配网自动化自动化

1）配电网数据采集与监控系统（SCADA）

配电网SCADA系统应包括数据采集、四遥（遥信、遥测、遥控、遥调）、状态监视、报警、事件顺序记录、统计计算、制表打印等功能，还应支持无人值班变电站的接口等。

2）配电网电压管理系统。

根据配电网的电压、功率因数、电流等参数，自动控制无功补偿电容器的投切、变压器有载分接开关分接头的档位等功能。

3）配电网故障诊断和断电管理系统。

根据投诉电话、通信信息，实现故障定位、诊断，并实现故障隔离、负荷转移、现场故障检修、事故报告存档等；

4）操作票专家系统（ES）

1）变电所自动化：实施数据采集、监视和控制，与控制中心和调度自动化系统（SCADA）通信。

2）配电所自动化：该功能由安装在配电所的RTU对配电所实现数据采集、监视控制，与控制中心和配电调度自动化系统（SCADA）通信。

配网自动化FA

1)馈线控制及数据检测系统。

正常状态下，可实现对各运行电量参数（包括馈线上设备的各种电量）的远方测量、监视和设备状态的远方控制。

2)馈线自动隔离和恢复系统。

当馈线发生相间短路故障或单相接地故障时，自动判断馈线故障段，自动隔离故障段，并恢复非故障段的供电。有两种方式可供选择：

a采用线路自动重合器和/或分段器；

b采用远方通信信道，具有数据采集和远方控制功能的馈线自动化。该系统除了包括一次设备，还应包括远方终端（FTU）、通信信道、电流电压传感器等。

该功能统称图资系统。图资系统应用的目的是形成以地理背景为依托的分布概念，以及电网资料分层管理的基础数据库。可有如下功能：

1)向管理系统提供变电所、线路、变压器、断路器、用户等的地理位置。利用配电设备管理和用电营业管理系统所提供的信息及数据与小区负荷预报的数据相结合，共同构成配电网设备运行、检修、设计和施工管理的基础；

2)向用电管理营业系统提供多种信息，对各用户进行申请报装接电、电价/电费管理、负荷管理等业务的营运工作。查询有关用户地理位置，自动生成各种供电方案；

3)为配电系统自动化提供静态背景画面，接受配电系统的实时信息，提供动态配电线路图层，提供实时可操作画面，显示故障信息；

4)设立故障投诉电话，用此信息弥补DA信息采集的不足；

图资系统为配电系统提供各种在线图形与数据信息，成为配电系统数据模型的重要组成部分。该系统可有在线方面的应用，主要是与SCADA系统改提供的实时信息有机结合，改进调度工作质量，提供优质的日常维护服务，正确判断故障位置，及时派员工维修。离线方面应用包括设备管理系统、用电管理系统及规划管理系统等。

配网自动化管理系统

1）网络分析，提出最佳停电方案；

2）运行管理；

3）设备检修管理；

4）配电工程设计，接受完成用户申请报装接电的设计任务；

5）施工管理，根据设计和工作任务单，制订施工计划并实施施工管理；

6）配电规划设计系统（NPL）

完成合理分割变电所配电负荷，馈电线负荷调整，增设变电所、配电所，实施馈电线、配电网络改造和发展规划等各种设计任务，以及线损计算等。

配网自动化用电管理

1）客户信息系统。

储存用户的户名、地址、电话、受电线路、设备装接容量、用电性质类别等的信息，与其他系统共享，并能自动识别用户来电地址。

2）负荷管理系统。

负荷曲线调整；分类电价管理、负荷监控、需方发电管理等。

3）计量、计费系统。

实现自动抄表、自动生成账单、与银行系统联网等。

4）用电营业管理系统。

包括客户用电申请、业扩报装、咨询服务、电能计量、收费管理、用电检查、故障报修等功能。

5）用户故障报修系统（TCM）

配网自动化能耗系统

例如配电网的线损计算与管理。

配网自动化DPAS

1）网络接线分析，用于确定配电网设备连接和带电状态；

2）配电网潮流分析，包括三相潮流分析；

3）短路电流计算，在配电网短路故障（单相、两相、三相及接地等类型的故障）的情况下，计算出支路的电流和母线上的电压；

4）负荷模型的建立与校核，使网络负荷点的有功及无功负荷与在变电站馈线端口记录的实测负荷相匹配；

5）配电网状态估计，状态估计主要有两大类，一是主配网的电量估计量，二是沿馈线的电量估计量；

6）配电网负荷预测，包括地区负荷及母线负荷；

7）安全分析；

8）网络结构优化和重构；

9）配电网电压调整及无功优化。

配网自动化接口

配电网自动化涉及面广、范围大、内容多且复杂，是一个庞大的系统工程，随着社会发展的需求，对配电网质量的要求越来越高，故其功能也必须不断地增加、调整，所以整个系统的设计要从全局，从长远的观点来考虑，不能花了几年心血搞出的系统随着系统的增容，地理的变化，功能的增加等因素就无法使用。

其最终目的是为了提高供电可靠性和供电质量，缩短事故处理时间，减少停电范围，提高配电系统运行的经济性，降低运行维护费用，最大限度提高企业的经济效益，提高整个配电系统的管理水平和工作效率，改善为用户服务的水平。

配电网自动化从之前的试点逐步过渡到推广的阶段，由于国家尚没有统一的标准，各地区的情况不尽相同。针对这种情况，国家电网公司安全运行与发输电运营部公布了《配电系统自动化规划设计导则试行方案》。根据该导则，配电系统自动化的主要任务应包括如下内容：

1、集成SCADA和GIS功能；

2、配网管理系统；

3、停电管理系统

4、需求侧响应；

5、调度自动化功能；

6、分布式发电管理

在大输电投资周期过后，配电网投资比例开始提升：经历了输电投资2008-2010的高峰，输电投资已经逐步回落，在GDP增速和用电弹性双重下滑的大背景下，短期无法出现较大的需求增量。未来电网将进入结构性建设，即110kv以下的配网段将成为投资的重点。根据国家电网投资数据，1-7月重点城市电网项目投资完成332亿元，其中35KV投资总额约23亿元，占比6.9%，较比较提升了2.4个百分点。

配网自动化的投资动力-实现了自动化、集约化和权利回收的诉求：年初国网一号文件提出了“三集五大”的战略方向，反映了国网对提高大电网驾驭能力、加强专业化、精益化管理的意图。“三集五大”本质上体现了国网对加强电网垄断和控制力的诉求-即在实现效率提升、集约化的同时，削减了地方机构，实现管理的扁平和权力的中央化。而配网自动化很好的满足了这一点。利用计算机、通信与信息技术，可以有效地对配电网实时运行、电网结构、设备、用户进行自动化管理，在提高供电质量和管理效率的同时，大幅减少了对底端人力需求。这将有助于国网从正金字塔管理向倒金字搭管理的模式转型。同时配网段拓扑结构复杂是电网各个环节中最适合进行自动化和智能化改造的部分。

国内配网自动化比率仍然大幅低于国际平均水平，空间依然很大：配网自动化建设在大多数城市仅仅局限于试点。覆盖率仅仅为试点城市的1/5-1/4。整体配网自动化的覆盖率约在10%，而国外如日本，配网自动化的覆盖率高达80%的水平。测算了主要设备和软件的投资。一个中等规模的城市做配网自动化改造需要设备价值在7亿以上。假设每年建设10个城市配网自动化全覆盖的情况下，市场容量将超80亿。若每年实施5个城市，市场容量将超40亿。可见未来配网自动化的市场空间是值得期待的。

主站系统壁垒高，是配网自动化的核心：天拓咨询认为主站系统是配网自动化最为核心的环节，包括主要的人机接口、数据存储与处理、具体应用功能集成等的计算机系统。主站系统供应商也是产业链中最为关键的角色，主要原因不仅仅在于主站系统占据了技术制高点，具有较高的利润率水平，同时拥有主站系统的生产能力的企业一般也有能力对子站系统和终端的软件进行生产和集成。同时更熟悉整体系统解决方案的主站系统企业将在未来软件升级，子站、终端等的后续扩展市场上拥有天然优势。

从行业竞争来看，国网系企业有显著的垄断优势：从配网自动化主站系统招标的统计数据来看，国电南瑞集团（包括国电南瑞和北京科东）占据了75%以上的主站系统市场份额。许继电气则垄断了山东境内的配网自动化招标。而非国网系的企业只能零星获得少量主站和部分终端订单，无法撼动国网系企业的整体垄断优势。

配网自动化系统一般由下列层次组成：配电主站、配电子站（常设在变电站内，可选配）、配电远方终端（FTU、DTU、TTU等）和通信网络。

配电主站位于城市调度中心，配电子站部署于110kv/35kv变电站，子站负责与所辖区域DTU/TTU/FTU

等电力终端设备通信，主站负责与各个子站之间通信。

馈线终端设备（FTU）

FTU 是装设在馈线开关旁的开关监控装置。这些馈线开关指的是户外的柱上开关，例如10kV线路上的断路器、负荷开关、分段开关等。一般来说，1台FTU要求能监控1台柱上开关，主要原因是柱上开关大多分散安装，若遇同杆架设情况，这时可以1台FTU监控两台柱上开关。

配变终端设备（TTU）

TTU监测并记录配电变压器运行工况，根据低压侧三相电压、电流采样值，每隔1～2分钟计算一次电压有效值、电流有效值、有功功率、无功功率、功率因数、有功电能、无功电能等运行参数，记录并保存一段时间（一周或一个月）和典型日上述数组的整点值，电压、电流的最大值、最小值及其出现时间，供电中断时间及恢复时间，记录数据保存在装置的不挥发内存中，在装置断电时记录内容不丢失。配网主站通过通信系统定时读取TTU测量值及历史记录，及时发现变压器过负荷及停电等运行问题，根据记录数据，统计分析电压合格率、供电可靠性以及负荷特性，并为负荷预测、配电网规划及事故分析提供基础数据。如不具备通信条件，使用掌上电脑每隔一周或一个月到现场读取记录，事后转存到配网主站或其它分析系统。

TTU构成与FTU类似，由于只有数据采集、记录与通信功能，而无控制功能，结构要简单得多。为简化设计及减少成本，TTU由配变低压侧直接变压整流供电，不配备蓄电池。在就地有无功补偿电容器组时，为避免重复投资，TTU要增加电容器投切控制功能。

开闭所终端设备（DTU）

DTU一般安装在常规的开闭所（站）、户外小型开闭所、环网柜、小型变电站、箱式变电站等处，完成对开关设备的位置信号、电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、电能量等数据的采集与计算，对开关进行分合闸操作，实现对馈线开关的故障识别、隔离和对非故障区间的恢复供电。部分DTU还具备保护和备用电源自动投入的功能。

内容简介

分析配网保护的现状与问题，提出面向供电质量的配网保护解决方案，介绍配电网保护新技术。澄清配电自动化概念，明确配网自动化技术内容。介绍国内外配网自动化技术发展与应用情况，开阔读者视野。分析总结我国配网自动化技术应用经验教训，对我国配网自动化系统建设工作提出建议。介绍作者在配网保护与自动化领域的研究成果 。2100433B

序言

前言

第1章 概述

1.1 引言

1.2 国内配电系统及其自动化的现状

1.3 国外配电系统及其自动化的发展

第2章 配电网络与一次设备

2.1 配电网络

2.2 变配电站

2.3 架空线与电缆线路

2.4 中性点接地方式

2.5 配电网一次设备

第3章 配网自动化及其实现方式

3.1 配网自动化的概念

3.2 配网自动化的实施

3.3 变电站自动化

3.4 馈线自动化

3.5 基于馈线差动技术的馈线自动化方式

3.6 配电需求侧管理

第4章 配电自动化通信系统

4.1 配电自动化通信系统的层次

4.2 配电自动化对通信系统的要求

4.3 配电自动化主站级通信方式

4.4 配电自动化现场设备级通信方式

4.5 配电载波通信技术

4.6 配电网光纤通信系统

4.7 配电动化系统通信方案

第5章 配电网自动化系统远方终端技术

5.1 概述

5.2 FTU的功能及性能要求

5.3 FTU的技术核心

5.4 FTU的实现

5.5 FTU软件功能

5.6 环网FTU和开闭所FTU

5.7 FTU的安装及维护

5.8 配电变压器远方终端（TTU）

第6章 配电SCADA系统

6.1 配电SCADA的特点

6.2 配网SCADA的基本组织模式

6.3 配网SCADA的硬件系统

6.4 配网SCADA的软件系统

6.5 配网SCADA系统通信规约

6.6 配网SCADA与AM/FM/GIS系统的集成

第7章 配电管理自动化系统

7.1 配电企业现状与特点

7.2 配电地理信息系统

7.3 配电生产管理系统

7.4 配电运行管理

7.5 配电生产管理

7.6 配电网应用分析功能

7.7 客户关系管理系统

7.8 系统的数据管理

第8章 配电管理自动化系统的设计和实现

8.1 系统建设与设计原则

8.2 配电管理自动化系统的体系结构

8.3 GIS平中的选型

8.4 配网GIS设计

8.5 设备管理设计

8.6 配电网络拓扑分析

8.7 配电应用分析程序的组件构架

8.8 报表组件设计

8.9 数据库设计

第9章 配电自动化工程实例

9.1 扬州市区配电网自动化工程

9.2 扬州工程的通信系统

9.3 扬州工程的配网SCADA系统

9.4 扬州工程的馈线自动化功能

9.5 扬州工程的高级应用软件

9.6 天津华苑产业区配电网自动化工程

9.7 天津工程的通信系统

9.8 天津工程配电SCADA系统

9.9 天津工程馈线自动化功能

9.10 天津工程远方抄表系统

附录1 关于加快城市电力网建设改造的若干意见

附录2 城市中低压配电网改造技术导则

附录3 配电系统自动化规划设计导师

参考文献