智能配电网规划要点研究论文

楼主 你好建设智能配电网，应综合应用先进自动化、信息、通信等技术，运用现代管理理念和手段，实现减少配电网故障、延长设备寿命、确定资产更换顺序和降低配电网改造投资等目的。建设智能配电网应在建设坚强智能电网总框架的要求内，遵循“统筹规划、统一标准、试点先行、整体推进”的原则，分三阶段推进：第一阶段为规划试点阶段。研究梳理坚强智能配电网的总体框架和技术发展规划，以配电网坚强网架建设为基础，智能配电网科研项目为重点攻关方向，实现配电坚强网架的初步优化，开展智能配电网示范性工程建设。第二阶段为全面建设阶段。继续开展配电网坚强网架建设，完善坚强智能配电网技术构架体系，在全面总结和评估试点工程经验的基础上，全面铺开智能配电网建设，完成省会城市、直辖市、计划单列市及部分大城市核心区配电自动化建设，基本建成具有自愈与兼容特征的智能配电网。第三阶段为引领提升阶段。基本完成配电网坚强网架建设，全面开展配电自动化建设，在此基础上评估智能配电系统建设的绩效并推广相关成果；完成储能技术和分布式电源技术的大规模推广，并结合新的应用需求和新技术发展状况，进一步完善和提升智能配电系统的应用水平。

摘?要 随着我国经济的迅速发展，电力供应开始由卖方市场向买方市场逐步过渡，电力用户对于电能供应的质量和可靠性提出了更高的要求。本文，概述了配电网综合自动化的概念，明确了配电网综合自动化技术的应用作用，并围绕配电网综合自动化系统来就配电网综合自动化技术做出系统的分析，意在为配电网综合自动化技术的实践应用提供借鉴与支持，为系统正常运行提供有力保障。 关键词 配电网；综合自动化；技术；系统 中图分类号 TN914 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)071-0152-02 我国电力工业的迅速崛起，使得配电网建设问题的受关注程度不断提升，如何与时俱进，更好地满足用户用电需求，是电力行业实现长足、稳定发展的重要课题。配电网综合自动化技术的应用是机遇，也是挑战，对于配电系统降低损耗，管理水平提升，可靠、安全运行意义重大。因此，围绕配电网综合自动化系统来就其技术做出系统的分析十分必要，对于当前配电网的建设与改造具有积极的现实意义。 1 配电网综合自动化的概念 我国的配电网络主要采用中性点非有效接地的方式，传统的电流保护值是在线路末端发生三相短路时，按照系统最大运行方式计算的，以其计算简单和可靠的特性而被应用，但是它最大的缺点就是保护性受系统运行方式和故障类型的影响很大。为了避免这一缺陷，人们研究出了能够在分析和处理过程中，结合系统的实际运行情况自动调节保护动作的自适应速断保护，这种保护不仅不受系统运行方式和短路故障的影响，而且增大了保护的范围，自适应保护以其优势迅速被应用到配电网络中，发展前景非常可观。 所谓配电网自动化，指的是网络技术、通信技术、计算机技术、现代电子技术与电力设备结合，来完成正常或事故状态下配电网监测、控制、保护、计量与供电管理工作的有机整合，从而使得供电质量得以改善，进一步深化同用户间的关系，在满足用户多样化要求的基础上保证价格的合理性，力求实现最好的供电经济性和更为有效的企业管理。 2 配电网综合自动化技术的应用作用 归结配电网综合自动化技术的应用作用，主要包括以下方面：1）减少故障的发现与检修时间，减少用户停电时间，提高企业的供电可靠性和积极性，满足了客户持续用电的需求；2）通过监测系统元件参数，来实现计划检修向状态检修的逐步过渡，促进了设备运行维护成本的降低；3）应用配电自动化设备，电网设备的利用率得到了大幅度提升，投资得到有效地节约；4）综合自动化技术的应用实现了对设备故障的自动隔离，确保了非故障线路供电的迅速恢复，用户停电时间得以缩短，停电范围进一步缩小，促进了服务质量的有效提升；5）通过对以往事故处理的评估，来对正确方案进行确定，降低了类似事故造成的损失，运维费用相应减少；6）配电网综合自动化技术的应用，在保障可靠供电的前提下使得系统供配电能力得到最大限度的发挥，从而使得新的一次设备投资得以推迟；配电网综合自动化技术的应用，能够自动采集相关数据，实现了相关设备的智能化、自动化，促进了供电企业供电水平和效率的进一步提高，极大地便利了配电网运行管理和客户服务自动提供的有序进行。 3 配电网综合自动化系统的分析 配电网综合自动化系统 配电网综合自动化系统是对系统二次设备的功能进行优化设计、重新组合，对系统设备运行情况进行丈量、监督、协调与控制的一种综合自动化系统，其主要由主站系统、配电网监控系统、变电站监控系统、单向接地选线定位系统及通信系统等组成。通过系统内各设备间的数据共享、信息交换，来开展对配电网运行的控制与监督。配电网综合自动化系统对常规二次设备进行了替换，系统二次接线得以简化，是保障配电网稳定、经济运行，为用户提供质量服务的重要技术措施。配电网综合自动化系统集中表现为五方面的功能：故障管理、配电SCADA、故障管理、配电高级应用及地理信息系统。其中，配电网SCADA同输电网相类似，只有在数据采集内容和目的上存在差异，针对配电网络及用户，将对于基础数据的提供作为目的。一个完善的配电网综合自动化系统，不但应具备SCADA的三遥功能，还应当发挥馈线自动化功能，即对馈线故障识别、隔离、恢复的自动化。 配电网综合自动化实现的关键点 首先，选择合理的通信方式至关重要，就现行的通信技术来讲，单纯依靠公网GPRS/CDMA或传统方式，对于后期的深入应用或发展会带来阻碍和瓶颈。因此，系统作用的发挥必须依靠一种专用的、可靠性的、高效的通信，从而实现真正意义上的配电网自动化。 图1为单端电源带负载系统电路图，每个电路元件的正负序阻抗相等，当F点发生三相短路时，相电流为： 式中：EM为系统等效电源三相电势，ZS为系统等效电源的阻抗，ZL为被保护线路的阻抗。 图1 单端电源带负载系统电路图 如果短路发生在单端电源带负载系统的A、B两相之间，两相电流差的有效值的关系为： ICA=IBC=I≤IAB=I B、C两相发生短路故障时，有： IAB=ICA=I≤IBC=I C、A两相发生短路故障时，有： IBC=IBA=I≤ICA=I 从以上式子中可得出如下结论：对于单端电源带负载系统，不管被保护的线路出现哪种短路现象，出现短路故障的两个相间的电流大小均与三相短路时单相电流的倍，其它没有发生短路的两相的电流小于出现短路的两相间的电流，并且短路相间的电流与短路类型无关。当三个两相电流差IAB，IBC和ICA中的最大电流小于I时，系统则发生保护动作。由于这种保护不需要短路故障选相，因此它是故障类型自适应的。 其次，因配电网综合自动化系统设计的技术领域和厂家很多，具有一定的复杂性，因此，要通过系统集成来实现一个管用、好用、实用的自动化系统，寻找具备实力的系统集成企业十分必要，且在实际合作当中严把质量关和安全关，做到精益求精，对各类可能出现的问题进行充分的考虑，从而为系统的正常、可靠运行提供保障。

对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后 -对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0 概述 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。 实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标 该区共10km2，区内110kV变电站一座，目前投入MVA变压器2台。110kV进线2回内桥接线，分别引自上级500kV变电站。出线为35kV10回、10kV14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。 拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是： （1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化。 （2）提高供电可靠性，达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率。 （3）建立配电监控系统，提高供电质量，电压合格率98%。 （4）线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电。 （5）实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能。 （6）同时容纳开环运行的方式。本期配电自动化系统主要实现以下功能： 1)SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印； 2) 馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电； 3) GIS地理信息系统功能； 4) 包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能； 5) 与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。2 对原配电网改造的主要内容2．1 变电站综合自动化改造 由于该110kV变电站原有保护远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变电室通信等功能，故首先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。2．2 部分用户变电室改造 由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的用户变电室在改造后均以2回电缆出线，与上下家企业连成环网，出线均安装可以遥控的开关。 在每个企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。2．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择 改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时二方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5Ω[2]。2．4 保护定值的调整 系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110kV变电站内的馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500kV变电站相应出线的保护定值也作了微调。2．5 其他 少数企业原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化提供高速可靠的数字信道，又为抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。 由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后 -对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0 概述 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。 实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标 该区共10km2，区内110kV变电站一座，目前投入MVA变压器2台。110kV进线2回内桥接线，分别引自上级500kV变电站。出线为35kV10回、10kV14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。 拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是： （1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化。 （2）提高供电可靠性，达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率。 （3）建立配电监控系统，提高供电质量，电压合格率98%。 （4）线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电。 （5）实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能。 （6）同时容纳开环运行的方式。本期配电自动化系统主要实现以下功能： 1)SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印； 2) 馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电； 3) GIS地理信息系统功能； 4) 包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能； 5) 与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。2 对原配电网改造的主要内容2．1 变电站综合自动化改造 由于该110kV变电站原有保护远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变电室通信等功能，故首先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。2．2 部分用户变电室改造 由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的用户变电室在改造后均以2回电缆出线，与上下家企业连成环网，出线均安装可以遥控的开关。 在每个企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。2．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择 改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时二方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5Ω[2]。2．4 保护定值的调整 系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110kV变电站内的馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500kV变电站相应出线的保护定值也作了微调。2．5 其他 少数企业原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化提供高速可靠的数字信道，又为抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。 由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后 -对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0 概述 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。 实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标 该区共10km2，区内110kV变电站一座，目前投入MVA变压器2台。110kV进线2回内桥接线，分别引自上级500kV变电站。出线为35kV10回、10kV14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。 拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：另外,站长团上有产品团购,便宜有保证