易实现，节省投资。但用户需要承受多次重合冲击，只用于易实现，节省投资。但用户需要承受多次重合冲击，只用于城郊区或农村的配电网。城郊区或农村的
20、配电网。 (2)(2)在在10kV10kV环形电缆配电网络中采用重合器，配合环网环形电缆配电网络中采用重合器，配合环网柜实现馈线自动化。柜实现馈线自动化。以分散的环网柜结合美式箱变而构成环形电缆配电网络，替以分散的环网柜结合美式箱变而构成环形电缆配电网络，替代了建设集中的配电站，节省了占地面积。代了建设集中的配电站，节省了占地面积。 (3)在在10kV环形电缆配电网络中采用环网柜加装环形电缆配电网络中采用环网柜加装FTU和设置配电自动化系统是实现馈线自动化的又和设置配电自动化系统是实现馈线自动化的又一种方式。一种方式。 (4)通过改造配电网，形成多个环网或通过改造配电网，形成多个环网或“手拉手
21、手拉手”线路，使每一用户有二个供电源。然后将网络中的线路，使每一用户有二个供电源。然后将网络中的环网开关或线路上的分段器按自动化要求改造为可环网开关或线路上的分段器按自动化要求改造为可遥控的负荷开关，每个开关配置遥控的负荷开关，每个开关配置FTU，建立通信通，建立通信通道并和配电自动化主站系统相连。当线路发生故障道并和配电自动化主站系统相连。当线路发生故障时，主站系统依靠时，主站系统依靠FTU的信息操作负荷开关，进行的信息操作负荷开关，进行故障隔离和恢复对非故障段的供电。故障隔离和恢复对非故障段的供电。 (5)对可靠性要求高的用户，将第三种方案中环对可靠性要求高的用户，将第三种方案中环网柜中的
22、负荷开关改成断路器，在每段线路上加装网柜中的负荷开关改成断路器，在每段线路上加装具有故障电流方向判别元件的简化型差动保护。当具有故障电流方向判别元件的简化型差动保护。当某一区段发生故障时，可在毫秒级的时段内进行故某一区段发生故障时，可在毫秒级的时段内进行故障定位和故障隔离，从而可使非故障段不停电，不障定位和故障隔离，从而可使非故障段不停电，不影响其用户供电。这种方式要求相邻影响其用户供电。这种方式要求相邻FTU之间能通之间能通过高速通信通道（如光纤通道）进行数据通信，过高速通信通道（如光纤通道）进行数据通信，FTU除了常规的功能之外还必须具有保护功能。成除了常规的功能之外还必须具有保护功能。成
23、本相对较高。本相对较高。 （1）国外配电自动化的三个发展历程主要特征主要功能主要设备第一阶段自动化开关相互配合故障隔离和非故障区恢复供电重合器、分段器第二阶段FTU和通信网络遥控隔离故障和远方监控运行方式FTU、通信网络、配电自动化计算机系统第三阶段高级应用软件配电管理系统和人工智能FTU、通信网络、配电自动化计算机系统、高级应用软件1.3.1国外配电网自动化的发展名词解释 RTU(Remote Terminal Unit):远动终端单元 TTU(Transformer Terminal Unit):变压器远动终端单元 DTU(Distribution Terminal Unit):变动站远动
24、终端单元 FTU(Feeder Terminal Unit):馈线远动终端单元国外自20世纪70年代起就进行了配电自动化技术的研究和应用，其发展经历了以下3个阶段：第一阶段：基于自动化开关设备相互配合的馈线自动化系统，其主要设备为重合器和分段器，不需要建设通信网络和配电主站，系统在故障时通过自动化开关设备相互配合实现故障隔离和健全区段恢复供电。这一阶段的配电网自动化技术，以日本东芝公司的重合器与电压-时间型分段器配合模式和美国Cooper公司的重合器与重合器配合模式为代表。第二阶段：随着计算机技术和数据通信技术的发展，一种基于馈线监控终端、通信网络和配电主站的实时应用系统应运而生，在配电网正常
25、运行时，系统能起到监视配电网运行状况和遥控改变运行方式的作用，故障时能够及时察觉，并由调度员通过遥控开关隔离故障区段和恢复健全区段供电。第三阶段：随着负荷密集区配电网规模和网格化程度的快速发展，仅凭借调度员的经验调度配电网越来越困难；同时，为加快配电网故障的判断和抢修处理，进一步提高供电可靠性和客户满意度，一种集实时应用和生产管理应用于一体的配电网管理系统逐渐占据了主导地位，它覆盖了整个配电网调度、运行、生产的全过程，还支持客户服务。系统结合了配电网自动化系统、配电网GIS应用系统、配电生产管理系统等，并且与营销管理系统相结合，实现配电和用电的综合应用功能。国外知名公司，如ABB、SIEMEN
26、S、GE等都有配电网管理系统产品，并得到广泛应用。 城市外围电网：单环网，双环网或双回路。 市区或农村的中压网：辐射网，环网，网格网，复式网等。 国外中压配电网络结构，在农村和城市郊区一般以架空线为主，在城区以沿街敷设电力电缆为主。 低压配电网：230/400V三相四线制:欧洲国家120/240V单相三线制：北美洲国家 典型国外配电网结构配电网自动化发展趋势1.开放式2.集成化3.一体化大城市的配电自动化系统一般分为四个层次：第一层是现场设备层，主要是FTU,TTU, RTU和电量集抄器等构成。第二层为区域集结层，用于集结在区域内大量分散的配电终端设备。第三层为配电自动化子控制中心层，用于管理
27、供电分局范围内的配电网。第四层为配电自动化总控制中心层，用于管理整个城市范围内的配电网。中小城市的配电自动化系统一般只有前三层，而不需要第四层 1.4实施配电网自动化难点1.测控对象多2.终端设备工作环境恶劣、可靠性要求高3.通信系统复杂4.工作电源和操作电源获取困难5.我国目前配电网现状落后1.测控对象多配电网自动化系统的测控对象包含给配电网供电的变电站、10kV开闭所、小区配电站、配电变压器、分段开关、并联补偿电容器、用户电能表、重要负荷等，站点非常多，通常有成百上千甚至上万点之多。因此，不仅对于系统组织会带来较大的困难，对配电主站的计算机网络要求也更高，特别是在图形工作站上，要想较清晰地
28、展现配电网的运行方式，困难将更大。因此，对于配电网自动化主站系统，无论是硬件还是软件，比输电网自动化系统都有更高的要求。此外，由于配电网自动化系统的配电终端数量多，因此要求设备的可靠性和可维护性一定要高，否则电力公司会陷入繁琐的维修工作中，但是每台配电终端的造价却受到限制，否则整个系统造价会过高，影响配电网自动化潜在效益的发挥。2.终端设备工作环境恶劣、可靠性要求高输电网自动化系统的终端设备一般都可安放在所测控的变电站内，因此行业标准中这类设备按照户内设备对待，即只要求其在055环境温度下工作。而配电网自动化系统却有大量的配电终端必须安放在户外，由于工作环境恶劣，通常要能够在-2585环境温度
29、下工作，还须考虑雷击、过电压、低温和高温、雨淋和潮湿、风沙、振动、电磁干扰等因素的影响，从而导致不仅设备制造难度大，造价也较户内设备高。此外，配电网自动化系统中的配电终端进行远方控制的频繁程度比输电网自动化系统要高得多，要求配电网自动化系统中的配电终端具有更高的可靠性。3.通信系统复杂由于配电网自动化系统的配电终端数量非常多，所以大大增加了通信系统的建设复杂性。从目前成熟的通信手段看，没有一种单独的方式能够满足要求，往往综合采用多种通信方式，并且采取多层集结的方式，以减少通道数量并充分发挥高速信道的能力。此外，在配电网自动化系统内，各种类型配电终端的通信规约尚未统一，使问题更加复杂，如可通信故
30、障指示器的通信规约，目前尚无标准。4.工作电源和操作电源获取困难在配电网自动化系统中，必须面临许多输电网自动化系统中不会遇到的问题，如控制电源和工作电源的获取问题。故障位置判断、隔离故障区段、恢复正常区域供电是配电网自动化最重要的功能之一，为实现这一功能，必须确保故障期间能够获取停电区域的信息，并通过远方控制跳开一部分开关，再合上另外一些开关。但该区域停电，无论终端工作所需的电源和通信系统所需的电源，还是跳闸或合闸所需的操作电源，都成了问题。5.我国目前配电网现状落后我国目前配电网的现状仍较落后，首先要对配电网的拓扑结构进行改造，使之适合于自动化的要求，如馈线分段化、配电网环网化等；其次分段开关也需更换为能进行电动操作的真空开关或永磁开关，并且应具有必要的互感器；最后开闭所和配电站中的保护装置，应能提供一对信号接点，以作为事故信号，区分事故跳闸和人工正常操作。但是我国现在的配电网(特别是县一级电力公司的配电网)和上述要求尚存在较大的差距。为了实现配电网自动化，必须把对传统配电网的改造纳入工程之中，从而进一步增加了实施的困难。能量管理系统EMS和DCS配电SCADA系统配电地理信息系统（GIS）调度员仿真调度系统（DTS）工作票管理系统（WOM）配电自动化（DAS）
