调度自动化培训教材

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1、调度自动化培训,2020年9月14日,一、调度自动化系统知识 二、配网自动化系统知识,1、调度自动化的发展,晶体管数字综合远动装置，采用了模/数装换技术和抗干扰编码技术，将数字通信、计算机技术引进了远动技术领域，使远动技术在原理上有个一个飞跃。远动装置从1对1发展为1对N的集中控制方式，使统一收集到信息成为可能，并为计算机用于信息处理和调度自动化奠定了基础。,20世纪50年代,电子管和继电器逻辑的遥测、遥信、遥控装置,20世纪60年代中期,调度自动化系统数据网络的建立，是发展趋势。,SCADA系统，能完整地了解全系统的实时状态,在计算机及其外围设备的帮助许下,对电网正常和事故情况及时做出控制决

2、策,后发展为能量管理系统EMS，包括SCADA功能、自动发电控制及经济运行、调度管理和计划功能等。,21世纪,我国第一套SCADA系统的引进,随1979年我国第一条500kV平武线输电工程引进我国第一套计算机与远动终端（RTU）一体化的SCADA系统。随平武工程从瑞典ASEA公司引进的SINDAC-3 SCADA系统，通过DS-801 RTU对平武线一线三站实现了安全监控。经消化、开发、汉化并接入其他远动终端后，该系统扩充为整个湖北电网调度自动化系统，稳定运行达15年以上。SINDAC-3的引进，确立了计算机与远动相结合的SCADA理念。差不多与此同时，电力部通信调度局还从日本日立公司引进了用

3、于通信调度的仅含主站的H80E系统。电科院和电自院分别参与了上述两项工程的引进和开发工作。,在“引进消化开发创新”方针的指引下，部属南北两院在20世纪80年代中期起先后开发了PDP-11/24、MicroVAXII、VAX-11/750、VAX4000等计算机与远动终端相结合的SCADA系统。调度运行单位在管理体制上也逐渐将计算机和远动两个专业合并为自动化专业。,四大网引进,由SCADA发展到EMS，其广度和深度要求是不同的。广度方面，单纯的SCADA系统对远动终端（RTU）的数量并无要求，可多可少；但支持EMS的RTU的数量必须满足构建全网实时数据库的需要。深度方面，EMS除需实时数据库和S

4、CADA功能的支持外，还必须装备各种智能型高级应用软件。这就带来了基于网络接线及元件参数的网络数据库和接入不同应用软件的应用编程接口问题。,计算技术起步较早的电力部门，20世纪60年代就开发了电力系统潮流、短路、稳定等基本应用软件，并广泛投入离线使用。但如何与SCADA结合接入实时系统并直接控制发电过程，却是个新问题，这就导致了20世纪80年代后期东北、华北、华中、华东四大网EMS的引进工作。,和第一次SCADA的引进不同，这次EMS的引进是有选择地引进的。重点放在EMS的支撑平台和自动发电控制（AGC）上，EMS高级应用软件完全由国内开发。从英国西屋公司引进的WESDAC-32系统，使用了美

5、国ESCA公司的HABITAT支撑平台和AGC软件。电力部两院参与引进，并各自分担两网的现场验收、系统汉化和RTU接入等任务。四大网EMS投入运行不久，电力部通信调度局的H80E系统也随着通调局升为国家电力调度中心而由西门子的SPECTRUM分布式系统所取代。,自主版权的EMS,第二次引进，在较高层面上实现了又一次“引进消化开发创新”，导致20世纪90年代自主版权EMS支撑平台和应用软件的先后问世。电自院的SD-6000、OPEN-2000，电科院和东北电管局合作的CC-2000就是这个时代的产物。四大网EMS投入运行后的20世纪80年代末90年代初，开放式分布式系统和面向对象技术得到了很大发

6、展。,百花齐放，向开放性标准化摸索,基于iec61970国际标准的新一代EMS系统,2002年1月2324日，我国国家电力公司在北京组织中国电力科学研究院、电力自动化研究院、清华大学、鲁能积成公司、东方电子公司等SCADA/EMS研发单位成功地进行了基于IEC 61970国际标准的互操作试验。测试方案采用100、60、14节点模型等标准算例的CIM/XML文件，各个单位在不同的硬件和软件系统平台上分别进行了CIM/XML文件导入、电力潮流计算和文件导出等互操作试验。试验表明，国产EMS应用软件在采用国际标准、实现不同系统平台的信息交换和互操作方面开始进入国际先进行列。,自动化的发展趋势,电网在

7、发展（跨区域、远距离传输的超/ 特高压交直流混合输电系统 ） （1）西电东送、全国联网、电力市场化对电力系统的安全稳定运行和基础研究提出了新的挑战; （2）世界上大电力系统相继发生的大面积停电事故已暴露出电力系统安全防御问题的严重隐患; （3）大电网的大面积停电不仅造成巨大经济损失, 同时造成严重的社会混乱; （4）电力系统的安全性已纳入国家的安全防御体系。,需求在发展 （1）大容量 （2）高实时性 （3）统一性 （4）综合性,发展趋势,1、数字化 信息数字化 通信数字化 决策数字化 管理数字化,2、集成化 形成互联大电网调度大二次系统,这种系统需要综合利用多角度、多尺度、广域大范围的电网信息

8、以及目前分离的各系统内存在的各种数据。 3、网格化 网格化是实现调度中心之间广域资源共享和协作,是一种在物理网络互联基础上的应用和功能意义上的系统级联网。包括数据网格和计算网格。,4、标准化 标准化包括遵循标准和制定新标准2 个方面的含义。 目前与调度自动化系统相关的最重要的国际标准包括IEC 61970 , IEC 61968 和IEC 61850 等。,5、市场化,6、智能化,智能调度技术采用调度数据集成技术,有效整合并综合利用电力系统的稳态、动态和暂态运行信息,实现电力系统正常运行的监测与优化、预警和动态预防控制、事故的智能辨识、事故后的故障分析处理和系统恢复,紧急状态下的协调控制,实现

9、调度、运行和管理的智能化、电网调度可视化等高级应用功能,并兼备正常运行操作指导和事故状态的控制恢复,包括电力市场运营、电能质量在内的电网调整的优化和协调。,可视化技术,可视化技术,现在的变电站已经基本实现了微机保护、微机测控等系列变电站自动化装置，以及把实现了这些自动化装置互联起来进行集中管理与控制的变电站综合自动化系统，解决了变电站的初步数字化。 但这些装置与电压电流互感器、断路器等一次设备仍然是常规的信号与控制电缆连接，随着电压等级的越来越高，带来的绝缘问题、电磁干扰问题、成本问题越来越突出，迫切需要智能化的一次设备、网络化的二次设备通过规范和标准的光纤网络互联起来，构成全数字化的变电站自

10、动化的体系。,数字化变电站自动化系统的建设可以有效减少自动化设备数量，简化二次接线，提高系统的可靠性，增强设备具有互操作性，方便设备的维护和更新，减少投运时间，提高工作效率，可以方便变电站的扩建及自动化系统的扩充。,在经济上，可以实现信息在运行系统和其他支持系统之间的共享，减少重复建设和投资，减少变电站占地面积，从而减少建设投资；减少变电站寿命周期内的总体成本，包括初期建设成本和运行维护成本。总之，通过本项目的实施，将改变传统变电站的体系及架构，降低变电站的综合建设成本，提高变电站的自动化水平。,目前，国外知名电力自动化厂商如ABB、西门子等已有数字化变电站产品发布，国内厂商如南瑞集团、国电南

11、自等也都在研发过程中。国家电网公司在国家电网公司“十一五”科技发展规划中已把数字化变电站作为提高电网自动化水平的五个重点技术课题之一，并被明确在“十一五”中后期进行各电压等级变电站的示范与推广应用。,2 调度自动化的概念,广义上讲，电力系统自动化指对电能生产、传输和管理实现自动控制、自动调度和自动化管理。 电力系统自动化的主要目标是保证供电的电能质量（频率和电压），保证系统运行的安全可靠，提高经济效益和管理效能。,按照电能的生产和分配过程，电力系统自动化包括电网调度自动化、火力发电厂自动化、水力发电站综合自动化、电力系统信息自动传输系统、电力系统反事故自动装置、供电系统自动化、电力工业管理系统

12、的自动化等7个方面,并形成一个分层分级的自动化系统。,电网调度自动化,现代的电网自动化调度系统是以计算机为核心的控制系统，包括实时信息收集和显示系统，以及供实时计算、分析、控制用的软件系统。信息收集和显示系统具有数据采集、屏幕显示、安全检测、运行工况计算分析和实时控制的功能。在发电厂和变电站的收集信息部分称为远动端，位于调度中心的部分称为调度端。软件系统由静态状态估计、自动发电控制、最优潮流、自动电压与无功控制、负荷预测、最优机组开停计划、安全监视与安全分析、紧急控制和电路恢复等程序组成。,自动化系统基本功能,遥信,信息就地处理的自动系统保护 不能从系统全局进行优化分析，相互之间无法协调配合，

13、更无法作出超前判断，采取预防措施。强调的是快速相应和可靠性。 信息集中处理的自动系统自动化 给予对全系统运行信息的采集分析，作出纵观全局的明智判断和控制决策。,3、调度自动化基本结构,以远动系统为基础，以计算机为核心，组成了电力系统调度自动化系统。根据其完成功能的不同，分为四个子系统： 信息收集和执行子系统 信息传输子系统 信息处理子系统 人机联系子系统,信息采集和命令执行子系统 作用：收集电力系统中各发电厂、变电站、线路上表征系统运行状态的实时信息，并根据运行需要向调度控制中心提供各种监视、分析和控制所需要的信息。该功能通常在厂站端由远方终端RTU或综合自动化系统来实现。,信息传输子系统 信

14、息传输子系统按信道的制式不同，分为模拟传输系统和数字传输系统两类。对于模拟传输系统（主要为电力载波），远动终端输出的数字信号必须经过调制后才能传输。 现代电力系统中的信息传输子系统主要采用电力载波通讯、数字微波通讯和光纤通讯。目前，光纤通讯方式是主要的通讯方式，数字传输系统所占的比重较大，信号传输质量也不断提高。,信息处理子系统,为了实现对整个电网的监视和控制，需要收集分散在各个变电站的实时信息，对这些信息进行分析和处理，并将结果显示给调度员或产生输出命令对系统进行控制。,人机联系子系统 从变电站收集到的信息，经过计算机加工处理后，通过各种显示装置反馈给运行人员，运行人员收到这些信息做出决策，

15、并以十分方便的方式下达决策命令，实现对系统的实时控制。通过人机联系子系统使调度人员与电力系统及其控制和调度自动化系统构成一个整体，使运行人员在充分利用现代化监控手段的基础上充分发挥其对电力系统的调度和控制作用。,4、通讯规约的概念：,通讯是一种交流 通讯出自双方的默契 交流的语言就是规约,甲方,乙方,规约的定义: 在远动系统中，为了正确的传送信息，必须有一套关于信息传输顺序、信息格式和信息内容等的约定。这一套约定，称为规约。,通信规约的用途：,在远动装置中，调度端和厂站之间将有大量的YC、YX、YK、YT信息在传送，也为了保证信息传送过程中轻重缓急并区别所传送信息的类别，必须事先约定好数据传送

16、的格式，这种数据传送的格式便是通信规约。,通讯规约的分类：,目前常用的远动通信规约有两类：循环传送（CDT）方式与问答方式。 按用途来分：远动规约、保护规约、电度表规约、智能设备互连规约。 远动规约：101规约、104规约、CDT规约、SCI1801规约。 保护规约：103规约、 61850规约、 LFP规约 电度表规约：IEC102规约、部颁电度表规约 智能设备互连规约：MODBUS规约、 CDT规约、企业自定义规约,目前常用规约及接口方式:,IEC101（串口、问答式） IEC104（网络、TCP/IP、问答式） CDT（串口、主动上送式） DISA、XT9702（串口、主动上送式、可以传

17、送保护的信息报文） DNP3.0（串口、问答式） 1801（串口、问答式）,常见保护规约,IEC103（串口、问答式） IEC103基于UDP（网络、主动上送式） LFP3.0 （南瑞继保、串口、问答式） ISA200（南瑞深圳、串口、问答式） ISA500（南瑞深圳、串口、主动上送式）,通讯规约的特点：,循环式规约的特点:(循环数字传送方式为远动装置早期发展使用的方式) 数据格式在发送端与接收端事先约定好，以帧的形式传送，按时间顺序首先发一个起始同步帧，然后依次发送控制帧和信息帧，这样，连续循环发送，周而复始。主站端在收到信息后，首先检出同步码，然后按约定的时间先后顺序，判断是哪一个遥测量、

18、遥信量或其他信息等。,数据传送以厂站端为主，以固定的传送速率循环不断地发送厂站数据给主站端，而主站端被动接收。 帧长度随被测点的增加而增加，使实时数据从厂站端到主机端的时间受到限制。,缺点： 一台RTU要占用一条通道，只能用“点对点“方式，通道占用率太高，投资大。如有下行信号，则需要用上、下行两条通道。 由于不断传送数据，使通道上的数据流量相当大，对通道传送的正确性要求较高，传送中的误码率相对较严重。,问答式规约的特点：,近期发展并使用的通信方式 ，以主站端为主，依次向各个RTU发出查询命令，各RTU根据查询命令进行回答，回答信息串长度是可变的。,节约通道，通道占用率低，几台RTU可占用一个通

19、道，提高了通道的利用率。为保证实时性，采用“变化传送”方式，提高数据传送的速度. 容易实现RTU之间的同步 。,通道适应能力强，能适应不同类型的通道结构，如点对点、星形、辐射型和环型结构，全双工通信和半双工通信方式等。 同一通道可以传送上行、下行信号 。 自动切换备用通道比较容易实现。,二、常用的通讯接口介绍,调度主站,远动接口1,远动接口N,远动接口2,智能单元,智能单元,智能单元,智能单元,智能单元,智能单元,智能单元,智能单元,智能单元,串行接口 数字: RS232、RS485、RS422 模拟：调度 网络：网络接口 总线：CAN网、LONWORK,RS232对接示意图,注意：由于信号电

20、平值较高，易损坏接口电路的芯片，所以接线时最好两端都断电，至少保证一端断电 注意屏蔽线的单点接地,RS422对接示意图,RS485对接示意图,通讯介质：,介质 载波、微波、无线扩频、光纤、数据网络、CDMA 速度 100、200、300、600、1200、2400、4800、9600、19.2K、38.4K2M、10M,循环式规约:,上行信息的优先级： 遥信变位信息及子站工作状态变化信息均随时插入传送，并要求1S内送达主站。 对时的子站时钟返回信息及遥控、升降命令的反送校验信息均随时插入传送。 重要遥测量安排在A帧传送，循环更新时间3S,上行信息的优先级：,次要遥测量安排在B帧传送，循环更新时

21、间6S。 一般遥测量安排在C帧传送，循环更新时间20S 一般遥信状态信息实时性要求低，安排在D1帧传送，循环更新时间为几分钟至几十分钟。,上行信息的优先级：,电能脉冲量信息实时性要求也低，安排在D2帧传送，循环更新时间为几分钟至几十分钟。 事件顺序记录信息（SOE）安排在E帧传送，以帧插入方式传送。,下行命令的优先级： 召唤子站时钟，设置子站时钟校正值，设置子站时钟 遥控选择、执行、撤消命令；升降选择、执行、撤消命令；设定命令。 广播命令 复归命令,全遥信帧,EB 90 EB 90 EB 90 71 F4 09 01 01 70 同步头 控制字节 帧类别码 信息字数 源站址 目的站址 校验和

22、F0 19 88 94 11 AF F1 F0 00 80 A0 48 F2 30 CD 61 04 7B 信息字0 信息字1 信息字2 F3 92 24 A8 0A 44 F4 08 FC 01 00 4A F5 00 00 00 00 1B 信息字3 信息字4 信息字5 F6 00 00 00 00 BD F7 F0 63 8C 31 79 F8 2E CB 0F 00 47 信息字6 信息字7 信息字8,问答式规约（101和103）,101规约简介 问答方式 上行信息：遥测，遥信，遥脉，终端设备状态 下行信息：遥控，设点，对时 信息量大，传输机制成熟。,推广使用国际标准的意义,加入WTO

23、，社会分工国际化； DL451已被窜改得不成样子且不能适应需要； 能满足自动化发展的当前需求； 国际上有专门队伍去发展维护它； 减少维护工作量； 后续协议兼容；,典型报文,主站总召唤6809096853/73ADDR64(100)0106激活ADDR000014(20)CS16 总召唤确认 68 09 09 68 80 01 64 01 07 01 0000 14 XX 16 主站校时68 0F(15) 0F(15) 68 53/73 ADDR 67(103) 01 06 ADDR 00 00 毫秒L 毫秒H 分 时 日 月 年 CS 16 子站校时确认68 0F(15) 0F(15) 68

24、80 ADDR 67(103) 01 07 ADDR 00 00 毫秒L 毫秒H 分 时 日 月 年 CS 16,头,控制域,地址,类型标示,结构限定词,传送原因,信息地址,信息元素,校验和,尾,总召唤限定词,5、 PAS的定义及其主要组成部分,PAS的主要任务：,提供电力系统当前状态,提供电力系统优化运行方案及决策,提供消除或减轻不安全因素的决策,辅助调度员监视、分析和控制电网的运行。,网络拓扑,状态估计,调度员潮流,负荷预报,短路电流计算,静态安全分析,无功电压优化,无功电压优化控制,调度员潮流是在给定的运行条件下，进行设定操作， 改变运行方式，分析电网的潮流变化。潮流计算需要输入的数据为

25、节点的电压、注入和负荷 原理:潮流计算是利用节点注入和节点电压及网络的导纳矩阵，求出节点状态和支路潮流。潮流计算是研究电力系统稳定运行的一项基本计算，它可以根据给定的运行条件和网络接线确定整个网络的运行状态。,调度员潮流,调度员潮流作用:,调度员潮流主要用于调度员研究现在或最近的运行方式，运行分析工程师研究近期较大的运行方式的变化，运行计划工程师研究计划的安全性，新调度员熟悉电力系统运行方式和能量管理系统。 在负荷增长或网络扩建的情况下，执行基本情况和预想事故的潮流计算，就能对所需扩建的装机容量和必要增加的输变电设备提供可行的依据。,静态安全分析,静态安全分析是分析电力系统当前运行状态承受各种

26、事故的能力，即假设电网发生事故后到达一个新稳态时，电网的安全性问题。 静态安全分析是在给定的运行方式下，针对电网中预先设定的电力系统元件的故障及其组合，如线路，变压器或发电机的开断，负荷的急剧变化，母线的分裂等情况下，分析电网是否还能安全运行，哪些设备处于不安全状态，如变压器、线路过载，母线电压越限等，并确定它们对电力系统安全运行的影响。,静态安全分析作用,通过静态安全分析可使调度员了解当前运行状态下发生哪些故障时，系统的稳定性要被破坏，由此调度员可通过校正控制措施来改善电力系统的安全性。,无功电压优化,无功电压优化是通过调整变压器分接头的位置，电容器组、电抗器组的投切，在满足全网各母线电压要

27、求，保证全网网损达到最小。,无功电压自动控制,根据电网的潮流分布情况，通过改变电网中可控的无功电源出力，无功补偿设备的投切，变压器分接头的调节来提高电压质量，控制力率，降低网损。,无功电压自动控制原理,灵敏度：通过网络拓扑和调度员潮流，计算出在当前运行方式下投切无功补偿设备和改变变压器分接头位置对电网产生的电压、力率和网损的影响程度 当电网出现电压越限、力率超计划值等情况时，根据计算的灵敏度并结合一定规则，自动对无功补偿设备和变压器分接头进行控制，达到提高电压合格率、控制力率和优化网损的目的。,无功电压自动控制系统的控制方式有闭环和开环两种，设置闭环的设备可根据需要由系统自动进行控制，而设置开

28、环的设备则需要提示，由监控人员确认后再进行实际控制。 投切过于频繁会影响电容器开关和变压器分接头使用寿命，增大运行维护工作量，通常实际中要限制变压器分接头调节和电容器组操作次数，防止频繁动作对现场一次设备造成的损害。,设备禁用问题：,1、当一次设备出现故障而不具备投入运行的条件，那么应手动设置设备状态为退出或禁用。 2、有影响设备运行的重要保护信号动作时，系统应能自动将该设备禁用。 3、变压器分接头出现滑档时应自动禁用变压器调档。 4、被禁用的设备不能由系统自动解除，必须采用手动解除方式。,控制策略问题：,1、控制方案的优先级为：电压最高、力率其次、优化网损最低。 2、具备上下级联调功能，可有

29、效减少设备调节次数。 3、可根据负荷曲线进行逆调压。 4、对并列运行的变压器分接头应同时进行调节。,6、电力二次系统安全防护,面临的问题 电力监控系统及调度数据网是电力系统的重要基础设施，是电力系统安全的重要组成部分。电力二次系统以前多为封闭的系统，对外相对独立。随着通信网络技术的发展，特别是对二次系统监控数据需求的提高，调度中心与其他部门、用户之间的数据交换越来越频繁，而电力改革的推进和电力市场的建立，更会带来这种数据交换的需求增长。电力二次系统越来越重要，也越来越暴露在公共网络上。,特点,电力二次系统安全防护的特点是具有系统性和动态性。电力二次系统是一个大系统，并且处在不断的变化和发展，本

30、方案仅代表当前的认识水平及目前的具体实施环境，今后将随着实践逐步完善和提高。,安全防护工程是永无休止的动态过程。如图是以安全策略为核心的动态安全防护模型。动态自适应安全模型的设计思想是将安全管理看作一个动态的过程，安全策略应适应网络的动态性。动态自适应安全模型由下列过程的不断循环构成：安全分析与配置、实时监测、报警响应、审计评估。 因此，安全工程的实施过程要注重系统性原则和螺旋上升的周期性原则。,系统性原则不但要求在实施电力二次系统的各子系统的安全防护时不能违反电力二次系统的整体安全防护方案，同时也要求从技术和管理等多个方面注重安全防护工作的落实。 螺旋上升的周期性原则表明安全工程的实施过程不

31、是一蹴而就的，而是一个持续的、长期的“攻与防”的矛盾斗争过程。当前具体实施的安全防护措施单独从安全性的角度并不一定是最优的，但是要确保措施实施后，系统的安全性得到了加强。,电力二次系统安全防护的重点是确保电力实时闭环监控系统及调度数据网络的安全。 目标首先是抵御黑客、病毒等通过各种形式对系统发起的恶意破坏和攻击，特别是能够抵御集团式攻击，防止由攻击导致的一次系统的事故以及二次系统的崩溃，其次是防止未授权用户访问系统或非法获取信息和侵入以及重大的非法操作。,现在变电站多为无人值守，大量采用远程控制，对电力控制系统和数据网络的安全性、可靠性、实时性提出了新的严峻挑战。另一方面internet应用日

32、益广泛，病毒和黑客日益猖獗。由于大部分二次系统在规划、设计、建设时，为了性能和使用方便，对网络安全问题重视不够，使得具有实时远方控制功能的监控系统，在没有有效安全防护的情况下与当地的MIS系统等其他数据网络互连（进而又接入internet），有严重的隐患。,电力二次系统安全防护总体策略,1、分区防护、突出重点。根据系统中业务的重要性和对一次系统的影响程度进行分区，所有系统都必须置于相应的安全区内，重点保护实时控制系统以及生产业务系统； 2、安全区隔离。采用不同强度的网络安全设备使各安全区中的业务系统得到有效保护；,3、网络隔离。在专用通道上建立调度专用数据网络，实现与其他数据网络物理隔离。并通

33、过采用MPLS-VPN或IPSEC-VPN在专网上形成多个相互逻辑隔离的VPN（虚拟专用网络），实现多层次的保护； 4、纵向防护。采用认证、加密等手段实现数据的远方安全传输；（上下级调度之间的防护）。,电力二次系统安全分区原理,安全区 实时控制区，凡是实时监控系统或具有实时监控功能的系统其监控功能部分均应属于安全区。其面向的使用者为调度员和运行操作人员，数据实时性为秒级。例如调度中心中EMS系统和广域相量测量系统（WAMS）、配电自动化系统、变电站自动化系统、发电厂自动监控系统或火电厂的管理信息系统中AGC功能、继电保护、安全自动控制系统、低频/低压自动减载系统、负荷控制系统等，这类系统对数据

34、通信的实时性要求为毫秒级或秒级，是电力二次系统中最重要系统，安全等级最高。,安全区,非控制生产区。不具备控制功能的生产业务和批发交易业务系统，或者系统中不进行控制的部分均属于安全区 ，如负荷预测、调度员培训模拟DTS、电能量计量系统等，数据的实时性是分级、小时级。,安全区,生产管理区。该区包括进行生产管理的系统。,安全区,管理信息区。该区包括办公管理信息系统、客户服务等 。,二、配网自动化部分,1、配电网定义 就我国电力系统而言，配电网是指110kV及以下的电网。通常把110kV和35kV等级称为高压配电网；10kV等级称为中压配电网；0.4kV（380V/220V）称为低压配电网。,2、我国

35、配电网现状,比较薄弱，绝大多数为树状结构，且多为架空线，可靠性差。 在农村，送电距离长，损耗严重，电压质量差。 配电设备陈旧，不能遥控。 运行监视设备少，信息传输通道缺乏，信息收集量少。,3、配网自动化的基本概念：,a.概念：配电网自动化首先表现为一种集成化自动化系统，它在在线（实时）状态下，能够监控、协调、管理配电网各环节设备与整个配电网优化运行。 b.目标：提高供电可靠性、改善电能质量和提高运行管理效率（经济运行）。 c.范围：以10kV干线馈线自动化为主，覆盖了400V低压配电台区自动化，延伸到用户集中抄表系统。,4、配网自动化的体系结构：,配网自动化是一项系统工程，完整的配电网自动化系

36、统包含了四个主要环节： 目前存在的误区之一：过分强调自动化及软件功能，忽略电网的根本需求。,配网自动化,供电网络,远动系统,通信系统,主站网络,4、实施配网自动化的技术原则：,a.可靠性原则：实施配网自动化的首要目标是提高配电网的供电可靠性，实现高度可靠的配网自动化系统要遵循以下原则： 具有可靠的电源点（双电源进线、备自投、变电所自动化）。 具有可靠的配电网网架（规划、布局、线路）。 具有可靠的设备（一次智能化开关、二次户外FTU、TTU 具有可靠的通信系统（通信介质、设备）。 具有可靠的主站系统（计算机硬件、软件、网络）。,b.分散性原则： 由于配电网的地域分布性特点，建立配网自动化系统希望

37、功能分散、危险分散，采用具有智能的一次设备（如重合器），故障就地解决。对于县级规模的配电网，复杂性并不高，提高可靠性供电，通常双电源即能满足实际要求，推荐重合器方案，并且在10kV干线适当配置开关数量，使保护配合能够实现。 为进一步提高整体系统的安全可靠性，主站软件功能分散，以SCADA为主体的实时监控功能独立运行，以GIS（地理信息系统）为主体的在线管理功能独立运行，电网分析计算功能独立运行，各功能间内核（数据库、微内核调度等）一体化设计，保证信息的可靠、高效、优质共享。,5、配网自动化的实现技术,供电方式及一次设备： 受地域与经济发展因素的影响，我国的配电网在管理上划分为城市电网（大中城市

38、）与农村电网（乡村、县城），城市电网以电缆网方式为主，农村电网以架空线方式为主。,配电网的供电方式由电源点、线路开关设备、网架（线路联结）三部分决定，电源点、网架的不同方式组合，架构了多种多样的供电方式，如单电源辐射状供电、双（多）电源互备供电、双（多）电源环网供电、网格状供电等，而线路开关设备如环网柜、重合器、分段器、断路器、负荷开关等提供了功能各异的供电配合方案。城市电缆网多采用环网柜（配负荷开关、真空断路器、SF6断路器等）作为配电线路主设备，农电架空线网多采用重合器、分段器、断路器、负荷开关等作为配电线路主设备。,远动系统及二次设备：,配电自动化系统的远动主要实现FTU、DTU、 TT

39、U对线路开关、配电台区（变压器）的监控。远动系统及设备的可靠性功能主要包括保护动作、环网控制、远方控制、就地手动等四方面。配电自动化远动系统的主要问题是线路电源（仪表与操作电源）和传输规约，设计适用于户外环境的、可靠的不间断电源是实现配电自动化的一个难题。由于配电线路设备的地理分布性，目前变电所采用的CDT、POLLING规约，均不适用于配电自动化系统，主要采用问答式规约DNP3.0.,通信方案及设备：,配电自动化的通信方案包括主站对子站、主站对现场单元、子站对现场单元、子站之间、现场单元之间的通信等广义的范围。目前实施的完整配电自动化试点工程系统的通信方案指主站对子站、主站对现场单元的通信。

40、通信是配电网自动化的一个重点和难点，区域不同、条件不同，通信方案也多种多样：光纤、电力载波、有线电缆、微波、扩频等，但总的来看，采用混合通信方案是比较符合实际的原则，通信干线（指10kV线路）用光纤（城市供电半径较短，同样有较好的性能价格比），支线（指低压配电台区）采用别的通信方式（根据距离干线远近、传输要求高低决定），远距离孤立点采用无线传输。,需要说明的是，配网自动化光纤通信通常传输一路数据，带宽在几十K即可，需采用专用光端机。配电载波技术是有着巨大前景的配电网通信技术，目前尚未达到实用化。,主站网络与软件功能：,配电网自动化的主站功能包括SCADA实时监控、GIS（地理信息系统）在线管理

41、、电网经济运行分析等，主站框架要突破传统的单一调度自动化系统C/S模式，充分体现分布式网络的管控一体的综合集成系统特点，计算机网络与软件平台技术充分体现功能与开放，并提供与异构系统跨平台接口，与调度、负控、MIS、CIS等自动化子系统实现无缝集成。,突出的问题,（1）户外运行：配电线路设备的户外运行环境，对开关主设备、远动设备、通信终端设备等提出了更高的要求，主要是保证温度、湿度、抗凝露、抗老化、抗风沙等指标，在开关的外绝缘材料、电子设备的设计、元器件筛选等方面特殊考虑。 （2）通信可靠性：配电网自动化系统主要担负着实时监控配电网安全可靠运行的职能，电网的供电可靠性首先由供电方案决定，在线路开

42、关的自动化、智能化程度较低的配电网中，整个系统性能对主站与通信的依赖性强，而配电网的广域地理分布性，使通信传输的可靠性成为建设可靠的配电网自动化的难点之一。对于供电网络采用重合器方案，解决了对通信的强依赖性问题。,（3）电源：配电线路上的电源用于提供开关、监控单元的工作动力，其来源有二：在线路正常供电条件下，由电源变压器从线路取电；线路失电时，启动后备电源（UPS）供电，对于操作开关的大电流可通过大电容储能放电提供动力。存在的难题是不间断电源（UPS）户外运行问题，尤其高低温对蓄电池工作的影响。,日本九州电力提高供电可靠性的发展里程,日本九州电力通过实施配网自动化提高供电可靠性的发展历程.日本

43、九州电力管理的电网是目前全世界供电可靠性最高的电网之一，然而在1985年以前九州电力的平均停电时间高于日本平均停电时间。自1985年开始建立配电主站系统到1993年，其停电时间已减少到与日本全国平均停电时间相同；1994年实现了开关的100%监控后，停电时间逐年减少至低于日本平均水平。九州电网配网自动化的实施对可靠性的提高是无庸置疑的。但这是一个渐进的过程，其社会和经济效益是逐步显现的，过分期望配网自动化的投入能够迅速带来显著经济效益是不现实的。,6、故障检测、定位、隔离、恢复功能,配电自动化系统通过采集故障信息经通信与计算实现馈线自动化，并考虑与变电站出口断路器及分支线断路器保护配合。 配电

44、主站通过收集配电终端采集的故障信息，经过故障分析软件可以诊断单相接地故障以及相间故障类型和地点，可自动实现故障隔离,并恢复非故障段供电。 配电主站故障诊断、隔离结果包括；故障类型、故障区域、故障期间电流大小，可在配调界面上正确显示。 故障隔离完成后，主站根据负荷转移确定的方式，自动控制联络开关转供，并提醒调度员注意。,FA故障隔离软件,通过软件对主站接收故障信息的分析判断，来确定故障区域，然后将故障区域进行隔离，并将非故障区域的线路恢复送电，通过故障隔离将减少停电范围，缩短停电时间，提高供电时间，增加经济效益。其工作原理为： A、B为两座变电站，1DL和5DL是变电站出线开关，2、3、4为配网开关，2为联络开关。当D点出现故障时，5开关由保护跳开，故障隔离软件通过故障信息判断出故障区域，发出信息，将3和4开关断开，将2开关和5开关合上，将故障区域通过3和4开馆进行隔离，将非故障区域恢复送电，即实现了故障区域的隔离，非故障区域的送电，提高了临沂的供电可靠性。,配网自动化在中国的发展道路还很漫长，但它也将是一条配网发展的必由之路，制约其发展的认识问题、配套一次设备问题、通信网络困难等诸多因素都会随着电力企业自身发展的需求、技术发展尤其是通信技术的突飞猛进、广大配网自动化企业的不懈努力而逐步得到重视和解决，配网自动化最终必将成为供电企业必不可少的一种生产管理手段。,谢谢,