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配电网自动化系统目录•第一章 绪论•第二章 配电网通信系统及远动信息传输原理简介•第三章 变电站综合自动化系统•第四章 馈电线自动化•第五章 用户电力技术概论•第六章 配电管理系统•第七章 需方用电管理概论第一章 绪论电力系统自动化沿着元件自动化—局部自动化—子系统（岛）自动化—综合自动化（管理系统）的道路发展管理系统指的是对不同自动化系统的综合管理，其特征是以数字计算技术代替模拟计算技术，大部分功能由软件来实现，这是现代电力系统自动化技术的一次飞跃 第一章 绪论•配电网自动化系统是一门综合的、多学科配电网自动化系统是一门综合的、多学科集合、对配电网实现实时监测、控制、协集合、对配电网实现实时监测、控制、协调与管理的集成系统调与管理的集成系统•国内外国内外DAS经过由各种单项自动化林立经过由各种单项自动化林立（称为多岛自动化），向开放式、一体化（称为多岛自动化），向开放式、一体化和集成化的现代意义上的和集成化的现代意义上的DAS系统的发展系统的发展过程1.1.1 电力系统的划分•配电网：地区级调度管理的电力网1.1.1 电力系统的划分配电网高压配电网（110、35kV）中压配电网（10、6kV）低压配电网（400、220V）•配电网按电压等级分类1.1.2 配电网的特点•配电网特点–配电网地域比较集中–电压等级低、级数多–单条馈电线传输功率和距离一般均不大–网络结构多样、复杂–中性点接地方式不同 –10kV馈电线既有电缆线路，又有架空线路，增加运行和分析的复杂性1.1.2 配电网的特点•配电网特点–设备类型多且数据大，工作条件恶劣–运行方式多变–通信方式多，通信速率低–自动操作与人工操作并存–存在大量电力、电子等非线性负荷，谐波污染严重1.2 配电网自动化的概念•配电网自动化系统（Distribution  Automation System—DAS） –能够实时监视、协调和运行配电系统的部分元件和全部元件的一个完整的信息采集、传递与处理的集成自动化系统。

 •配电管理系统（（Distribution Management System—DMS）） –变电站自动化、馈电线自动化、需方用电管理及配电管理自动化的有机集成 •配电自动化（Dirtibution Automation—DA） –变电站自动化和馈电线自动化的有机集成 1.2.1 我国电网调度体系•我国调度体系为：分级控制和管理•分层分级调度控制的优点：–便于协调调度控制–便于提高系统运行的可靠性–提高实时响应的速度–增强灵活性–提高投资效率1.2.2  EMS与DMS的联系•地区调度（简称地调）： 管理输电线、输电变电站和配调（500 kV～110 kV）•能量管理系统（EMS）主要针对发电和输电系统，主要功能包括：–数据收集与监控（SCADA）–能量管理（发电控制及发电计划）能量管理（发电控制及发电计划）–网络分析1.2.2  EMS与DMS的联系•配电控制中心（简称县调） 管理配电线、配电变电站、馈线和负荷（35 kV～220 V） ，需要DMS功能配电管理系统（DMS）主要针对配电和用电系统，其主要功能包括：–数据收集与监控（SCADA）–负荷管理及控制负荷管理及控制–网络分析•EMS与与DMS最主要的区别在于一个用于发电和输最主要的区别在于一个用于发电和输电，一个用于配电和负荷。

电，一个用于配电和负荷1.2.2  EMS与DMS的联系•DMS与EMS的相同点–通过RTU收集实时信息，并实现运行监视和控制功能（SCADA）；–用显示器作人机交互手段进行监控；–配置网络分析软件，帮助调度员分析当前状态，指导未来运行；–存储历史数据，供制表、检索和分析历史事件用；–与其他系统联系，共享数据和分析成果1.2.2  EMS与DMS的联系•DMS与EMS的不同点–配电网为辐射状，输电网为网状或多环状；–配电设备沿线分散配置，输电设备多集中在变电站；–配电网内要求安装的RTU数量通常比输电网多一个数量级；–配电网的数据库规模（万级）比输电网的数据库规模（千级）大一个数量级；–配电网的网络接线经常变化，检修更新频繁；–配电网具有多种通信方式；–配电系统比输电系统自动化技术水平低1.2.3  DMS的纵向集成与横向集成1.3 DMS的基本功能与系统结构 数据源数据源应用应用1.3 DMS的基本功能与系统结构1.3.1 配电网自动化的基本功能1. 按基础功能划分（1）配电网运行自动化：指配电网实时监控、自动故障隔离及恢复供电、自动读表等功能① 数据采集与监控数据采集与监控 SCADA是配电自动化系统的基础功能，是远动四遥（遥测、遥信、遥控、遥调）功能的深化与扩展，使得调度人员能够从主站系统计算机界面上，实时监视配电网设备运行状态，并进行远程操作和调节。

1.3.1 配电网自动化的基本功能② ② 故障自动隔离及恢复供电故障自动隔离及恢复供电国内外中压配电网广泛采用“手拉手”环网供电方式，并利用分段开关将线路分段路发生永久性故障后，配电自动化系统自动定位线路故障点，跳开两端的分段开关，隔离故障区段，恢复非故障线路的供电，以缩小故障停电范围，加快故障抢修速度，减少停电时间，提高供电可靠性1.3.1 配电网自动化的基本功能③ ③ 电压及无功管理电压及无功管理实现配电网无功优化、自动调整变压器分接头档位、控制无功补偿设备的投切，以保证供电电压合格、线损最小由于配电网结构复杂，并且不可能收集到完整的及离线数据，实际上很难做到真正意义上的无功分布优化实际是采用现场自动装置，以某控制点（通常是补偿设备接入点）的电压及功率因数为控制参数，就地调整变压器分接头档位、投切无功补偿电容器1.3.1 配电网自动化的基本功能④ ④ 负荷管理负荷管理配电自动化系统监视用户电力负荷状况，并利用降压降压减载减载、对用户可控负荷周期性投切对用户可控负荷周期性投切、事故情况下拉闸限电事故情况下拉闸限电三种控制方式，削峰、填谷、错峰，改变系统负荷曲线的形状，以提高电力设备利用率，降低供电成本。

需求侧管理需求侧管理（DSM，DemandSide Management），供电企业不再是单方面地管理用户负荷，而是根据用户不同用电特性、用电量和结合天气情况及建筑物的供暖特性，依据市场化的电价机制，如分时电价、论质电价等，对用户负荷及其经营的分布式发电资源进行直接或间接控制，供需双方共同进行供电管理，以节约电力、降低供电成本、推迟电源投资、减少电费支出，形成双赢局面1.3.1 配电网自动化的基本功能⑤ ⑤ 远程抄表系统远程抄表系统自动抄表自动抄表（AMR，Automatic Meter Reading）是通过通信网络，读取远方用户电表的有关数据，对数据进行存储、统计及分析，生成所需报表与曲线，支持分时电价的实施，并加强对用户用电的管理和服务不少供电企业为了便于实施及管理，采取了建设单独的AMR 系统的做法在一些电力市场化比较完善的国家，实行供用分离，供电企业只负责电网的管理，售电及读表由独立的售电商负责1.3.1 配电网自动化的基本功能（2） 配电网管理自动化：指离线的或实时性不强的设备管理、停电管理、用电管理等功能① ① 设备管理设备管理设备管理（FM）功能在地理信息系统（GIS）平台上，应用自动绘图（AM）工具，以地理图形为背景绘出并可分层显示网络接线、用户位置、配电设备及属性数据等。

支持设备档案的计算机检索、调阅，并可查询、统计某区域内设备数、负荷、用电量等1.3.1 配电网自动化的基本功能② ② 检修管理检修管理在设备档案管理的基础上，制定科学的检修计划，对检修工作票、倒闸操作票、检修过程进行计算机管理，提高检修水平与工作效率③ ③ 停电管理停电管理对故障停电、用户投诉（TC， Trouble Call） 以及计划停电处理过程进行计算机管理，能够减少停电范围，缩短停电时间，提高用户服务质量1.3.1 配电网自动化的基本功能④ ④ 规划与设计管理规划与设计管理配电自动化系统对配电网规划所需的地理、经济、负荷等数据进行集中存储、管理，并提供负荷预测、网络拓扑分析、短路电流计算等功能，不仅可以加速配电网设计过程，而且还可使最终得到的设计方案达到经济、高效、低耗的目的⑤ ⑤ 用电管理用电管理 对用户信息及其用电申请、电费缴纳等进行计算机管理，提高业务处理效率及服务质量1.3.1 配电网自动化的基本功能2. 按子系统划分（1）配电自动化（DA）① ① 配电变电站自动化（配电变电站自动化（SASA））–完成变电所保护、监控及远动功能–SA系统的继电保护以及重合闸、备用电源自投、低周低压减载等自动控制功能实际上是不依赖于上级主站独立运行的；–它与MS/SCADA系统的联系，体现在为SCADA系统提供变电所实时运行信息，并接受远程控制调节命令上。

1.3.1 配电网自动化的基本功能② ② 馈线自动化系统馈线自动化系统–简称FA（Feeder Automation）系统，是指中、高压的馈线自动化，特别是10kV馈线–以SCADA监控功能为基础，完成中压电网的自动故障定位、隔离及恢复供电功能③ ③ 配电网的通信系统配电网的通信系统–为实现各种远距离监测、控制的信息传递，必须建立相应的通信系统–配电网通信系统主要有配电线载波、脉动（音频）控制、工频控制、公用网、光纤、微波等通信方式1.3.1 配电网自动化的基本功能④ ④ DFACTSDFACTS技术技术应用于配电网的柔性交流输电系统（FACTS）技术主要指固态断路器（SSB）、静态调相器或静态无功补偿器（STATCOM）、动态电压恢复器（DVR）、谐波抑制装置等⑤ ⑤ 远方抄表系统远方抄表系统简称AMR 系统，主要完成远方读表及计费管理功能在供电企业内AMR 系统往往是相对独立的，为了避免重复投资，SCADA 系统可以从AMR 系统获取用户负荷运行状态数据1.3.1 配电网自动化的基本功能（2）配电网实时数据检测与监控系统（SCADA）简称SCADA系统，调度值班人员通过该系统，对配电网进行监视、控制与协调，因此，又将其称为配电网调度自动化系统；同时，它还是实现各种配电网运行自动化高级应用功能的基本平台。

实际上，配电网调度管理包括远程监视、故障处理、停电管理等更为广泛内容，因此，广义的配电网调度自动化系统指的是一切完成配电网运行自动化功能的系统1.3.1 配电网自动化的基本功能（3）配电网地理信息系统（GIS）即AM/FM/GIS，它以GIS 为平台，对一个地理区域上的配电设备及其生产技术进行管理GIS 可以作为一个独立的系统运行，完成一些离线的配电网管理功能（如设备管理功能），也可以与SCADA 系统交换数据，实现更为完善的配电管理自动化功能（例如停电管理功能）1.3.1 配电网自动化的基本功能（4）配电网的负荷管理（LM）根据用户的用电量、电价、气候条件等因素进行综合分析，制定负荷控制策略和计划；对集中负荷进行监视、管理与控制；此外，还有估计负荷的预报模型和控制方案评价研究的功能1.3.1 配电网自动化的基本功能（5）配电网的应用软件•基本应用软件基本应用软件：潮流计算、网络拓朴分析、状态估计、短路电流计算、电压无功控制、负荷预报等•派生应用软件派生应用软件：网络重构、变电站负荷分配、馈电线负荷分配、按相平衡负荷等•专用应用软件专用应用软件：小区负荷预报、投拆热线处理、设备管理等。

1.3.1 配电网自动化的基本功能（6）工作管理系统（WMS）对配电网中的设备进行监测、并对采集的数据进行分析，以确定设备的实际状态，并据此确定状态检修或进行计划检修 （7）调度员培训模拟系统（DTS）通过仿真软件给出模拟的配电网对调度员进行培训可帮助调度员在模拟操作时能判别操作的正确性，从而提高调度的安全性；还可供作配电网发展后各种预想运行方式的操作，以判断规划设计方案的可靠性、安全性1.3.1 配电网自动化的基本功能（8）需方用电管理（DSM）指电力供需双方通过电力市场实现密切配合，建立一个良好的生产与消费的关系，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DSM与与LM的区别在于的区别在于DSM要求用户有效参与，而要求用户有效参与，而LM方式下，用户是被动的方式下，用户是被动的1.3.1 配电网自动化的基本功能 配电自动化技术的内容很多，各种功能之间相互联系、依存，没有十分明确的界限，并且随着技术的进步、用户要求的提高以及电力市场化进程的深入，在不断地发展、完善事实上，如何使配电自动化的有关定义及功能划分更加准确、合理，也是配电自动化应该进一步研究解决的问题1.3.2 配电网自动化的结构（1）开放的积木式结构可以采取分期实施的策略，在自动化系统建设初期，可以先控制在适当的规模和实现基本的功能，然后根据需要逐步扩充容量和全面实现预期功能。

这样，既能较快见到效益、便于实施；且不使规划远景受影响2）三个层次即调度中心、地区电网管理中心，分散现场操作区（馈电网络区域）1.3.2 配电网自动化的结构1.4  实施配电网自动化的效益 •实施变电站综合自动化，节约占地面积，人力及运行费用•实现潮流控制，调整负荷，改善负荷曲线，推迟或减少新增发配电设备的投入•合理及时调整运行方式，降低网损•提高系统安全性、灵活性•利用DFACTS技术减少停电次数，停电持续时间，更合理地进行无功补偿，减少谐波含量等技术，电能质量得到提高•制度化的计算机处理，提高了服务质量•达到节能效果 1.5 实施配电网自动化的难点•配电网结构复杂，信息量很大，对于自动化系统的后台主机，无论是硬件还是软件，均较输电系统的自动化有更高的要求•由于配电变电站设备多，设备的可靠性低会导致供电部门将陷入繁琐的维修工作中，设备成本低则整个配电网自动化系统成本过高•大量的FTU及TTU工作于户外，工作环境恶劣1.5 实施配电网自动化的难点•配电网中的站端设备的可靠性要高•配电网通信系统的复杂性与难度较高，至今难以采用统一的通信规约•保证工作于户外的设备的工作电源和操作、控制电源的可靠性。

•需对已有配电网进行改造，并增设大量的测量、控制设备，这是实施过程中必须解决的重要问题1.5 实施配电网自动化的难点•全省配电网自动化水平（截至2008年底）–信息化水平•220千伏及以上厂站光环网率仅为45.1%；•110千伏及以上变电站光通信覆盖率只有82.57%；•数据网络尚未覆盖到110kV变电站和县局；•35kV及以下变电站和供电所，光纤通道建设滞后1.5 实施配电网自动化的难点–自动化水平•110千伏尚未全部实现综合自动化；•35千伏综自化率仅为67.24%；•35千伏以上变电站无人值守率只有18%；•500kV主变安装27套油色谱监测设备，覆盖率100%；•220kV有30台主变安装了油色谱监测仪，占60%；•110kV及以下主变油色谱监测基本未开展；•监测装置均未组网形成完整监测网1.1.2 配电网的特点1.1.2 配电网的特点•配电网中性点接地方式有以下两类：–中性点有效接地系统•分类–中性点直接接地–中性点经小电阻接地•特点–接地故障电流大–适当加大中性点接地电阻，可以减少一相接地时的故障电流，但会使非故障相对地电压增大1.1.2 配电网的特点–中性点非有效接地系统•分类–中性点不接地系统–中性点经消弧线圈接地–经高阻抗接地系统•特点–单相接地故障时，故障电流较小，但非故障相对地电压高。

–不接地系统容易发生间歇性电弧过电压经消弧线圈接地可消除间歇性过电压，但若补偿不当，则可能会导致谐振过电压1.1.2 配电网的特点•谐波的危害–引起串联谐振及并联谐振，放大谐波，造成过电压过电压或过电流过电流；–产生谐波损耗，使发、变电和用电设备效率降低效率降低；–加速电气设备绝缘老化，使其容易击穿，缩短使用寿缩短使用寿命命；–使设备（如电机、继电保护、自动装置、测量仪表、电力电子器件、计算机系统等）运转不正常运转不正常或不能正确操作；–干扰通讯系统干扰通讯系统，降低信号的传输质量，破坏信号的正确传递，甚至损坏通信设备。