变电站与配电网自动化培训课程课件

第五章变电站和配电网自动化一次设备：母线、断路器、隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器等二次设备：监视测量仪表、继电保护、远动装置、自动装置、控制及信号器具等5-1变电站自动化一、变电站二次回路微机变电站自动装置投入以前的二次回路称为常规二次回路（系统）。1第五章变电站和配电网自动化一次设备：母线、断路器、隔离开1、开关正常闭合和断开操作；2、同期并列操作；3、母线电压分析计算（据此实行并联电容器的投切和变压器分接头调节）；4、备用电源自动投入操作；5、低频自动减负荷操作；6、执行上一级调度中心的操作命令。变电站所需的控制功能21、开关正常闭合和断开操作；变电站所需的控制功能21、控制系统主要完成分合闸操作，分有人值守、无人值守两种（一）变电站常规二次回路的主要组成部分6、继电保护装置5、电源系统蓄电池交流电源复式整流电容储能4、同期系统3、测量系统常测表计选测表计（多数）2、信号系统

事故信号预报信号分析信号利用中央信号装置实现31、控制系统（一）变电站常规二次回路的主要组成部分6、继电保1）按功能分别设置

测量、控制、保护三大功能彼此独立，相关性甚少，互不兼容。2）设备和元器件类别复杂

原因在于二次回路设计、设备选择分别进行。3）没有自检功能

要定期测试校验，不能保证工作的可靠性。4）安装调试、维护工作量大

连接电缆和接线端子多。（二）变电站常规二次系统的特点41）按功能分别设置（二）变电站常规二次系统的特点4三者依然是分立运行、独立工作，分属不同专业技术部门二、变电站自动化主要包括：1）设置微机监控；2）微机远动终端装置（RTU）；3）微机继电保护装置。变电站自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用，其特征是采用微机进行监控和完成部分管理任务。5三者依然是分立运行、独立工作，分属不同专业技术部门二、变电站鉴于监控、远动、继电保护功能所采集的数据量和控制对象基本相同，考虑三大功能由同一装置实现，这一技术起步于20世纪80年代。三、变电站综合自动化新生事物、发展完善中，其内容、结构和工作模式呈多样化电气量的采集和电气设备(如断路器等)的状态监视、控制和调节。实现变电站正常运行的监视和操作，以保证变电站的正常运行和安全。发生事故时，由继电保护和故障录波等完成瞬态电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障和完成事故后的恢复正常操作。从长远的观点看，还应包括高压电器设备本身的监视信息(如断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态监视等)。除了需要将变电站所采集的信息传送给调度中心外，还要送给运行方式管理部门和检修中心，以便为电气设备的监视和制定检修计划提供原始数据。变电站综合自动化的内容6鉴于监控、远动、继电保护功能所采集的数据量和控制对象一、BZZX构成（多微机分布式变电站综合自动化）变电站综合自动化系统结构示意图主单元保护单元控制单元开关闭锁单元开关闭锁单元控制单元保护单元一次系统设备主控（站控级）现场（现场级）并行串行5-2变电站综合自动化上级调度中心打印机打印制表彩显及专用键盘人机对话绘图机故障录波输出磁盘驱动器数据存储继电保护就地控制信号采集7一、BZZX构成（多微机分布式变电站综合自动化）变电站综合自4、系统配置灵活

采用CPU分散式结构，内部模块采用总线连接；软硬件结构实行模块化和分散处理方式;方便配置大、中、小变电站的综合自动化系统。二、BZZX系统构成必须考虑的问题1、抗电磁干扰

采用串行通信或光纤通讯；2、高可靠性

采用专用芯片，高档32位PC；3、每个间隔单元要集中在一起

做在一块屏上，减少二次接线和控制电缆数量；84、系统配置灵活二、BZZX系统构成必须考虑的问题1、抗电MPS4000系列变电站综合自动化系统是在BZZX300型变电站综合自动化系统的基础上，总结了几十套系统运行的经验，广泛听取了电力系统用户的意见，将目前最先进的器件和最成熟的技术结合在一起，发展起来的面向二十一世纪的变电站配套系统，亦可成为老电站改造的理想首选设备。三、BZZX完成的功能远动、保护、开关操作、测量、事故顺序记录、运行参数的自动记录、故障录波，具有很高的可靠性，达到无人值守的要求。四、MPS4000系列变电站综合自动化系统适用于10KV-110KV等各种接线方式的变电站二次系统，作为全部的保护、控制、测量信号和远动设备，保证变电站的安全运行，并按运行要求对变电站全部运行参数进行检测、显示、打印和报警，并与上级通讯实现了遥控、遥测、遥信和遥调。9MPS4000系列变电站综合自动化系统是在BZ五、变电站综合自动化的总体结构（一）——类型集中式结构的综合自动化系统框图

集中式结构，这种系统每台计算机的功能较集中，如果一台计算机出故障，影响面大，因此必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性；由于采用集中式结构，软件复杂，修改工作量大，调试麻烦，组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大。10五、变电站综合自动化的总体结构（一）——类型集中式结构的综合分层分布式系统集中组屏结构的综合自动化系统框图(一)

分布式系统集中组屏的结构是把整套综合自动化系统按其不同的功能组装成多个屏(或称柜)。这些屏都集中安装在主控室中，这种形式被称为“分布集中式结构”，分布集中式结构的主要缺点是安装时需要的控制电缆相对较多，增加了电缆投资。11分层分布式系统集中组屏结构的综合自动化系统框图(一)分层分布式系统集中组屏结构的综合自动化系统框图(二)12分层分布式系统集中组屏结构的综合自动化系统框图(二)12分散与集中相结合的变电站综合自动化系统框图分散与集中相结合的系统结构，配电线路各单元采用分散式结构，高压线路保护和变压器保护采用集中组屏结构，它们通过现场总线与保护管理机交换信息，节约控制电缆，简化了变电站二次设备之间的互连线，缩小了控制室的面积；抗干扰能力强，工作可靠性高，而且组态灵活，检修方便，还能减少施工和设备安装工程量。13分散与集中相结合的变电站综合自动化系统框图分散与集中相结合

采用分散式结构，引入局域网（LAN）技术，将站内所有智能化装置连接一起。网上节点分成主站和子站。设计原则：凡是可由子站完成的功能，尽量就地处理，不要依赖于通信网络和主站（如继电保护功能）。五、变电站综合自动化的总体结构（一）——发展趋势全分散式的结构是今后的发展方向。一方面是分散式的自动化系统具有总投资低的突出优点；另一方面，随着电-光传感器和光纤通信技术的发展，为分散式的综合自动化系统的研制和应用提供了有力的技术支持。

14采用分散式结构，引入局域网（LAN）技术，将站多功能的保护装置要兼有故障录波功能（二）局域网（LAN）1、拓扑结构

环网、总线形网，peertopeer（倾向）2、通讯规约

1）载波侦听多路访问及冲撞检测方法（CSMA/CD）是一种竞争性规约，效率高。2）令牌（通行证总线）(TokenBus)3、通讯媒介

一般采用电缆作为媒介，倾向使用光纤。（三）子站的设计原则15多功能的保护装置（二）局域网（LAN）1、拓扑结构3、通（四）保护装置的“下放”问题公认做法：多功能微机保护装置安装在配电开关柜上。

更高电压设备的保护装置，各国做法不同：西欧：常规保护常放在就地保护小间内；

美国：保护装置放在控制楼，条件好；日本：用防雨密闭罩放在室外开关设备近旁。（五）变电站综合自动化的优点利用先进的计算机和通信技术，改变了传统的二次设备模式，实现信息共享，简化了系统，减少了连接电缆，减少占地面积，降低造价，改变了变电站的面貌。随着电网复杂程度的增加，便于为各级调度中心提供各变电站更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况。提高变电站的可控性，易于实现远方集中控制、操作和反事故措施等。提高了自动化水平，采用无人值班管理模式，减轻了值班员的操作量，提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，也减少了维修工作量。全面提高运行的可靠性和经济性。16（四）保护装置的“下放”问题公认做法：多功能微机保护装置安装变电站综合自动化的目标是提高变电站全面的技术水平和管理水平，提高安全、可靠、稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，提高供电质量，促进配电系统自动化。17变电站综合自动化的目标17变电站综合自动化的现状与发展趋势

变电站综合自动化是在计算机技术和网络通信技术的基础上发展起来的。

国外在20世纪80年代已有分散式变电站综合自动化系统问世，以西门子(SIEMENS)公司为例，该公司第一套全分散式变电站综合自动化系统LSA678，早在1985年就在德国汉诺威投入运行，至1993年初，已有300多套系统在德国及欧洲的各种电压等级的变电站运行。我国的变电站综合自动化工作起步较晚，大概从20世纪90年代开始，初始阶段主要研制和生产集中式的变电站综合自动化系统，例DISA-1、BJ-1、IES-60、XWJK-1000A和FD-97等各种型号的系统。90年代中期开始研制分散式变电站综合自动化系统，如DISA-2、DISA-3、BJ-F3、CSC-2000、DCAP3200、FDK等，与国外先进水平相比，大约有10年的差距。18变电站综合自动化的现状与发展趋势变电站综合自动化是在计算机在变电站综合自动化系统的具体实施过程中，由于受现有专业分工和管理体制的影响而有不同的实施方法：一种主张站内监控以远动(RTU)为数据采集和控制的基础，相应的设备也是以电网调度自动化为基础，“保护”则相对独立；另一种则主张站内监控以保护(微机保护)为数据采集和控制的基础，将保护与控制、测量结合在一起，国内已有这一类产品，如CSC-2000等。后者正在成为一种发展趋势和共识，因此设计、制造、运行和管理等部门要打破专业界限，逐步实现一体化。这一点对110kV及以下的变电站尤为必要。19在变电站综合自动化系统的具体实施过程中，由于受现有专业分工和从信息流的角度看，保护(包括故障录波等)和控制、测量的信息源都是来自现场电流互感器TA、电压互感器TV的二次侧输出，只是其要求各不同而已。保护主要采集一次设备的故障异常状态信息，要求TA、TV测量范围较宽，通常按10倍额定值考虑，但测量精度要求较低，误差在3%以上。而控制和测量主要采集运行状态信息，要求TA、TV测量范围较窄，通常在测量额定值附近波动，对测量精度有一定的要求，测量误差要求在1%以内。总控单元(CPU)直接接收来自上位机(当地)或远方的控制输出命令，经必要的校核后，可直接动作至保护操作回路，省去了遥控输出和遥控执行等环节，简化了设备，提高了可靠性。

20从信息流的角度看，保护(包括故障录波等)和控制、测量的信息源从无人值班角度看，不仅要求简化一次主接线和主设备，同时也要求简化二次回路和设备，因此保护和控制、测量的一体化有利于简化设备和减少日常维护工作量，对110kV及以下，尤其是10kV配电站，除了电量计费和功率总加等有测量精度要求而必须接测量TA、TV外，其他测量仅作监视运行工况之用，完全可与保护TA、TV合用。此外，在局域网(LAN)上各种信息可以共享，控制和测量等均不必配置各自的数据采集硬件。常规的控制屏和信息屏、模拟屏等亦可取消。21从无人值班角度看，不仅要求简化一次主接线和主设备，同时也要求变电站综合自动化系统和无人值班运行模式的实施，在很大程度上取决于设备的可靠性。这里指的设备不仅是自动化设备，更重要的是电气主设备。根据变电站综合自动化系统的特点，主管部门应制定出有关设备制造和接口的规范标准。自动化设备制造厂商应与电气主设备制造厂商加强合作，以方便设计和运行部门选型。

22变电站综合自动化系统和无人值班运行模式的实施，在很大程度上取对数量较多的10kV配电站，由于接线简单，对保护相对要求较低，为简化设备，节省投资，建议由RTU来完成线路保护及双母线切换(备自投)等保护功能。为此需在RTU软件中增加保护运行判断功能，如备用电源自投功能，可通过对相应母线段失压和相关开关状态信号的逻辑判断来实现。

23对数量较多的10kV配电站，由于接线简单，对保护相对要求今后变电站综合自动化的运行模式将从无人值班、有人值守逐步向无人值守过渡。因此遥视警戒技术(防火、防盗、防渍、防水汽泄漏及远方监视等)将应运而生，并得到迅速发展。随着计算机和网络通信技术的发展，站内RTU/LTU或保护监控单元将直接上网，通过网络与后台机(上位机)及工作站通信。取消传统的前置处理机环节，从而彻底消除通信“瓶颈”现象。24今后变电站综合自动化的运行模式将从无人值班、有人值守逐步向无设备构成：配电变电站、柱上变压器、配电线路、断路器、开关、保护装置、无功补偿装置等5-3配电网的构成及任务一、配电网的分类输电网：220KV及以上配电网：110KV及以上25设备构成：配电变电站、柱上变压器、配电线路、断路器、开关、110kV~150kV国外常称次输电线路我国将110kV及以下电力线路统称为配电线路35kV~110kV高压配电线路10kV中压配电线路，一次配电线路380/220V低压配电线路，二次配电线路二、配电变电站按电压等级划分：高压变电站：35kV~110kV中压变电站：3kV~10kV低压变电站：380V/220V110kV/0.4kV三、配电线路具备变电和配电两种功能称配电所。仅有配电功能称开关站也称配电站。26110kV~150kV国外常称次输电线路二、配电变电2727保证重要用户供电；随时掌握，调整配电网的工作状态；保证供电电压的质量；提高配电网运行的经济性，降低损耗；对故障及时处理，使其影响面最小。四、配电网的特点1、点多，面广，分散；2、配电线路、开关电器、变压器结合在一起。五、配电网的任务28保证重要用户供电；四、配电网的特点1、点多，面广，分散；以上三项基本任务的基础：数据采集配电网自动化正在以SCADA与GIS合一，“营配合一”，与地调、电力MIS等紧密集成的模式实行。5-4配电网的自动化监视：判断状态的能力。控制：改变配电网运行状态的能力。保护：识别故障，隔离故障。具有三项基本任务：利用现代电子、计算机、通信及网络技术,将配电网在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、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，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制、用电和配电管理的现代化。29以上三项基本任务的基础：数据采集5-4配电网的自动化配电自动化主要意义是电力系统实现现代化的必然趋势；在正常运行情况下，监视配网运行工况，优化配网运行方；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；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，达到经济运行的目的；合理控制用电负荷，从而提高设备利用率；自动抄表计费，保证抄表计费的及时和准确，提高了企业的经济效益和工作效率，并可为用户提供自动化的用电信息服务等。

30配电自动化主要意义是电力系统实现现代化的必然趋势；301.国内配电自动化的现状配电网自动化给社会及电力系统带来的经济和社会效益是十分显著的，我国目前已步入了配电网自动化的发展时期，城市电网实行技术改造，在主设备选型上作了重大改进。如取消油(灭弧)断路器，采用真空断路器；实行环网供电方案，并积极采用负荷开关和熔断器配合，快速对故障进行隔离。农网以单元、分布的结构，采用分段器、重合器以切除、隔离故障，有效地提高了供电的可靠性及自动化程度。

311.国内配电自动化的现状31我国配电网自动化方案有以下几方面：1)城市电网以环网供电方式为主城市户内型的环网供电方案主要是提高用户供电的可靠性，利用负荷开关快速开断配电故障。2)重合断路器与自动配电开关的配合重合断路器安装在变电所内，用作保护开关，具有二次重合闸功能。自动配电开关安装在线路上，具有电压延时自动合闸功能。重合断路器与自动配电开关配合，并增设故障探测器、遥控终端RTU及中央控制中心，可组成配电网自动化系统。另外，自动配电开关还具有分段器功能，控制中心对线路中各点的自动配电开关可进行控制。

32我国配电网自动化方案有以下几方面：323)农网(放射型)配电网自动化方案(1)重合器、断路器和分段器配合使用。重合器是一种具有保护、检测、控制功能的自动化设备，具有不同时限的安秒曲线和多次合闸功能，能对合闸次数和时间进行记忆和判断。分段器具有对通过短路故障电流的次数计数的功能，能自动进行合、分闸操作，并在达到规定的计数次数后自动分断，从而隔离故障。它可与重合器进行较好的配合。(2)DFW-10(F)型跌落式分段器与断路器的配合。DFW-10(F)型跌落式分段器是一种电子控制的单相开关设备，外形与普通的熔断器相似，体积小，安装方便，使用灵活，动作可靠。分段器在线路上的应用能大大地提高线路的供电可靠性，减少配电线路故障查找时间。333)农网(放射型)配电网自动化方案33我国配电网中的断路器一般不设重合闸装置，即使线路发生的是瞬时性故障，也不进行重合。电力系统中90%的故障属于瞬时性故障，瞬时故障消失后，线路恢复正常，由于没有设重合闸装置，不必要地延长了停电时间。如果在线路的每一分支线上装设一组重合分段器或跌落式分段器，无论保护开关在一次还是两次重合闸的条件下，都设置为一次计数或两次计数，则可保持原来的操作方式不变，能得到比较好的配合。当分段器在两次计数下工作时，在保护开关分闸后，分段器已经将故障线路分断，就能保证非故障线路的合闸成功，恢复正常送电。由于故障段的线路被分段器隔离开，线路运行检修人员能非常容易地找到故障点。34我国配电网中的断路器一般不设重合闸装置，即使线路发生的是瞬时2.国外配电自动化的现状在一些工业发达国家中，配电自动化系统受到了广泛的重视，国外的配电自动化系统已经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)，其功能已多达140余种。国外著名电力系统设备的制造厂家基本都涉足配电自动化领域，如德国西门子公司、法国施耐德公司、美国COOPER公司、摩托罗拉公司、英国ABB公司和日本东芝公司等，均推出了各具特色的配电网自动化产品。352.国外配电自动化的现状在一些工业发达国家中，配电自动化3配电自动化系统的功能配电自动化有三个基本的功能要求，即对配电网进行安全监视、控制和保护。安全监视功能是指通过采集配电网上的状态量(如开关位置和保护动作情况等)和模拟量(如电压、电流和功率等)以及电度量，从而对配电网的运行状况进行监视。控制功能是指远方控制开关的合闸或跳闸以及有载调压设备升压或降压，以达到满足电压质量、无功补偿和负荷平衡的目的。保护功能是指检测和判断故障区段，并隔离故障区域，恢复正常区域供电。363配电自动化系统的功能配电自动化有三个基本的功能要求，即4配电自动化系统的组成配电自动化系统的内容包括配电网数据采集和监控(简称SCADA。包括进线监视；10kV开闭所、变电站自动化；馈线自动化；变压器巡检与无功补偿)；需方管理(简称DSM，包括负荷监控与管理；远方抄表与计费自动化)；配电地理信息系统(简称GIS)；374配电自动化系统的组成配电自动化系统的内容包括37配电自动化系统中，从主变电站的l0kV部分监视，到l0kV馈线自动化以及l0kV开闭所、配电变电所和配电变压器的自动化，称为配电SCADA系统。进线监视一般完成对配电网进线变电所的开关位置、母线电压、线路电流、有功和无功功率以及电度量的监视。开闭所和配电变电站自动化(SubstationAutomation，SA)完成对配网中10kV开闭所，小区变的开关位置，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、开关远方控制和变压器远方有载调压等。馈线自动化(FeederAutomation，FA)是指在正常情况下，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。变压器巡检是指对配电网中变压器台的参数进行远方监视，并监视补偿电容器的自动投切和远方投切情况等。38配电自动化系统中，从主变电站的l0kV部分监视，到l0需方管理(DemandSideManagement，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(LoadControl&Management，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。远方抄表与计费自动化(AutomaticMeterReading，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。

39需方管理(DemandSideManagement，DS地理信息系统(GeographicInformationSystem，GIS)是把配电网管理工作和一些与地理位置有关的数据库结合，可以更加直观地进行运行管理。内容主要包括以下几部分：设备管理(FacilitiesManagement，FM)是指将变电站、馈线、变压器、开关和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(CustomerInformationSystem，CIS)是指借助GIS，对大量用户信息，如用户名称、地址、账号、电话、用电量和负荷、供电优先级和停电记录等进行处理，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。40地理信息系统(GeographicInformation5、用户负荷控制:降低高峰负荷和提高负荷率。一、对配电自动化系统的基本要求1、实时检测与控制2、故障控制3、电能质量控制：保证配电网供电电压和频率处在规定的允许范围内。4、线路损耗控制：有效节约电力功率在传输过程中的能量损耗，减少运输成本。415、用户负荷控制:降低高峰负荷和提高负荷率。一、对配电最显著特点：

a)配电网系统图形显示功能

设备数据和图形分开处理，分开维护b)事故作业状态下系统的优化切换功能

发生故障时，对于可正常运行的无故障区段配电线路，尽快恢复供电二、对配电自动化系统的分类（一）配电线路自动化（2）配电线路开关远方监视控制系统（1）配电自动化计算机系统配电自动化计算机系统通过通信系统和许多终端装置（RTU）相连构成的一个能够完成各种指定任务的自动化系统。42最显著特点：二、对配电自动化系统的分类（一）配电线路自动化（

1配电线路自动化概述

馈线自动化就是监视馈线的运行方式和负荷，当故障发生后，能及时准确地确定故障区段，迅速隔离故障区段并恢复健全区段供电。馈线自动化是配电网自动化中最重要的内容之一。它对每条馈线的分段和分支开关线路实现数据采集、运行控制和优化管理。1）.馈线自动化的主要任务(1)远方终端(RTU)对各馈线上自动重合器和自动分段器及负荷开关进行数据采集，建立SCADA数据库，对配电网络的所有馈线进行监视、控制与优化管理。(2)馈线故障时，能及时准确地诊断故障线路和区段，并由故障线路上的保护器件快速隔离故障区段，及时恢复对非故障区段的供电，从而缩小停电范围，减少对用户停电的时间，提高了对用户供电的可靠性。43

1配电线路自动化概述

馈线自动化就是监视馈线的运行方式和2）馈线自动化的主要功能(1)数据采集功能：采集所有馈线开关的电流、电压和开关位置信号。(2)数据处理功能：当配电网络中有馈线故障时，根据RTU和FTU所采集的信息，自动、准确地诊断故障的区段、性质(相间故障或单相故障)，并对各类开关动作的顺序和次数进行统计登记，以图形或表格方式显示或打印有关信息，供运行人员及时了解故障情况。(3)控制操作功能：在正常运行过程中，根据运行方式的需要，带负荷遥控投切馈线开关或线路上的其他开关，遥控投切空载线路、空载变压器或线路电容器等；当馈线上发生故障时，能自动隔离故障区段，自动恢复对非故障线路的供电。442）馈线自动化的主要功能44(4)报表功能：自动生成各种表格，表格形式和大小由用户任意生成，各类报表可以定时打印，也可以随时打印。(5)事故告警功能：遥测量越限、设备运行异常、保护和开关动作时发出声、光报警信号，并登记、打印和归档备查。(6)图形功能：用户可自行编辑、绘制各种图表，提供多窗口的画面显示，画面具有平移、滚动、缩放、漫游和自动整理等功能。(7)数据库管理功能：借助窗口，通过数据库管理软件，用户可以方便地对数据库进行创建、删除、修改、读写、检索和显示，但不能修改实时数据，特别是电量数据。通过该软件，可以保证配电网在自动化系统内各工作站数据的一致性。(8)对时功能：为保证全网时钟的统一，配电网主机和RTU与FTU的时钟应保持一致。

45(4)报表功能：自动生成各种表格，表格形式和大小由用户任重合器(reclose)是一种自具控制及保护功能的开关设备，它能按预定的开断和重合顺序自动进行开断和重合操作，并在其后自动复位或闭锁。重合器的功能是，当事故发生后，如果重合器经历了超过设定值的故障电流，则重合器跳闸，并按预先整定的动作顺序作若干次合、分的循环操作，若重合成功则自动终止后续动作，并经一段延时后恢复到预先的整定状态，为下一次故障做好准备。若重合失败则闭锁在分闸状态，只有通过手动复位才能解除闭锁。重合器的功能不同于断路器46重合器(reclose)是一种自具控制及保护功能的开关设备，重合器的功能不同于断路器，重合器的作用强调开断、重合操作顺序、复位和闭锁，以识别故障所在地，而断路器的作用仅强调开断、关合；重合器是自我控制设备，本身具有过电流检测、操作顺序选择、开断和重合特性的调整等功能，其操作电源直接取自高压线路，无需附加装置，这些功能在设计上是统一考虑的，而断路器与其控制系统在设计上是分别考虑的，其操作电源也另外提供；二者开断特性也不同，重合器的开断特性有反时限和双时性，反时限是为了和熔断器的安秒特性曲线相配合，双时性指重合器有快慢两种安-秒特性曲线，它的第一次开断都整定在快速曲线，以后各次开断可根据保护配合需要选择不同的曲线，继电保护常用的电流速断和过电流保护，也有不同的开断时延，但这种时延只与保护范围有关，一种故障电流对应一种开断时间，这与重合器在同一故障电流下可对应两种开断时间的双时性是不同的。47重合器的功能不同于断路器，重合器的作用强调开断、重合操作顺序一般重合器的动作特性可以分为瞬动特性和延时动作特性两种。瞬动特性是指重合器按照快速动作时间-电流特性跳闸；延时动作特性则是指重合器按照某条慢速动作时间-电流特性跳闸。通常重合器的动作特性可整定为“一快二慢”、“二快二慢”和“一快三慢”等。

48一般重合器的动作特性可以分为瞬动特性和延时动作特性两种。48在配电网中应用重合器具有下述优点：(1)节省变电站的综合投资。重合器装设在变电所的构架和线路杆塔上，无需附加控制和操纵装置，故操作电源、继电保护屏、配电间皆可省去，因此，基建面积可大大缩小，土建费用可大幅度降低。(2)提高重合闸的成功率。(3)缩小停电范围。重合器与分段器、熔断器配合使用，可以有效地隔离发生故障的线路，缩小停电范围。(4)提高操作自动化程度。重合器可按预先整定的程序自动操作，而且配有远动附件，可接收遥控信号，适于变电所集中控制和远方控制，提高了变电所自动化程度。(5)维修工作量小。重合器多采用SF6和真空作介质，在其使用期间，一般不需保养和检修。

49在配电网中应用重合器具有下述优点：492.重合器的分类重合器自20世纪30年代问世以来，不断改进和完善，目前重合器的品种很多，按绝缘介质和灭弧介质分为油、真空和SF6三种；按控制装置分为电子控制(分立元件控制电路、集成电路控制电路、微处理机控制电路)、液压控制和电子液压混合控制三种；按相数分为单相、三相两种；按安装方式分为柱上、地面和地下三种。

502.重合器的分类503分段器分段器(sectionalizer)是一种与电源侧前级开关配合，在失压或无电流的情况下自动分闸的开关设备。当发生永久性故障时，分段器在预定次数的分合操作后闭锁于分闸状态，从而达到隔离故障线路区段的目的。若分段器未完成预定次数的分合操作，故障就被其他设备切除了，则其将保持在合闸状态，并经一段延时后恢复到预先的整定状态，为下一次故障做好准备。分段器一般不能断开短路电流。分段器可以整定在一、二和三次计数状态下工作。在线路中，分段器可以装设在重合器之后，或者装设在重合器和熔断器之间。其只能用来检测超过指定电平的电流，且不具有时延特性，这将使分段器的电流配合范围扩展，即从其最小激励值起，到所能允许的最大瞬时值止，分段器所累计的计数值，经一段时间后自动清除，为下次动作做好准备。分段器的关键部件是故障检测继电器(FaultDetectingRelay，FDR)。根据判断故障方式的不同，分段器可分为电压-时间型分段器和过流脉冲计数型分段器两类。513分段器分段器(sectionalizer)是一种与电源1）.电压-时间型分段器电压-时间型分段器是凭借加压、失压的时间长短来控制其动作的，失压后分闸，加压后合闸或闭锁。电压-时间型分段器既可用于辐射状网和树状网，又可用于环状网。电压-时间型分段器有两个重要参数需要整定。其一为X时限，它是指从分段器电源侧加压至该分段器合闸的时延；另一个参数为Y时限，它又称为故障检测时间，是指若分段器合闸后在未超过Y时限的时间内又失压，则该分段器分闸并被闭锁在分闸状态，待下一次再得电时也不再自动重合。521）.电压-时间型分段器522.）过流脉冲计数型分段器过流脉冲计数型分段器通常与前级的重合器或断路器配合使用，它不能开断短路故障电流，但有在一段时间内记忆前级开关设备开断故障电流动作次数的能力。在预定的记录次数后，在前级的重合器或断路器将线路从电网中短时切除的无电流间隙内，过流脉冲计数型分段器分闸达到隔离故障区段的目的。若前级开关设备未达到预定的动作次数，则过流脉冲计数型分段器在一定的复位时间后会清零并恢复到预先整定的初始状态，为下一次故障做好准备。532.）过流脉冲计数型分段器53馈线智能终端设备FTU

——是基于FTU的馈线自动化系统的核心设备1）FTU的性能要求(1)遥信功能。FTU应能对柱上开关的当前位置、通信是否正常、储能完成情况等重要状态量进行采集。若FTU自身有微机继电保护功能，还应对保护动作情况进行遥信。(2)遥测功能。FTU应能采集线路的电压、开关经历的负荷电流和有功功率、无功功率等模拟量。一般线路的故障电流远大于正常负荷电流，要采集故障信息，必须能适应输入电流较大的动态变化范围。测量故障电流是为了进行继电保护和判断故障区段，因此对测量精度要求不高，但要求响应速度快；测量在正常运行情况下的电流，对测量精度有很高要求，但响应可以慢些。因此，用于保护的数据和用于测量的数据一般不能共享，而必须分别独立采集。(3)遥控功能。FTU应能接受远方命令，控制柱上开关合闸和跳闸以及起动储能过程等。(4)统计功能。FTU还应能对开关的动作次数和动作时间及累计切断电流的水平进行监视。(5)对时功能。FTU应能接受主系统的对时命令，以便和系统时钟保持一致。(6)事件顺序记录(SOE)。记录状态量发生变化的时刻和先后顺序。54馈线智能终端设备FTU

——是基于FTU的馈线自动化系(7)事故记录。记录事故发生时的最大故障电流和事故前一段时间(一般是1min)的平均负荷，以便分析事故，确立故障区段，并为恢复健全区段供电时进行负荷重新分配提供依据。(8)定值远方修改和召唤定值。为了能够在故障发生时,及时地起动事故记录等过程，必须对FTU进行整定，并且整定值应能随着配网运行方式的改变而自适应。(9)自检和自恢复功能。FTU应具有自检测功能，并在设备自身故障时及时告警，FTU应具有可靠的自恢复功能，一旦受干扰造成死机，则通过监视定时器(WDT)重新复位，系统恢复正常运行。(10)远方控制闭锁与手动操作功能。在检修线路或开关时，相应的FTU应能具有远方控制闭锁的功能，以确保操作的安全性，避免误操作造成的恶性事故。同时，FTU应能提供手动合闸/拉闸按钮，以备当通道出现故障时，能进行手动操作，避免上杆直接操作开关。(11)远程通信功能。

(12)抗恶劣环境。FTU通常安装在户外，因此要求它在恶劣环境下仍能可靠地工作。(13)具有良好的维修性。由于FTU安放于分段开关处，因此当FTU发生故障时，必须能够不停电检修，否则会造成较大面积停电。(14)可靠的电源。当故障或其他原因导致电路停电时，FTU应保持有工作电源。55(7)事故记录。记录事故发生时的最大故障电流和事故前一段另外，还有以下三项功能可以进行选择。(1)电度采集。FTU对采集到的有功和无功功率进行积分可以获得粗略的有功和无功电能值，这对于核算电费和估算线损有一定的意义。(2)微机保护。利用FTU中的CPU进行交流采样构成的微机保护，具有更强的功能和灵活性，这样做可以使定值自动随运行方式调整，从而实现自适应的继电保护策略。

(3)故障录波。对于我国中性点不接地的配网，可以采用零序电流的录波来判断单相接地区段。56另外，还有以下三项功能可以进行选择。565馈电线路故障隔离与自动恢复原理1）基于重合器和分段器的故障区段隔离(1)辐射状网故障区段隔离。图7所示为一个典型的辐射状网在采用重合器与电压-时间型分段器配合时，隔离故障区段的过程示意图，图8为各开关的动作时序图。

575馈电线路故障隔离与自动恢复原理575858图7中，A采用重合器，整定为一慢一快，即第一次重合时间为15s，第二次重合时间为5s。B、D和E采用电压-时间型分段器，其X时限均整定为7s；C亦采用电压-时间型分段器，其X时限整定为14s，Y时限整定为5s。分段器均设置在第一套功能。图7(a)为该辐射状网正常工作的情形；图7(b)是在c区段发生永久性故障后，重合器A跳闸，导致线路失压，造成分段器B、C、D和E均分闸；图7(c)是事故跳闸15s后，重合器A第一次重合；图7(d)是又经过7s的X时限后，分段器B自动合闸，将电供至b区段；图7(e)是又经过7s的X时限后，分段器D自动合闸，将电供至d区段；图7(f)是分段器B合闸后，经过14s的X时限后，分段器C自动合闸，由于c段存在永久性故障，再次导致重合器A跳闸，从而线路失压，造成分段器B、C、D和E均分闸，由于分段器C合闸后未达到Y时限(5s)就又失压，该分段器将被闭锁；图7(g)是重合器A再次跳闸后，又经过5s进行第二次重合，分段器B、D和E依次自动合闸，而分段器C因闭锁保持分闸状态，从而隔离了故障区段，恢复了健全区段供电。59图7中，A采用重合器，整定为一慢一快，即第一次重合时间为6060图8图7中各开关的动作时序图

61图8图7中各开关的动作时序图61负荷优化转移计算合开跳开重合再跳开再重合一个简单的配电线路故障例子：动作时间流程图配电线路切换和自动分段示意图62负荷优化转移计算合开跳开重合再跳开再重合一个简单的配电线路故柱上分段自动开关63柱上分段自动开关63

假设故障发生在之间的线段上，配电线路会发生下面情况:1、故障发生后，继电保护动作，断路器跳闸，因为失去电源电压自动跳开。2、经一段时间后自动重合，接着每隔一定时间后按时限顺序自动投入。3、由于故障仍然存在，合上后，还没有合上时，再次跳闸，相继失去电压后又再次跳开。最后合上的在再跳开后被自动闭锁而保持开放状态，以后不再重合。此时，配电线路开关远方j监视控制系统从以上信息可以检查出故障区间。4、第二次重合后向以左的配电线路恢复供电。5、是失去电源的无故障线段。这段线路在故障前所带的负荷可以由计算机监视控制系统经过计算用优化负荷转移方法解决，由其他电源继续供给。这样故障区外的健全负荷短的恢复供电可由计算机控制系统代替运行人员自动判断和执行。6464不可控负荷：保安负荷，一级负荷，重要的二级负荷。可控负荷：次要的二级负荷，三级负荷。负荷分组：不可控负荷确保可靠供电；可控负荷可采用：拉闸限电，按时电价，预交电费。负荷控制方式：分散负荷控制

远方集中负荷控制（通过负荷分组实现）（1）负荷集中控制系统（二）用户自动化电力负荷控制的意义：确保重点用户，减少拉闸限电削峰填谷，改善负荷曲线投切电容器，改善电网功率因数65不可控负荷：保安负荷，一级负荷，重要的二级负荷。负荷控制方式（2）用电量自动检测系统（远方抄读表）由中央装置向表计终端做循环检查。具体工作方式分为三种：由表计终端编码直接向中央装置发信。由中继器集中各表计终端的存储数据，再由中继器编码直接向中央装置发信。66（2）用电量自动检测系统（远方抄读表）由中央装置向表计终端电力远程抄表系统（1）67电力远程抄表系统（1）67电力远程抄表系统（2）68电力远程抄表系统（2）68第五章变电站和配电网自动化一次设备：母线、断路器、隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器等二次设备：监视测量仪表、继电保护、远动装置、自动装置、控制及信号器具等5-1变电站自动化一、变电站二次回路微机变电站自动装置投入以前的二次回路称为常规二次回路（系统）。69第五章变电站和配电网自动化一次设备：母线、断路器、隔离开1、开关正常闭合和断开操作；2、同期并列操作；3、母线电压分析计算（据此实行并联电容器的投切和变压器分接头调节）；4、备用电源自动投入操作；5、低频自动减负荷操作；6、执行上一级调度中心的操作命令。变电站所需的控制功能701、开关正常闭合和断开操作；变电站所需的控制功能21、控制系统主要完成分合闸操作，分有人值守、无人值守两种（一）变电站常规二次回路的主要组成部分6、继电保护装置5、电源系统蓄电池交流电源复式整流电容储能4、同期系统3、测量系统常测表计选测表计（多数）2、信号系统

事故信号预报信号分析信号利用中央信号装置实现711、控制系统（一）变电站常规二次回路的主要组成部分6、继电保1）按功能分别设置

测量、控制、保护三大功能彼此独立，相关性甚少，互不兼容。2）设备和元器件类别复杂

原因在于二次回路设计、设备选择分别进行。3）没有自检功能

要定期测试校验，不能保证工作的可靠性。4）安装调试、维护工作量大

连接电缆和接线端子多。（二）变电站常规二次系统的特点721）按功能分别设置（二）变电站常规二次系统的特点4三者依然是分立运行、独立工作，分属不同专业技术部门二、变电站自动化主要包括：1）设置微机监控；2）微机远动终端装置（RTU）；3）微机继电保护装置。变电站自动化是自动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用，其特征是采用微机进行监控和完成部分管理任务。73三者依然是分立运行、独立工作，分属不同专业技术部门二、变电站鉴于监控、远动、继电保护功能所采集的数据量和控制对象基本相同，考虑三大功能由同一装置实现，这一技术起步于20世纪80年代。三、变电站综合自动化新生事物、发展完善中，其内容、结构和工作模式呈多样化电气量的采集和电气设备(如断路器等)的状态监视、控制和调节。实现变电站正常运行的监视和操作，以保证变电站的正常运行和安全。发生事故时，由继电保护和故障录波等完成瞬态电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障和完成事故后的恢复正常操作。从长远的观点看，还应包括高压电器设备本身的监视信息(如断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态监视等)。除了需要将变电站所采集的信息传送给调度中心外，还要送给运行方式管理部门和检修中心，以便为电气设备的监视和制定检修计划提供原始数据。变电站综合自动化的内容74鉴于监控、远动、继电保护功能所采集的数据量和控制对象一、BZZX构成（多微机分布式变电站综合自动化）变电站综合自动化系统结构示意图主单元保护单元控制单元开关闭锁单元开关闭锁单元控制单元保护单元一次系统设备主控（站控级）现场（现场级）并行串行5-2变电站综合自动化上级调度中心打印机打印制表彩显及专用键盘人机对话绘图机故障录波输出磁盘驱动器数据存储继电保护就地控制信号采集75一、BZZX构成（多微机分布式变电站综合自动化）变电站综合自4、系统配置灵活

采用CPU分散式结构，内部模块采用总线连接；软硬件结构实行模块化和分散处理方式;方便配置大、中、小变电站的综合自动化系统。二、BZZX系统构成必须考虑的问题1、抗电磁干扰

采用串行通信或光纤通讯；2、高可靠性

采用专用芯片，高档32位PC；3、每个间隔单元要集中在一起

做在一块屏上，减少二次接线和控制电缆数量；764、系统配置灵活二、BZZX系统构成必须考虑的问题1、抗电MPS4000系列变电站综合自动化系统是在BZZX300型变电站综合自动化系统的基础上，总结了几十套系统运行的经验，广泛听取了电力系统用户的意见，将目前最先进的器件和最成熟的技术结合在一起，发展起来的面向二十一世纪的变电站配套系统，亦可成为老电站改造的理想首选设备。三、BZZX完成的功能远动、保护、开关操作、测量、事故顺序记录、运行参数的自动记录、故障录波，具有很高的可靠性，达到无人值守的要求。四、MPS4000系列变电站综合自动化系统适用于10KV-110KV等各种接线方式的变电站二次系统，作为全部的保护、控制、测量信号和远动设备，保证变电站的安全运行，并按运行要求对变电站全部运行参数进行检测、显示、打印和报警，并与上级通讯实现了遥控、遥测、遥信和遥调。77MPS4000系列变电站综合自动化系统是在BZ五、变电站综合自动化的总体结构（一）——类型集中式结构的综合自动化系统框图

集中式结构，这种系统每台计算机的功能较集中，如果一台计算机出故障，影响面大，因此必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性；由于采用集中式结构，软件复杂，修改工作量大，调试麻烦，组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大。78五、变电站综合自动化的总体结构（一）——类型集中式结构的综合分层分布式系统集中组屏结构的综合自动化系统框图(一)

分布式系统集中组屏的结构是把整套综合自动化系统按其不同的功能组装成多个屏(或称柜)。这些屏都集中安装在主控室中，这种形式被称为“分布集中式结构”，分布集中式结构的主要缺点是安装时需要的控制电缆相对较多，增加了电缆投资。79分层分布式系统集中组屏结构的综合自动化系统框图(一)分层分布式系统集中组屏结构的综合自动化系统框图(二)80分层分布式系统集中组屏结构的综合自动化系统框图(二)12分散与集中相结合的变电站综合自动化系统框图分散与集中相结合的系统结构，配电线路各单元采用分散式结构，高压线路保护和变压器保护采用集中组屏结构，它们通过现场总线与保护管理机交换信息，节约控制电缆，简化了变电站二次设备之间的互连线，缩小了控制室的面积；抗干扰能力强，工作可靠性高，而且组态灵活，检修方便，还能减少施工和设备安装工程量。81分散与集中相结合的变电站综合自动化系统框图分散与集中相结合

采用分散式结构，引入局域网（LAN）技术，将站内所有智能化装置连接一起。网上节点分成主站和子站。设计原则：凡是可由子站完成的功能，尽量就地处理，不要依赖于通信网络和主站（如继电保护功能）。五、变电站综合自动化的总体结构（一）——发展趋势全分散式的结构是今后的发展方向。一方面是分散式的自动化系统具有总投资低的突出优点；另一方面，随着电-光传感器和光纤通信技术的发展，为分散式的综合自动化系统的研制和应用提供了有力的技术支持。

82采用分散式结构，引入局域网（LAN）技术，将站多功能的保护装置要兼有故障录波功能（二）局域网（LAN）1、拓扑结构

环网、总线形网，peertopeer（倾向）2、通讯规约

1）载波侦听多路访问及冲撞检测方法（CSMA/CD）是一种竞争性规约，效率高。2）令牌（通行证总线）(TokenBus)3、通讯媒介

一般采用电缆作为媒介，倾向使用光纤。（三）子站的设计原则83多功能的保护装置（二）局域网（LAN）1、拓扑结构3、通（四）保护装置的“下放”问题公认做法：多功能微机保护装置安装在配电开关柜上。

更高电压设备的保护装置，各国做法不同：西欧：常规保护常放在就地保护小间内；

美国：保护装置放在控制楼，条件好；日本：用防雨密闭罩放在室外开关设备近旁。（五）变电站综合自动化的优点利用先进的计算机和通信技术，改变了传统的二次设备模式，实现信息共享，简化了系统，减少了连接电缆，减少占地面积，降低造价，改变了变电站的面貌。随着电网复杂程度的增加，便于为各级调度中心提供各变电站更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况。提高变电站的可控性，易于实现远方集中控制、操作和反事故措施等。提高了自动化水平，采用无人值班管理模式，减轻了值班员的操作量，提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，也减少了维修工作量。全面提高运行的可靠性和经济性。84（四）保护装置的“下放”问题公认做法：多功能微机保护装置安装变电站综合自动化的目标是提高变电站全面的技术水平和管理水平，提高安全、可靠、稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，提高供电质量，促进配电系统自动化。85变电站综合自动化的目标17变电站综合自动化的现状与发展趋势

变电站综合自动化是在计算机技术和网络通信技术的基础上发展起来的。

国外在20世纪80年代已有分散式变电站综合自动化系统问世，以西门子(SIEMENS)公司为例，该公司第一套全分散式变电站综合自动化系统LSA678，早在1985年就在德国汉诺威投入运行，至1993年初，已有300多套系统在德国及欧洲的各种电压等级的变电站运行。我国的变电站综合自动化工作起步较晚，大概从20世纪90年代开始，初始阶段主要研制和生产集中式的变电站综合自动化系统，例DISA-1、BJ-1、IES-60、XWJK-1000A和FD-97等各种型号的系统。90年代中期开始研制分散式变电站综合自动化系统，如DISA-2、DISA-3、BJ-F3、CSC-2000、DCAP3200、FDK等，与国外先进水平相比，大约有10年的差距。86变电站综合自动化的现状与发展趋势变电站综合自动化是在计算机在变电站综合自动化系统的具体实施过程中，由于受现有专业分工和管理体制的影响而有不同的实施方法：一种主张站内监控以远动(RTU)为数据采集和控制的基础，相应的设备也是以电网调度自动化为基础，“保护”则相对独立；另一种则主张站内监控以保护(微机保护)为数据采集和控制的基础，将保护与控制、测量结合在一起，国内已有这一类产品，如CSC-2000等。后者正在成为一种发展趋势和共识，因此设计、制造、运行和管理等部门要打破专业界限，逐步实现一体化。这一点对110kV及以下的变电站尤为必要。87在变电站综合自动化系统的具体实施过程中，由于受现有专业分工和从信息流的角度看，保护(包括故障录波等)和控制、测量的信息源都是来自现场电流互感器TA、电压互感器TV的二次侧输出，只是其要求各不同而已。保护主要采集一次设备的故障异常状态信息，要求TA、TV测量范围较宽，通常按10倍额定值考虑，但测量精度要求较低，误差在3%以上。而控制和测量主要采集运行状态信息，要求TA、TV测量范围较窄，通常在测量额定值附近波动，对测量精度有一定的要求，测量误差要求在1%以内。总控单元(CPU)直接接收来自上位机(当地)或远方的控制输出命令，经必要的校核后，可直接动作至保护操作回路，省去了遥控输出和遥控执行等环节，简化了设备，提高了可靠性。

88从信息流的角度看，保护(包括故障录波等)和控制、测量的信息源从无人值班角度看，不仅要求简化一次主接线和主设备，同时也要求简化二次回路和设备，因此保护和控制、测量的一体化有利于简化设备和减少日常维护工作量，对110kV及以下，尤其是10kV配电站，除了电量计费和功率总加等有测量精度要求而必须接测量TA、TV外，其他测量仅作监视运行工况之用，完全可与保护TA、TV合用。此外，在局域网(LAN)上各种信息可以共享，控制和测量等均不必配置各自的数据采集硬件。常规的控制屏和信息屏、模拟屏等亦可取消。89从无人值班角度看，不仅要求简化一次主接线和主设备，同时也要求变电站综合自动化系统和无人值班运行模式的实施，在很大程度上取决于设备的可靠性。这里指的设备不仅是自动化设备，更重要的是电气主设备。根据变电站综合自动化系统的特点，主管部门应制定出有关设备制造和接口的规范标准。自动化设备制造厂商应与电气主设备制造厂商加强合作，以方便设计和运行部门选型。

90变电站综合自动化系统和无人值班运行模式的实施，在很大程度上取对数量较多的10kV配电站，由于接线简单，对保护相对要求较低，为简化设备，节省投资，建议由RTU来完成线路保护及双母线切换(备自投)等保护功能。为此需在RTU软件中增加保护运行判断功能，如备用电源自投功能，可通过对相应母线段失压和相关开关状态信号的逻辑判断来实现。

91对数量较多的10kV配电站，由于接线简单，对保护相对要求今后变电站综合自动化的运行模式将从无人值班、有人值守逐步向无人值守过渡。因此遥视警戒技术(防火、防盗、防渍、防水汽泄漏及远方监视等)将应运而生，并得到迅速发展。随着计算机和网络通信技术的发展，站内RTU/LTU或保护监控单元将直接上网，通过网络与后台机(上位机)及工作站通信。取消传统的前置处理机环节，从而彻底消除通信“瓶颈”现象。92今后变电站综合自动化的运行模式将从无人值班、有人值守逐步向无设备构成：配电变电站、柱上变压器、配电线路、断路器、开关、保护装置、无功补偿装置等5-3配电网的构成及任务一、配电网的分类输电网：220KV及以上配电网：110KV及以上93设备构成：配电变电站、柱上变压器、配电线路、断路器、开关、110kV~150kV国外常称次输电线路我国将110kV及以下电力线路统称为配电线路35kV~110kV高压配电线路10kV中压配电线路，一次配电线路380/220V低压配电线路，二次配电线路二、配电变电站按电压等级划分：高压变电站：35kV~110kV中压变电站：3kV~10kV低压变电站：380V/220V110kV/0.4kV三、配电线路具备变电和配电两种功能称配电所。仅有配电功能称开关站也称配电站。94110kV~150kV国外常称次输电线路二、配电变电9527保证重要用户供电；随时掌握，调整配电网的工作状态；保证供电电压的质量；提高配电网运行的经济性，降低损耗；对故障及时处理，使其影响面最小。四、配电网的特点1、点多，面广，分散；2、配电线路、开关电器、变压器结合在一起。五、配电网的任务96保证重要用户供电；四、配电网的特点1、点多，面广，分散；以上三项基本任务的基础：数据采集配电网自动化正在以SCADA与GIS合一，“营配合一”，与地调、电力MIS等紧密集成的模式实行。5-4配电网的自动化监视：判断状态的能力。控制：改变配电网运行状态的能力。保护：识别故障，隔离故障。具有三项基本任务：利用现代电子、计算机、通信及网络技术,将配电网在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、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，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制、用电和配电管理的现代化。97以上三项基本任务的基础：数据采集5-4配电网的自动化配电自动化主要意义是电力系统实现现代化的必然趋势；在正常运行情况下，监视配网运行工况，优化配网运行方；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；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，达到经济运行的目的；合理控制用电负荷，从而提高设备利用率；自动抄表计费，保证抄表计费的及时和准确，提高了企业的经济效益和工作效率，并可为用户提供自动化的用电信息服务等。

98配电自动化主要意义是电力系统实现现代化的必然趋势；301.国内配电自动化的现状配电网自动化给社会及电力系统带来的经济和社会效益是十分显著的，我国目前已步入了配电网自动化的发展时期，城市电网实行技术改造，在主设备选型上作了重大改进。如取消油(灭弧)断路器，采用真空断路器；实行环网供电方案，并积极采用负荷开关和熔断器配合，快速对故障进行隔离。农网以单元、分布的结构，采用分段器、重合器以切除、隔离故障，有效地提高了供电的可靠性及自动化程度。

991.国内配电自动化的现状31我国配电网自动化方案有以下几方面：1)城市电网以环网供电方式为主城市户内型的环网供电方案主要是提高用户供电的可靠性，利用负荷开关快速开断配电故障。2)重合断路器与自动配电开关的配合重合断路器安装在变电所内，用作保护开关，具有二次重合闸功能。自动配电开关安装在线路上，具有电压延时自动合闸功能。重合断路器与自动配电开关配合，并增设故障探测器、遥控终端RTU及中央控制中心，可组成配电网自动化系统。另外，自动配电开关还具有分段器功能，控制中心对线路中各点的自动配电开关可进行控制。

100我国配电网自动化方案有以下几方面：323)农网(放射型)配电网自动化方案(1)重合器、断路器和分段器配合使用。重合器是一种具有保护、检测、控制功能的自动化设备，具有不同时限的安秒曲线和多次合闸功能，能对合闸次数和时间进行记忆和判断。分段器具有对通过短路故障电流的次数计数的功能，能自动进行合、分闸操作，并在达到规定的计数次数后自动分断，从而隔离故障。它可与重合器进行较好的配合。(2)DFW-10(F)型跌落式分段器与断路器的配合。DFW-10(F)型跌落式分段器是一种电子控制的单相开关设备，外形与普通的熔断器相似，体积小，安装方便，使用灵活，动作可靠。分段器在线路上的应用能大大地提高线路的供电可靠性，减少配电线路故障查找时间。1013)农网(放射型)配电网自动化方案33我国配电网中的断路器一般不设重合闸装置，即使线路发生的是瞬时性故障，也不进行重合。电力系统中90%的故障属于瞬时性故障，瞬时故障消失后，线路恢复正常，由于没有设重合闸装置，不必要地延长了停电时间。如果在线路的每一分支线上装设一组重合分段器或跌落式分段器，无论保护开关在一次还是两次重合闸的条件下，都设置为一次计数或两次计数，则可保持原来的操作方式不变，能得到比较好的配合。当分段器在两次计数下工作时，在保护开关分闸后，分段器已经将故障线路分断，就能保证非故障线路的合闸成功，恢复正常送电。由于故障段的线路被分段器隔离开，线路运行检修人员能非常容易地找到故障点。102我国配电网中的断路器一般不设重合闸装置，即使线路发生的是瞬时2.国外配电自动化的现状在一些工业发达国家中，配电自动化系统受到了广泛的重视，国外的配电自动化系统已经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)，其功能已多达140余种。国外著名电力系统设备的制造厂家基本都涉足配电自动化领域，如德国西门子公司、法国施耐德公司、美国COOPER公司、摩托罗拉公司、英国ABB公司和日本东芝公司等，均推出了各具特色的配电网自动化产品。1032.国外配电自动化的现状在一些工业发达国家中，配电自动化3配电自动化系统的功能配电自动化有三个基本的功能要求，即对配电网进行安全监视、控制和保护。安全监视功能是指通过采集配电网上的状态量(如开关位置和保护动作情况等)和模拟量(如电压、电流和功率等)以及电度量，从而对配电网的运行状况进行监视。控制功能是指远方控制开关的合闸或跳闸以及有载调压设备升压或降压，以达到满足电压质量、无功补偿和负荷平衡的目的。保护功能是指检测和判断故障区段，并隔离故障区域，恢复正常区域供电。1043配电自动化系统的功能配电自动化有三个基本的功能要求，即4配电自动化系统的组成配电自动化系统的内容包括配电网数据采集和监控(简称SCADA。包括进线监视；10kV开闭所、变电站自动化；馈线自动化；变压器巡检与无功补偿)；需方管理(简称DSM，包括负荷监控与管理；远方抄表与计费自动化)；配电地理信息系统(简称GIS)；1054配电自动化系统的组成配电自动化系统的内容包括37配电自动化系统中，从主变电站的l0kV部分监视，到l0kV馈线自动化以及l0kV开闭所、配电变电所和配电变压器的自动化，称为配电SCADA系统。进线监视一般完成对配电网进线变电所的开关位置、母线电压、线路电流、有功和无功功率以及电度量的监视。开闭所和配电变电站自动化(SubstationAutomation，SA)完成对配网中10kV开闭所，小区变的开关位置，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、开关远方控制和变压器远方有载调压等。馈线自动化(FeederAutomatio