配电保护自动化第一章

1、农村电力网自动化专题农村电力网自动化专题第一章 配电自动化问题综述 配电自动化的定义：配电自动化(DA)是一项集计算机技术、数据传输、控制技术、现代化设备及管理于一体的综合信息管理系统，其目的是提高供电可靠性，改进电能质量，向用户提供优质服务，降低运行费用，减轻运行人员的劳动强度。 概 述配电自动化问题的提出 1.国民经济的发展和人民物质文化生活水平的不断提高，对电力需求愈来愈大，用户对供电质量和供电可靠性要求越来越高。 2. “电力法”和承诺制的贯彻执行，要求电力部门提供安全、经济、可靠和高质量的电能。电力企业的经济效益。 3.科技发展和进步的体现。 传统的技术和管理手段已无法适应新形势下的

2、供电需要，“配电自动化系统”就是为了解决这一问题而提出来的。电力自动化按功能类别分: 1.调度自动化:分国调省调地调和县调.用于对变电站和发电站的发电和输电进行调度指挥,实现自动化的管理. 2.变电站综合自动化:分500KV220KV110KV35KV等级变电站的就地监视和控制,并把数据传送调度自动化系统. 3.配网自动化:城区10KV系统的配网的监视控制的自动化管理,优化城区配网结构,合理高效用电管理,事故的及时预和故障的及时处理. 4.配电自动化：对于工厂、建筑等终端用户的配电设备的自动化管理,提高配电系统运行的可靠性,对于事故实现提前预告,提高工作效率,并达到经济运行的目标。配电自动化的

3、发展大致分为三个阶段: 第一阶段是基于自动化开关设备相互配合的配电自动化阶段，主要设备为重合器和分段器等，不需要建设通信网络和计算机系统。其主要功能是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域恢复供电。这一阶段的配电自动化系统局限在自动重合器和备用电源自动投入装置。自动化程度较低，这些系统目前仍大量应用。 第二阶段的配电自动化系统是基于通信网络、馈线终端单元和后台计算机网络的配电自动化系统，在配电网正常运行时也能起到监视配电网运行状况和遥控改变运行方式的作用，故障时能及时察觉。并由调度员通过遥控隔离故障区域和恢复健全区域供电。 随着计算机技术的发展，产生了第三阶段的配电自动化系统

4、。它在第二阶段的配电自动化系统的基础上增加了自动控制功能。形成了集配电网SCADA系统、配电地理信息系统、需方管理(DSM)、调度员仿真调度、故障呼叫服务系统和工作管理等一体化的综合自动化系统，形成了集变电所自动化、馈线分段开关测控、电容器组调节控制、用户负荷控制和远方抄表等系统于一体的配电网管理系统(DMS)。 在工业发达国家中，配电系统自动化受到了广泛的重视，美国、日本、德国、法国等国家的配电系统自动化，已经形成了集变电站自动化、馈线分段开关测控、电容器组调节控制、用户负荷控制和远方抄表等系统于一体的配电网管理系统(DMS)，其功能已多达140余项。 2014年7月召开的国务院常务会议上，

5、国家将加强城市配电网建设，推进电网智能化确定为城市基础建设六项重点任务之一；国家电网也为此成立了专项工作组，将配电自动化建设应用提升工作作为当务之急来抓，吹响了全面提升配电自动化的建设号角，也标志着处于电网建设最薄弱环节的配电网及配电自动化建设即将进入高速发展通道。国内外配电自动化的现状我国配电网存在缺陷相比发达国家，我国的配电自动化建设起步较晚，目前仍处于初级阶段，市场不成熟，仍存在着一些亟待解决的问题。（一）配电网发展仍然滞后，发展不平衡。近年来配电网投资力度不断加大，但由于历史欠账较多，配电网尤其是中压配电网发展仍然滞后，城市与农村、东部与中西部电网发展不平衡问题依然突出。（二）电网结构

6、薄弱，自动化水平低。10千伏网架结构依然薄弱。城网和农网差距显著。10千伏线路仍有近一半未实现互联，农网互联比例仅为城网1/3。配电自动化水平较低。配电自动化处于起步阶段，故障诊断、隔离和恢复时间较长，无法实现网络重构和自愈。体现为互供能力差，直观感受为恢复供电时间长。（三）配电网基础数据差，信息化手段落后。配网通信及信息系统发展相对滞后，缺少信息获取渠道。 配电网管理涉及到发展、农电、运检、营销、调度等不同部门，基础数据分散在不同系统中。系统之间的数据标准、模型不一致，此外，缺乏数据共维共享机制。配电网投资少，建设水平低。 总之，我国目前的配电网还很薄弱，农网绝大多数为树状结构，且多为架空线

7、，可靠性差，送电距离太长，损耗严重，电压质量差。配电设备大多是不可遥控的。配电网运行状态监测设备少，信息传输通道缺乏，因而信息搜集量少，事故处理自动化程度低，处理时间长，事故后恢复供电慢。 第一节 配电网及其特点一、配电网一、配电网 定义：定义：通常把电力系统中二次降压变电所低压侧 直接或降压后向用户供电的网络， 称为配电网（Distribution Network）。 组成：组成：由架空线或电缆线路、配电所或柱上降压变压器及用户构成。 分类：分类：习惯上将额定电压IkV及以上的配电网称为高压配电网，额定电压一般为35kV、610kV和3kV等；将配电电压IkV以下的配电网称为低压配电网，其额

8、定电压一般为单相 220V和三相 380V。 66kV电网称为高压送电网。 220kV电网称为超高压输电网 500kV电网称为特高压输电网二、配电网的结构a.树枝状 b.放射状 c.单电源手拉手 d.双电源手拉手 e.双电源手拉手加分段开关 f.环网柜接线 g.网格式接线三、配电网的特点 (1)农村配电网短路客量小一般在100200MVA。而城市配电网短路客量大，在200300MVA左右。 （2）配电网直接与用户发生关系，需求量大。尤其是近几年工农业的发展，乡镇企业的兴起，配电线路不断延伸，配电变压器在增加，供电范围在扩大，配变容量在增加。 （3）农村配电网负荷分散，供电半径大，线路长，有的

9、10kV配电线路长达几十公里，线路维护工作量大。城市负荷相对集中，布点多，但事故影响大。 （4）配电网事故受外界影响因素较多，尤其是架空配电线路，因雷击、鸟害、大风及树林的影响，造成瞬时故障和永久性故障的机率高，供电可靠性差。有的地区事故跳闸率高于8次/百公里。 （5）线路长，负荷变化大，末端的短路电流与最大负荷电流相接近，保护配合困难。熔断器的保护性能受运行环境的影响，上、下级配合困难，尤其是主变压器保护，问题较多，不能满足保护配合要求。 （6）配电网设备和自动控制装置技术性能落后，除所内继电保护外，很少有其它装置，自动重合闸也很少投入运行。 （7）中性点运行方式。 我国配电网还有一个显著特

10、征，就是中性点不接地，在发生单相接地时，仍允许供电一段时间（一到两小时），这一特点使得我国的配电自动化系统不能直接引进国外设备，而必须结合我国配电网的实际情况，自行研制，或对国外的设备逐步加以改进。第二节 配电管理系统 （Distribution Management System,DMS） 一、定义 1.配电管理系统 利用现代电子技术、通信技术、计算机技术、网络技术将配电网的在线数据和离线数据，电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网正常运行及事故情况下的检测、保护和控制。 2.配电自动化系统 利用现代通信技术和计算机技术对电网在线运行的设备进行远方监视和控制的网络系

11、统。 二、配电管理系统在电力系统中的位置二、配电管理系统在电力系统中的位置 三、配电管理系统的涵盖关系三、配电管理系统的涵盖关系 （一）配电自动化（一）配电自动化1.配电配电SCADA系统系统(数据采集和监控数据采集和监控) 我们把配电自动化系统中,从为配电网供电的60kv(35kv)变电站的10kV部分监视，到10kV馈线自动化以及10kV开闭所、配电变电所和配电变压器的自动化，称为配电SCADA(配电网数据采集和监控)系统。其中：进线监视进线监视-变电所的开关位置、母线电压、线路电流、有功和无功功率以及电能数量的监视。馈线自动化馈线自动化（Feeder Automation, FA）-在正

12、常情况下远方实时监视馈线分段开关与联络开关的状态和馈线电流、电压情况，并实现线路开关的远方合闸和分闸操作； 在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域供电。 开闭所和配电变电站自动化开闭所和配电变电站自动化（Substation Automation, SA）- 完成对10kv 开闭所、小区变电站的开关位置，保护动作信号，小电流接地选线情况，母线电压，线路电流，有功和无功功率以及电度量的远方监视、开关远方控制、变压器远方有载调压等。 变压器巡检和无功变压器巡检和无功-是指对配电网中箱式变、变台的参数远方监视和补偿电容器的自动投切和远方投切等。 2.地理信息系统地理信

13、息系统（Geographic Information System、GIS 地理信息系统的引入是配电自动化的主要特点之一，因为配电网节点多、设备分散，其运行管理工作常与地理位置有关，将GIS与一些属性数据库结合，可以更加直观地进行运行管理，配电自动化中的GIS的内容主要包括： 设备管理（Facilities Management, 简称 FM）是指将变电站、馈线、变压器、开关、电杆等设备的技术数据反映在地理背景图上。 用户信息系统（Coustomer Information System，简称CIS）是指借助 GIS，对大量用户信息、如用户名称、地址、帐号、电话、用电量和负荷、供电优先级、停电

14、记录等进行处理，便于迅速判断故障的影响范围，而用电量和负荷的统计信息还可作为网络潮流分析的依据。与配电SCADA连接，把SCADA系统上报的实时数据信息与GIS相结合，以便于操作和管理人员更方便地动态分析配电网的运行情况。 停电管理停电管理-停电管理系统（Outage Management System,简称OMS）是指接到停电投诉后GIS，通过调用CIS(用户信息系统)和SCADA功能，迅速查明故障地点和影响范围，选择合理的操作顺序和路径，显示处理过程中的进展，并自动将有关信息转给用户投诉电话应答系统。 对停电记录进行处理，便于迅速判断故障的影响范围，而用电量和负荷的统计信息还可作为网络潮流

15、分析的依据。 电网规划电网规划-所址选择，线路路径确定等。 3.需方管理 （Demond Side Management,简称DSM） DSM实际上是电力的供需双方共同对用电市场进行管理，以达到提高供电可靠性减少能源消耗及供需双方的费用支出的目的,其内容包括负荷监控、管理和远方抄表、计费自动化两方面。 负荷监控和管理（Load ControlManagement，简称LCM）是根据用户的用电量、分时电价、天气预报以及建筑物内的供暖特性等进行综合分析，确定最优运行和负荷控制计划。对集中负荷及部分工厂用电负荷进行监视、管理和控制，并通过合理的电价结构引导用户转移负荷,平坦负荷曲线。 远方抄表与计费

16、自动化（Automatic Meter Reading，AMR）是指通过各种通信手段读取远方用户电表数据，并将其传至控制中心，自动生成电费报表和曲线等。 (二) 网络分析和优化（Network Analyse,简称NA） 包括潮流分析和网络拓补优化，目的在于通过以上手段达到减少线损，改善电压质量等。还包括降低运行成本、提高供电质量所必须的分析等。 (三）工作管理系统（Work Management System，WMS 是指对设备进行监测，并对采集的数据进行分析以确定设备实际磨损状态，并根据检修规划的顺序进行计划检修。 （四）调度员培训模拟系统（Dispatcher Training Syst

17、em, 简称 DTS） 是指通过用软件对配电网模拟仿真的手段，对调度员进行培训.当DTS的数据来自实时采集时，也可帮助调度员在操作前了解操作的结果,从而提高调度的安全性。四、实现配网自动化的意义 1.在正常运行情况下，通过监视配网运行工况，优化配网运行方式； 2.当配网发生故障或异常运行时，迅速查出故障区段及异常情况，快速隔离故障区段，及时恢复非故障区域用户的供电，缩短对用户的停电时间，减少停电面积； 3.根据配网电压，合理控制无功负荷和电压水平，改善供电质量，达到经济运行目的； 4.合理控制用电负荷从而提高设备利用率； 5.自动抄表计费，保证按表计费的及时和准确，提高企业的经济效益和工作效率

18、，并可为用户提供自动化的用电信息服务等。 6.减少人力费用，降低劳动强度。 五、实现配网自动化的目的 提高供电的可靠性 提高供电的电能质量 降低网络损耗 提高供电的经济性 提高为用户的服务质量 提高供电企业的管理水平 降低人员的劳动强度、提高劳动效率系统运行监视和控制电能质量监视和分析功率因数监视和控制高精度电能计量电能消耗统计和分析预防性电气火灾监视报警和事件管理报表管理用户管理等等。 配电自动化的功能模块配电自动化的功能概括起来为：监视功能控制功能保护功能负荷管理功能 辅助设计功能第三节 配电自动化实施的步骤和难点一、实施配电自动化的步骤 利用重合器和分段器自身功能实现的初步自动化 基于RTU、FTU、TTU实现的自动化 基于微机联网的完全自动化二、实现配电自动化的难点 1.控制点多； 设备数量众多，信息量庞大。相比变电站而言，节点数目相差数十倍甚至上百倍。通常小型县调具有7-15个站，中型县调具有15-25个站，大型县调具有25个站以上，小型地调30-40个站，中型地调40-60个站，大型地调60个站以上。而配调自动化系统的测控对象，