配电自动化终端设备（共12篇）
配电自动化终端设备 篇1
0引言
要确定配电自动化终端设备的运行状态就要有合适科学的评价方法,通过研究制定终端设备状态检修评价方法和评价导则,形成实施终端设备状态检修的规范性文件,建立多维度状态评价体系,从而指导开展终端设备状态检修工作。
1设备状态多维度影响因素分析及作用机理
通过分析配电自动化终端设备健康状态的多维度影响因素,揭示设备自身运行状态因素、时间因素、环境因素、检修历史等因素影响终端设备健康状态的作用机理,研究影响终端设备状态的关键因素。
研究和分析各类终端设备状态检修所需监测信息,确定配电自动化终端设备状态多维度影响因素,如图1所示。
配电自动化终端设备状态多维度影响因素分设备自身运行状态因素、时间因素、环境因素、检修历史四个方面。其中设备自身运行状态因素主要有终端设备硬件自检信息(包括电源插件、CPU插件、遥测插件、遥信插件和遥控插件的在线状态信息)、直流电源状态和终端设备回路状态(包括遥测、遥信和遥控回路状态信息);时间因素主要涉及设备新旧程度和设备运行年限;环境因素包括温度变化和湿度变化;检修历史涵盖了家族缺陷、检修次数以及故障发生的历史记录。
2设备状态多维度评估指标体系构建
配电自动化终端设备状态多维度评估指标体系涉及内容具有点多、面广、要素复杂的特点,其评价指标的选取,必须紧密结合配电自动化终端设备的实际情况,抓住重点,突出整体效果。从SMART准则的基本要求出发,结合配电自动化设备的多维度影响因素,配电自动化终端设备状态多维度评估指标体系的设计与构建应遵循如下原则:
(1)客观性(真实、准确、一致)。
评价指标应能够真实地反映特定的考察对象,可客观地了解和掌握智能配电自动化终端设备的实际运行状态,揭示其实际情况;评价指标的内涵与外延界定准确,统计口径无歧义,指标数据具有高度的一致性。
(2)系统性(全面、重点、规范)。
指标体系的建立应将配电自动化终端设备运行看作一个整体,在突出重点、把握问题主要方面的前提下,其体系结构应覆盖智能配电网终端设备运行的各个关键环节;评价指标的分类、计量单位、计算方法、调查表式等应有统一的规范性要求,以便于在实际工作中推广应用。
(3)实用性(方便、可靠、可比)。
评价指标应以方便计算为基础,所需数据应能和电网目前的统计指标相衔接;评价指标要有可靠的数据渠道,具有可操作性;评价指标应方便不同地区之间和同一地区不同时间断面下配电自动化终端设备运行情况的对比,突出导向性效果。
(4)科学性(无交叉、无重复)。
评价指标体系应建立在充分认识、系统研究的科学基础上,具体指标的概念应该明确,各项评价指标之间的关联程度要合理,尽可能避免指标间的相互交叉,以免造成重复计算和综合评价误差。对某些难以完全避免交叉的指标,应遵从避轻就重的原则确定其归属,将其划分到最能反映该指标特性的类别之中。
因此,建立配电自动化终端设备状态多维度评估指标体系,采用在线实时和离线录入信息相结合的状态评估方法,如图2所示。在线方式通过收集终端设备自身实时自检信息、状态信息,及时反映设备的健康状况;离线方式通过采用巡检记录和检修历史数据,反映终端设备时间历史状态和家族性健康状态。两者相结合可以更好更准确地评估终端设备健康状态。
配电自动化终端设备的状态应按照设备实现其特定性能的状况进行划分,区分状态等级,并给出对应状态的检修策略。
(1)良好状态:设备技术状况良好,性能完全满足系统安全运行要求,设备不存在设计、原理等固有缺陷。
(2)正常状态:设备运行工况较好,性能满足系统安全运行要求,巡视检查未发现异常。
(3)注意状态:指在评价周期内,设备无重大缺陷,技术状况和性能不影响系统安全运行,通过某些信息反映装置、终端设备回路或因一次系统暂态影响,仍有很多不确定因素的保护设备。
(4)异常状态:指检验或检测保护设备结果存在技术性能不良,会影响系统安全运行,即动作不可靠或有可能误动作等。
(5)严重状态:运行中保护设备工况表明,随时会发生装置拒动或误动,影响系统安全、稳定运行。
3构建设备状态多维度综合评估模型
通过建立多维影响因素与多维评估指标之间的映射关系,从时间维度、空间维度、对象维度及现象维度构建配电自动化终端设备状态多维度综合评估模型。为了对配电自动化终端设备状态做出判断,需要对表征设备状态的测量值与相应的标准作比较,同时还应给出相应的状态阈值,即报警阈值。
(1)在线评分:在线评分标准,依据设备制造商提供的数据模型,结合实际现场运行经验适当调整数据模型中的参数值,再根据装置提供的模拟量或统计信息的实际值计算得到。
(2)离线评分:离线评分标准,依据配电自动化终端设备制造商提供的信息,结合实际现场运行经验进行适当调整,再根据定期检查、试验和巡检的实际情况计算。
(3)综合评分:综合在线评分和离线评分结果,对两者以在线评分权重占比60%、离线评分权重占比40%的方式得到综合评估结果,以准确反映设备的健康状态。
(4)评价结果:配电自动化终端设备评价状态结果分为良好、正常、注意、异常、严重异常几类情况,对注意、异常、严重异常或运行中出现异常的设备应及时进行跟踪评价,对评价结果为异常和严重异常的设备应有专题的状态评价报告,并提出检修和诊断性项目的建议。
4结语
通过各种状态信息建立配电自动化终端设备状态多维度评估体系,主要任务是要弄清设备在运行过程中的健康状况及发展趋势,包括采用各种测量、分析和判断方法,结合设备的历史状态和运行状态,为设备的状态估计和运行维修决策打下良好的基础。目前,国家电网公司正在深入推进配网状态检修工作,强化设备运行监视和状态分析。研究配电自动化系统精益化运维技术,研发精益化运维软件及设备,提高日常配网设备检修工作效率、降低检修错误率,进一步提升配网设备安全稳定运行水平,对于保障社会安定、减少经济损失有着十分重要的意义。
参考文献
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配电自动化终端设备 篇2
配电是电力系统发电、输电和配电(有时也称供电和用电)中直接面向电力用户的功能。由配电设备，包括馈线、降压变压器、断路器、各种开关在内构成的配电网和继电保护、自动装置、测量和计量仪表以及通信和控制设备构成一个配电系统，按一定的规则运行，以高质量的电能持续地满足电力用户需求。就我国电力系统而言，配电网是指110 kV及以下的电网。在配电网中，通常把110 kV，35 kV级称为高压，10 kV级称为中压，0.4 kV级称为低压。因此，完整地说，配电自动化应该是指整个配电网并包括电力用户在内的自动化。
随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，用户对电能质量的要求愈来愈高。对用户电能质量的评价主要有以下几个指标：一是电压质量，它包括电压偏差、电压波动和电压闪变3个方面的要求；二是频率；三是供电可靠率，它是配电网对用户持续供电能力的量度，有多至11项的评价指标，其中主要是年平均供电可靠率，即用户年平均供电时间的百分数；四是谐波含量，应不高于规定的含量。
提高电能质量要由改善整个电力系统的装备和运行来达到。显然，限于配电网络设备及用户所具有的能力，配电网只能对电能质量中的某些指标起到显著的作用，如提高供电可靠率和电压质量。而且，众所周知，合理而完善的配电网络结构对于提高供电可靠率和电压质量至关重要，在某种意义上讲是起主要作用的。
从另一方面说，保护、监测和控制的改进并逐步达到自动化，对于配电网的运行也十分重要，且其重要性和作用正逐渐增大，在某些方面，如故障隔离，是必不可少的。
当然，电力系统应以最经济的能源消耗、最有效的运行管理，以最合理和便宜的价格向用户供电。配电网及其控制和用户管理也关系到供电的经济性。因此，可以说，实现或实施配电自动化的目的是采用现代电子、通信和计算机等技术和装备对配电网和用户在正常运行和事故情况下实行监测、保护、控制和管理，提高供电质量和经济性，改善服务和提高工作效率。我国配电网的状况
我国目前的配电网很薄弱，绝大多数为树状结构，且多为架空线，可靠性差，尤其在农村，送电距离太长，损耗严重，电压质量差。配电设备比较陈旧，大多是不可遥控的。配电网运行状态监测设备少，信息传输通道缺乏，因而信息搜集量少，这些导致事故处理自动化程度低，处理时间长，事故后恢复供电慢。
近几年，一些地区发生电网事故，导致重要用户停电，除了某些人为的因素以外，电网结构薄弱、可靠性低，是其主要原因；自动化程度低、管理不善也是重要原因之一。加强电网建设，除了强化输电网以外，加强配电网建设是当务之急。这是因为长期以来在配电网上投资欠账太多，其薄弱的程度大大甚于输电网。因此国家在近期内投资建设的重点在改造和建设配电网，合理增加变电站，完善配电网络，更换陈旧的开关设备，提高配电自动化水平，这是非常正确的，也是迫切需要的。在建设过程中首先要做好规划，而且在做好配电网一次系统规划的同时，应同时做好配电自动化的规划，与输电网相比较，这一点尤其重要。这是由于配电网一次系统中的设备选择与配电自动化关系密切。例如，在选择开关设备时可以有多种选择，如断路器、重合器、重合分段器、分段器、电动负荷开关……，这与配电自动化采取何种方式有关；其次，某些一、二次结合设备，如电流(或电压)互感器等，也与配电自动化的实施方案有关。2 配电自动化的内容
配电自动化是80年代末首先由美国而后到其他工业发达国家逐步发展起来的，其内容也在不断变化。
配电自动化发展到今天，其内容大致可以分为4个方面：一是馈线自动化，即配电线路自动化；二是用户自动化，这与需方管理含义是相同的；三是变电站自动化，它常常是输电和配电的结合部，因此，这里仅指其与配电有关的部分；四是配电管理自动化，其中包括网络分析。
目前还没有哪一个权威机构对配电自动化下过严格的定义，也有人把这4个方面的内容统称为配电管理系统(distribution management system，简称为DMS)，也有人把上述前3个方面的内容称为配电自动化系统(DAS)。事实上，上述4个方面的内容可以相互独立运行，并不是其中某一个必须以另一个或几个方面的存在为前提，也不存在孰低孰高的问题，但有一点必须指出，它们之间的联系十分密切，特别是信息的搜集、传递、存储、利用以及这些信息经过处理作出的决策和控制是相互影响的。应在通盘设计的前提下，分步骤地从纵向和横向两个方向逐步实施、衔接和完善。因此，从这个意义上讲这四方面是一个集成系统。它又可以与EMS，MIS等构成一个大的集成系统，换句话说，从信息化的角度来看，它是一个IMS(information management system)。馈线自动化
馈线自动化是指配电线路的自动化。广义地说，馈线自动化应包括配电网的高压、中压和低压3个电压等级范围内线路的自动化，它是指从变电站的变压器二次侧出线口到线路上的负荷之间的配电线路。对于高压配电线，其负荷一般是二次降压变电站；对于中压配电线，其负荷可能是大电力用户或是配电变压器；对于低压配电线，其负荷是广大的用户。各电压等级馈线自动化有其自身的技术特点，特别是低压馈线，从结构到一次、二次设备和功能，与高、中压有很大的区别。因此目前在论述馈线自动化时是指中、高压馈线自动化，而且特别是指中压馈线自动化，在我国尤其是指10 kV馈线。因此下面的叙述是指此范围。
馈线自动化要达到4个目的，也可以说有4个功能。
a.运行状态监测。它又可分为正常状态和事故状态下的监测。正常状态监测的量主要有电压幅值、电流、有功功率、无功功率、功率因数、电量等和开关设备的运行状态，监测量是实时的，监测装置一般称为线路终端(FTU)。在有数据传输设备时，这些量可以送到某一级的SCADA系统；在没有传输设备时，可以选择某些可以保存或指示的量加以监测。由于配电网内测点太多，因此要选择确有必要的量加以监测，以节省投资。
装有FTU的配电网，同样可以完成事故状态下的监测。没有装设FTU的地点也可以装设故障指示器，通常它装在分支线路和大用户入口处，具有一定的抗干扰能力和定时自复位功能。如果故障指示器有触点，也可以经过通信设备把故障信息送到某一级SCADA系统。
b.控制。它又分为远方控制和就地控制，这与配电网中可控设备(主要是开关设备)的功能有关。如果开关设备是电动负荷开关，并有通信设备，那就可以实现远方控制分闸或合闸；如果开关设备是重合器、分段器、重合分段器，它们的分闸或合闸是由这些设备被设定的自身功能所控制，这称为就地控制。譬如：重合器本身具有故障电流检测和操作顺序控制功能，可按要求预先设定分断—重合操作顺序，它本身又具有继电保护功能，可以断开故障电流；分段器是一种智能化开关，可以记录配合使用的断路器或重合器的分闸操作次数，并按预先设定的次数实现分闸控制；重合分段器可以在失电压后自动分段，重新施加电压后又能按一定延时自动重合。
远方控制又可以分为集中式和分散式两类。所谓集中式，是指由SCADA系统根据从FTU获得的信息，经过判断作出控制，通常称为SCADA—mate方式，也可以称为主从式；分散式是指FTU向馈线中相关的开关控制设备发出信息，各控制器根据收到的信息综合判断后实施对所控开关设备的控制，也称为peer to peer方式。控制方式的选用要根据配电网结构的复杂程度和对控制方式的适应性等要求而确定，SCADA—mate方式适应性强，可用于各种结构复杂的配电网络和采用环网开关柜的配电网中，配电网络变化时软件修改也很方便。
除了上述事故状态下的控制以外，在正常运行时还可以实行优化控制，譬如选择线损最小或较小的运行方式对开关设备进行的控制；在某些设备检修状态或事故后状态下进行网络重构的控制等。
c.故障区隔离，负荷转供及恢复供电。在配电网中，若发生永久性故障，通过开关设备的顺序动作实现故障区隔离；在环网运行或环网结构、开环运行的配电网中实现负荷转供，恢复供电。这一过程是自动进行的。在发生瞬时性故障时，通常因切断故障电流后，故障自动消失，可以由开关自动重合而恢复对负荷的供电。
配电网按导线区分有架空线和电缆线，按结构分有环网和树状网。环网的运行方式又可以有闭环和开环两种。因此，故障区隔离的过程因配电网中采用的开关设备、继电保护设备的不同而各不相同。一般，对于远郊区或广大农村，若无重要用户，环网供电成本太高、经济上不合算时，可用树状网。在分支线路上，可装设分段器和熔断器，并安置故障指示器。在城区配电网，以双电源或多电源的环网结构开环运行为好。线路的分段和开关设备类型的选择可以有多种方案，一般配电线分段的方法可以通过优化设计，根据供电可靠率指标，比较投资、运行费用与失电损失后确定，或以某种准则(如等负荷等)而确定。对于特别重要的地区，则可以闭环运行，并配置合适的继电保护装置。总之，这一功能对于提高供电可靠率有着十分重要的作用，因此在设计时要进行多方案比较。
d.无功补偿和调压。配电网中无功补偿设备主要有安装在变电站和用户端两种。前者在变电站自动化中加以控制和调节，后者一般为就地控制。但是在小容量配变难以实现就地补偿的情况下，在中压的配电线路上进行无功补偿仍有广泛的应用。通常采用自动投切开关或安装控制器两种方法加以实施。配电网内无功补偿设备的投切一般不作全网络的无功优化计算，而是以某个控制点(通常是补偿设备的接入点)的电压幅值为控制参数，有的还采用线路或变压器潮流的功率因数和电压幅值两个参数的组合为控制参数。这一功能旨在保持电压水平，提高电压质量，并可减少线损。4 用户自动化
用户自动化这一说法见诸于我国出版的权威性出版物《电机工程手册》。国外文献中也有这种说法。在国内外许多文献中有一种称为需方管理(DSM)的功能，其内容大体相同，有控制和自动化的内容，但更多的是一种管理，主要有负荷管理、用电管理、需方发电管理等。
a.负荷管理。我国传统的负荷管理(负荷控制)是在发电容量不足的情况下采取抑制负荷的方法改善负荷曲线(用削峰、填谷和错峰等控制手段)。这种控制曾在我国配电网中普遍采用。随着发电容量的增加，这种落后的负荷控制方式必须改变。先进的负荷管理是根据用户的不同用电需求，根据天气状况及建筑物的供暖特性，并依据分时电价，确定满足用户需求的最优运行方式，并加以用电控制，以便用最少的电量获得最好的社会、经济效益以及用电的舒适度。这将导致平坦负荷曲线，节约电力，减少供电费用，推迟电源投资和减少用户电费支出。
b.用电管理。它主要包括自动计量计费、业务扩充、用户服务等内容。
自动计量计费可应用于不同层次，有为适应电力市场的交易，满足发电、输电、配电以及转供等需要的计量计费系统，有适合于不同的发电厂家、不同的供电部门(公司)的计量计费系统；还有直接记录各家各户的自动抄表系统。它们都涉及到计量设备、数据传输(通信)和计费，甚至涉及与费用结算部门(银行)之间的信息交换。
业务扩充是指用户报装、接电等一系列的用电业务的服务。现在已可利用计算机等设备进行操作，以提高处理事务的自动化程度，节省劳动力，改善劳动条件，并可提高服务质量，也便于对数据进行检查和管理，有的供电局已实现了无纸化作业，其自动化程度可见一斑。
用户服务方面如停电报告及处理、交费及票据处理等，也均可利用计算机及通信等较先进的技术和设备，使服务的自动化水平和质量得以提高。
c.需方发电管理。这是将用户的自备电源纳入直接或间接的控制之中。出于种种原因，用户装有各种自备电源，如电池蓄能的逆变不间断电源，柴油机发电，太阳能、风能等发电，联合循环发电以及自备热电站和小水电等。它们在提供当地用户相当的电力之后，可能有部分电力注入配电网，尤其在晚间，有可能恶化电网的运行。如将这些电源置于控制或管理之中，将有利于配电网的运行，增加供电的可靠性，并有可能调节电网发电机组的运行，从而提高经济性。
用户自动化的几个内容涉及电力供需双方，甚至与电力管理体制有关，必须通过立法和制订相应的规则，并最终由电力市场来调节。可以看到，电力的供需双方不仅仅是一种电力买卖关系，也是以双方利益为纽带的合作伙伴关系，在电力市场环境下，用户自动化必将被重视。变电站自动化
变电站在配电网中的地位十分重要。它既是高压配电网中的负荷，又是下一级配电网的电源。变电站自动化是配电自动化的重点。也正因为如此，它已发展成一个相对独立的技术领域。
近几年来变电站自动化发展十分迅速。概括地说，它至少有如下一些基本功能：各种电器设备运行参数的监测；开关就地或远方控制；与继电保护通信；与智能电子装置联接，并实行控制；与上级控制中心或其他控制系统通信；简单的数据处理。
变电站自动化在技术上的进步也很快，这里不详述了。下面仅叙述变电站自动化与馈线自动化的接口和配合的问题。
a.与继电保护配合。实现馈线自动化有多种方法，开关设备也有断路器、重合器等多种设备。馈线的负荷电流要考虑到负荷转移的情况，因此在保护的配置(包括重合闸)和定值的设置上要加以综合考虑。
b.如果馈线自动化是采用由馈线上的FTU采集信息送到某一级SCADA系统，由软件处理信息并作出判断，而后进行故障区隔离和负荷转移，恢复供电，那么，这个SCADA系统可以是在配调中心的主站，或者就是设在变电站自动化系统。前一种方式，如果采用有线传输信息，变电站至少要将信息转发至配调中心；后一种方式，变电站的SCADA系统要增加馈线自动化的应用软件，这样它就成为二级主站(如果配调中心的主站称为一级主站的话)。采用哪一种方式，要根据不同的配电网具体地选择。前一种方式，大大增加了变电站到配调中心主站的通信量，但简化了变电站的SCADA系统。后一种方式，实行了信息和功能的分层，但增加了变电站自动化的技术难度。6 配电管理自动化
顾名思义，配电管理自动化是指用现代计算机、通信等技术和设备对配电网的运行进行管理，从信息的角度看，它是一个信息收集和处理的系统。
首先，要有一个计算机平台，它在操作系统、数据库、人机界面、通信规约上遵守现行的工业标准，是一个开放系统，因此是一个可以不断集成和扩展的灵活的计算机系统。在这一点，与调度自动化系统的计算机平台是一样的。所不同的是，它面对的是信息量特别大，通信又较为薄弱的一个配电网。
由于配电网直接面向用户，尤其是城市配电网，电器设备的布局、馈线的走廊与地理位置、城市房屋、街道走向关系密切。如果把配电网的设备和运行信息与地理信息、自动绘图(GIS/AM)相联系，将使配电网信息的含义表示得更直观，也对运行带来极大的方便(而在输电网中，地理位置与输电网的信息关系就较疏远些)。因此与调度自动化系统不同，配电管理自动化中GIS技术十分必要。
从某种意义说，GIS/AM是计算机平台的一部分，它可以在许多离线和在线的应用功能中使用。
配电管理自动化可以是集中式，即由一个配电管理自动化主站，实行对整个配电网的数据采集，并和馈线自动化、变电站自动化、用户自动化集成为一个系统，这个系统可以称为配电管理系统(DMS)。配电管理系统也可以是分层、分布式的结构，如前面已讲到的，在变电站中设立二级主站，整个配电自动化由一个一级主站、若干个二级主站以及若干个子系统，如用电管理子系统、负荷管理子系统等集成，这样信息的收集和处理也是分层和分布的，这种结构最适合采用计算机网络技术。
实现配电管理自动化，可以有这样的设计思想，一种思路是从配电自动化的目的是提高供电质量和经济性出发，提出对功能的要求，从而确定需要哪些信息；另一个思路是从所能获得的信息出发，对信息加以处理，以获得有用的信息和决策。后一种思路就是我们所说的从IMS到DM(data mining)。因此，归纳起来主要功能有：数据采集与控制，运行状态监控，配电设备管理，停电管理，检修管理，计量计费，负荷管理，网络分析，营业管理，工作管理，网络重构，与相关系统通信。这些功能及其所需要的信息，有的属于馈线自动化、用户自动化和变电站自动化，这取决于配电管理系统的结构。
功能的划分和名称，以及它所包含的具体内容，不同的人、不同的文献有不同的提法，目前也无权威机构的规定。这些功能所需要的信息，有配电网内变电站、线路、开关、继电保护、自动装置、电杆的所有技术参数，生产厂家以及这些设备的维修记录；有配电网的所有运行实时信息，如电流、电压、功率、电量和电力设备运行状态的实时信息；有称为用户信息(CIS)的用户名称、地址、电话、账号、缴费和供电优先级、用电量和负荷，停电次数、时间，电压水平等；有备品备件及其参数、仪器仪表、工具等；有人员名称、工种、技术等级、操作票记录等，信息之多不胜枚举，这里不再一一罗列。
下面对几个功能及GIS/AM作一简单说明。
a.关于GIS/AM应用。有些文献将设备管理(FM)与GIS/AM写在一起(AM/FM/GIS)，给人感觉GIS/AM只用于FM。其实这是一种误解。GIS/AM是一种技术，可以离线应用，如设备管理(FM)，用电管理；而且很适合用于规划设计，如馈线扩充、走线路径选择、配电设备定位等。GIS/AM的在线应用可与SCADA系统的动态着色相接口，在地理图上显示配电网带电状况和潮流、电压分布；也可与TCM相接口，显示故障位置，以便选择合理的操作顺序和恢复供电路由。
b.网络分析。它包括负荷预测、网络拓扑、潮流计算、线损计算分析等一些应用软件。这些软件与调度自动化系统的相类似，所不同的是在配电网中由于不对称程度较严重，可能要采用三相计算。另外由于配电网络结构与输电网的不同，其算法也有较大的不同。网络分析功能旨在全面了解配电网的运行状态，以便进一步减少线路损耗和提高供电质量。
c.网络重构。由于计划检修或事故，以及扩建、业扩等各种原因导致配电网内某些设备的停运，需要改变原来的正常运行方式，这就有可能引起某些设备的过负荷或损耗的增加，导致不安全或降低经济性。在这种情况下，就要将配电网结构加以调整，对各种可能的运行方式进行比较，选择最好的配电网连接方式，这个过程叫作网络重构。它本质上是一个离线的优化计算过程，不是一个闭环的自动控制过程，需要配电网实时的或预计的数据以及网络的参数和结构数据。在获得网络重构的结果后，由调度员操作实施。
d.停电管理。现在普遍认为，故障处理的快慢及停电期间对用户质询的答复，是供电部门服务的重要内容，因此停电管理是DMS中的重要内容，在电话通信已经普及的情况下，尤其如此。从自动停电监测系统或电话投诉获得信息后，停电管理进程就会启动GIS，CIS，SCADA等相应的功能模块和检索有关数据库，迅速判断故障地点和范围，作出事故处理的决策，然后将决定送达工作管理模块，必要时还要查询备品备件状况。工作管理程序启动后，就会派出人员，调动车辆，并根据操作票的内容携带必要的工具和备品备件去处理事故。一个好的停电处理功能能够在有关的控制室显示处理过程。与此同时，还会把处理过程中的重要信息和结果送入投诉电话的应答装置。7 几个重要的技术问题 7.1 通信
7.1.1 通信设计
配电自动化需要有效的通信手段，以便在主站与大量远方终端之间传递信息和控制信号。虽然有多种通信技术和装备可以使用，但配电网结构复杂，城市和农村各有特点，新建的和原有的配电网在设备和网络结构上也不尽相同。配电自动化的通信点较多，且分布极为分散，但单个通信点信息量少，通信设备环境条件差。因此目前还难有某个单一的通信方式可很好地满足所有配电自动化的需要。
配电自动化使用的通信还应考虑到：
a.配电设备大多安装在室外，因此FTU也大多是在户外或在开关柜中，它受到高温、低温、雨、雪、风等的影响和强电、磁场的干扰，所以要求通信设备应能适应恶劣的工作环境。
b.不同的通信方式，其建设、安装、运行费用差别较大。由于配电网中通信点多，其费用是一个敏感的问题。
c.因为配电自动化需要对停电区内的配电设备采集数据和输送控制信号，因此它要有在停电区通信的能力。
配电网因扩建等原因经常变化，因此与其配套的通信也处于同样的状况，这就要求配电自动化的通信易于扩充，易于维护。
7.1.2 通信方式
目前主要有配电载波、无线、电话线、光纤、微波、卫星、电缆等，在某些场合也可采用RS—422/485的低速总线，也有用局域网/现场总线，其媒介可用光纤、同轴电缆或双绞线。重要的变电站有些已采用卫星通信技术。实际上，在配电自动化中，在不同地区、不同投资条件、不同场合、不同设备之间采用混合通信方式更符合实际。7.1.3 通信规约
目前输电网中普遍采用的CDT和Polling规约不完全适用于配电自动化，它的主要问题是没有事件驱动上报功能。在我国已经实施配电自动化的一些工程中，采用了DNP 3.0规约或Modbus规约。但是，根据国家对于标准的使用原则，我国应采用或等效采用IEC的规约，即IEC 60870—5系列规约。因此这个问题应该及早研究解决。7.2 开关设备和终端设备
配电网中许多开关设备和终端设备是在户外使用的，且常常要在停电区内进行操作，因此，其抗恶劣环境(包括气象环境和电、磁环境)的能力是一个必须解决的问题。另外，除了在正常运行时用电压互感器提供电源外，停电时的工作电源也必须解决。电源本身也要适应高、低温差大的环境。对当前配电自动化工作的几点意见
我国政府决定投资改造、建设城市、农村配电网。应该趁这个机会把配电网、配电自动化和配电设备的制造以及有关的科学研究和开发工作扎扎实实地向前推进。我们有许多有利的条件：政府的重视和资金的投入；几十年来电力建设的经验；已有一支相当水平的电力自动化研究和工程队伍和较强的配电设备制造能力。但是正如前面已经提到的，在技术上还有若干问题需要解决，在经验上还比较缺乏；配电设备的某些性能还不能适应配电自动化的要求；还没有一个较完善的配电管理系统的实践经验。因此必须十分认真地来迎接这一挑战。
a.做好规划，首先是配电网络一次系统的规划，与此同时做好配电自动化的规划，要考虑多个方案，并进行比较。在规划中对配电自动化几个方面的功能，都应全面考虑到，但不一定要同时实施，而应选择对改善供电质量最有效、技术上较成熟的先实施，然后逐步扩充功能，不断完善，以便保护投资，避免浪费。在选择采用的技术和设备时，应该按照先进、实用的原则，在选择实施方案时应按照各自配电网的不同情况，遵循因地制宜的原则。
b.在设计计算机系统(主站)、数据采集和传送方案时，要从信息化的角度统一考虑EMS，DMS，MIS等，尽量利用计算机网络技术，做到信息资源共享。
c.提高开关设备、FTU、控制终端等设备的技术性能和质量，特别是提高它们抗恶劣环境的能力。
d.加强配电自动化的通信技术、设备的开发及规约的规范化。
e.加强配电自动化应用软件的开发。EMS的应用软件可以借鉴，但是配电网的结构和运行有其自身的特点，有许多功能是配电自动化所特有的。软件生产周期较长，投入大，要早作安排。
f.加强科研、生产制造和工程的结合，走国产化道路。这是利国利民的大好事。
g.加强人才培养。多年来已经培养了一批调度自动化专业技术人才，但从事配电自动化的技术人员，无论是数量还是学识、技术水平都远远不能满足配电自动化的需要，配电自动化的建设和运行维护都需要人才。
h.当前配电自动化的重点应是中压配电网(10 kV)的馈线自动化。因为这与配电网的改造和建设关系最密切，对提高供电可靠率有明显的作用，且技术上较为成熟。
i.研究配电网一次系统的几个问题。主要是中压配电电压采用20 kV的可行性研究；变电站变压器配置(2台还是3台)的研究，这涉及到在变电站中变压器发生故障停运时对供电可靠性的要求；还有高可靠性配电网络结构和开关配置的研究，例如对4×6网络开关配置配电网系统的研究等。
配电自动化与配电管理 篇3
关键词：配电系统自动化管理
1电力自动化系统
电力自动化系统是利用提高前辈的计算机技术、现代电子技术、通讯技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、丈量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监督、丈量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监督和控制任务。变电站综合自动化替换了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是进步变电站安全不乱运行水平、降低运行维护本钱、进步经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
2配电自动化与配电管理系统
配电自动化系统的功能基本有5个方面，即配电SCADA、故障管理、负荷管理、自动绘图／设备管理／地理信息系统(AM，FM，GlS)和配电网高级应用。
同输电网的调度自动化系统一样，配电网的SCADA也是配电自动化的基础，只是数据采集的内容不一样，目的也不一样，配电SCADA针对变电站以下的配电网络和用户，目的是为DNDMS提供基础数据。但是，仅仅是配电SCADA的三遥功能，并不能称为配电自动化系统，必须在配电SCADA基础上增加馈线自动化(FA)功能。馈线自动化的基本功能应包括馈线故障的自动识别、自动隔离、自动恢复。配网故障诊断是一个复杂的问题，根据配网实际情况和故障情况的差别，诊断的步骤与方法不同。诊断方案应适用于单相接地故障、相一相故障、相一相接地故障和三相故障。使用范围为中性点不接地或小电流接地系统。
为了完成DA的功能，配电SCADA除了可以采集正常情况下的馈线状态量，还应对故障期间的馈线状态进行准确的捕捉：除可进行人工远程控制，还应对馈线设备进行自动控制，以便实现故障的自动隔离和自动恢复。
3GIS与面向电力系统的实时GIS平台
由于配电网供电设备点多面广，并且按地理分布，因此，对其管理离不开地理信息。常规的地理信息系统(GlS)由GlS软件包、数据库和计算机硬件组成。可以完成一般的图形制作、编辑与管理功能，以及空间数据分析和关联分析。建立在GIS基础上的设备系统通常称为AM/FM/GIS系统。
这种由常规GIS构成的设备管理系统，包括了许多电力系统分析所不需要的地质地貌信息，必然导致资源的浪费，而电力系统分析又对实时性要求极高，因此，需要一种面向电力系统的实时GIS平台作为配电自动化，配电管理系统的基础平台。
这种平台应具有以下特点：①良好的实时性；②对电力系统模型的良好描述；③对其它系统的开放接口。
4负荷控制与负荷管理
调度自动化系统的主要任务是电网的安全经济运行，而负荷的管理和控制则是配电自动化系统的主要目的。随着电力系统的发展，以往那种以限电为主要目的的负荷控制系统已经不适应当前形势，电力供应的不平衡关系已倒置，现在的问题是如何将电用好，最大限度地满足用户需要。
因此，传统的负荷控制系统应向负荷管理层次上发展，成为配电管理系统的一部分。目前许多电力局都有一套负荷控制系统，如何在新上的配电自动化系统中借用负荷控制系统的资源以及如何将负荷控制功能升级为负荷管理功能，将原有负荷控制系统的硬件设备与新的配电自动化系统有机结合，信息共享，是一个十分有意义的课题。
5通信方式的选择
配电通信系统是配电自动化系统的一个重要环节，由于配电网终端节点数量巨大，给通信方案的选择带来困难，配电系统可有有线、无线、光纤、载波等多种通信方式。对于通信方式的选择应根据用户的具体情况选择一种性能价格比最高的方式。下面简要分析各种通信方式的利弊：
5.1有线方式有电话线和专线两种。电话线方式设备投资较低，可靠性和实时性也较低，由于电话线架设非常方便.广泛适用于实时性要求不高的配电终端。专线方式可靠性和实时性都很好，适合实时性要求较高的配电终端设备，缺点是需要架设专用通信线。
5.2无线方式有普通电台和高速智能数传电台两种。普通电台已广泛应用于负荷控制系统中，优点是投资少，缺点是可靠性较低，频点申请无委会控制较严。高速智能数传电台通信速率高。频点可复用，支持X.25协议，有路由选择功能和主动上报功能，适合配电自动化系统应用，缺点是价格较高。
5.3光纤通信方式有光端机方式和光接口板方式两种。光纤通信的主要优点是通信容量大、抗干扰能力强、损耗小：缺点是价格较高。光端机方式适合容量大的站点，成本也较高。光接口板的方式将光电转换器直接置入配电终端内，并可以利用编码复用方式多个配电终端设备公用一对光纤，有效地降低了成本。另外，如果多膜光缆能够满足配电系统的距离要求，选用多膜光缆也比单膜光缆通信成本低得多。因此，光纤通信方式在配电自动化通信系统中有着广泛的应用前景。
6开关设备与FTU的配合
配电开关设备是配网自动化的主体设备，用于配电自动化的智能开关与传统的开关有很大区别，主要表现在其控制回路上，传统的开关设备往往不能满足自动控制的需要。为了满足配电自动化所必须的故障识别和隔离等功能，开关设备必须具备故障的识别能力和控制能力。
用于配电自动化系统的开关设备有两种，一种是自动重合器，它本身具有故障电流的识别能力和操作顺序控制能力。另一种是与FTU一体化的智能负荷开关。
采用依靠重合器时序整定的方法实现馈线自动化功能，好处是不需要通信系统配合，但是对一次设备要求高，冲击电流大，特别是对于小电流接地系统故障自动识别无法实现。
与FTU一体化的智能负荷开关，通过FTU采集故障信息，与通信设备和计算机一起实现馈线自动化。其好处是对线路冲击小。适用于小电流接地方式，但需要通信系统与之配合。我们从衡水配网实际出发，认为这种方式更适合衡水配网的具体情况。
以下是衡水配电自动化系统的FTU与负荷开关的接口要求：①遥测采用三表法交流采样，计量TA(Ia，Ib，lc)3个，保护TA(Ia，lb，lc)3个，以及TV(U ab，U bc分别列于开关两侧)：②遥控接口，合闸：常开接点，驱动合闸110V直流中间继电器：分闸：常开接点。直接驱动分闸线圈；开关失电，用电容器驱动分闸操作机构；⑨遥信状态分为开关状态(分、合)和储能状态2种：④电源取自TV。
7相关系统的信息交换与系统集成
配电网在整个电力系统中的范围是中低压网及深入到其中的高压网，分界点在高压，中压变压器的高压侧，但不包括高压侧的断路器和隔离开关。配电网的保护控制系统分界点也相同。
由于配电网是一个庞大复杂的系统，各种电力设备呈地理分布。对其应分层控制，同时对于配电网的供电质量和运行费用来看。配电自动化又是一个统一的整体。
配电自动化终端设备 篇4
关键词：电力配网,自动化,终端设备,应用
随着社会经济的不断发展, 我国国民生活水平也在逐年提高, 人们对于电力的需求也更加多元化和规范化, 尤其是要求电力质量必须安全、可靠。因此, 各地电力部门一定要重视配电自动化形式的发展, 以保证电力系统安全运行为基础, 不断提升发电质量和发电效率, 同时还要对电力自动化系统进行全面的检测, 采用配电自动化终端设备吗, 并建立远程监控系统, 这样可以实时的监测到终端设备的运行情况, 使其更为稳定、更为安全, 从而满足人们高质量的用电需求。
1 配电自动化终端设备的各构建元件与作用
1.1 人机接口电路
人机接口电路主要负责配电自动化终端设备配置维护工作, 其还可以清晰的显示设备的电压、电流、功率等测量数据, 以便于更好的证明终端设备的良好运行状态。在配电自动化终端设备中安装人机接口电路, 可以保障整体设备的运行质量, 降低维护成本, 对提高终端设备的自动化水平有着至关重要的作用[1]。
1.2 中心监控单元
中心监控单元是配电自动化终端设备中最重要的核心元件, 其可以检测设备存在的一切故障, 并能详细计算出设备的运行功率, 有效输入模拟量, 最终实现设备的远程通信功能。但由于中心监控单元大多采用的设计方式都是以模块化和平台化设计为主, 因此, 在实际输入、储存、通信接口等方面的配置, 还需进一步的优化和完善, 才能满足设备的自动化运行需求[2]。
1.3 通信终端
在配电自动化终端设备中, 通信终端也是其不可或缺的组成要素, 其主要接口是以以太网为链接, 专门负责通信介质与监控单元之间的快速通讯。一般情况下, 通信终端分为三种类型, 即:无线类、光纤类、载波类等终端, 其在整个设备中占据着很重要的位置[3]。
1.4 操控回路
操控回路的作用主要在馈线自动化终端中才能实现, 在整体回路控制中, 不但设置了人工操控开关, 而且还对开关部位做出了明确的标识, 以便于电力工作人员可以清晰地观察到开关所处的位置, 了解具体的回路控制状况。
1.5 电源回路
电源回路在自动化终端设备中主要负责为其提供直流电流, 并能使设备内部的各种直流电源获得有效提高。一旦外部电源受到中断, 则可可以利用UPS备用电源恢复运行。当电源回路采用TTU方式为设备提供电源时, 主要从设备的低压侧输入, 而在FTU的线路设计时, 则是先通过电压互感器来获取测量电压的取样信号, 然后再为整体馈线自动化终端提供电源, 同时还要配置相应的蓄电池, 这样才可以保证终端设备的不间断供电质量。
2 配电自动化终端设备在电力配网自动化的应用
2.1 配电自动化终端设备故障检测分析技术
配电自动化终端设备有着多元化的故障检测技术及故障分析技术, 其中, 最为常见的技术类型主要以短路故障分析技术和单相接地故障分析技术为主。其在设备中的作用, 是负责保护自动化系统中馈线的运行质量。并对各个终端设备进行定期的检测和分析。另外短路故障分析技术还可以将设备的运行参数进行有效的分析, 并在第一时间内将分析结果反馈给主站中心, 以便于工作人员可以准确的判断出设备故障位置, 找出故障成因。而单相接地故障分析技术可以在保持设备故障现状的同时, 延长维修人员的维修时间, 其可以有效避免设备出现供电中断的现象, 并在最短时间内彻底排除设备故障, 从根本上确保自动化终端设备的良好运行。
2.2 配电自动化终端设备通讯技术
配电自动化终端设备通讯技术的应用一直是电力工作人员所引以为重的工作内容, 其在终端设备中经常利用独立的配电子站来接收和发送数据信息, 但在其运用过程中, 一定要掌握配电子站的使用特征, 其只对周围终端设备的数据信息进行接受或发送, 而对本站的数据信息则不予以配合。通过独立的配电子站所接受和发送的数据信息, 可以在一定程度上完善数据传输流程, 并能协调配电子站与配电终端设备之间的关系, 实现两者间的资源共享。另外, 配电自动化终端设备通讯技术还可以实现现场总线操作、电话拨号以及配电载波等功能, 并可远程检测到影响电流电力的因素, 从而为保护电力系统的正常运行创造良好的条件。
2.3 配电自动化终端设备故障自动隔离技术
配电自动化故障自动隔离技术在整个终端设备技术中占有无可替代的位置, 其可以全面维护配电系统的安全。因此, 为了更好的保证电力网络数据传输的安全性和可靠性, 还需建立相应的开闭所, 以此来协调电源与网络连接之间出现的各种问题。另外在进线设计时, 除了采用断路装置的设计形式, 还要在线路中配置相应的监测控制系统, 而对于出线设计则采用抗负荷能力强的开关进行协调。这样才能使其形成一个完整的自动化系统, 从而更好的检测、隔离和控制设备故障, 找出具体的故障位置和成因, 为确保电力系统的正常运行提供有利的条件。
3 结束语
综上所述, 为了更好地实现电力配网的自动化目标, 只有大力运用配电自动化终端设备, 这样才能更好的提升我国电力事业的自动化水平。另外, 还要提高各电力企业对配电自动化终端设备的认知度, 使其可以更好的在电力配网中发挥作用, 并对整个电力系统中存在的故障进行全面的检测和控制, 从而为电力通讯传输质量提供安全、可靠的保障。
参考文献
[1]黄伟.电力配网自动化中配电自动化终端设备的应用探析[J].中国新技术新产品, 2016 (07) :24-25.
[2]林紫清.配电自动化终端设备在电力配网自动化的应用探讨[J].科技展望, 2016 (02) :19-20.
配电设备缺陷管理标准 篇5
为加强设备缺陷管理，明确缺陷处理程序，确保设备的健康水平能够始终满足为客户安全供电的需求，特制定本制度。
一配电设备缺陷的定
配电设备缺陷：是指配电线路及其附属设备本身任何部件的损伤、绝缘不良或处于不正常运行状态。
二设备缺陷分类
设备缺陷分类：按严重程度一般分为如下三类
1、危急设备缺陷：不立即处理将威胁人身及设备安全，或严重影响设备出力，使设备使用寿命缩短的设备缺陷。
如：线路导、地线断股，导线接头接触不良超过允许值，配电变压器套管裂纹，杆塔拉线被盗，线路耐张金具变质损坏致使机械强度达不到规定的安全系数，配电变压器严重过负荷，避雷器预试不合格，开关机构失灵等。
2、重大设备缺陷：对设备出力和使用寿命有影响或可能发展成为对人身与设备安全有威胁，但允许尽快安排处理的缺陷。
如：线路杆塔铁构件生锈严重，绝缘瓷件破损超过规程规定，拉线严重受力不均，杆塔、拉线基础有被冲刷的可能或已冲刷300MM深，开关容量随负荷的增加已不能满足要求等等。
3、一般缺陷：对人身设备安全无威胁，且不致在短期内发展成为重大或危急缺陷，对设备出力及经济运行无影响的缺陷。
除1、2中所列以外的设备缺陷均为一般缺陷，此类缺陷可以列入正常检修工作计划或随设备的正常停运及在设备带电情况下进行处理。
三各级人员的职责
1、运行维护班组的职责：加强设备巡视检查，及时发现设备缺陷，填写设备缺陷记录薄和设备缺陷单，并上报公司。
① 按发现缺陷的严重程度对缺陷进行分类，并提出初步处理意见。② 在设备大修前，提出消除缺陷的内容，并监督缺陷的消除情况和质量。
③ 将缺陷消除情况详细记录在缺陷记录薄中，并汇总上报。④ 对不需停电且能自行处理的设备缺陷，由维护班组自行按规定处理，并做好统计。
2、检修（或消缺）人员的职责：
① 按公司安排及时消除设备缺陷。
② 提高检修质量，保证“修必修好”，避免出现重复停电，造成不
必要的浪费。同时应做好检修记录和设备变更后的资料移交工作。
③ 及时全面掌握检修设备所存在的缺陷，并不断学习工艺规程，按要求施工，及时反馈缺陷消除情况。
3、公司的职责：
① 对巡视人员上报的缺陷认真统计，必要时组织现场鉴定。
② 及时组织人力、物资，消除设备缺陷，并对消缺工作提出具体要求。
③ 对危急和重大设备缺陷，及时汇报公司和用电处领导，采取积极措施安排处理。
④ 根据对一般缺陷的统计汇总，安排月度停电计划，及时组织处理。并协助分公司主管领导定期组织分析，据以提出反事故措施计划和大修计划。在缺陷消除前对运行班组提出运行维护要求。
⑤ 提出对重大缺陷的处理方案，报公司和用电处，经批准后组织实施。
⑥ 按时统计上报缺陷的处理情况。
四 设备缺陷管理
按上述设备缺陷的分类，缺陷分为如下三级管理
1、班组：运行维护和检修等班组应掌握危急、重大、一般缺陷的全部内容。
2、公司：应掌握危急、重大设备缺陷。
3、供电所：应掌握危急设备缺陷，及时列入、季度或月度计划，上报公司予以落实。
4、按设备缺陷三级管理的要求，分级建立相应的设备缺陷记录，由各级专责人员及时对缺陷进行登记。
5、线路设备缺陷由巡视人员在现场做好详细记录，回局后及时填写缺陷记录薄和设备缺陷单，并提出处理意见，经班长审阅签署意见后报分公司配电专责人，由分公司配电专责根据缺陷情况积极安排处理。
6、生产班组在平时工作中应注意保持交通车辆的状况良好，正确使用施工工器具，对不足和损坏的应及时汇报并补齐，确保在紧急处理缺陷或事故抢修情况下人、材、物能及时到位。同时应按所维护设备备足事故备品备件，并按要求确保备品备件的最低数量。
7、积极开展带电作业。凡能够带电处理的缺陷，一般不安排停电处理。
五线路设备缺陷处理的程序
1、危急设备缺陷：巡视人员发现有可能发生设备和人身事故的危急缺陷时，应立即用电话向分公司详细汇报，并提出处理缺陷所需要的人员、工器
具和材料。分公司应根据情况汇报用电处，同时尽快组织力量进行处理。危急缺陷一般应立即安排消除，如不能立即消除，应经局长或总工程师同意，但应加强巡视，密切注意缺陷的发展情况。
2、重大设备缺陷：由巡视人员填写缺陷单，经班长审阅签署意见后，在当日或次日上午交分公司配电专责人，分公司配电专责按设备缺陷情况向用电处汇报，根据用电处意见积极组织处理。
3、一般设备缺陷：每月20日前由运行班长汇总整理，报分公司配电专责。分公司配电专责根据缺陷情况在填报下月停电计划时予以安排，并负责将安排结果通知各相关班组。
4、对需其他部门配合进行处理的设备缺陷，由设备维护单位配电专责汇总后，报用电处配电专责统一安排处理。
六设备缺陷分析与统计
分公司配电专责在安排处缺以后，应及时了解缺陷的处理情况，定期召集运行分析会，并于每月25日前将本月发现缺陷数、消除缺陷数及重大缺陷处理计划书面报告分公司主管领导和用电处，并自留一份备查。
用电处配电专责应对重大、危急缺陷建立缺陷登记薄，逐项登记，每季分类统计一次全部设备缺陷数和重大设备缺陷消除率，上报主管生产的局领导，每半年组织一次配网运行分析会。
目配电设备缺陷的定义设备缺陷分类
3各级人员的职责
4设备缺陷管理线路设备缺陷处理的程序
6设备缺陷分析与统计
录
洛阳供电公司
配电设备缺陷管理制度
配电自动化终端设备 篇6
近几年科学技术水平不断提高，在各行各业发展过程中都开始重视科学技术的重要作用。电力行业近几年发展速度极快，对于经济社会建设做出了突出贡献，为了满足电力行业的发展需要，电子配电系统的不断发展发挥着重要作用。但是在实际运行过程中仍然存在很多问题，这就制约了我国电力自动化配电的发展，本文就结合配电自动化发展过程中存在的问题，探讨解决这一问题的具体措施，争取促进我国电力系统最优化发展，实现节能发展目标，使我国电力行业得到更好发展。
二、当前我国电力配电自动化及配电管理的具体状况
1、一部分区域已经初步取得良好成绩
我国在进入改革开放时期以后各行各业都得到了极大发展，并且在发展过程中经历了巨大的改革，电力行业作为各行业的基础也在不断变化发展，无论在管理体制还是运行方式上都经历了巨大变革。比如我国对农村电网以及城市电网进行的相关改革，使得大量资金和技术引进到电力行业之中。我国对于电力配电自动化技术的研究在20世纪就已经开始，在一些地区已经初步取得良好成绩。比如我国东部沿海地区以及河北等地区基本上已经实现了自动化的配电方式。
2、总体发展欠缺，问题较多
近几年随着我国科学技术的快速发展，我国已经进入到信息化时代，科学技术和计算机技术不断提高，但是由于我国仍然属于发展中国家，在发展过程中仍然和发达国家存在一定的距离，技术水平仍然比较低。特别是我国人口数量众多，在普及科学技术过程中仍然存在很多困难，这也加大了配电自动化技术的普及难度。因此，我国要想全面推行配电自动化和配电管理模式就必须要投入大量技术和资金，要加强对全国范围内电力专业人员的培训，不断完善相关电力设备。另外，随着我国经济的快速发展全国用电量需求在不断上升，但是只有一些经济发展较快的地区实现了配电自动化，大部分地区仍然存在很多问题，所以，从整体上分析我国电力自动化发展仍然存在很多问题，困难较大。
三、电力配电自动化及配电管理方式
目前应用的电力配电自动化以及配电的管理方式主要包括两个方面，具体如下：
1、电力自动化系统分析
为了满足我国电力行业的发展需要近几年我国逐渐实现电力配电自动化，大大缓解了供电紧张问题。所谓的电力自动化系统就是利用高新技术改变传统的由人来控制的配电方式和管理方式，利用机器实现自动化配电，这种方式消耗较低、质量高，能够有效满足当前社会经济发展对电力行业的需要。要想实现电力配电自动化和管理目标就需要构建电力自动化系统，这是最基础的部分，也是最关键的。一般来说就是在全国范围内构建统一的一个电网，使得各个地区、各个城市之间可以相互传达和共享信号和数据，这就大大减少了人在这一过程中的干涉，运用高新技术减少消耗，大大提高了供电效率。所以，通过利用电力自动化系统可以有效提高供电质量，为人们的生活带来巨大便利，也能够满足社会经济发展的实际需要。
2、电力配电自动化及配电管理系统分析
一般构成电力系统的主要包括发电系统、输电系统、变电系统、配电系统以及用电系统五个部分，这五个部分对于电力系统的应用有着重要作用。主要包括配电SCADA主站系统;配电故障诊断恢复和配网应用软件子系统DAS;配电AM/FM/GIS应用子系统DMS这几个基本的系统，其中SCADA主站系统是最重要的系统，它主要是由主机和前置服务器组成，在应用过程中如果系统出现故障，前置服务器可以自动运行，取代主机的作用，进而确保电力系统的正常运行，确保对电力系统的管理。通过利用自动化系统可以节省大量人力资源，降低耗电量，实现节能目标。所以，在电力行业发展过程中要将电力配电自动化和配电管理系统紧密结合。
四、促进我国电力配电自动化和配电管理实现的方式
1、全面科学规划，提前做好准备
电力系统的构建并不简单，这项工程比较复杂，而且在实际操作过程中存在很多困难。所以，要想在我国电力行业中构建电力配电自动化以及配电管理，就要针对我国的实际状况构建统一的规划。另外，在实施之前必须要做好前期准备工作，这样才能进一步实现这一目标。第一，在构建之前必須要了解电力配电自动化建设过程中所要应用的相关技术和具体的方法，还要准备相应的资金和人力资源;二是确保在全国范围内都能进行通信，利用GPS、GIS等技术构建电力配电中断，准确、及时、有效的进行通信;三是结合我国发展实际情况提高信息技术水平，在建设过程中要确保相关的资金是否到位，保证建设的连续性。另外，在构建过程中也要考察居民的实际需要，以及居民的收入水平，确保供电价格可以被消费者所承担。只有全面做好准备工作才能进一步促进电力配电自动化的发展。
2、不断开发高新科技，加强电力配电自动化和配电管理的水平
在构建电力自动化配电过程中除了要做好技术和资金方面的前期规划和准备以外，还需要不断进行高新科技的开发，这样才能进一步提高我国配电自动化和管理的水平，满足我国社会经济建设的发展需要。在电网基本上能够覆盖我国以后，就必须要依靠科学技术来进行管理，这样才能确保电力供应。第一要构建一个专业的技术开发团队，及时更新和研发相关技术;二是要及时将技术的应用状况进行反馈，解决实际应用过程中存在的问题;但是结合各地区的实际状况进行技术研发，确保预算符合实际经济发展状况。
3、及时完善相关设备，保证其使用的广泛性
在电力配电自动化发展过程中电力设备及其相关配件也发挥着极为重要的作用，除了要不断提高技术水平以外还要完善相关的设备，提高设备水平。在研究过中相关人员必须要选择适当的设备，选择较好的厂商合作，实现跨平台合作，确保设备的广泛适用性。另外，在应用过程中要定期检查设备的状况，及时更新和维护，确保电力正常运行。
五、结束语
配电自动化终端设备 篇7
1 电力配网自动化中配电自动化终端设备核心技术特点
Ftu是馈线自动化终端的英文简称, 将一次设备连接与自动化系统相互连接起来的接口, 虽然Ftu的用途较多, 但是一般主要应用于配电系统变压器、无功补偿电容器、断路器等方面。Ftu主要是为了实现与馈线主站的通信, 可以更好地对配电系统加以控制, 在控制的同时为配电系统提供相关数据, 执行主站在得到相关数据进行分析之后对配电设备发出控制调节指令, 实现Ftu的各项功能, 从而达到自动化的目的。Ftu本质上不单单是一次设备和自动化系统连接的接口, 同时还是继电保护和远方终端之间的一种自动化终端。常常包括馈线自动化控制器、通信接口终端等等。一般配电终端由五个部分组成, 第一部分是人机接口电路, 主要是起到对配置维护作用, 在反映电流、功率和电压等相关数据, 同时还可以显示出其他装置的实时运行情况, 由此可以简化配电终端的设计。对相关故障进行检测, 整理其他的运行参数。这样一来可以大大的提升整个设备运行的稳定性。人机接口电路并不是全部被使用在配电终端设备上, 在没有覆盖到的地方就需要相关维护人员对配置维护问题进行解决。第二部分是中心监控单元, 这一部分是配电终端最为重要的组成部分, 这一部分具有很多功能, 主要包括有功功率参数运算、故障检测、远程通信远程通信、模拟量输入等等。现在配电终端在市场上较多的是使用模块化或者平台化的设计。第三部分是通信终端, 也可称作通信适配器, 通信终端采用的连接接口是太网接口, 可以有效的实现通信的具体功能, 将通信介质和监控单元进行有效连接。依据通信通道的种类进行归类, 可将通信终端分为光纤终端、无线终端、载波终端等。第四部分是操作控制回路, 针对从左控制回路的应用, 一般是被应用于Ftu中, 这种回路中会设有易于找到位置的人工操作开关, 使得工作人员可以及时、准确的知晓开关的实时状态。第五部分是电源回路, 这一部分主要是负责提供直流电源。可以提高不同种类直流电源用于配电终端的电路中。为了保证Ftu的用电需求, 需要在设计中考虑蓄电池的配备, 同时还可以为开关的操作电源提供电力保证, 以此可以实现即使是在线路停电的情况下也可以有用电保障。
2 电力配网自动化中配电自动化终端设备的应用
配电自动化终端设备在电力配网自动化中推广应用, 能够提高电力系统供电的质量, 也可以提高电网运行的可靠性, 保证优质电能的提供。配电自动化的技术基础是信息化, 只用通过信息技术将配电系统中的在线数据、离线数据、用户数据等通过配电自动化终端设备收集在一起, 才能实现对配电网以及谁被的监测、控制和保护。在进行配电自动化终端设备应用分析时, 先要对自动化隔离、故障分析监测、通讯等相关技术进行具体分析, 据此可以较为可靠的论证电力配网自动化中配电自动化终端设备的应用情况。某些故障的发生会对电力配电网的运行稳定性造成很大的影响, 这些故障之中, 危害性最大的故障应该是短路故障;故障中发生频率较高的是单相接地故障。所以, 配电自动化需要采取科学、合理的故障检测、诊断技术来进行处理。
2.1 故障检测诊断技术
配电自动化终端设备的故障检测、诊断技术较多, 但是一般应用较多的技术有两种一是短路故障检测技术;二是单相接地故障检测技术。不论是上述哪种技术, 都是对自动终端进行检测、诊断, 同时将采集到的自动终端数据及分析的故障信息传输到主站, 准确、及时的将传来的数据进行分析判断设备故障的性质及位置, 进而提高排除故障的工作效率。当单相接地故障发生时, 还可以持续供电2小时, 但是需要在这一时间段内完成对故障的排除。虽然有些小的接地系统在发生这一故障时所产生的电流较小, 但是仍然需要进行必要的检测和处理, 确保整个配电网的安全、稳定。
2.2 配电自动化终端设备的通信技术
通道结构及降低成本投入, 常规做法是使用一个配电子站转发附近一个区域内的配电终端的数据, 配电子站的位置通常是设置在变电所。这样的设置可以使配电子站与主站的通道是主干通道, 而将配电子站与配电终端之间的通道作为分支通道。由于FTU对可靠性要求相对较高, 因此可采用光纤以太网或者点对多点光纤通道。由于光纤技术的快速发展, 很多企业为了降低成本, 分支通道纷纷采用光纤网络。一种较为理想化的方式是配电终端能主动向上级主站报告遥测量越限、遥信量变位及故障信息等异常信息。而主站可以设定在一定的时间间隔内, 访问配电终端, 确认其是否正常工作并读取各种测量数据。
2.3 配电自动化终端在开闭所故障自动隔离的应用
故障自动隔离技术是配电自动化终端设备应用的安全保障, 对整个电力配电系统的安全、稳定运行有重要作用。开闭所的建立可以有效的提高电力数据传输的可靠性, 在具体操作中, 开闭所需要采用断路装置的形式进线, 同时要有与之相应的监测保护装置。对于出线的设计, 则要采取负荷开关, 这样做是为了能够在发现故障后及时上报调控中心起到控制作用, 明确故障类型, 积极有效处理故障。开闭所的故障处理也可以采用当地控制的方式, 不完全依靠主站, 利用DTU的PLC功能完成故障线路隔离。
3 结论
综上所述, 根据对电力配网自动化中配电自动化终端设备的应用进行了相关的探析, 还深入的讨论了配电自动化终端设备的组成及其功能, 全面的介绍了相关的技术及常见故障检测技术, 就主要的故障提出了相应的解决方法。凸显了相关技术在实际的工作中所占地位的重要性, 同时为了提高和完善相关技术, 要不断地提高技术应用的实用和操作价值。
参考文献
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配电自动化终端设备 篇8
配电自动化系统的配电终端种类多、通信协议多、信息量大, 配电线路及相应的配电终端改切、变化频繁, 系统中遥信、遥测信息数量通常高出调度自动化系统一个数量级。目前, 接入配电终端信息通常需要在主站人工录入建立信息关系表映射实现对应, 或事先编辑好Excel格式的信息表后批量导入配电自动化系统。由于不同厂家终端设备对象模型及采集信息没有规范化、标准化, 因此安装调试、管理维护工作量大, 出错概率高。如何安全高效实现大量配电自动化终端设备的有效接入始终是配电自动化建设面临的难题。
制定和实现IEC 61850的目的是为了实现不同厂家设备间的互联操作。文献[1]以IEC 61850标准为基础, 结合IEC 60870-5-101/104探讨配电自动化建立一套开放式的通信体系, 以解决大量配电终端接入问题; 文献[2]提出新型智能配电自动化终端的设计方案, 通过IEC 61850-6标准的自描述功能, 规范配电终端的数据接口和通信方式, 取代远动协议点表的人工配置和修改工作;文献[3~5]分别对智能配电终端信息模型、分布式馈线自动化终端模型、分布式能源监控终端信息模型进行了研究, 规范了设备接口, 以期能方便地实现智能配电终端设备的互联操作;文献[6]分析了智能配电网信息架构, 国际标准化组织也正在考虑建立需求侧管理、测量服务、配电自动化等业务领域的IEC 61850-7X0系列标准。
目前正在服役的配电自动化系统均不基于IEC61850, 若现在按照上述研究成果开展配电自动化建设工作, 则需对配电自动化主站系统、子站系统、终端设备、通信系统进行较大程度改造甚至彻底重新设计, 短期来看实现难度较大。
1 工作原理
1.1 IEC61850与现有配电自动化通信协议的模型差异
IEC 61850与现有配电自动化通信协议最主要的差异在于对数据模型的描述。 为了获得互操作性, IEC 61850使用了面向对象技术, 定义了许多公共数据类 (CDC) 、逻辑节点 (LN) 和抽象通信服务接口 (ACSI) 。对于每种具体的智能电子设备 (IED) , 可利用IEC 61850定义的CDC、LN和ACSI为其建立逻辑上树状和立体的数据模型。
然而, 无论是IEC 60870-5-104、DNP, 还是一些私有的配电自动化通信协议, 都是面向信号或测点的, 对IED的信息描述都是以信号点表形式存在的。这种模型从逻辑上讲是一种线性和平面的结构, 无法表达数据间的关联性。
1.2 配电自动化终端设备信息标准化接入流程
在不改变现有配电自动化主站系统架构、配电终端功能及设计、配电自动化通信方式的情况下, 设计并开发一种高效可行的配电自动化终端设备信息标准化接入方法 (如图1所示) , 不仅可实现配电自动化主站信息表的快速自动生成, 还可大幅减少后期的系统信息维护工作量。
在设计阶段, 可依据建立好的IED设备模型, 通过IED模版配置工具形成相应的配置文件, 这些配置文件可以作为IED设备信息表的一种缺省模版存在。在具体工程应用中, 现场施工人员依据IED设备信息表模版进行标准化接线。主站端只需要在已有模版基础上, 利用信息表自动生成工具选择好需要生成信息表的一次设备, 按照现场间隔顺序进行排布, 对终端IP地址等参数进行配置即可自动生成/修改信息表。
2 配电终端设备信息采集规范、模型及信息表模版
2.1 配电终端信息表转发方式
目前, 配电终端信息表提供信息连续排列转发和信息相对位置固定转发两种方式。
信息连续排列转发是目前配电自动化主站常规的信息表转发方式。其优点是转发排版美观、信息表紧凑、信息点量少、资源省;缺点是信息表无法实现标准化, 如果前期未做好信息表设置规划, 那么后期点号插入较困难, 只能将新的测点添加在信息表尾部, 后期运维需要根据每个配电终端情况重新配置。
信息相对位置固定转发方式的配电自动化主站信息表的点号及顺序与配电终端的完全一致。该方式灵活性高、标准化程度高, 增加、改动测点不需要改动整个信息表, 只需改动相应位置的信息点, 有利于遥信、遥测错误的快速定位;缺点是占用点号资源多, 备用点位较多。
2.2 配电终端设备信息采集规范
典型的配电自动化终端设备除包括开闭所终端 (DTU) 、 馈线自动化终端 (FTU) 、 配电变压器终端 (TTU) 、配电线路自动化终端 (LTU) 外, 还包括智能用户分界开关 (也称 “看门狗”) 、故障指示器。
为了使各终端设备厂商建模统一, 需规范各厂家配电终端采集信息的类别、命名和语义描述, 以达到互操作的目的。将配电终端采集信息划分为遥信信号、遥测信号、遥控信号。遥信信号分为硬遥信和软遥信 (主要是保护信号) :硬遥信一般是与测控装置相对应的遥信, 包括开关分位、开关合位、接地刀闸位置、SF6开关压力信号等;软遥信包括终端通信状态、交流电源异常、装置异常、电池活化状态、开关储能状态、控制回路告警、合闸回路欠压、故障总、过负荷告警、过电流告警、零序过流告警、速断保护动作、定时限过流保护动作、小电流接地检测、自动重合闸等信号。遥测信号包括正序电流、正序电压、零序电流、零序电压、有功功率、无功功率、功率因数、频率、故障电流、 传感器温度等。 遥控信号包括开关分闸、开关合闸、蓄电池远方维护等。
2.3 配电终端设备模型
2010年发布的IEC 61850-7-4Ed.2[7]定义了16类175个逻辑节点, 后来又陆续发布了分布式能源、风电、水电三类逻辑节点, 基本上能够满足现有配电自动化终端设备的建模需要。利用上述逻辑节点对某供电公司配电自动化建设所采用的各种配电终端进行建模, 形成配电终端设备模型库。
典型的n间隔DTU设备模型如图2所示。
(1) LLN0、LPHD逻辑节点功能:交流电源异常、终端通信状态、终端装置异常等。
(2) CSWI逻辑节点功能:开关分闸、开关合闸等。
(3) XSWI逻辑节点功能:开关分位、开关合位、接地刀闸位置、SF6开关压力信号等。
(4) MMXU逻辑节点功能:电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数、频率、故障电流等。
(5) MSQI逻辑节点功能:零序电流、零序电压等。
(6) PTOC、PTTR逻辑节点功能:过负荷告警、过电流告警、零序过流告警等。
(7) GGIO逻辑节点功能:蓄电池活化状态、蓄电池电压低、传感器温度等。
2.4 配电自动化主站终端设备信息表模版
在配电终端信息表转发采用信息相对位置固定转发方式的情况下, 根据已建立的配电终端设备模型, 在配电自动化主站对IEC 61970/61968进行扩展建模, 建立一次设备、二次终端设备、遥信遥测信息、保护信息间的关联关系, 并制定不同厂家、不同型号配电终端的典型信息表模版, 规范配电自动化终端信息表。同一配电终端可按照事先配置好的信息表模版统一终端信息接入标准。现场一次设备特定间隔的遥信、遥测信息也按照统一的顺序进行物理接线并接入配电终端。
表1是某配电终端的典型遥信信息模版, 该模版适用于使用该厂家配电终端的环网柜、 开关站、 柱上开关 (柱上开关可视为单间隔设备) ; 同理, 还可以制定该配电终端遥测、遥控信息模版。智能用户分界开关、故障指示器等其它类型的配电终端也可以依据建立好的模型生成相应信息模版。
3 基于模版的主站信息表自动生成
规范配电终端的信息采集并制定相应模版后, 配电自动化主站端就可以进一步优化信息表制作, 利用面向对象建模的思想, 将原有的面向测点的信息表制作改为面向对象 (设备) 的方式, 将配电自动化主站端遥信、遥测、遥控名称和点号, 以及所属厂站、通道信息、量测系数、网络描述等信息均看作终端设备的一个属性, 与所属开闭所、环网柜、柱上开关、站所间隔等设备实现紧密耦合。
现场接入配电自动化终端时, 首先通过设备检索器来选择要生成信息的开关站开闭所、环网柜、分支箱或柱上开关。开闭所和环网柜内间隔的顺序与现场的实际位置和接线顺序相关, 需要根据现场设备情况由人工确定, 而柱上开关则可以看作是一个间隔。测点信息由 “线路名称、站所名称、配电终端名称、间隔或设备名称、量测类型”字段拼接而成, 其中 “线路名称”、 “站所名称”和 “间隔或设备名称”依赖于电网模型和现场间隔物理顺序, “配电终端名称”默认值为 “终端”, 开关站配置2个或2个以上终端时依次取值 “终端A、 终端B、 终端C… ”, “量测类型”则直接从终端信息表模版中读取。量测信息全名为 “线路名称+站所名称 (可选) +配电终端名称 (可选) +间隔或设备名称+量测类型”。
以 “10kV滨江线滨江花园开关站”为例, 该站共19个在用间隔、3个预留间隔, 因该站间隔设备较多, 故配置了2个配电终端, 每个间隔接入配电终端的顺序见表2。
利用设备检索器从系统实时库中检索确定 “站所名称”为 “10kV滨江线滨江花园开关站”, 下属间隔或设备列表则根据站所名称自动列出;将间隔列表设备按照现场间隔顺序拖拽到配置表, 就可以利用事先设计好的触发工具按照相应模版所定的点号顺序和规则在数据库中快速生成全部信息表。如 “10kV滨江线滨江花园开关站_终端A_101_接地刀闸位置”按照模版所定规则遥信点号为2, “所属厂站”经设备拓扑分析为 “10kV滨江线滨江花园开关站”, “通道名称”默认为 “10kV滨江线滨江花园开关站_终端A通道”, 遥测系数、是否遥控、遥控方式既可以为默认值也可以自定义, 网络描述等信息可以在配置工具中简单配置后自动录入数据库。主站系统数据库中的信息表自动生成流程如图3所示。
为了进一步提高信息表自动生成软件的效率, 减少主站数据库容量的压力, 信息表自动生成程序对预留设备或预留测点可以选择暂不触发生成相应的信息表记录和点号, 以达到三遥信息相对位置固定转发方式信息表紧凑、信息点量少、资源节省的效果。信息表自动生成软件还支持主站信息的多样化扩展, 如馈线自动化信息的自动录入、采样数据制式的模版化定制等。
4 基于单线图流转的主站信息表自动更新
与输电线路和变电设备不同, 配网线路更新、改切频繁。当配网设备变更或退役时, 必须同步更新相应的遥测、遥信、遥控信息表, 并通过单线图模型同步机制来确保测点名称的正确性。
4.1 单线图模型导入及设备增删改分析
单线图模型导入及设备增删改流程[8]如图4所示。当配电自动化主站系统接收到更新的配网单线图图形及模型后, 由图模导入程序负责解析, 进行拓扑分析并判断是否存在增、删、改的配网设备, 同时判断该设备是否已存在关联的配电自动化信息, 若有则在设备入库后将发生增、删、改的电网设备提交给点号自动生成工具。
4.2 信息表自动更新
点号自动生成工具能够自动生成、替换或删除系统中相应间隔的保护、遥信、遥测及遥控信息, 确保这些信息表始终与配电一次设备及终端设备紧密耦合, 不仅可以减少信息表的二次维护工作量, 而且可以确保测点名称及其属性的准确性。如当 “10kV滨江线滨江花园开关站”由“10kV滨江线”改切到 “10kV奥体线”后, 相应的遥测、遥信、遥控信息也会进行相应的替换, 如 “10kV滨江线_滨江花园开关站_终端A_101_接地刀闸位置”遥信信息经过线路改切后自动变更为 “10kV奥体线_滨江花园开关站_终端A_101_接地刀闸位置”, “所属厂站”、“通道名称”等属性也自动进行更新。
5 结束语
南京供电公司配电自动化二期建设工程对主城西南片区278条配网线路进行配电自动化改造, 新增配电终端886个, 累计接入遥信、遥测、遥控信息达十多万条。利用配电自动化终端设备信息标准化接入方法, 终端安装现场依据模版进行配电终端的标准化接线, 减少了原有的配电检修单位制表、调度审核、主站录入和维护等大量工作, 主站仅需极少量的配置工作就可以自动生成并维护信息表, 时间缩短到原来的5%左右。基于该方案, 配电自动化主站还可方便地实现间隔光字牌自动生成等拓展功能。
本文通过扩展IEC 61970/61968模型, 在配电自动化主站建立了一次设备、二次终端设备、遥信遥测及保护信息间的关联关系, 较好地满足了现有系统环境下大规模配电终端建设接入需求。未来新建或改造的配电自动化主站可以通过建立 “主站-终端”的模型映射, 自动实现基于IEC 61850的终端接入, 从而进一步提升配电自动化系统终端信息电表的标准化、规范化管理水平。
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配电终端自动发现技术的实现 篇9
配电自动化系统包含大量现场自动化终端设备(统称为配电终端),通过通信系统完成相互之间以及与配电自动化主站(以下简称配电主站)之间的信息交互[1]。传统的通信协议只解决了数据传输问题,数据之间缺乏必要关联和说明,配电终端与配电主站之间需要人工核对数据点表,大量配电终端的接入导致配电自动化系统施工、维护的工作量都非常大[2,3]。实现配电终端的即插即用一直是配电自动化系统迫切需要解决的问题之一。
借助于计算机操作系统的即插即用功能,用户可轻松添加、配置外围设备[4,5]。而通用即插即用[6,7]将网络也包含在内,实现了网络设备和服务的发现和控制,如网络打印机、Internet网关和消费类电子设备等,可自动添加和使用。可见智能设备的自发现和自描述是实现即插即用的基础[8]。
要实现智能设备的自描述功能,标准的信息模型和信息交换(服务)模型是其基础。国际电工委员会制定的IEC 61850《变电站通信网络和系统》系列标准,规范了智能电子设备(IED)的信息模型和信息交换模型,为实现IED的自描述奠定了基础[9,10]。很多专家学者对IEC 61850在配电自动化中的应用进行了研究。文献[11]认为IEC 61850中采用的面向对象的方法同样可以应用到配电自动化中,并给出了部分模型实例。文献[12]讨论了IEC 61850在分布式能源监控中的应用。文献[13]讨论了小电流接地故障的信息模型,文献[14]建立了智能分布式馈线自动化的信息模型,文献[15]提出配电终端自描述的实现方案,并在大连供电局进行了验证。
以上研究工作主要集中在信息模型的建立和应用上,配电终端自发现方面的研究比较少。配电终端的自发现主要包括配电终端向配电主站的注册和配电主站自动发现配电终端2个方面的功能。通过这2个方面的工作,可以减少配电终端的配置信息,减少配电主站的配置工作。
1 配电终端即插即用的系统结构
1.1 配电终端即插即用的实现
为了实现配电终端的即插即用,将配电自动化通信系统分为Manager(管理者)、配电终端、IP网络3个部分,如图1所示。
图1中Manager位于控制中心,负责配电终端的发现和实时信息的接收等,配电终端是监视配电网运行的现场设备,管理者与配电终端、各配电终端之间采用IP网络进行通信。
配电终端即插即用的通信过程如下。
1)主动注册。配电终端上电后,如果配置信息中有控制中心的地址信息,则主动向控制中心提交Register(注册)信息,包括IP、通信端口、版本信息、唯一标识名称等。如果配置信息中没有控制中心的地址信息,则等待控制中心发现信息。
2)发现。控制中心定时(间隔1min)发布发现的配电终端Manager信息,包括IP、端口号等。
3)配电终端收到控制中心的Discover(发现)信息,保存控制中心的地址信息,向控制中心发送Register信息。
4)Manager向配电终端获取模型信息,包括逻辑设备、逻辑节点、数据对象等信息。
5)Manager更新控制中心主站的模型信息。
6)控制中心接收配电终端采集的配电网实时运行信息,并通过相应的命令对配电网设备进行控制,如开关的遥控等。
1.2 配电终端的工作状态
定义配电终端的工作状态如下:(1)上电。配电终端开机上电,尚未与控制中心Manager建立通信连接。(2)联机。配电终端上电后,复位,与Manager建立通信连接。(3)配置。配电终端将配置信息、模型信息发送给Manager。(4)正常。Manager接收到配电终端的模型信息后,更新控制中心的模型信息,接收配电终端发送的配电网实时运行信息。
配电终端的状态转移如图2所示。
1.3 配电终端上电工作过程
配电终端(以柱上开关馈线终端装置(FTU)为例)上电后进入初始状态,Manager配置信息,通信过程如下。
1)Manager定时(间隔1min)发布Discover信息,包括IP、端口号等。
2)FTU上电后,收到Manager的Discover信息,向控制中心发送Register信息,包括IP、通信端口、版本信息、唯一标识名称等。
3)Manager向FTU发起Associate(关联)命令。
4)FTU返回Associate成功信息。
5)Manager根据FTU的Register信息进行判断:(1)控制中心不存在FTU的Register信息,标记FTU为新增加;(2)控制中心存在FTU的Register信息,但FTU的版本号与新注册的不一致,标记FTU为参数修改;(3)控制中心保存的FTU的版本信息与新注册的相同,标记FTU为已有的。
6)获取FTU信息模型。
7)Manager发起,获取FTU的实时采集信息。
对于新增的和参数修改的FTU,需要重新获取FTU信息模型,执行第6步;对于已有的FTU,不需要获取信息模型,直接进行实时采集信息交换,执行第7步。
2 Discover/Register模型
2.1 系统模型
Manager定时广播Discover信息,FTU收到Discover信息后,向Manager发送Register信息,将自己的版本配置、通信地址等相关信息通知Manager。FTU与Manager的通信过程如图3所示。利用Discover/Register机制,可以减少FTU和Manager的相关配置,实现FTU的自动识别。
2.2 发现
Manager采用广播方式定时发布Discover信息,Discover信息包括Manager的名字、通信地址(用于接收FTU的Register信息)等。Discover信息根据需要采用定时发送和特定召唤2种方式。
1)定时发送。发送的时间间隔为1 min,FTU收到召唤信息需要及时响应。同时,利用此信息作为心跳检测,检测相关FTU的运行状态,如果超过5次没有收到应答信息,则可以认为该FTU处于失电或运行停止状态。
2)特定召唤。Manager重新启动或新增加Manager后,由Manager主动触发发送,FTU收到后及时响应,这种方式可以发现目前运行的所有FTU。
2.3 注册
FTU收到Manager发布的Discover命令后,需要向Manager发送Register信息,包括名字、通信地址、信息模型配置版本号等。Manager根据收到的FTU的Register信息与本地存储的FTU信息进行比较,以确定当前FTU的工作状态。
1)Manager本地存储的FTU信息库中没有发现新注册的FTU,则FTU为新增加的FTU,Manager在本地FTU信息库中增加相应的信息,下一步Manager需要读取FTU的模型信息。
2)Manager本地存储的FTU信息库中存在新注册的FTU,但是配置信息的版本号不同,Manager读取FTU的模型信息,修改本地FTU信息库的信息。
3)Manager本地存储的FTU信息库中存在新注册的FTU,且版本信息相同,则Manager下一步直接读取FTU的实时信息即可。
3 模型的映射
3.1 通信协议栈
为了实现具体进程之间的通信,需要将第2节定义的抽象模型映射到具体的通信协议上,本文只给出了基于IP网络的映射方式和使用的协议规范,如表1所示,其他的映射方式也可以参照执行。
3.2 Discover命令映射
Manager采用用户数据报协议(UDP)广播的方式向配电终端发送发现报文,配电终端的接收端口采用5050,报文采用抽象语法标记(ASN.1)的基本编码规则进行编码,报文单元定义如下。
3.3 Register命令映射
配电终端采用UDP向Manager进行注册,报文信息包括名字、版本、修订版本,IP报文采用ASN.1编码,报文单元定义如下。
4 试验验证
为了验证Discover/Register模型的可用性,搭建试验系统如图4所示。试验系统包括配电主站1台Manager原型样机和3台FTU原型样机。
Manager样机位于控制中心,使用Windows XP操作系统,开发工具选用Microsoft Visual C++6.0,实现了Discover命令的发送和FTU的Register信息的接收。Manager启动后,发送Discover命令,系统正常运行后,每隔1min发送一次Discover命令。
FTU原型样机在PZK-3配电自动化监控单元平台的基础上,增加了Register命令。系统采用嵌入式操作系统μcLinux(Micro-Control-Linux)进行C语言编程。FTU的Register模块采用后台程序,程序启动后侦听5050端口,收到Manager的Discover命令后,解析出Manager的IP、端口,采用UDP向Manager发送Register命令。为了提高命令发送的可靠性,采用连续发送2次命令的方式,即发送一次后,间隔1s,再发送一次。
经过测试,新的FTU上电后,1 min内能够被Manager发现;FTU配置信息更改后,10s内能够被Manager发现。为了减少新增FTU的发现时间,也可以为FTU配置默认的Manager地址,上电后,首先发送Register信息,采用这种模式后新的FTU在10s内即被Manager发现。
5 结语
采用Discover/Register模型,利用配电主站的Discover命令和配电终端的Register命令,新的配电终端上电后或配电终端的配置信息改变后能自动被配电主站检测到,实现了配电终端的自动发现。实现了自发现后,结合自描述功能、标准的信息模型和服务模型,即可实现即插即用,从而提高终端设备的智能化水平,推动智能配电网的建设。
配电室自动化设备的谐波解决方案 篇10
本文就以集美万达广场的谐波检测为例, 分析其电压、电流的谐波数据, 并分析了本次检测的结果。
本次检测在集美万达广场四楼的配电室中进行, 利用Series Power Analyzer测试仪器以及SeriesPowerVisionSoftware分析软件, 由两名专业的操作人员进行测试。据了解配电室中某一线路电压电流的谐波中, 原来系统装备了7%的电抗器, 所以5次谐波基本都被过滤干净, 但是在配电室系统中, 仍然有16%的3次谐波在设计中没有考虑到。本次测试在上午九点半进行, 测试时许多终端设备还没有投入使用, 但是据有效的数据表明, 在高峰期通过这个系统的电流会达到2000A。当通过系统的电流过大, 就会对系统设备造成巨大的冲击, 常常会引起设备中铜排的剧烈震动, 这样对于电力工作人员的安全会造成严重的威胁。所以必须采取有效的措施进行解决, 具体的解决方案为在系统中加装有源滤波器。
2 有源电力滤波器原理
目前, 有源滤波器的种类较多, 这就形成了不同的连接方式、控制方式等, 并且不同类型的滤波器的拓扑结构也不尽相同, 但是无论是哪一种型号的有源滤波器, 其工作基本原理是相同的。其基本原理为:有源滤波器充当电网运行中的可控电压源或者可控电流源, 可以根据电压、电流在电网中产生的电压、电流谐波, 自行产生与其反向的谐波分量, 并串联或并联到电网中, 这样就能有效的对电网中的谐波分量进行消除。
有源滤波器可以通过两种方式与电网进行连接, 包括并联与串联。串联方式就是有源滤波器与谐波源进行串联, 然后接入电网中, 这就使有源滤波器与谐波源组成了一个受控电压源, 可以实现对电压谐波的消除;而并联形式就是有源滤波器与谐波源并联, 然后接入电网中, 这样就形成了一个受控电流源, 并通过这个电流源向电网线路中注入电流充当补偿电流, 就能有效的消除电路中原有的电流谐波。
针对上诉集美万达广场四楼配电室中的谐波情况, 采用MYL系列的有源滤波器, 并通过并联的方式接入电网中。下面是MYL滤波器的模块组成:
其中, 1表示电源断路开关;2表示快速保险丝;3代表涟波电流滤波模块;4代表缓启动电磁开关模块;5代表高频电感电容模块;6代表IGBT电源转换模块;7代表直流电容器模块。
3 解决配电自动化设备中谐波问题方法
由于在配电站设计中, 没有考虑到3次谐波问题, 而造成电网运行过程中存在谐波, 并且当供电系统中的谐波以及电路负载产生的谐波超过一定标准, 就需要在配电站加装无功补偿装置, 如有缘滤波器等。有源滤波器在配电系统中的使用, 能够有效清除电网中的绝大部分谐波, 消除了这些谐波对系统造成的电缆过热、中性线过载、熔丝熔断、变压器老化速度增快等危害。在配电系统中, 如果有谐波的存在, 会对配电系统造成多种危害, 并损害配电系统中许多设备。由于电网中谐波电流的存在, 会是变压器设备中的铜排受到损坏, 并增加杂散的损耗, 而谐波电压的存在会增加电压器中铁质构件的损坏。从而就导致了变压器运行功率耗损增加, 浪费大量的电量;对于电动机来说, 谐波的存在增加了电动机中铜损与铁损, 这样就会造成电动机的激烈振动, 加速设备的损坏;同样, 由于谐波的存在, 还会对系统中的照明设备、无功电容器等设备造成影响。
利用有源滤波器进行消除电网中的谐波, 主要可以分为以下几个步骤: (1) 利用有源滤波器对负载吸收的谐波电进行测量; (2) 根据具体的分析, 判断电网中存在的谐波形式, 并选择合理的连入电网方式; (3) 通过有源滤波器产生与电网中存在谐波反响的谐波, 从而有效的消除电网中谐波, 保证电网中仅剩基波电流或电压。
目前, 我国常常用无功补偿与有源滤波器综合装置, 这也是我国解决配电自动化谐波问题解决的研究方向。这就需要从以下几个方面着手: (1) 通过实际的用电情况, 并配上仿真试验, 使拓扑结构既具备无功补偿功能, 又具备动态谐波补偿功能; (2) 在对设备的电流检测过程中, 需要进行一定的计算, 这就需要在提高计算算法的稳定以及精度方面多下功夫, 保证检测能第一时间获得指令电流; (3) 通过平均电流跟踪策略对设备中输出电流进行控制, 并针对不平衡供电负荷进行分相控制; (4) 研究电容器分级投切方式, 并对电容器组实施优化, 尽可能的减少电容器组数量, 这样能够有效的提升电容器组工作的可靠性; (5) 对本综合装置的保护措施进行研究优化, 包括过热保护、过电流、电压保护等, 全面的提升装置正常运行的可靠安全性能; (6) 对设备的兼容性问题进行有效研究, 提升装置的有效兼容性; (7) 另外, 需要综合研究综合装置的经济效益, 尽量的降低装置的生产、使用成本, 这样才能提升其市场竞争力。
4 总结
如今, 配电网络越来越复杂, 这就导致在电网系统中, 容易存在谐波, 这些谐波的存在对电网运行以及配电设备具有很大的损害, 需要采取有效的措施进行治理, 而有源滤波器通过串联或并联的方式接入电网线路中, 可以实现对电网中的谐波有效的消除, 降低谐波对电网的影响, 提升电网中电流、电压的质量。目前市场中有许多的滤波无功补偿产品, 根据配电网中实际的问题, 综合考虑经济适用性、功能实现等方面的因素, 合理进行选择, 实现治理谐波、改善供电质量的效果。
摘要：本文主要介绍了配电自动化设备的谐波问题, 并分析了有源电力滤波器原理, 就已建成配电站如何加装有源滤波器来解决谐波问题进一步提出方案。
关键词：配电室,自动化设备,谐波解决方案
参考文献
[1]蒋创.浅谈使用谐波滤波器提高配电质量[J].技术市场.2011, 26 (14) :114-115.
配电自动化终端设备 篇11
配电自动化结合了计算机技术、数据传输技术以及现代化的设备与管理技术等先进技术等，自动化提高配电网运行的可靠性，自动化检测故障，进而提高了工作效率，而继电保护装置可以有效保护配电网。二者从不同的角度达到相同的目的。本文以配电自动化与继电保护配合的配电网故障处理为切入点，探讨二者配合在配电网故障处理中的具体应用。
一、配电自动化与继电保护的一般介绍
在配电网运行过程中，由于受到各种各样的因素的影响，配电网时常发生故障，而配电网故障的频繁发生直接损害相关电力设备，影响配电网的供电安全，阻碍了电力系统的发展。为了避免故障影响着配电网正常运行，也避免其影响相关电力设备的使用安全，现阶段提出配电自动化与继电保护相互配合的方式共同致力于配电网的故障处理，有效防止配电网故障带来的损害作用。以下是对配电自动化与继电保护的简单介绍。
1.概述配电自动化
所谓的配电自动化是指配电系统引进质量优良的先进设备，通过通信网络，对配网进行实时监测，随时掌握网络中各元件的运行工况，故障未发生就能及时消除，还可以推动配网供电自动化脚步，自动将故障段隔离，非故障段恢复供电，通过选择合理的与本地相适应的综合自动化系统方案，在实施一整套监控措施的同时，加强对电网实时状态、设备、开关动作次数、负荷管理情况、潮流动向进行采集，实施网络管理，拟定优化方案，尽可能的提高了配网供电可靠性。
2.概述继电保护
在配电系统的运行过程中，由于各种因素的影响，时常会发生系统故障，影响着电力系统的供电安全。在逐渐探讨配电系统安全保护措施中发现，有触点的继电器可以有效保护电力系统及相关电力设备等免受故障损害，故而将这种继电保护装置保护电力系统的过程叫做继电保护。
二、配电自动化与继电保护在配电网故障处理中的实际应用
前文已述，配电自动化与继电保护可以有效处理配电网运行中的故障，以下是对二者在故障处理中的具体应用分析。
配电系统出现安全隐患时，配电自动化系统与继电保护系统均可针对出现安全隐患的区域发出警报信息，便于维护人员及时的做好修复工作，切实保证配电系统的运行安全。
当配电系统发生故障时，配电自动化系统可以快速查找故障点并准确定位，对故障区域进行隔离，而继电保护装置可以使电力设备快速脱离配电网，最大程度上保护电力设备的安全性。然而故障的位置不同，二者处理故障的方式也不相同，本文就故障位置所在的线路的具体类型来选择相应的处理方式。
1.当配电自动化系统将故障位置定位在主干线时，需要对故障的类型进行判断。如果出现故障后，断路器自动跳闸切断故障位置的電流，并且经过一段时间的延时后，断路器重新重合恢复电路的正常运行则判定为暂时性配电网故障，如果经过一段时间的延时后，断路器线路依旧处于跳闸状态，则判定为永久性配电网故障。
故障发生后，继电保护装置使得相关电力设备自动脱离配电网，确保电力设备不受故障损害作用。而当发生暂时性配电网故障时，相关操作人员可以对馈线终端反馈出的异常信息进行记录。配电开关中的馈线终端设备会持续检测并记录下开关状态，确定出最终的线路电流、线路电压、功率等运行参数。调度员可以随时的查询电量模拟量参数及状态量参数，或者通过查询这些参数，实施相关遥控操作。当发生永久性配电网故障时，馈线终端会自动将异常信息传输到主站DMS系统，而主站DMS系统会定时的对馈线终端进行轮询，不断的更新数据，并将数据信息储存在数据库中，通过显示器呈现出来，相关操作人员即可通过显示器直观查询数据，与此同时，对相关的配电开关进行遥控，进而改变其运行方式，恢复配电网供电。
2.当配电自动化系统将故障位置定位在分支线亦或是用户家时，也需要对故障的类型进行判断，当故障出现时，故障位置周围的分支线路断路器或用户断路器立刻跳闸切断故障位置的电流。如果故障位置所在线路属于架空线路，在经过相应的延时之后断路器又会重新合上，成功则判定为暂时性配电网故障，失败则判定为永久性配电网故障。
故障发生后，继电保护装置使得相关电力设备自动脱离配电网，确保电力设备不受故障损害作用。针对永久性的配电网故障，通过控制故障区域周围的开关，将故障区域隔离在电力系统之外，恢复对周围区域的供电，再对故障进行相应的处理，处理之后工作人员应对信息进行相应的记录。
三、配电自动化与继电保护配合对配电网故障处理的意义
经过以上的配电自动化与继电保护对故障的处理分析可知，，在发生永久性故障，需要进行检修工作时，首先继电保护会发挥其功用，自动保护电力设备及配电系统的安全。与此同时，配电自动化系统全面启动故障定位、故障检测等功能，对故障区域进行隔离并发出警报信息，相关维护人员就可以及时对故障进行排除。继电保护有效实现了配电网保护，而配电自动化有效实现了配电网的排障，二者的配合最大程度上确保着配电网的常运行与运行安全，大大提高了供电可靠性，促进配电网供电发展，确保用户的用电安全，提高电力企业的经济效益，进而推动了电力企业的可持续发展。
四、结束语
综上浅述，配电自动化与继电保护对于配电网的正常运行都具有重要意义，排障问题对于配电网来说是永久性问题，所以二者的配合不仅仅是配电网安全运行的保障，更是配电系统发展的必然趋势。现阶段需要不断完善配电自动化系统与继电保护，更好的服务于配电网，更有力的推动电力企业的发展。
配电自动化终端设备 篇12
1 FTU概述
配电自动化远方控制终端 (FTU) 是安装在馈线以及配电室中的智能化终端设备, 其具有故障检测以及遥控等功能, 可以实现与远方配电子站进行通信, 将配电系统相关的运行数据参数提供给配电子站, 这些信息包括, 电能参数、接地故障、开关状态以及相间故障等, 同时, 其可以接收配电主站发出的控制命令, 并且按照控制命令对相关的配电设备进行调节与控制, FTU具有抗高温、体积小、耐严寒、数量多以及可靠性要求较高等特点, 能够实现对故障的定位、隔离以及非故障区域快速恢复供电功能, 另外, FTU可以利用高性能单片机制造, 并通过适当的结构设计使之具有防潮、防雨、防雷等功能。
1.1“四遥”功能
FTU具备遥信、遥调、遥测以及遥控功能, 其既能够检测正常负荷条件下的电流、功率因数、电压、视在功率、频率、有功功率以及无功功率等, 也能够检测反映系统不平衡程度的电流以及电压。
1.2 配电网信息故障采集与处理功能
FTU能够实现对配电网进行故障定位、自动隔离以及非故障区域迅速恢复供电等一些功能, 与RTU相比较, FTU能够实现信息数据的采集与处理故障信息, 这些数据包括:故障电流和电压值、故障发生时间以及故障历时、故障方向、小电流接地故障检测等, 在获取这些信息时, FTU的检测精度相对较高。
1.3 电能质量测量功能
FTU能够实现对配电网中的电压闪变、电压中的谐波以及电压波动等电能质量数据进行检测与计量。
1.4 断路器在线监视功能
FTU能够实现对断路器的工作时间、工作次数、机械性能以及触头受电腐蚀程度等进行检测, 为后续对断路器性能进行评价与检修提供理论依据。
1.5 PLC功能
FTU具有一定程度的PLC功能, 能够对备用电源自投、线路自动故障分段、低周减载以及无功补偿电容器自动投切等内容进行自动控制。另外, 用户可以采用专用的编程语言对FTU的开关输入量和输出量、模拟输入量进行编程, 实现根据用户的要求来完成相关的逻辑控制功能。
2 FTU+主站模式的常见故障分析
2.1 主站与子站的配合
实际中, 配电自动化系统利用的是分层结构, 在该系统中, FTU的主要功能是实现对配电系统的故障进行检测与上报, 其中, 主站以及子站均能够对故障进行定位、隔离以及非故障区域的功能恢复, 然而, 实际中, 故障的定位隔离与功能恢复之间是能够单独分开进行, 主站与子站主要有主站独立处理、子站处理主站作后备以及子站独立处理以及子站隔离主站恢复, 由于子站需要对故障进行处理时, 则要求子站能够收集到所有FTU中与故障有关的隔离以及恢复区域的信息, 在这种情况下, 则要求FTU与子站之间有相同的电网结构以及通信路径, 因此, 在配电网系统复杂的情况下, 会增加相关设备的敷设难度, 同时, 也使得处理逻辑变得复杂。在实际中, 一般利用主站统一处理的方式, 其优势在于可实现人工干预故障处理过程。
2.2 FTU漏报故障
对于FTU出现漏报故障, 当出现在中间段的FTU漏报, 这时, 系统会对漏报的情况进行自动判断, 同时, 进行补充, 若故障段的供电开关FTU发生故障, 则一般会出现故障定位出错问题, 实际中对这个问题的解决办法为FTU检测记录下故障发生电流, 同时, 主站检测此电流是否达到过流的标准, 然后, 判断FTU是否发生漏报, 同时, 显示出相关的继续处理或报警信息, 在实际中, 以FTU故障以及出口事故跳闸作为故障处理启动条件, 但对于FTU误报故障一般会启动故障处理程序。
2.3 通信中断
若出现FTU与厂站发生通信终端时, 对于通信中断后的FTU上报, 则将其当做FTU漏报处理, 否则不对故障进行定位, 当出现联络开关FTU通信中断, 则一般不执行此联络开关恢复供电的方案而给出相关的提示信息。
2.4 环网运行
配电网一般情况下的运行方式为开环运行, 当出现短时合环运行故障时, 则此时故障定位是不能够通过故障信号确定的, 由于此时合环的时间较短, 这时故障的处理方式为是给出相关的报警信息, 另外, FTU上传的故障信息包含有功率方向, 可以将此作为实现换网条件下的故障进行处理, 其中故障处理的内容有, 恢复出口开关供电以及故障隔离。
2.5 单相接地故障
目前, 我国主要是小电流接地系统的配电网方式, 当出现单相接地情况时, 仅依靠电气量变化来对故障进行定位是不够的, 一般可以依据FTU采集到的零序功率或零序电流进行排队, 然后, 依据排队的结果进行手工拉闸选线来取代随机的拉闸选线, 这种处理方式可以提高命中率。
2.6 多重故障处理
当出现故障点发生在同一支路上及同时出现多重故障, 这时, 系统能够处理各种类型的故障, 当故障点发生在同一供电支路上时, 此时, 系统会当成一个故障进行处理, 然后, 处理其它的故障, 当故障为单相接地故障, 此时, 故障位置发生在先前一次故障线路上出现单相接地的概率较大。
3 总结
配电网自动化远方控制终端 (FTU) 实现了配电网的自动化检测, 其是配网系统重要的组成部分之一, 其与调度终端 (RTU) 相比, FTU具有自身特有的一些特点, 同时, FTU自身运行的可靠性与稳健性对于提高对配电检测起到重要的作用, 随着我国科技的发展, 配网终端不断发展, 配电网终端将会进一步的向智能化、小型化、集成化以及模块化的方向发展。
摘要：配电自动化远方控制终端 (FTU) 具有数据采集及传输, 同时能够实现对配电网故障进行检测和自动监控, 配电自动化远方控制终端自身的运行可靠性与稳健性对于配电网系统稳定的运行起到重要的作用, 文章分析了配电自动化远方控制终端 (FTU) 的基本功能及常见的故障类型, 旨在增加FTU运行的可靠性与稳定性。
关键词：配电自动化远方控制终端,可靠性与稳健性,故障分析
参考文献