电力系统配电网自动化的 应用现状及展望

电力系统配电网自动化的 应用现状及展望（精选9篇）

篇1：电力系统配电网自动化的 应用现状及展望

电力系统配电网自动化的 应用现状及展望

2003-11-

5电力系统配电网自动化的 应用现状及展望

1、配电网自动化应用现状

长期以来，我国电力部门重发电，轻用电的现象比较严重，将主要精力放在大电网、大机组上，对配电网用电质量及可靠性关心不够，忽视了配电网的重要性和特殊性，使配电网技术发展受到严重的影响，造成了配电网供电可靠性差、设备落后、不安全的因素较多等状况。

近几年来，随着我国输电网自动化程度的提高，地、县调系统及无人值守变电站的综合自动化程度也随之迅速发展与提高。随之而来的是大家对配电网的重要性有了新的认识，意识到了加快配电网自动化的发展，是提高配电网供电可靠性的一个关键环节。

2、配电网自动化的应用原则

2.1适应性原则

2.1.1适应城乡经济条件的原则。由于我国农村经济相对落后，因而不能照搬发达国家的配电网自动化模式，应该立足国情，结合当地实际条件以解决配电网的实际问题和符合供电可靠性及用户的要求为目的，将有限的资金有效地投入配网自动化中去。

2.1.2适应配电网发展的原则。随着“网改”的不断发展，配电网无论在线路长度和设备容量上也在不断增长，配电网自动化应该能适应发展了的配电网，反过来，发展的配电网，更需要实现自动化。

2.1.3适应定时限保护的原则。定时限保护方式采用电流阶梯和时间阶梯重合，可使上下级保护配合方便、协调。而反时限保护由于设备产品的实际保护特性有差异、使上下级保护的配合不协调。

2.2逐步完善的原则。

配电网自动化是一项综合性系统工作，涉及到城市建设，配电网规划，设备选择等一系列繁杂工程，内容丰富，技术性强。对于配网自动化的发展应实行分期、分阶段进行。第一阶段为初级阶段，即变电站出线以自动重合闸作保护，线路上装多组自动配电开关，建立电压控制系统。第二阶段在第一阶段的基础上，增设通信及控制设备，各分支线自动配电开关由营业所实现控制，对负荷进行调配。第三阶段增加各营业所与配电管理中心的通信，将各点信号传送到配电管理中心，实现微机控制及信息的自动处理，达到完善的配电自动化。

2.3采用电流控制式的原则。

由于重合断路器经常有合分操作以及瞬时性故障时自动重合，使得配电开关频繁动作，导致设备可靠性降低，影响使用寿命。另外，自动配电开关有个合闸延时时间，故障时在并联组数较多的线路，最末级完成合闸的时间达几十分钟，合闸时间明显大于故障判断时间，影响供电的连续性。此外，自动配电开关不具备计数功能，只靠一次合闸时间来判别。相比之下，电流控制式采用的设备没有这些缺陷，比电压控制模式更为简单。

3、配电网自动化必备功能

配网自动化是以实时方式就地或远方对配电网进行数据收集、控制、调节和事故处理的技术，其目的在于保证配电网安全经济运行发送电压质量降低电能损耗、快速处理、提高供电可靠性。它应当具备以下几方面的功能:

3.1通过实时监控系统，监测每条线路上的负荷运行情况，及时发现不安全因素，消除事故隐患，使配电网安全运行。

3.2通过系统监测功能及时发现用户计量表故障，防止窃电，避免用电量损失。

3.3具备可靠的、高速率的通讯。

3.4具备完善的、能识别故障电流的、满足室外恶劣环境的故障控制器FDR，以及实现断路器远方操作的RTU。

3.5能通过系统监测功能及时计算线路线损，使线路能在最佳的经济状态下运行。

3.6系统的电量控制和功率控制可促进电费回收。

3.7配电自动化的主站系统应具有扩充性和开放性功能，主站软件功能完善，硬件上有足够的处理速度和裕度。

4、配电网自动化模式方案

4.1变电站主断路器与馈线断路器配合方案。

由变电站出线保护开关和馈线开关相配合，并由两个电源形成环网供电方案。也就是说优化配网结构，推行配电网“手拉手”，变电站出线保护开关具有多次重合功能，重合命令由微机控制，线路开关具有自动操作和遥控操作功能，通信及开关具有自动操作和遥控操作功能，通信及远动装置，事故信息、监控系统由微机一次完成。设备与线路故障由RTU传递，主站系统判断，确认故障范围后，发令使故障段开关断开。

4.2自动重合器方案。

此方案是将两电源连接的环网分成有限段数，每段线路由相邻的两侧重合器作保护。故障时，由上一级重合器开断故障，尽可能避免由变电站断路器进行分合。当任一段故障时，应使故障段两端重合器分断，对故障进行隔离，线路分支线故障由重合器与分断器动作次数相配合来切除。

4.3自动重合分段器方案。

每段事故由自动重合分段器根据关合故障时间来判断故障。此方案在时间的设置

上，应保证变电站内断路器跳开后，线路断路器再延时断开。然后站内断路器进行重合，保证从电源侧自负荷侧送电，当再次合上故障点时，站内断路器再次跳开，同时故障点两侧线路断路器将故障段锁定断开，确保再次送电成功。

4.4馈线自动化的模式

4.4.1就地控制模式，即利用重合器加分断器的方式实现。

4.4.2计算机集中监控模式，即设立控制中心，馈线上各个自动终端采集的信息通过一定的通信通道远传回主站。在有故障的情况下，由主站根据采集的故障信息进行分析判断，切除故障段并实施恢复供电的方案。

4.4.3就地与远方监控混合模式，采用断路器（重合器），智能型负荷开关，并且各自动化开关具有远方通信能力。这种方案可以及时、准确地切除故障，恢复非故障段供电，同时还可以接受远方监控，配网高度可以积极参与网络优化调整和非正常方式下的集中控制。

5、结 语

电力系统配电网自动化是当前电网建设和热点，无论是大型、中小型城市都是把电网建设改造及自动化的实施列为工作重点，投入大量的资金和人力，其目的都是为了扩大供电能力，提高供电可靠性，优化电力服务。从目前的应用情况，有些内容只限于开发、研制和试用阶段，因此，各地应本着从实际出发，统筹安排，循序渐进的原则，从本地配电网的网络结构改造入手，做好规划，根据效益反馈，来逐步建设，完善适合于本地区电网发展的配电网自动化系统。

参 考 文 献

[1] 《电网建设改造与安全运行实用手册》主编:刘锋

[2] 《中国农村电气化学术文集》蒋良华:“农村电网综合自动化和农电企业管理自动化”

[3] 《大同配电网自动化系统的规划与实施》曹福成等著

原作者： 不详

篇2：电力系统配电网自动化的 应用现状及展望

论文关键词：电力系统；配电网；自动化；应用

论文摘要：本文分析了电力系统配电网自动化的实施目的、实施原则及自动化模式方案，以加快配电网自动化的发展，提高配电网供电的可靠性。

我国电力系统自动化在发电厂、变电站、高压网络、电力调度等方面都有较好的发展和应用，但是在配电网络方面还较为滞后，这是由于我国电力建设资金短缺，长期以来侧重电源和大电网建设的缘故，使配电网络技术发展受到严重的影响。设备落后、不安全的因素较多等状况，造成了配电网用电质量及供电可靠性方面较难满足要求。近几年来，随着电力事业的发展，各种新电器广泛应用于生活、生产，给人类带来了巨大的便利，但同时，也使人类社会对电的依赖日益加深。电力作为一种商品进入市场，配电网供电可靠性已是电力经营者必须考虑的主要问题。国家电力公司为规范电力公司的运作，真正体现服务人民的企业宗旨，对电能质量提出了较高的要求，尤其对供电可靠性制定了明文规定：一般城市地区为99.96%，使每户年平均停电时间不大于3.5h；重要城市中心区应达99.99%，每户年平均停电时间不大于53min。对照这一标准，我们还有很大差距。因此加快配电网自动化的建设与应用，是提高配电网供电可靠性的一个关键环节，也是实现上述目标的重要内容。

城市配电自动化的内容是对城域所辖的全部柱上开关、开闭所、配电变压器进行监控和协调，既要有实现FTU的三遥功能，又要具备对故障的识别和控制功能，从而配合配电自动化主站实现城区配电网运行中的工况监测、网络重构、优化运行。由此，配电自动化的系统结构应当是一个分层、分级、分布式的监控管理系统，应遵循开放系统的原则，按全分布式概念设计。按照一个城区全部实施设计，系统必须将变电站级作为一个完整的通信、控制分层；系统整体设计可分为配调中心层、变电站层、中压网层、低压网层。

一、配电自动化实施目的配电自动化在我国的兴起主要是缘于城网改造工程。长期以来配电网建设不受重视，结构薄弱，供配电能力低。国家出台的城网改造政策，提出要积极稳步推进配电自动化。配电自动化实现的目标可以归结为：提高电网供电可靠性，切实提高电能质量，确保向用户不间断优质供电；提高城乡电力网整体供电能力；实现配电管理自动化，对多项管理过程提供信息支持，改善服务；提高管理水平和劳动生产率；减少运行维护费用和各种损耗，实现配电网经济运行；提高劳动生产率及服务质量，为电力市场改革打下良好的技术基础。

二、配电自动化的实施原则

配电自动化是整个电力系统与分散的用户直接相连的部分，电力作为商品的属性也集中体现在配电网这一层上，配点网自动化应面向用户并适应经济发展水平。日本在20世纪80年代，已完成了计算机系统与配电设备结合的配电自动化系统，主要城市的配电网络上投入运行，使得电网供电可靠性得到显著的提高，日本1996～1997平均每户停电0.1次，每次平均8 min，可靠性居全球之首。

1998年我国投巨资进行城乡电网改造。由于我国对是国家垄断经营，尚未真正实现电力市场化，各地发展很不平衡，因此配电自动化系统实施的目的必须适应终端用户的需求，而这种需求会因不同用户、因地、因行业而异随时变化。如果全面的实施配电自动化，应综合考虑，对于提高供电可靠性，应将它看作一个长期的市场行为。供电可靠性的提高是一个受多种因素制约、用多种手段有效协作后的结果，尤其依赖于系统管理水平的提高。故应将改造的重点转为采用各种综合手段提高供电质量，如采用不停电施工减少计划停电；开发应用配电自动化设备，实现远方监视、控制、协调，消除操作中人为因素可能导致的错误。供电企业在实施配电自动化时，也应首先研究客户长期的、变化的、潜在的需求，按现代的营销模式做市场调查、顾客群细分等，将配电自动化的实施同时作为整个电力营销策略中的环节之一；其次，量力而行，综合企业内已有的线路网络水平、调度自动化和变电站（开闭所）自动化水平、人员素质，制定实施的进度和规模。

三、配电网自动化模式方案

（一）变电站主断路器与馈线断路器配合方案由变电站出线保护开关和馈线开关相配合，并由两个电源形成环网供电方案。也就是说优化配网结构，推行配电网“手拉手”，变电站出线保护开关具有多次重合功能，重合命令由微机控制，线路开关具有自动操作和遥控操作功能，通信及开关具有自动操作和遥控操作功能，通信及远动装置，事故信息、监控系统由微机一次完成。设备与线路故障由主站系统判断，确认故障范围后，发令使故障段开关断开。

（二）自动重合器方案

此方案是将两电源连接的环网分成有限段数，每段线路由相邻的两侧重合器作保护。故障时，由上一级重合器开断故障，尽可能避免由变电站断路器行分合。当任一段故障时，应使故障段两端重合器分断，对故障进行隔离，线路分支线故障由重合器与分断器动作次数相配合来切除。

（三）自动重合分段器方案

每段事故由自动重合分段器根据关合故障时间来判断。此方案在时间设置上，应保证变电站内断路器跳开后，线路断路器再延时断开。然后站内断路器进行重合，保证从电源侧向负荷侧送电，当再次合上故障点时，站内断路器再次跳开，同时故障点两侧线路断路器将故障段锁定断开，确保再次送电成功。

（四）馈线自动化模式

1、就地控制模式，即利用重合器加分断器的方式实现。

2、计算机集中监控模式，即设立控制中心，馈线上各个自动终端采集的信息通过一定的通信通道远传回主站。在有故障的情况下，由主站根据采集的故障信息进行分析判断，切除故障段并实施恢复供电的方案。

3、就地与远方监控混合模式，采用断路器（重合器），智能型负荷开关，并且各自动化开关具有远方通信能力。这种方案可以及时、准确地切除故障，恢复非故障段供电，同时还可以接受远方监控，配电网高度可以积极参与网络优化调整和非正常方式下的集中控制。

参考文献：

篇3：电力系统配电网自动化的 应用现状及展望

随着近年来我国经济的持续发展, 以及人们生活水平的不断提高, 对配电网络供电可靠性与供电质量的要求越来越高, 这就迫切需要进一步加速城乡配电网络的改造工作, 并积极引入配电网自动化技术, 有效地提高供电质量, 提高配电网络运行的安全性与可靠性。

1 配电网自动化技术应用的意义

1.1 有助于提高供电质量

配电网自动化技术能在各种终端系统中进行应用, 以实现对配电网络运行过程中电压、频率、负荷、潮流等数据变化的实时监控, 并通过对各种设备运行的动态调整, 从而使无功功率趋向于平衡, 并保证主设备的位置状况及各种工况指标能符合标准规定, 从而有效提升了整个配电网络的供电质量与供电安全。

1.2 有助于提高供电可靠性

由于导致配电网故障与异常情况发生的各类因素非常复杂, 且发生过程非常迅速, 如果不能及时预测、判断和处理各类配电网络故障, 不仅可能危害到人身及设备的安全, 甚至会引发配电网络的大面积崩溃瓦解, 造成大面积停电事故, 给国民经济带来巨大的损失。

而通过配电网自动化技术的有效应用, 一方面能对复杂的配电网络及设备进行实时的状态监控, 当故障发生后能及时地对故障原因、故障发生地点进行判断及分析, 从而使运行人员能及时的发现和处理故障;另一方面, 配电网自动化技术还能实现馈线自动化的故障隔离, 以及故障区域的供电恢复, 极大减少停电时间和停电范围, 这都有效保证了整个配电网络供电的可靠性[2]。

1.3 有助于提高供电经济性

降低配电网络的线损, 提高供电的经济性, 一直是电力企业及电力工作者所努力的方向之一。而通过配电网自动化技术的有效应用, 可以对配电网络实现重新架构、安装补偿电容器、提高电源等级以及提高导线截面等多种措施, 来达到降低配网线损的目的。同时, 配电网自动化技术还能实现网络拓扑分析、状态估计、最优潮流计算以及负荷预测等多种功能, 从而实现了配电网络调度运行的经济性, 能在不显著增加投资的基础上, 实现改善配网运行方式和降低线损的目的。

2 配电网自动化系统的结构和具体功能

2.1 配电网自动化的系统结构

由于配电网自动化系统的结构覆盖范围较广、所需设备数量较多, 如果所有监测与运行数据全部由配网主站所接收, 将可能导致数据信息拥挤或运行效率偏低等问题。因此, 配电网自动化系统的建设普遍采用了分层处理的方式, 并主要由配电主站、配电子站、配电终端以及通信网络这几个层面所组成。配网自动化系统的结构如图1 所示。

1) 配电主站层。配电主站 (MS) , 也是配网自动化系统的核心组成部分, 它主要的功能是实现整个配电网络的数据采集、数据监控、数据分析等, 从而为配网的规划建设与调度运行提供有力的技术支持, 确保整个配电网络的运行能始终处于最优化的状态。配电主站主要是服务器、工作站以及数据采集网络这三部分所组成。其中, 服务器的类型包括了Web服务器、SCADA服务器、DMS应用服务器、DTS服务器、历史数据服务器等;工作站则主要包括了配电管理工作站、配电调度工作站、远程维护工作站等;数据采集网络则主要是由网络交换设备、采集服务器以及终端服务器所组成[3]。

2) 配电子站层。配电子站 (SS) , 也通常被称为配电网自动化系统中的中间监控单元, 它合理分布在主站层, 是优化信息传输、优化系统结构层次以及方便通信系统组网所设置的中间层, 以达到对所辖范围内配电信息有效收集、处理, 以及通信监视、故障处理等多种功能。

3) 配电终端层。配电终端层是各种远程监测、控制单元的总称, 它通常被设置在各种开关、配电变压器以及开关站等现场中, 并沿着配网线路进行分布。配电终端层主要包括了配电开关监控终端 (FTU, 即馈线终端) 、配电变压器监测终端 (TTU, 即配电变压器终端) 、配电站监控终端 (DTU, 即站所终端) 等。其中, FTU与DTU中的监控终端设备在配电主站层、配电子站层之间, 通常利用光纤环网进行通信;TTU中的监控终端设备则是利用CDMA/GPRS的通信方式进行通信。

4) 通信网络层。由于主站层、子站层以及监控终端设备之间, 都需要良好的通信网络已实现相互间的数据传递, 因此通信网络的建设也是配电网自动化技术应用的关键环境。通常情况下, 配电网自动化系统中的通信网络, 主要是由数据传输通道以及数据终端设备所组成。其中, 数据传输通道包括了光纤通道、有线传输网络、无线传输网络、专用网络等。

2.2 配电网自动化技术的具体功能

配网自动化技术的具体功能, 主要表现在运行自动化以及管理自动化这两个方面。其中, 配网运行自动化功能主要包括了数据采集与监控功能 (SCADA) 、故障自动隔离及恢复供电功能 (FA) 、高压及无功管理功能、负荷管理功能、自动抄表功能等[4];配网管理自动化功能, 主要包括了设备管理、检修管理、停电管理、用电管理等多种功能。

1) SCADA功能。数据采集与监控功能, 也是配电自动化技术的基础应用功能。通过及时收集各配电终端设备中的实时数据, 使运行调度人员能够从主站系统的计算机界面中, 实时监控配电网线路及设备的运行状态及故障信息, 并进行远程化的操作与调节。

2) FA功能。故障自动隔离与恢复供电功能, 也被称为馈线自动化。一方面是指在正常运行状况下, 通过远程实时监控配网线路分段开关、联络开关的状况、馈线电流以及电压状况, 从而实现远程合闸、分闸操作等控制, 以达到优化配网运行方式, 充分发挥设备容量的目的;另一方面, 则是当配网中线路及设备出现故障时, 能自动定位故障点, 并自动跳开故障点两侧的分段开关, 从而有效隔离故障区域, 并自动恢复非故障线路的供电, 以达到减少停电时间、缩小故障停电范围的目的。

3) 高压及无功管理功能。该功能是利用各种高级应用软件, 以实现对整个配电网络的无功进行全局的优化, 例如自动调整变压器的分接头档位、自动控制无功补偿设备的投切等, 以提高供电质量、降低配电网线损。

4) 负荷管理功能。配网自动化中的负荷管理, 也被称为需求侧管理 (DSM) , 是通过远程、自动监控用户电力的负荷状况, 并通过降压减载、可控负荷周期性投切、事故状况下拉闸限电等多种方式以尽量消减用电时期的波峰与波谷, 从而达到改善配网用户负荷、降低供电成本的目的。

3 结束语

近年来, 配网自动化技术不仅已成为了各省、市地区配电网络运行调度的技术工具与分析手段, 还有力提升了配电网络的运行调度水平, 对整个电力系统的可靠、经济与安全的运行起到了非常重要的作用。

参考文献

[1]李文杰.调度自动化系统在电网中的应用[J].科技咨询, 2013, (7) :31.

[2]谷水清.配电系统自动化[M].北京:中国电力出版社, 2009.

[3]周全仁.现代电网自动控制系统及其应用[M].北京:中国电力出版社, 2012.

篇4：电力系统配电网自动化的 应用现状及展望

关键词：电网调度；自动化系统；现状；发展方向

中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 06-0000-01

随着我国电力行业和电力系统的发展，电网建设逐渐被国家所重视，而且成日益加快的趋势，其中电网调度自动化系统作为电网建设的一个关键环节，得到了空前的发展，自动化电网调度系统是电网调度安全稳定运行的重要保障，由于我国市场经济由垄断性经济向竞争性经济的转变，这就对自动化电网调度技术提出了更高要求，经过不懈的努力自动化电网调度系统得到的快速发展，但在发展过程中也不可避免的遇到了一些困难和挑战。

一、电网调度自动化系统的概况

它是以计算机为核心的电网监控调度自动化系统，利用计算机、远动、通信等技术实现电力系统调度自动化功能，它包括远动装置和调度主站系统，用来监控整个电网运行状态的。从而调度员可以随时了解电力系统的运行工况，控制全网，有效地指挥电网安全、稳定和经济运行，为电网管理实现现代化打下了坚实基础[1]。

二、我国电网调度自动化系统现状

我国电网调度自动化系统的发展大致经历了50年代的萌芽期、60年代的试点期、70年代的起步期、80年代的大发展期和90年代的成熟期，随着时代的发展，电网调度自动化系统得到了大力发展和广泛的运用，它为电力网络的安全、稳定、高效经济做出了重点贡献。

（一）电力调度自动化系统技术被普及

从50年代的遥测、遥信、遥调、遥控系统到当今的智能自动化调度系统经历了一个由简单到复杂大跨越，实现了电力系统质的飞跃，高素质的电力调度人才增多，设备安全性和准确性逐渐提高，并且在各省级、市级发电厂都配备了相应的电力调度的自动化设备，可见电力调度自动化系统逐渐普及到日常生活中。

（二）科研成效明显

在电力调度自动化系统发展历程中，科研理论基础实现了与调度自动化实践的完美结合，并其得了显著成效，通过引进借鉴外国先进工程技术，研发出了我国自己的产品和系统，通过高等院校和科研所人才的储备培养，人才储备已经达到了世界先进水平，并且不断的提出新思想和新理论，新思想和新理论通过实践的形式运用到了电网调度自动化工程中，转化成了生产力，不断的技术创新和发展，不仅提高了企业在国际上的竞争力，还能满足国内领域对产品的需要，另外，调度生产自动化系统以及办公自动化系统的集成成为SCADA系统的一个发展方向。在我国电网系统中SCADA系统已经被运用于电力系统，它是电力系统自动化的实时数据源，为EMS系统提供大量的实时数据。使电力系统网信息被准确及时的采集到。

此外，电网调度系统后的自动化完善了对电网的日常运行管理和相关数据的收集统计，由于我国电网调度自动化系统发展还不成熟，需要进一步的宣传和发展，通过不断的完善和技术的提高，能使电网系统运行管理更加科学化和规范化[2]。

三、我国电网调度自动化系统的发展方向

随着电力工业体制的改革和电力市场的不断完善，对电网调度自动化系统提出了更高的要求，就需要电网调度自动化紧跟时代的步伐，与计算机和通讯技术相结合，运用科学的技术和方法，向调度自动化系统的数字化、智能化、和市场化发展。

（一）实现电网调度自动化系统的数字化

随着网络信息技术的普及，并已经融入到了各种复杂的系统管理过程中，其中数字化管理逐渐成为城市管理的主要领域，各行业与数字化相结合进行管理，能取得更好的服务，电网管理也不例外，利用计算机、通信、网络等技术，对电网调度自动化信息进行准确的分析和判断。逐步实现管理数字化、决策数字化、信息数字化、通信数字化，更好的为电网服务。

（二）实现电网调度自动化系统的智能化

智能化是现代通信与信息技术、计算机网络技术、行业技术、智能控制技术汇集而成的针对某一个方面的应用的智能结合，而在当下自动化系统还不成熟，处于低智能的发展状态，随着信息技术的发展，电网调度系统的自动化要向智能自动化方向靠近，因为我国已经制定并颁发了《智能电网关键设备（系统）研制规划》和《智能电网技术标准体系规划》，可见国家对电网智能化的重视，逐渐实现电网调度、运行、和管理的智能化是时代发展的趋势，并进一步提高管理人员的技术水平，能很好的驾驭现代化电网自动化能力。保障电网的安全、稳定、经济有效的运行，总体来看电网调度体系的自动化，具有很好的前景。

（三）实现电网调度自动化系统的市场化

每个行业最终面临的都是走向市场化，市场化的特征就是以竞争的优胜劣汰为手段，实现资源充分合理配制，达到效率最大化，电网调度自动化系统也是如此，要不断面临电力市场化的改革，在改革中不断优化技术，不断改进传输容量大，电网堵塞，负荷增加等现象，把电网调度自动化系统与市场因素相结合起来，了解市场动向，根据市场反馈的信息来进行改进，从而促进电网调度自动化系统的发展[3]。

四、结束语

综上所述，从电网调度自动化系统的现状和发展前景来看，有机遇又有挑战，应抓住机遇来迎接挑战，逐渐实行电网调度自动化系统的数字化、智能化和市场化，从而提高在电网系统中的地位，还需要更加的努力，不断探索它的奥秘，在优化电网调度自动化水平的同时提供优质的电力服务。

参考文献：

[1]李月娇.我国电网调度自动化系统的现状及展望[J].科技与企业，2014（01）：122.

[2]王萍.县级电网调度自动化系统的现状及建议[J].硅谷，2012（16）：12+65.

篇5：电力系统配电网自动化的 应用现状及展望

摘要：通过电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本的编制及应用，对局电网调度自动化主站系统的典型作业流程进行了梳理和优化，促进了工作流程的规范化和标准化，在提高电网调度自动化主站系统的工作质量和效率方面发挥了积极作用。

关键词：电网调度自动化系统；现场标准化作业；主站；县级供电企业

现场标准化作业是按照企业安全生产的客观规律与要求，以现场安全生产、技术和质量活动的全过程及其要素为主要内容，制定和贯彻标准作业程序的一种全员参与的有组织活动[1]。国家电网公司从2004年9月以《国家电网公司现场标准化作业指导书编制导则（试行）》（国家电网生[2004]503号）[2]的印发为标志，在公司生产系统内开展了全面深入的现场标准化作业工作，通过几年的实践和有益探索，在“规范现场工作人员的作业行为、提升现场工作人员的业务水平和保证输变电设备的检修质量”[1]等方面取得了一定的成效。

目前，现场标准化作业工作主要集中在变电检修和10kV配电线路等专业，在电网调度自动化厂站端也有所涉及，如浙江省电力公司的变电检修现场标准化作业指导书（监控部分）（Q/ZDJ 39.1～39.40-2005）[3]，但在电网调度自动化主站系统尚无相关的现场标准化作业指导书。2009年10月，浙江电力调度通信中心下发了有关文件[4]，要求建立和完善电网调度自动化主站系统的安装、调试、运行、检修等工作的工作票制度和操作票制度。

智能电网调度技术支持系统是实现调度业务一体化运作的基础。目前，县级供电企业的电网调度自动化主站系统一般包含SCADA系统、AVC系统等多个系统，并在集控站等处设置工作站。在变电所投产等工程中，系统维护的作业量较大、作业比较繁琐且时间跨度较大，因此有必要对相关作业流程进行梳理和优化，对工作内容加以细化、提高可操作性，促进工作流程的规范化、标准化，提

高工作质量和效率。县级电网调度自动化主站系统作业文本体系

在《国家电网公司深入开展现场标准化作业工作指导意见》（国家电网生[2009]190号）[1]中指出，“工作票、操作票、现场作业指导书、作业卡（包括多班组作业控制卡、班组作业控制卡、工序质量控制卡、巡视卡等）、现场数据记录等都是现场执行的作业文本（简称‘作业文本’），是现场标准化作业的表现形式”，“作业文本可以采用‘两票’与现场作业指导书、作业卡的任何一种组合形式”。为进一步规范电网调度自动化主站系统的安装、调试、运行、检修等相关工作，提高电网调度自动化主站系统的规范化管理水平，根据文献[4]的有关精神，结合县级供电企业的工作实际，我们采用的作业文本包括：

（1）工作票。分为两种：电网调度自动化主站工作采用自动化主站工作票，集控站等处的工作站工作采用变电站（发电厂）第二种工作票，票面格式参见文献[4]。系统软件版本升级等工作应填写工作票。

（2）典型操作票。对于主备服务器的切换、数据备份等常用的单一功能类型操作宜采用事先编制好的典型操作票。

（3）操作票。对于某些非常规的单一功能类型操作则根据系统实际运行状况采用操作票。

（4）施工方案。对于电网调度自动化主站系统的双网改造、服务器硬件设备更换等较复杂且非常规的工作应在施工开始前编制施工方案，制定相应的安全措施，进行危险点预控。

（5）现场标准化作业指导书。对于电网调度自动化主站系统较复杂且较常规的工作宜采用事先编制好的现场标准化作业指导书，如电网调度自动化主站系统变电所投产现场标准化作业指导书、维保技术服务现场标准化作业指导书等。

（6）事故应急抢修单。对于需要紧急处理的操作，可以在请示有关领导后采用事故应急抢修单先进行操作，票面格式参见文献[4]，但事后必须补办操作票。

对于日常的值班巡检，宜根据事先编制好的值班巡检现场标准化作业指导书进行巡检，并将每日的巡检情况填入巡检表中。

对于增加系统用户、某一线路限值修改、冗余设备切换试验、防病毒库更新、简单的画面完善等不影响系统正常运行的日常简单工作可不办理任一形式的作业文本，只需在值班日记中做好记录即可。

综上所述，应对县级电网调度自动化主站系统的作业类型加以梳理和分析，对于常用的操作、经常开展的作业任务应逐步建立相应的典型操作票和现场标准化作业指导书，并在实际使用中不断加以完善，促进相关工作的规范化和标准化。电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本的编制

现以现场标准化作业指导书的编制为例，阐述作业文本的编制及应注意的问题。

县级供电企业电网调度自动化主站系统的作业常具有下列特点：

（1）包含SCADA系统（下文有关操作以南京磐能电力科技股份有限公司的SE-9000E电网能量管理系统为例）、AVC系统（下文有关操作以南京河海电力软件有限公司的AVC系统为例）等多个系统，但各个系统并非完全独立，在某些工作内容上存在交叉，且有关操作也存在一定的先后顺序。如变电所投产工程中，AVC系统的遥控试验一般在完成SCADA系统与厂站端的信号核对工作之后进行，因此两个系统的相关工作是交叉进行的。

（2）电网调度自动化主站系统在相关工程中的作业量较大、作业繁琐且时间跨度较大。如变电所投产工程，从相关部门下达“四遥”信号表开始到变电所投产，时间跨度往往在一个月以上，有时由于政策处理等原因，时间跨度可能会更长。而电网调度自动化主站系统的操作比较繁琐，有不少需要特别注意的细节，如当在系统中新建画面后，各个工作站必须进行“重读画面库”操作后才能正常浏览；有些工作也必须和厂站端相关工作配合进行，如为了保证SCADA系统数据库中相关运行数据（如开关的月分闸次数及时间）的准确性，需要待变电所投产后SCADA系统才对相关信息量进行采样，从而导致相关报表的新建和更新工作也只能在此之后进行。

因此，为了促进电网调度自动化主站系统作业流程的规范化和标准化，提高工作质量和效率，我们对相关作业流程进行了梳理和优化，对工作内容加以细化和提高可操作性，编制了《电网调度自动化主站系统现场标准化作业指导书》。

该现场标准化作业指导书具有下列特点：

（1）采用现场标准化作业指导书的形式和名称，根据工作特点，整合多种作业文本的有关栏目。将《工序质量控制卡》[1]中的“标准及要求”、“风险提醒（必要时）”等内容以“注意”等形式融合到现场标准化作业指导书的“作业内容”栏中；对于变电所通道波特率、中心频率、频偏等数据，在“作业内容”栏中设计了相应的记录空格，对“四遥”信号的核对记录则作为现场标准化作业指导书的附件，一起作为基础资料加以保存和管理。

（2）现场标准化作业指导书的格式大体遵照文献[2]的要求，但基于文献[5]的实践经验，将“危险点分析”和“安全控制措施”整合为“危险点分析和安全控制措施”，因为“这样一一对应，针对性强，便于现场交底时对照交待，增强交底的效果。” [5]

（3）由于SCADA系统、AVC系统等的某些工作内容存在交叉，且有关操作也存在一定的先后顺序，因此现场标准化作业指导书的分类主要按照工作类型而不是不同系统来进行划分，如变电所投产现场标准化作业指导书、变电所新增间隔现场标准化作业指导书、变电所TA变比更改现场标准化作业指导书等。因为不同的工程涉及的电网调度自动化主站系统的操作是不同的，如即使同样是报表更新，变电所新增间隔时只需在相关报表中进行修改即可，而变电所投产时就必须新建报表，从而增加了“重读画面库”等操作。

（4）各项作业内容结合相关部门的工作流程和电网调度自动化主站系统的作业流程进行排列，只需在相应的几个关键时间节点按次序完成相关作业内容，即可保证工作的及时性、有效性和完整性。比如对于变电所投产工程，只能在变电所投产当天完成相关的带负荷试验后，才能在SCADA系统中进行“电网总有功计算公式”和“电网总无功计算公式”的更新和采样，否则将会影响有关运行数据的准确性。电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本的应用

当接收到有关部门下达的工程任务或需要开展某类作业时，需选择相应的作业文本形式；对于已经建立典型操作票或现场标准化作业指导书的作业类型，只需按照一定的时间节点，在电网调度自动化主站系统中进行相关操作即可顺利完

成该项工作。

在电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本初稿完成之后，我们通过110kV花街变电所投产、110kV芝英变TA变比更改、110kV炉头变投产等工程的实践，对有关作业内容进行了修正和完善，使之更加符合“简单、方便、实用、有效”[1]的原则。采用电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本，在确保工作质量和提高工作效率方面发挥了积极作用。

此外，现场标准化作业文本的一个重要功能是培训教育。特别是对于刚从事电网调度自动化主站系统工作的员工，通过对现场标准化作业文本特别是典型操作票、现场标准化作业指导书的学习和使用，一方面能在一定程度上保证作业质量，另一方面对其较快熟悉电网调度自动化主站系统的相关操作和加深对电网调度自动化主站系统的理解也能起到很好的促进作用。结束语

在今后的工作中，需要根据电网调度自动化主站系统的变化（如新增电量采集系统）和电网设备运行管理方式的变化（如110kV电网设备委托调度）等，对相关现场标准化作业文本进行及时修订和更新，使之始终适应最新的工作环境和管理方式，确保有效性和实用性。此外，也应加强对现场标准化作业文本的管理，使之成为准确、重要的基础资料之一。

参考文献

篇6：电力系统配电网自动化的 应用现状及展望

在科技日新月异的同时, 中国电网正在演变成为一个长距离、区域互联的特高压智能电网。与此同时, 如何保障该系统具备安全稳定的运行状态是重要问题。而保障智能电网安全稳定运行就不得不提到电网调度自动化系统, 所以电网调度自动化系统是我们此文要介绍的重点。

随着科技发展和市场对电力的需求, 电网调度自动化相关技术不断的走向成熟。截止目前, 电网调度自动化系统的更新迭代已经历了4 次。20 世纪70 年代出现了调度自动化的概念, 而彼时单片机是工业应用的主流, 因此第一代的调度自动化系统全部的功能都基于单机上实现。到了80 年代中期, 引进了能量管理系统 (EMS) 及开发技术, 并且当时的中国电力科学技术研究院和南京自动化研究所在此基础上研制了适用于各级调度的数据采集与监控系统 (SCADA) 。90 年代, 出现了基于RISC图形工作站的统一支持平台的功能分布式系统。这一系统采用高级的图形技术和关系型数据库, 系统的应用软件也更加丰富。2003 年8 月, 美国东北部和加拿大部分地区发生了大面积停电事故, 因此接下来各国开始抓紧研究如何使得大电网安全稳定运行以及如何对大面积停电进行预警。有了北美大停电事故的警示, 中国国家电网公司也于2004 年开展专项研究, 并且在2008 年汶川地震后立即着手新一代调度控制系统的研发, 与2009 年全面启动了智能电网发展战略, 重点推动了D5000 平台的技术研发与集成应用。D5000平台, 也称为智能电网调度技术支持系统, 它良好支持各类应用:如EMS、配电网管理系统 (DMS) 、广域监测预警系统 (WAMS) 和公共信息平台等。D5000 系统遵循IEC 61970 规约, 满足安全分区和安全防护、EMS网上浏览、操作和远程维护要求, 按照开放分布式的设计思想, 面向电力市场进行了应用软件功能的完善, 它是一套面向电力企业自动化系统可靠并且开放的支撑平台。

2 智能电网调度技术支持系统介绍

D5000 系统包括“一个平台四类应用”。智能电网技术支持平台是系统开发和运行的基础, 负责为各类应用的开发、运行和管理提供通用的技术支持, 为整个系统高效稳定运行提供保障。四类应用是:监控与预警类应用、调度计划类应用、安全校核类应用和调度管理类应用。

该系统的关键技术表现在以下几个方面:

2.1 可观测性大幅度提高

D5000 平台支撑了电网多级调度的协调运作, 充分实现了调度控制专业的横向集成和纵向贯通。它拥有安全又高效的服务总线, 实现了电网调控中心内部及调控中心之间的数据传输交换, 这解决了长久以来各级调度协同工作时的数据实时性和一致性问题, 使得数据的共享更加开放透明, 让数据的可观测性大幅度得到提高。

2.2 可控制性得以加强

D5000 平台解决了多级调度协同工作时的监控、预警以及灾害应急处理, 使得大电网调度的一体化协调运行和可控制性得以增强。D5000 平台实现了安全通信和加密的访问控制, 研发了基于特大电网的自动发电控制和自动电压控制, 建立了全球规模最大的动态电网监测系统, 从而实现电力系统从稳态到动态的全过程监测。

2.3 提升了新能源消纳能力

D5000 平台提供了考虑新能源消纳、适应节能调度模式的辅助决策软件, 这有利于可再生能源大规模利用, 符合国家倡导了绿色、经济的能源利用政策, 也填补了调度自动化系统相关软件的空白。

2.4 提高了电网运行经济性

电网运行的经济性的主要关注点在输电、变电、配电过程中, 如何使得变压器高效运行, 如何使得线路损耗降至最低都是我们需要关注的重点。而合理的电网运行方式可以有效解决这一问题。D5000 平台在保证安全运行的前提下, 给出优化运行方案, 提高功率因数, 降低电网损耗, 提高了电网运行效率, 从而提高了电网运行的经济性。

2.5 增强了抵御重大灾害和网络攻击能力

D5000 平台满足国家等级保护第四级安全要求, 研制了各种专用安全设施。它的网络架构采取基于VPN的专用数据网络, 多层接入网采用双归方式接入骨干网, 骨干网采用独立双平面组网的方式, 提高了系统抵御重大灾害以及网络攻击的能力。

3 调度自动化系统的展望

将来, 随着国际标准的日益完善和迅猛发展和市场化对电力系统的要求提升, 调度自动化系统将朝着标准化、市场化、智能化的方向发展。另外由于新能源的大规模利用和并网, 调度运行方式将会面临更为严格的考验, 这给调度自动化系统又提出了更高的要求, 未来的调度自动化系统一定是能够符合能源变革需求的高度智能和自适应系统。从调度监控和高级应用的角度来看, 未来电网的结构和运行模式都将发生重大变化, 将会成为一个多层次、多尺度、多对象的复杂统一体。

4 结语

调度自动化系统是智能电网的司令部。本文介绍了智能电网自动化系统的发展历程, 又阐述了调度自动化系统的现状和关键技术。在数字化, 网络化, 市场化的迅猛发展下, 未来调度自动化系统将会面临更大的挑战和前所未有的机遇。

参考文献

[1]辛耀中, 石俊杰, 周京阳, 高宗和, 陶洪铸, 尚学伟, 翟明玉, 郭建成, 杨胜春, 南贵林, 刘金波.智能电网调度控制系统现状与技术展望.

[2]姚建国, 杨胜春, 高宗和, 杨志宏.电网调度自动化系统发展趋势展望.

[3]孙浩.新一代调度自动化系统的设计与实现.

篇7：智能微电网研究现状及应用展望

【关键词】智能微电网；可再生能源；关键技术；应用展望

1、引言

近年来，世界范围内发生了数次大面积停电事故，电网脆弱性更加充分地暴露出来，难以满足用户多样化的供电需求。与传统集中供电模式相比较，分布式发电以其接近用户侧、运行方式灵活、就地消纳清洁新能源等优点受到广泛关注。然而，分布式发电技术自身存在诸多潜在弊端，如电源接入成本高、功率输出波动等，其规模化接入电网后会给电网运行控制带来一系列影响。为了协调大电网与分布式电源间的矛盾，充分挖掘分布式电源给电网和用户带来的潜在效益，智能微电网作为一种新型分布式能源组织形式应运而生，迅速得到国内外学者的广泛关注。

2、智能微电网概述

智能微电网是集成先进电力技术的分散独立供能系统，靠近用户侧，容量相对较小，将分布式电源、负荷、储能元件及监控保护装置等有机融合，形成了一个单一可控单元；通过静态开关在公共连接点与上级电网相连，可实现孤岛与并网模式间的平滑转换；就近向用户供电，减少了输电线路损耗，增强了抵御来自上级电网故障影响的能力。当上级电网发生故障或电能质量不能满足要求时，微电网切换到孤岛模式下运行，保证自身安全稳定运行。

综上所述，智能微电网主要具有以下特点：

（1）自治性：微电网是由分布式电源、负荷、储能单元构成的小型系统，运行方式灵活，可以独立自治运行，实现自我控制、保护与管理。

（2）互动性：微电网运行控制在采集分布式单元信息的基础上，实现了配电网、微电网、控制器间的互动通信。

（3）多元性：微电源构成多元化，有热电联产燃气轮机、柴油机等高效低污染电源及风力、光伏发电单元。负荷类型多元化，有敏感型、非敏感型，可控型、非可控型等。

3、国内外微电网研究现状及关键技术

微电网的接入对大电网运行带来诸多影响，如电网安全稳定、电能质量等问题。微电网承受扰动的能力相对较弱，尤其是孤岛模式下，考虑到风能、太阳能资源的随机性，系统安全面临着更高的风险，因此需要从技术内涵角度对智能微电网的关键技术，如系统设计、运行控制、能量管理、经济评估等进行深入研究。

美国电气可靠性技术协会（CERTS）最早提出了微电网的概念，允许微电网并网运行和电量销售，旨在解决分布式发电接入大电网安全可靠性问题，得到了美国能源部的高度重视。当上级电网发生故障时，微电网无缝解列或孤岛运行，故障恢复后可与上级电网重新连接，保证重要用户不间断的电力供应，对当地电压起到支持与校正作用。美国北部曼德瑞沃建立了第一个微电网示范性工程，微电网基础理论与关键技术已在测试基地得到了成功验证。

日本针对能源日益紧缺、负荷逐年增长的现实背景，注重新能源的开发利用，展开了微电网关键技术研究，提出了灵活可靠的智能供能系统，在配电网中加入灵活交流输电装置，利用快速、灵活的控制器，实现对配电网能源结构的多元优化，满足用户需求。日本新能源与工业技术发展组织（NEDO）积极支持一系列微电网示范工程，鼓励可再生能源发电技术在微电网中的集成应用，在网架结构、系统集成、热电综合利用等方面做了精细化的研究，分别在青森、爱知和京都建立了示范工程，其中青森县八户市示范工程全部采用可再生能源供给用户电能和热能。

从电力市场、电能可靠供给及环境保护等方面考虑，欧洲各国积极致力于微电网关键技术的应用研究，利用智能控制技术、先进电力电子技术实现了集中发电与分布式供能的高效紧密结合，积极鼓励社会各界参与电力市场，共同推进微电网发展。微电网运行控制、继电保护及互动通信等关键技术在实验室平台上得到了验证。希腊、德国、西班牙已建立不同规模的微电网示范工程，其中德国太阳能研究所（ISET）建成的微电网试验基地规模最大。此外，丹麦OESTKRAFT公司、意大利CESI公司、葡萄牙EDP公司和西班牙LABEIN公司都建立了微电网试验基地进行相关技术研究。

我国微电网研究处于起步阶段，含风力、光伏发电、储能元件的多能源微电网系统的运行控制技术成为研究热点。近年来，“973计划”、“863计划”等国家高科技项目大力资助微电网关键技术的研究。国家“863计划”项目浙江南麂岛微电网示范工程致力于打破海岛电力供给瓶颈，改善海岛能源结构，保障居民可靠用电。天津中新生态城、江西共青城等智能电网综合示范工程中均采用集成多种分布式电源、储能系统的微电网结构。吐鲁番新能源城市微电网项目是全国首个城市级别的微电网示范工程，也是目前国内装机容量最大、涉及用户范围最广的微电网工程。项目采用屋顶光伏发电系统，装机容量达到13.4MW，为7千余户家庭、2万多居民提供电能，实行“自发自用、余量上网、电网调剂”的机制。

4、我国微电网应用展望

微电网作为大电网的有效补充，实现新能源发电并网的协调控制与优化运行，避免极端恶劣天气状况对大电网的不利影响，保障电力安全可靠供应，符合我国智能电网的发展趋势。目前我国微电网发展处于起步阶段，还需要进行技术、政策、管理等方面的研究与实践。

1）微电网运营模式方面：目前我国微电网范围界定尚不明确，运营模式尚未理顺，需要在提高重要负荷的供电可靠性、满足用户定制电能质量要求、降低运行成本等方面积极开展适合我国国情的微电网运营模式的研究，为规范和引导微电网投资建设提供有力依据。

2）微电网规划建设方面：需要对国内外微电网建设的优秀经验进行系统性提炼，研究并提出实用化的微電网典型供电模式，为我国微电网规划建设提供规范性的引导。

3）微电网关键技术方面：微电网运行协调控制技术是微电网技术的核心。虽然国内已开发出微电网运行监控系统，但难以满足实时性更强、灵活性更高的要求。需要开展微电网协调运行控制的技术攻关，实现微电网内部及与配电网间的协调运行。

5、结论

篇8：解析电力系统配电网自动化的应用

1 配电网自动化现状

配电网自动化的最终目的就是, 利用现代电子计算机技术、通讯技术及网络技术, 对配电工作进行监督、控制、保护及计量, 进而达到提高供电质量、改善和用电用户间的关系、提供合理的用电价位及提高配电部门的工作效率。要做好配电网自动化工作, 首先要处理好电力企业与配电系统中的功能数据流, 还应该从用电用户的角度出发, 考虑到提高服务水平及减少运行费用等。就目前来看, 实现配电网自动化主要有以下几种方式: (1) 在10k V的辐射或树状线路中通常采用重合器和分段器方式。这种方式能够依靠自身的功能对供电中出现的故障进行隔离和恢复, 所以目前应用较为广泛。 (2) 在10k V环形电线中通常采用重合器, 这样做可以配合环网柜实现配电自动化。 (3) 在10k V环形配电网络中加入了FTU, 并设置了配电网自动化系统。 (4) 采用多个环网, 并且每个用电用户都有两个供电源。这种方式在城市中应用较多。

2 配电网自动化所遵循的原则

2.1 适应性原则

适应性原则主要表现在以下几个方面: (1) 在配电网络自动化的时候, 要充分考虑到当地的经济发展现状。应结合当地的经济条件和用电用户的用电情况, 将有限的资金有效的投入到当地的配电网自动化建设中。 (2) 根据配电网的发展现状进行自动化工作展开。随着我国网改的不断发展, 配电网在规模上和设备上也有了新要求。所以, 在开展配电网自动化工作时, 要使配电网自动化程度和配电网现状相吻合。 (3) 在配电网自动化中, 要适应定时限保护的原则。定时限保护通过电流阶梯和时间阶梯相重合的方式, 实现了上下级配合方便和协调。

2.2 逐步实施的原则

配电网自动化最基本的条件是, 拥有较多的配电网点, 同时还应涉及到城市建设、配电网规划及设备选择等一系列繁杂工程, 对其实施, 要有阶段性。通常有三个阶段。首先, 在变电站出线安装上自动重合闸, 以起到保护的作用。另外, 在出线路上安装多组自动配电开关, 以建立电压控制系统。该阶段称作初级阶段。其次, 在第一阶段的基础上, 增加通信和控制设备, 并且在各分支线路上安装自动配电开关。这些开关由供电所实际控制, 以对负荷进行调节。再次, 加强各供电所和配电管理中心间的信息沟通, 使配电信息及时传送到配电管理中心, 从而实现微机控制和信息自动化控制。

2.3 采用电流控制模式的原则

电压控制式的弊端在于, 重合断路器的合分操作及出现故障时的自动重合, 使得配电开关经常动作, 进而导致配电设备使用寿命减短。另外, 由于自动配电开关有合闸延时的现象, 当故障出现时, 线路最末端的一级完成合闸的时间就得延长到十多分钟, 从而影响了供电的连续性。

3 配电网自动化应具备的条件

配电网自动化通过对配电网进行数据搜集、控制和事故处理等技术, 以达到提高供电质量、降低电能损耗及提高供电的可靠性。它应符合以下几点: (1) 具备实时监控的功能, 以便在输电线路出现负荷情况时, 能给予及时的处理, 以消除事故隐患。 (2) 监控系统不仅要及时反馈输电线路的运作情况, 还要对用户计量表的故障给予及时的检测, 以免用电量出现损失。 (3) 具备高效率和可靠性。 (4) 具备在恶劣条件下运作的功能, 以实现断路器远方操作。 (5) 具备对电量和功率的控制的功能, 以提高电费回收率。 (6) 配电网自动化主站系统应具备扩充性和开放功能, 并且在软件和硬件设施上具有功能完善等特点。

4 配电网自动化的实施方案

4.1 变电站主断路器和馈线断路器相配合的方案

这种方案将出线保护开关及馈线开关结合在一起, 并外加两个电源, 便形成了环网供电方案。该方案具有如下优点:出线保护开关具有多次重合的特性, 并且重合命令由微机直接控制;各线路开关均具有自动及遥控操作的功能;通信、远动装置、事故信息及监控系统均由微机完成;基于这些优点, 当电网中的设备或输电线路出现故障时, 系统会自动的将开关断开。

4.2 自动重合器方案

该方案将由两个电源连接的环网进行分段, 每一段由节点两端的重合器做保护。当这种配电网出现故障时, 上一级重合器会自动的断开, 从而避免了因变电站断路器断开而造成的分合。另外, 配电网中的任何一段出现故障时, 故障段两边的重合器会同时断开, 从而起到到对故障进行隔离的作用。这样, 在故障出现时, 能够及时并有针对性的将故障进行排除, 进而提高了配电网运作的可靠性。除此之外, 配电网的分支线路故障则由重合器和分段器相配合来消除。

4.3 自动重合分段器方案

该方案的特点是, 当事故出现时, 自动重合器会根据故障出现的时间来判断。所以, 在时间的设置上, 应当保证变电站内部的断路器先断开, 然后线路断路器再延长时间断开。当变电站内和线路断路器先后断开后, 将站内断路器再重新合上, 以保证电源侧向负荷侧送电正常。另外, 当再次合上故障点上的开关时, 站内的断路器会再次跳开, 以确保再次送电成功。

4.4 馈线自动化方案

该方案主要分为以下两种: (1) 计算机集中监控模式。这种模式有自己设置的控制中心。运作模式为:馈线将从终端采集到的信息通过一定的信道传送给主站, 这样, 当配电网线路出现故障时, 主站会根据收到的信息, 进行及时的分析和判断, 进而切除故障而恢复供电功能。 (2) 就地与远方监控混合模式。这种模式由断路器、自动化开关及智能型负荷开关等部件组成。除了具有准确切除故障之外, 还能够接受远方的监控, 从而积极的参与到网络优化调整中去。

结语

现阶段, 我国各地区都将配电网自动化视作电力系统的主要工作。并且, 国家在这方面也投入了大量的人力、物力及财力, 以配合他们的工作。但就目前的工作进展来看, 配电网自动化还停留在研制和试用阶段。因此, 各地区应根据当地的实际情况将配电网自动化工作合理的进行展开。

摘要：配电网作为电力系统的一个重要环节, 它不仅在电力系统正常运作中发挥着重要作用, 在电力系统经济、可靠的发展中也起着不可替代的功能。本文就配电网自动化的现状、应用原则、自动化的要求及实施方案进行分析。

关键词：电力系统,配电网,自动化

参考文献

[1]白茂楠.论电力系统配电网自动化的应用[J].电子制作, 2014, 16 (04) :246.

篇9：电力系统配电网自动化的 应用现状及展望

关键词：电网规划设计；地理信息系统；计算机辅助设计

一、引言

电网规划是对即将开展的电网建设工作提供设计方案，其涉及的问题是多方面的，比如电网的运行可靠性和电网运行的经济性、不同地域环境下工程的建设、电网负荷分布以及电网新技术的应用等。

二、电网规划设计流程

电网的规划就是将建设电网的资源统一配置和优化管理，保证电网建设安全、稳定的进行，并在考虑环保和经济效益的同时，保证电网结构的合理性。不同配电网公司管理的电网其运行和区域电网管理体制不同，因而其电网规划也会有所不同。但是电网规划的基本流程是基本一致的。电网规划主要的设计与规划步骤为：电源规划与负荷预测、市场空间与电力电量分析、电力流分析、工程建设必要性研究和最后的方案评估与确定，其具体的规划基本流程如图1所示。

图1 电网规划流程图

三、地理信息系统在电网规划中的应用

从电网的规划设计流程可以看出，电网规划的方案制定很大程度上受到设计规划人员的经验和掌握相关技术程度的限制；且电网规划方案涉及的面太过广泛，针对于不同的地区，因为其地理位置的不同而对于该区域内的电源结构和负荷分布也完全不同，方案制定人員在对不同区域的电网进行规划时并没有通用的规律可循。

就目前地理信息系统的发展而言，其对于空间数据库的处理和地理信息的可视化技术已经相当成熟。只要将区域内的电网规划信息如电源规划、负荷预测等，与空间地理信息相结合，便能实现电网的地理信息与属性信息可视化，从而为电力网络的规划提供更加切合实际的方案校验与经济性评价。地理信息系统的电网规划框架如图2所示。

图2 地理信息系统的电网规划框架

3.1 可视化功能

目前我国的电网正处于高速发展期，电网的变动相对频繁，同时也会改变电网的地理接线图。而地理信息系统能够通过对地理信息与相关电网数据的有机结合实现电网在地图上的数字化、可视化，而结合地理信息系统的二次开发功能，电网的地理接线图也能够实现实时更新，这些都为电网规划的准确性、合理性提供了必要的技术支持。

3.2 辅助功能开发平台

地理信息系统结合电网的相关数据，还能实现电网的相关拓扑算法、潮流算法等方案校验，能够通过地理信息数据与电网数据的结合对电网规划方案的经济性作出评价，辅助规划人员作出合理的规划方案选择。

（1）负荷预测

电网的长期负荷预测需要结合区域内的历史用电数据、区域内大用户用电量的改变、区域内天气的变化以及周边大工程项目的开展情况。地理信息系统的开发平台能够保存相关的历史用电数据，并且在不改变历史数据的情况下，进行数据的调整。另外用户还能结合区域内的其他因素调整负荷预测方案。

（2）变电站布点、定容与电网线路布局

变电站是区域内电网的供电中枢机构，只有保证其合理的布局与容量，与电网线路路径的合理规划，才能保证区域内电网稳定、安全的运行。通过对区域电网的负荷预测，能够初步确定变电站的定点范围。

3.3空间数据管理模式

地理信息系统的数据类型主要分为两种一类是地理信息数据，一类是相关的属性数据即电网的相关数据。地理空间数据主要描述地理空间位置通常用点、线、面三个元素来表述。点对应的属性信息是变电站位置与容量，线对应的属性信息是电网线路走向与负荷等信息。随着数据库技术与GIS技术的进一步结合，已经能够实现将空间数据与属性数据同时存入统一数据库，实现对地理信息系统内数据的一体化存储与管理。

四、总结

通过将地理信息系统与电网相结合，能够实现电网相关信息的地理可视化、负荷预测、变电站布点、线路布局和规划方案评估等功能，为设计人员提供更加合理的经济评价与方案评估。

参考文献：

[1]麻常辉，薛禹胜，鲁庭瑞.输电规划方法的评述[J].电力系统自动化， 2006，30（2）：97-101.

[2] 廖卫列，刘军，于海玉.基于地理信息系统的配电网络拓扑分析及其应用[J].电网技术，2006，30（1）：85-88.

[3]聂独，李晓明，田雪，等.基于OracleSpatial的配电网GIS数据存 储方法[J].电力自动化设备，2006，26（5）：42-45.