配电网自动化说课讲解.docx
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配电网自动化说课讲解
配电网自动化
配电网自动化
配电自动化系统（DAS）是一种可以使配电企业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；其内容包括配电网数据采集与监视（SCADA系统）、配电地理信息系统（GIS）和需求侧管理（DSM）几个部分。
一、配电网自动化的功能：
（1）配电网实时数据采集与控制（SCADA）。
通过终端设备和通信系统将配电网的实时状态传送到主站，在主站对配电网络进行远方监视和控制，与调度自动化类似，包括配电开关的状态、保护动作信息、运行数据等。
（2）提供主站控制方式下的馈线自动化功能。
用于完成线路故障的快速定位、隔离和非故障区段的供电恢复，要求适用于各种复杂的网络。
（3）配电地理信息管理（AM/FM/GIS）。
以地理图为背景对配电设备、配电网络进行分层次管理，包括查询、统计等。
（4）配电网应用分析（PAS）。
对系统采集的运行数据进行分析计算，为调度员提供辅助决策，包括"网络拓扑、状态估计、潮流计算、无功优化、仿真培训等。
配电网具有输电网不同的特点，因此配电网应用分析的算法与能量管理系统（EMS）有所不同。
（5）与其它应用系统（如MIS）接口。
根据生产和管理的要求，配电主站系统需要与其它应用系统交换数据，给供电企业内部其它部门提供配电网信息。
配网主站的建设应遵循统筹规划分步实施的原则，在规划时要考虑系统的安全可靠、实用和扩展性。
配电自动化的意义：
在正常运行情况下，通过监视配网运行工况，优化配网的运行方式；当配网发生故障或异常运行时，迅速查处故障区段及异常情况，快速隔离故障区段，及时恢复非故障区段用户的供电，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。
二、配电网自动化的结构
配电自动化系统，亦称配电管理系统（DMS）或配电自动化/需求方管理系统（DA/DSM），是包括110/10kV变电所的10kV馈线，开闭所、二次配电站和用户在内的配电系统的整体数字自动化与能源管理系统。
（1）配电管理系统
通常把从变电、配电到用电过程的监视、控制和管理的综合自动化系统，称为配电管理系统（DMS）。
配电管理系统是一个涉及供电企业运行管理、设备管理、用户服务等各个方面的计算机网络系统。
以配电自动化实时环境、地理信息系统、综合性数据库系统等为基础，组成多个相对独立的应用功能子系统，包括配网自动化（DA）、配电工作管理（DWM）、故障投诉管理（TCM）、自动作图（AM）和设备管理（FM）、负荷管理（LM）、配网分析系统（DAS）等。
以实现配电网的管理自动化，优化配网运行、提高供电可靠性、为用户提供优质服务。
主要功能：
1.配电自动化DA
实现配网的运行、监控、故障诊断、故障隔离与网络重构决策。
2.负荷管理LM
提供大用户负荷采集、控制功能。
3.故障投诉管理TCM
投诉电话处理、故障定位与恢复供电。
4.配网分析系统DAS
网络建模与网络拓朴、状态估计、配网潮流、网损与压降分析、短路电流、电压/无功控制、负荷预测等；
5.配电工作管理DWM
6.配网运行工作、统计报表管理；配电设计、施工、检修管理。
7、图纸管理AM/FM/GIS
配电图纸管理系统是基于地理信息系统（GIS）的自动作图（AM）和设备管理（FM）系统。
它把标明有各种电力设备和线路的街道地理位置作为配电网管理和维修电力设备以及寻找和排除设备故障的有力工具。
配电网控制中心
信道
控制分中心
信道
站控终端
监控终端：
出线开关终端
分段开关终端
开闭所开关终端
联络开关终端
小区变电站开关终端
信道
监测终端：
配电变压器监测终端
配电所监测终端
其他终端
至上级调度
配电网管理系统构成示意框图
（2）馈线自动化
馈线自动化是指变电站出线到用户用电设备之间的馈电线路自动化，其内容可以归纳为两大方面：
一是正常情况下的用户检测、资料测量和运行优化；二是事故状态下的故障检测、故障隔离、转移和恢复供电控制。
区域工作站
区域工作站
区域工作站
配电网自动化控制中心
RTU
RTU
基于FTU的远方控制方式馈线自动化系统示意图
馈线自动化是配电网自动化的重要组成部分。
要实现馈线自动化，需要合理的配电网结构，具备环网供电的条件；各环网开关、负荷开关和街道配电站内开关的操作机构必须具有远方操作功能；环网开关柜内必须具备可靠的开关操作电源和供FTU、通信设备用的工作电源；具备可靠的、不受外界环境影响的通信系统。
馈线自动化在正常状态下，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，实现线路开关的远方或就地合闸和分闸操作。
在故障时获得故障记录，并能自动判别和隔离馈线故障区段，迅速对非故障区域恢复供电。
其中故障定位、隔离和自动恢复对提高供电的可靠性和缩短非故障区的停电时间有重要意义，这也是馈电自动化的一项主要功能。
1.馈线运行状态监测：
分为正常状态和事故状态监测。
正常状态监测的量主要有电压幅值、电流、有功功率、无功功率、功率因数等以及开关设备的运行状态。
监测量是实时的，监测设备一般称为馈线终端单元（FTU）。
在有通讯设备时，这些量可以送到某一级配电SCADA系统；在没有通信设备时，可以选择某些可以保存或指示的量加以监测。
配电网中的监测点很多，应选择确有必要的监测点加以监测，以节省投资。
装有FTU的配电网，同样可以完成事故状态下的监测。
没有装设FTU的地点可装设故障指示器，通常将其装在分支线路和大用户入口处，具有一定的抗干扰能力和定时复位功能。
如果故障指示器有触点，也可以经过通信设备把故障信息送到某一级配电SCADA系统。
2.馈线控制：
利用配电网中可控设备（主要是开关设备）对馈线实行事故状态下和正常运行时的控制。
3.馈线的故障定位、隔离和自动恢复供电：
这是馈线自动化的一个独特功能，由断路器、分段器所组成的系统，能在馈线发生永久性故障时，自动对故障进行定位，通过开关设备的顺序动作实现故障隔离；在环网运行或环网结构但开环运行的配电网中实现负荷转供，恢复供电。
在发生瞬时性故障时，通常因切断故障电流后，故障自动消失，可以由断路器自动重合而恢复对负荷的供电。
（3）配电网图资地理信息系统
1、编辑维护功能：
该功能可分为图层编辑和数据编辑两部分，所谓图层编辑，即可以在相应地图层上增加、删除、修改基本地理信息单元。
如增加一条道路，一座建筑物等；所谓数据编辑功能，即在GIS上增加、删除、修改电力设施的属性数据，如改变杆塔位置、增加或删除一条线路等，我公司的线路数据档案就是在该功能的基础上进行维护。
2、查询分析功能：
可以在地图上查到高低压线路、配变、开关箱、电表箱等各种电力设施的位置，以及该电力设施的各种技术参数；可以按选定的要求，查询如配变型号、供电半径、导线规格而列出相应的线路或和配变的数据等。
3、调度SCADA信息查询：
通过接口，将调度SCADA数据存入GIS数据库，在GIS平台上就可以看到类似于调度SCADA系统画面，显示各条10KV线路的所有实时遥测、遥信量，使调度SCADA的该项功能，扩展到所有GIS10KV线路上去。
同时，在GIS上可以查看某一线路的任意时段内的负荷曲线。
另外，还具有负荷报警功能，即根据导线规格及定值确定的最大负荷电流，当线路电流大于设定值时，会出现红字报警。
4、电网故障定位功能：
当电力用户出现故障或停电时，只要报出用户名，就可在GIS上查出该用户的配变名称，以及配变在地图上的位置。
同时列出控制该配变所在线路的隔离开关及断路器，为快速找到故障点，及时隔离故障创造条件。
5、停电范围显示：
在GIS上拉开断路器时，地图上由该断路器及单刀控制的线路的颜色由红色转为绿色，并列出所有停电的用户。
配电GIS的基本结构框图
（4）需求侧管理
需求侧管理（DSM）是指在政府法规和政策的支持下，采取有效的激励和引导措施以及适宜的运作方式，通过发电公司、电网公司、能源服务公司、社会中介组织、产品供应商、电力用户等共同协力，提高终端用电效率和改变用电方式，在满足同样用电功能的同时减少电量消耗和电力需求，达到节约资源和保护环境，实现社会效益最好、各方受益、最低成本能源服务所进行的管理活动。
DSM的目标主要集中在电力和电量的改变上，一方面采取措施降低电网的峰荷时段的电力需求或增加电网的低谷时段的电力需求，以较少的新增装机容量达到系统的电力供需平衡；另一方面，采取措施节省或增加电力系统的发电量，在满足同样的能源服务的同时节约了社会总资源的耗费。
从经济学的角度看，DSM的目标就是将有限的电力资源最有效地加以利用，使社会效益最大化。
在DSM的规划实施过程中，不同地区的电网公司还有一些具体目标。
如供电总成本最小、购电费用最小等目标。
DSM的对象主要指电力用户的终端用能设备，以及与用电环境条件有关的设施。
包括以下6方面：
1．用户终端的主要用电设备，如照明系统、空调系统、电动机系统、电热、电化学、冷藏、热水器等；2．可与电能相互替代的用能设备，如以燃气、燃油、燃煤、太阳能、沼气等作为动力的替代设备；3．与电能利用有关的余热回收，如热泵、热管、余热和余压发电等；4．与用电有关的蓄能设备，如蒸汽蓄热器、热水蓄热器、电动汽车蓄电瓶等；5．自备发电厂，如自备背压式、抽汽式热电厂，以及燃气轮机电厂、柴油机电厂等；6．与用电有关的环境设施，如建筑物的保温、自然采光和自然采暖及遮阴等。
（5）远程自动抄表系统
自动抄表（AutomaticMeterReading-AMR）是指利用微电子和计算机网络、传感等技术自动读取和处理表计数据，将城市居民的用水、电、气信息加以综合处理的系统。
自动抄表技术使各水、电、气公司及物业管理部门从根本上解决了入户抄表收费给用户和抄表人员带来的麻烦，避免了许多不必要的纠纷。
准确而便捷的收费系统，不但能提高管理部门的工作效率，也适应现代用户对用水、用电、用气缴费的需求。
现在最常见的远程自动抄表系统是采用分线制集中抄表方式，即由采集器定时顺序采集来自多路分线连接的水、电、气表信号并进行数据处理、存储，各采集器之间采用总线制连接，最后连接至计算机。
其典型特点是各户表通过分户线连接至采集器位置。
系统一般分为四层次结构；现场采集器、服务器（区域管理器）、通信控制器、管理器中心，部分产品还会附带一个掌抄器。
系统结构如下图所示：
分层远程自动抄表系统示意框图
RS--485
三、配电网自动化的实现案例
一个成功的配网自动化系统典范——美国长岛电力公司（LILCO）配网自动化系统。
该公司从1994年开始在GE-Harris公司的支持下开始用850个DARTRTU和无线数字电台组成了以配电网故障快速隔离和负荷转移为主的配网馈线自动化系统，在4年内避免了595675个用户的停电事故（根据美国事故统计标准，用户停电时间在5 min及以上时即为停电事故），并因此获得了IEEEDA/DSM大奖。
美国纽约长岛电力公司为100万人口提供服务，共有750条馈线，其中绝大部分为架空线路，这些线路经常遭受雷击、冰雹飓风等影响而引起短路故障。
通过对客户停电分析，一条主要线路的故障大约会引起2000个客户停电。
为了减少这些故障和提高供电可靠性，该公司除采取常规方法外，还实现了以配电网故障快速隔离和负荷转移为主的配网馈线自动化系统。
整个系统大致经历了3个阶段：
自动分段、引入通信和SCADA系统、非故障段自动恢复供电。
图1是该公司配网馈线自动化系统示意框图。
图1 配网馈线自动化示意框图
1 自动分段算法实现
1.1 故障检测算法
早在1980年，长岛电力公司安装了400多个带无线电控制的柱上开关，主要包括中压真空开关和电流互感器等设备。
安装了这些设备之后，减少了故障时间，但故障发生频率没有发生多大变化。
为了进一步提高配网自动化系统的性能，需要有智能的远端馈线监控单元（FTU），能够检测负荷侧永久性故障和在变电站断路器闭锁之前断开负荷开关，以便实现自动分段的功能。
长岛电力公司选择了GE-Harris公司的配网馈线自动化专用设备DARTRTU（FTU），它可以从开关的电流互感器、电压互感器交流二次侧直接接入，并控制执行相应程序规定的跳闸和重合命令。
DART有一个故障检测算法，可以分别检测和区分出永久性故障、瞬时性故障、负荷过流这三个级别的故障。
具体内容如下：
第1级：
当出现永久性故障时，离故障点电源侧最近的DARTRTU检测到故障并按预置程序控制DART所在断路器（重合器）跳闸，断路器一次或多次重合失败后，断路器（重合器）跳闸闭锁切除故障，并由DART发出跳闸闭锁告警信号，要求组织检修以恢复对故障线路的供电。
第2级：
当线路出现瞬时短路或接地故障时，离故障点电源侧最近的DART检测出故障，并按预置程序控制DART所在断路器（重合器）跳闸，断路器一次或多次重合成功后，切除故障恢复供电。
同时DART发出跳闸、重合闸成功信号。
被小动物或树枝引起接地或瞬间短路故障已清除，不影响供电，但仍需巡线查看现场是否有危险遗留物需清除。
第3级：
当线路过负荷，但尚不大影响线路安全运行的情况下,DART检测到电流超过预置值，发出过负荷告警信号，以引起运行人员注意。
1.2 自动分段算法
在故障检测算法的基础上，开发了一套FTU自动分段算法，没有通信网络也可以应用。
当线路发生故障时产生短路电流，使出线保护动作，变电站断路器跳闸，重合闸。
如果为永久性故障，保护再次动作。
FTU因检测到过流、失压的条件利用自动分段算法使流过故障电流的开关跳闸,自动切断故障区域。
然后变电站断路器再次重合闸，变电站和第一个分段开关之间的非故障段线路恢复供电，减少停电区域，实现故障线路的自动分段隔离（图2）。
T1—保护动作，断路器（重合器）跳闸时间；T2—重合闸时间；
T3—重合闸失败；T4—故障切除，断路器（重合器）再次重合闸恢复供电
图2 电源侧断路器（重合器）两次重合闸成功时序图
1.3 应用效果
长岛电力公司安装了850个带有自动分段算法FTU的开关之后，使受主要线路停电影响的客户数量减少了25%，即在1995年1月到1996年6月的18个月内使240000客户避免遭受停电事故的影响。
2 SCADA系统实现
为了进一步发挥FTU的功能，并对FTU进行遥控，实时监控配网数据，系统中安装了基于PC机的SCADA系统。
这个系统是在基于和自动分段开关通信的基础上开发的，主站系统能够发遥控命令，并对开关进行控制。
在这个系统中，计算机主站系统直接对FTU的信息采用DNP3.0规约通过无线电进行通信，采取集中控制方式。
SCADA系统提供电压、电流、功率因素、负荷值和其他为最优化配电网络系统使用的实时量。
在配电通信系统自动化中，长岛电力公司选用了无线数字电台通信。
整个系统中，9个月内共安装了850个无线数字电台和相配合的开关850个。
3 自动恢复算法实现
3.1 利用D200通信前置机实现自动恢复算法
在经过上述FTU本身具有的自动分段功能实现和SCADA功能实现后，当许多条线路同时出现故障时（比如在雷击情况下），就会产生处理速度慢，故障处理效率低的问题。
为了实现完整快速的配网自动化功能和对非故障区域进行自动恢复供电，新开发的自动恢复算法满足了上述需要。
为了进一步提高系统性能，在系统中引进了通信前置机D200，提高了系统的性能。
具体为：
（1）D200通过通信媒介和FTU通信（一般采用DNP3.0规约），另一方面D200和主站SCADA进行通信，把FTU的数据传送至主站。
在与RTU通信和主站通信，可采用不同的通信规约，D200可进行自动转换，为配网系统的通信时规约的兼容和系统的进一步扩充打下基础。
（2）自动恢复算法用梯形逻辑控制编程（PLC）在D200中运行，大大减少了自动恢复供电的时间，据统计，采用这种方法进行非故障段自动恢复的时间在1 min以内。
（3）D200装置中有一个可由用户定义的实时数据库，可实现对FTU数据进行采集处理和控制，对主站不需要的数据量进行处理，这样减轻了主站的工作量，特别对FTU较多的配网系统，可大大提高系统的运行速度。
3.2 自动恢复供电算法
D200接收自动分段开关FTU中的失压和过流故障检测信息，同时还接收变电站断路器状态信息和供电环路中与故障线路相连接的供电线路切换信息以及联络开关信息。
在基于上述实时电压、电流、负荷、断路器状态、开关位置的基础上，自动恢复供电算法计算并报告自动恢复供电后的各种实时数据。
图3中，当配网系统需要对非故障区域自动恢复供电时，通过分析各FTU送上来的1 h和72 h负荷最大值（这两个参数由FTU提供）来判断正常侧线路是否有多余容量可带动转移过来的负荷。
当永久性故障发生在A段时，FTU自动断开SW1,自动恢复系统在断开SW2后,判断馈线2的剩余容量是否大于SW2的1h最大负荷值，如果大于这个容量，合上联络开关SW4；如果馈线2的剩余容量只大于SW3的1h最大负荷值，那么断开SW3，再合上联络开关SW4；如果馈线2的剩余容量小于SW3的1h最大负荷值，则不合联络开关SW4。
这样就保证负荷转移不会引起非故障段的线路出现过负荷。
在实际系统中还设置不同季节的线路容量许可值，以满足不同季节的用电特点。
图3 典型配电环网图
自动恢复供电算法可以同时处理高达12条线路的自动恢复供电，但必须在开环运行的环网中运行，每个环网中最多可有7个开关。
3.3 具体应用
在SCADA主站系统中，操作者可以对每个供电环路网络设置自动化等级，这些等级主要包括：
（1）手工操作：
SCADA系统将关闭D200中的自动恢复供电算法。
操作者可完全进行遥控操作，并对开关进行控制。
（2）根据提示操作：
D200可以自动检测故障区域并在基于实时信息的基础上，在SCADA系统中作模拟显示并对需要做故障恢复的开关操作步骤进行显示。
假如操作者同意系统推荐的操作方案，操作者可以“确认”通过SCADA对开关进行必须的操作。
任何一步操作失败，将退出故障恢复程序并把对环网的操作转入手工操作状态。
（3）完全自动化：
通过自动恢复供电算法，自动检测故障区域，通过切换开关对非故障区域进行自动恢复供电。
所有自动的开关切换步骤均是基于实时信息基础上的，不需要操作人员介入。
3.4 应用效果
纽约长岛电力公司利用DARTRTU和组成以配电网故障快速隔离和负荷转移为主的配网馈线自动化系统之后，效果非常明显，图4是1994～1998年间该公司避免停电事故的用户数目统计图。
由图可见，累计趋势是随时间上升的，这说明该配电网的运行安全性在逐年提高。
在1994年由于停电的原因用户需要服务的时间间隔为8.9个月，到1998年用户需要服务的时间间隔增加为16.4个月。
在实现馈线自动化之前，也采用过各种提高电网可靠性的方法，结果是因停电的原因用户需要服务的时间间隔只能从8.9个月提高到12.5个月；而实现了馈线自动化之后，达到了16.4个月。
图4 实现馈线自动化之后免受停电影响的用户数统计图
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