配电网通信系统建设

配电网通信系统建设（精选10篇）

配电网通信系统建设 篇1

0 引言

电力是国家的支柱能源和经济命脉,电网是经济社会发展的重要基础设施。电力系统的安全、可靠运行对保障社会经济发展以及社会稳定至关重要。现代电网的发展已经迎来机遇与挑战并存的关键期。一方面,电网需要应对日益严峻的资源和环境压力,实现大范围的资源优化配置,提高全天候运行能力,满足能源结构调整的需要,适应电力体制改革;另一方面,输配电、发电以及信息通信等技术的进步也为解决这一系列问题提供了坚实的技术支持。因此,智能电网将成为现代电力工业发展的必由之路[1,2,3,4]。

智能电网,又称为知识型电网或者现代电网,是将现代先进的传感与测量技术、信息通信技术、控制技术和原有的输配电基础设施高度集成而形成的新型电网。以信息通信技术为支撑的智能电网,通过电力流、信息流、业务流的高度一体化融合,可实现多元化电源和不同特征电力用户的灵活接入和方便使用,极大提高电网的资源优化配置能力,大幅提升电网的服务能力。

智能电网是传统电力基础架构与信息通信基础架构共同建设与管理的过程,其安全运行将建立在设备的安全运行和信息的安全维护基础上,而且信息的安全性在很大程度上意味着电网控制系统的安全性。因此,如何有效保障智能电网的信息安全已成为一项非常紧迫的任务[5,6]。

电力系统信息安全问题受到人们的关注和重视,国外相关研究机构对此已展开了广泛的研究,其中以IEC TC57 WG15制定的IEC62351安全国际标准最为典型。然而,IEC62351只提出了使用哪些措施从哪些层面上保证整个通信体系的安全,并没有给出一套具体且完整的实现方案[6]。另外,相对于智能电网,传统的电力系统没有建立在开放的系统和共享的信息基础之上,因此,针对传统电网的一些安全方面研究成果并不完全适用于智能电网应用环境。电力系统由发电、输电、配电、用电等环节组成,智能配电网是智能电网体系结构中的关键组成部分。配电网信息数据的重要性在建设智能电网中日渐显露,并且在未来将日益突出。然而有关智能配电网信息安全方面的研究到目前为止并不多[7,8,9,10]。

智能电网信息安全问题是信息通信技术在电力系统中广泛应用的产物,而密码技术是保障电力系统信息安全的核心技术。本文针对智能配电网通信系统访问控制开展研究,在现代密码理论的基础上,以IEEE34节点系统作为应用实例,提出一种基于身份密码体制(Identity-based Cryptosystem,IBC)的智能配电网访问控制方案。

1 密码技术基础

密码学能够为网络信息安全提供关键理论和核心技术。利用密码算法能完整地解决信息安全中的机密性、数据完整性、认证、身份识别、可控性和不可抵赖性等问题中的一个或几个问题[11]。

早期的加密系统是基于对称密码理论,其特点是通信双方需要共享一个密钥,发送者和接收者在安全通信之前需要商定或分配一个密钥。随着对称密码理论的发展,出现了许多对称密码算法如DES、AES等。对称加密算法虽然解决了数据的保密传输问题,但是存在密钥的分发和管理困难问题。

1976年,Diffie和Hellman提出了公开密钥理论。而在公开密钥体系中,加密和解密使用两个不同的密钥。公开密钥理论提出后,出现了一些著名算法,例如RSA、DSA等。公钥密码理论解决了对称密码系统的密钥交换问题。公钥基础设施(Public Key Infrastructure,PKI)是目前被广泛采用的公钥密码体系结构。PKI基于证书机制,而证书的管理是PKI的瓶颈。

为了解决证书的管理问题,Shamir于1984年提出了IBC的概念[12]。然而Shamir并未给出IBC系统的实现。直到2001年D.Boneh和M.Franklin利用双线性配对设计出了实用的基于身份的加密方案[13]。之后,许多学者也利用双线性配对性质,提出了各种基于身份的密码学方案[14]。IBC简化了传统基于证书的公钥体制的密钥管理,为1976年以来的公钥密码学增添了新的内容,也是目前密码学界的一个研究热点。基于此,本文将采用基于身份的密码体制实现智能配电网的访问控制。

2 智能配电网通信系统模型

从智能化的程度来讲,集中控制模式是智能配电网最为理想的控制模式,而通信系统是建设智能配电网的一个关键环节。智能配电网需依靠有效的通信手段,将控制中心的命令准确地传送到众多的终端智能电子设备(Intelligent Electric Device,IED),并且将终端IED采集的各类实时信息传送到控制中心。智能配电网通信系统可采取如下的两种通信方案:第一种是主站、子站、终端三层结构;第二种是主站、终端两层结构。由于配电网终端设备数量大、种类多、分布广,主站、终端两层通信结构形式并不适合智能配电网通信结构。因此,本文将针对智能配电网主站、子站、终端三层结构的通信系统加以研究。相应地,智能配电网通信系统可分为主站-子站以及子站-终端IED两个层次。每个层次的通信网络架构可采用总线型、星型和环型形式或它们的混合形式。图1所示为一种主站和子站之间采用星型架构、子站1和子站2和终端设备间采用总线型架构、而子站n则采用了总线和星型混合架构的通信模式。

3 访问控制方案

本方案采用基于身份的密码体制。在基于身份的密码系统中,用户或设备的公钥可由其唯一的身份信息确定,这样就避免了公钥目录的使用,而对应的私钥由一个可信任的密钥生成中心(Key Generation Center,KGC)来取得。在密码学的研究领域里,通常会有许多计算难题的假设,例如广泛使用的公钥密码算法RAS和DSA就分别基于因子分解的难题和离散对数的难题。基于身份的加密系统的困难问题则是双线性Diffie-Hellmen问题,更详细的描述见文献[11]。

3.1 系统初始化

设q为大素数,G1和G2分别为q阶加法循环群和乘法循环群,W为G1的生成元,映射为双线性映射,系统主密钥s∈Zq*是密钥生成中心KGC的私钥,H1:0{1,}*→G1是一个将任意长度的字符串映射到群G1上的点的Hash函数。H2:{0,1}*→Zβ*是一个将任意长度的字符串映射到固定长度为l位的字符串Hash函数。公开,同时规定一个供协议使用的对称加密算法(可使用传统的分组密码如DES或AES),其加密和解密操作分别表示为EK(⋅)和KD(⋅)。

3.2 节点密钥提取

节点密钥提取包括子站密钥提取和终端IED密钥提取两个部分。每个节点离线向密钥产生中心申请一个私钥/公钥对,密钥分配中心为子站节点和终端IED节点产生的私钥为IK=s H1(ID),其中H1(ID)∈G1为节点的公钥,ID为节点的身份标示,例如设备的MAC地址或IP地址。为了简化表示,以后本文以IDi来表示节点i的身份标示。考虑到配电网络子站与各终端IED之间的拓扑关系相对固定,在终端IED获取节点密钥的同时,密钥分配中心将其ID信息传输给所隶属的子站。

由于终端IED的计算能力相对有限,在为终端IED生成私钥/公钥对后,KGC并不直接将其私钥/公钥对注入终端IED节点,而是根据该终端IED所隶属的子站信息,首先利用双线性性质计算配电网络子站与该终端IED的共享密钥,然后将共享密钥并注入到终端IED中。

3.3 访问控制

协议总的目标是通信双方进行相互认证,从而达到访问控制的目的。协议由新配置到配电网的终端IED发起会话,具体执行步骤描述如下:

1)终端IED产生一随机数nj,向所属子站发出连接请求,其内容包含自己的ID信息。

2)子站收到终端IED的信息后,将执行如下操作:

(1)查询自己的ID信息数据库,若该终端IED的ID存在,则表明其是一有效的IED设备;否则协议终止;

(2)计算与终端IED的共享密钥;

(3)选择一个随机数ni,用K加密ni和nj并发送EK(n i,n j)给终端IED。

3)终端IED收到消息后,将执行如下操作:

(1)用K解密EK(n i,n j)求出ni和nj;

(2)如果nj与自己发送给子站的随机数一致,则确认对方为掌握K的实体,并将ni发送给子站。

4)子站收ni后,比较ni与原先自己产生的随机数是否相同。如果相同,则终端IED的合法性得到验证;否则,子站拒绝终端IED的连接请求。

4 实例应用分析

为了论述方便,应用实例采用物理电网结构相对简单的IEEE34节点系统。IEEE34节点系统见图2,详细参数见文献[15]。智能配电网的发展目标之一是解决大量分散的分布式电源在配电网中的运行问题,为了体现这一思想,假定在节点848、840以及890位置连接有不同容量和类型分布式电源DG。

DG接入传统配电网,由于电网的双潮流特性,将对配电网的保护产生根本性的影响。如果以通信系统为支撑并利用多点信息,将极大地提高系统的可靠性。为了有效地监控三个分布式电源以及两个电压调压器,这里将系统被分割成六个监控域,并根据智能配电网通信系统三层网络模型建立如图3所示的通信网络。

信息通信技术给系统带来保护与控制便利的同时,也带来了安全隐患。在安全通信领域,访问控制具有重要的基础性作用。基于上述通信系统模型,利用本文提出的访问控制方案,能够保证非法使用的终端IED无法接入到系统中,从而阻止非法入侵者对系统的恶意攻击。分析如下:

首先,由于电力自动化系统严格的集中化管理等特点,子站和终端IED被配置到系统之前需要到KGC离线注册,并获得KGC颁发的私密钥,因此,子站和终端IED的隶属关系通过KGC被建立起来。由于方案使用了基于身份的密码体制,因此,根据双线性性质,子站利用终端IED设备的身份信息即可计算出与终端IED设备的共享密钥K,即

对于终端IED设备来说,由于在会话期间双方始终没有传递密钥K,因此该机制也阻止密钥K的泄露问题,简化了系统实现的复杂度。

其次,协议使用了询问-应答机制。随机数ni为子站向IED发出的询问,nj为IED向子站发出的询问,使用对称密码算法,如果子站和IED能分别正确解密ni和nj,则子站和终端IED能验证它们是共享密钥的实体,并成功地完成双方实体认证。运行了密钥建立协议。由于询问-应答机制属于强实体认证机制,非授权的设备则无法获得正确的密钥,从而无法完成询问-应答过程,该机制阻止了非授权使用的IED接入智能配电系统。

最后,由于终端IED设备在访问控制的协议执行过程中只需要执行对称密码算法,减轻了终端IED设备的计算和通信开销,从而简化了系统实现的复杂度和实施的难度。

5 结语

本文在智能配电网通信系统结构设计的基础上,针对智能配电网存在的信息安全问题,采用基于身份的密码体制,提出了一种适合智能配电网通信系统的访问控制方案。该方案减轻了终端IED设备的计算和通信开销,同时实现了设备的合法性认证问题。尽管只是针对智能配电网而提出,该方案所基于的理论体系可很容易推广应用到智能电网信息安全的其他层次,从而为解决智能电网信息安全问题提供了一种新思路。

配电网通信系统建设 篇2

关键词：智能配电网；通信组网技术；EPON技术；应用

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）35-0028-02

1 配电通信系统

1.1 基本要求

配电网中的各项信息的传播，都要依靠通信系统来实现，在建设中必须满足自动化的要求，建立起标准的通信网络，尽量实现全部终端的覆盖。首先，在通信系统的建设过程中，应提高通信资源的利用率，使固有资源的作用得到最大发挥，降低重复建设的可能性，在满足当前业务需要的基础上，对其未来发展有足够的考虑，坚持“统一规划，分步实施”的战略，加大基础设施的建设力度。其次，在通信系统中，应采取“专网为主，公网为辅”的方式，在具有遥控功能的自动化区域，专网通信有利于提升一次设备运行的稳定性。为满足需要，在以通信为基础实现故障隔离的馈线自动化区域，尽量选择光纤专网的方式。此外，因全国各地的情况大不一样，通信系统要结合实际情况，掌握多种通信方式，对其加以灵活运用，相关技术应达到国家规定的要求。

1.2 骨干层的要求

对于骨干层的通信网络，以光传输为佳，使其链路层及业务层的保护功能得到最大发挥，进而保证形成的IP网络具备动态路由迂回能力。若其他的系统也使用骨干层的网络通信，应保证骨干层能够支持虚拟专网。

1.3 接入层的要求

接入层的通信方式有很多，如无线通信、电力线载波及光纤专网等，在选择通信方式的同时，也应对网管系统的建设改造有足够的考虑，尽量实现配电通信系统的统一管理。

①无线通信。该通信方式应采取可靠的安全隔离和认证措施，具有良好的安全保障，能够支持用户之间的优先管理，在与运营商之间尽量建立起安全的专线网络连接；

②电力线载波。有些区域，光纤通信接触不到，便可使用电缆屏蔽层载波的方式，使用该通信方式需注意，在传输性能保持良好的基础上，尽量采用耦合方式，既方便施工，又能够降低线路停电的频率；

③光纤专网。业务端口能够和配电终端实现良好的连接，同时具备应有的检测管理能力。配电通信光缆的芯数需达到设计的标准，并有一定的预留；

④无线专网。系统频段必须和国家相关规定相符，通信方式按照国际标准进行选择，尽量使用多厂家支持且具备优先管理能力的宽带技术，同时，在无线信息接入时，应符合安全规定，做好安全防护准备。

2 EPON组网技术

2.1 介绍

EPON，又叫以太网光源光网，是无源光纤的一种，成本较低，而且宽带高，具有良好的扩展性，该技术涉及PON技术、PON的拓扑结构以及以太网协议等方面，以太网为基础，主要运用点到多点的模式完成各种业务，能够快速实现服务重组工作。无源器件是其重要组成部分，在布放网络时，无需机房电源，方式变得更加方便灵活。此外，共享光纤实现了资源共享，有利于降低成本投入。

2.2 网络结构

EPON主要有以下三部分构成：一是光分配网络，无源器件是其重要构成部分，对上行数据进行整理，同时负责下行数据的分发工作，为光线路终端和光网络单元提供必要的传输手段。其部署方式较为灵活，在任何环境都能使用；二是光线路终端，它通常位于中心交换局，既能发挥路由器的作用，又具备交换机的功能，同时还可以提供多种业务。其核心层具有传输复用、数字交叉连接等功能，业务层主要负责各种业务的接入工作，以及对OLT信令的处理，公共层主要负责正常供电；三是光网络单元，多位于用户和光分配网络之间，依靠以太网协议完成光网络单元传输用户数据的工作。光网络单元和光线路终端之间能够实现数据的高速转发，对光线路终端传输的数据进行过滤并接收，对其发送的各种指令进行适当调整，提供多业务接口，缓存用户以太网数据。

3 EPON的应用分析

3.1 光网络单元的自动辨别

其目的就是在没有人工打扰的情况下，借助系统运行，寻找注册新的单元，最终达到在不干扰其他单元的基础上而自动加入到系统中来的目的。在注册时，可能会出现矛盾，解决措施主要如下：①延迟时间，一旦发生冲突，可在打开的窗口内可延长时间，但前提是延迟后依旧位于原来窗口内，此方法需增大注册开窗，会造成系统宽带的利用率有所下降；②跳过开窗，一旦发生矛盾，各个单元需跳过多个注册授权才会重新响应。此方法要花费更多的时间，但无需增大注册开窗，也对宽带利用率形不成干扰。

3.2 同步接收

EPON具有同步性，必须保证光线路终端有与其相对应的网络单元，否则如果相位有所变化，或者比特出现失误，就容易导致数据出现误差，甚至在重新传递过程中引发网络瘫痪，为避免各单元出现数据碰撞的情况，需保证两边时钟的同步。利用时间标签的方法能够实现其同步，在下行方向，光线路终端依据本地时间将标签插入，各单元接收后对本身进行调整，与收到的数据保持一致。下行方向同样如此。

3.3 信息安全

专业资料规定，在EPON系统中，物理层发送的是标准的太网帧，每个连接都应有与之相对应的链路标识，各单元在接收数据时，也只能接收属于自己的数据，其余的都需丢弃。

3.4 TDM的业务传输

虽然当前状况推动了宽带需求的增长，但电路业务的潜力还很大，在今后一个短暂的阶段仍将产生巨大效应，给运营商带来巨大收入。为满足各种需求，有必要将电路交换业务和分组交换业务有机结合。当前的EPON大都是多种需求和业务相互融合的系统。EFMA并没有明确规定TDM怎样承载业务，但必须是具备兼容性的以太网帧格式。TDM的质量问题在EPON中显得更加重要。

3.5 多点控制协议

在点对多点结构的网络中，为保证主单元和从单元之间的能实现数据的有效传输，需采取点到多点控制协议。EPON正是一典型的这类系统，借助MPCP可对网络资源进行优化，如各网络单元的自动发现，终端站点的宽带分配及查询等。

4 结 语

智能配电网的作用日益突出，通信组网是其重要组成部分，能够满足智能配电业务对通信的要求，EPON是以太网和无源光网络技术为基础的，不但部署灵活，成本低，而且性价比高，能够高性能的接入。另外，还能够提供TDM业务，在电力行业有很大的发展空间。

参考文献：

[1] 李祥珍，何清素，孙寄生.智能配电网通信组网技术研究及应用[J].中国电力，2011，25（12）：172-174.

[2] 刘江.智能配电网通信组网技术研究[J].科技风，2012，23（8）：214-216.

[3] 李松吾.浅析配电网智能化通信组网技术[J].中国科技博览，2012，19（22）：109-111.

信息通信技术助力智能配电网建设 篇3

配电网是国民经济和社会发展的重要公共基础设施,其稳定性、可靠性、安全性直接关系到电网的整体效益。信息通信技术可有效提高配电网自动化、智能化程度,以及自愈和优化运行能力,针对智能配电网广域、分散等特点,信息通信技术可为满足智能配电网多样化和互动业务需求提供有力的技术保障,顺应了全球能源发展的分布化、市场化、民主化趋势。

2016年第11期特别策划以“信息通信技术在智能配电网中的应用”为主题。其中,万涛等对基于数据互联互通的配电网资产运行决策分析系统进行了研究,从业务架构、应用架构、数据架构和技术架构4个方面分析了系统建设方案,同时对软硬件设计和效益也进行了分析;周子冠等针对主动配电网通信业务需求,探究软件定义网络技术的特点,创新性地引入软件定义网络的思想,提出了基于软件定义网络的主动配电通信网络体系架构;董建坡等探讨了用电信息采集系统的本地通信各技术的应用效果,并提出了基于低压电力线宽带载波技术及用电信息采集系统完成水、气、热、电表四表采集,完成了从表记到后台主站的设计方案;李延等采用国际领先的4G Mc LTE宽带无线多媒体通信技术作为配用电业务承载平台,测算出1.8GHz Mc LTE系统的理论覆盖结果,并结合国网山西同煤电力公司搭建试验网的真实业务承载效果,验证1.8GHz Mc LTE系统真实的覆盖能力,为国家电网公司建设坚强配用电通信网络提供技术支撑;孟宪楠等分析了北斗导航系统在电力行业相关业务中的典型应用需求,并开展北斗系统在配电网侧的应用方案研究,包括配电设备改造、混合通信网络设计,以及北斗运营系统的开发设计等;孙德栋等提出了一种基于可见光通信与电力线通信深度融合的网络架构,并对基于该架构系统业务流程、功能与主站平台设计进行了分析,同时介绍了将可见光通信与电力线通信深度融合技术应用于变电站和电缆隧道智能巡检中的情况;孙可等介绍了基于电力企业云平台构建基于大数据的配电网规划智能辅助决策平台的实施方案,包括功能架构、信息化架构、数据支撑、系统集成及部署方案等。

衷心感谢各位专家学者的大力支持,感谢《供用电》对本期专题出版所做的大量细致而专业的工作,希望本期专题能够对信息通信技术在智能配电网中的应用提供可借鉴的观点、思路和方法。

城市配电网建设要点分析 篇4

【关键词】电网；配电网；改造

前言

随着国民经济的高速发展及人民生活水平的日益提高，电力的供应和消耗已渗透到社会生产、人民生活的各个角落，社会对电力的需求量越来越大。同时，产业结构的调整，电力市场的逐步形成以及电价机制的完善，也对电网的经济性和可靠性提出了新的要求。城市配电网是城市现代化建设的重要基础设施之一，是现代化城市必不可少的能源供应系统，其建设的好坏直接影响到城市经济的发展、人民生活水平质量的提高、投资环境的优化等。对城市配电网规划问题进行研究，可大幅度提高供电质量和可靠性，对提高供电企业的经济效益与竞争力、降低电网电能损耗、节约能源具有重大的现实意义。

1、电网规划

随着城市现代化发展，架空线、柱上开关、杆上变压器必然越来越被地下电缆、开关站和箱式变压器所取代，因此，要和城建部门积极合作，及时沟通，了解市政土建工程规划，并拟定方案，及早预留电缆沟以及开关站、箱式变压器和电缆分接箱位置，且要有足够的裕度。这些位置的选取是比较灵活的，如人行道绿化带、停车场或大楼间的角落，都是相当理想的地点，不需征地、盖房，大大节省投资。当前城网的配变常有超负荷情况，主要是因为配变的布点少，供电半径长，在楼宇建成使用后就难以再有位置增加配变，所以应提前与政府规划部门沟通，要求在小区住宅或楼群内规划好配变点，供电部门在报装时严格把关，防止出现超负荷情况。

在配电设备选型方面要坚持“技术进步、安全可靠、方便维护、宜于管理”的原则。一是要提倡思维适度超前，反对思想保守和过于超前的盲目改造意识。在设备选型方面既不可有贪大求洋、过于超前的思想，也不能有故步自封的守旧行为。比如在配电变压器的选择使用中，对于新建项目应该以选用当前节能型性价比最好的变压器为主导设备，同时也要选择使用一些技术特性最高、效率最优的非晶合金变压器。对于正在使用的性能完好的变压器，一并淘汰更换为先进的节能变压器的行为不可取。应根据具体负荷特性来选择设备，既要选择一定数量新型设备的优中之优者，又要选择新型设备中的优中之良者；二是要重视设备的质量，应避免选用技术含量虽高，但设计不成熟的新产品。通过选用技术含量高，设计又成熟的产品，不仅可以提高电网的科技含量，而且可以有效地减少设备的故障率，提高电网的供电可靠性；三是设备选型要以实现配网自动化为目标，不可选用与现在配网自动化不匹配的设备；四是要致力于提高设备的可靠性，通过实现设备小型化、无油化、自动化、免维护和少维修来延长设备的检修周期。

2、高压配电网

城市高压配电网是指电压等级110kV级的配电网。随着经济的高速增长，电网的迅速发展，110kV电压等级电网已逐步降低为配电网。一个可靠、合理的110kV网架是城市中低压配电网安全、可靠、灵活运行的物质基础高压配电网的建设是以优化电力网络为目标。

2.1增加220kV变电站布点

以220kV线路为骨架，110kV线路深入城市负荷中心作为城市高压配电网的建设目标。在经济许可的条件下，适当增加220kV变电站的布点，使110kV供电网络结构得到优化，同时得到更为可靠的供电支撑。

2.2调整110kV

网络结构原有城市110kV配电网多以环形供电网为主，110kV变电站之间存在110kV电能转供功能，导致保护配置复杂，运行操作频繁，可靠性较低的现象。随着220kV电源点的增加，110kV网络结构的调整成为可能，对原有的变电站进线可根据220kV电源点的位置，在原有的110kV线路的基础上进行调整；新建的110kV变电站应按终端型考虑；适当保留部分110kV联络线路，开环运行。尽量简化110kV 网络接线，使城市110kV网络结构逐步从环形向星形网络发展，从而使城市高压配电网更加可靠、灵活。

2.3增加110kV变电站布点，提供设备运行的可靠性

随着社会对电力需求的增大，对供电可靠性的要求越来越高，迫切需要提高110kV变电站的主变容载比。对原有的110kV变电站需根据负荷情况增加主变，以满足供电安全“N-1”的要求。新建变电站应有2-3路电源接线；主变压器按3台配置（主变容量40~50MVA，低损耗，有载调压）；规划主变容载按2.0考虑；无功容量应按主变容量的25%配置；10kV主接线采用单母线4分段的接线方式。同时对原有变电站的10kV负荷进行割接，尽量提高老站的主变容载比使负荷转供的功能逐步调整到城市10kV配电网上。为适应城市建设对变电站小型化的要求，在设备选型时尽可能采用GIS、Pass等配电装置，同时对关键设备选型要尽量选择科技含量高，可靠性高的设备，若经济许可则可选用进口或合资品牌。只有一个强大的110kV高压配电网架，才能支撑城市中低压配电网安全，可靠，灵活的运行。

3、中低压配电网

城市中低压配电网建设和改造工程必须根据原水电部和建设部颁布的《城市电力网规划设计导则》和国家电网公司（2003年颁布的《国家电网公司系统县城电网建设与改造技术导则》，以本地区的城市中低压配电网规划为指导，以提高供电能力、供电质量和节能降损为目标，分期分批进行。中低压配电网直接面对用户，社会影响较大，建设和改造中低压配电网显得尤为重要。近年来开展了大规模的中低压配电网改造，中低压配电网得到了极大地完善，每年迎峰度夏期间，运行人员在高峰负荷测量电气设备接头温度及负荷电流，以便及时发现10kV线路、配电变压器、400V及以下线路地过温过载情况，对于存在严重过载的线路、配变则作为电网评估的依据，报迎峰度夏立项改造。

3.1明确供电范围

中低压配电网应根据高压变电站的分布、负荷密度、运行管理的需要和参照城市行政分区分成若干个相对独立的分区配电网。分区配电网应有较为明显的供电范围。并根据变电站站点的增加，及时调整配电网络。应注意控制中压配电网的供电半径，扩大中压配电网的覆盖范围。配电变压器多布点、小容量。

3.2合理选择中压配电网的网架结构和配电设备

中压配电网应尽量形成环形网路，开环运行，以便在事故和检修情况下转供部分负荷，缩小停电范围。这就要求中压配电网具有一定的备用容量，以满足“N-1”的要求。根据变电站布点及不同的负荷性质，选择110kV线路环网供电方式。一般情况下可选择“二减一”的环网方式，两回馈线原则上来自同一变电站不同段母线或不同变电站，每回馈线的最高负荷应控制在安全载流量的，50%以上。对于城市中心及负荷电流大于安全载量，50%的线路可采用“三减一”的环网方式，三回馈线原则上来自同一变电站不同段母线或不同变电站（电缆线路适用）。

中压配电网应选用短路容量能满足长期发展需要、可靠性高、体积小、维护工作量少和操作简单的新型设备，如柱上真空开关、环网柜及各种新型熔断器。随着用于环网柜中开断电流630断路器（SF6或真空）价格的下调，可逐步选用断路器作为联络设备，以提高中压配电网可靠性及自动化水平。

3.3在中压线路电缆化及架空线路绝缘化间取得平衡

随着城市建设的逐步发展，对中压配电线路的电缆化要求越来越高，但电缆线路的建设投资高，且电缆路经受到城市规划的制约，应结合城市电网的长远规划，纳入城市建设的统一规划中，逐步进行，一次投资一次建成，避免重复投资。随着城区大规模道路改造，当地电业局所属原有架空线路全部采用电缆入地，原有杆式变压器更换为箱式变压器，随着城市道路和城网建设改造的同步进行，城市电网逐步实现电缆化、绝缘化、无油化，采用了绝缘导线、分接箱、环网柜等高科技产品，极大地美化了城市环境，提高了城市品位。

3.4低壓配电网

低压配电网应力求接线简单、安全可靠、重点应放在提高电压质量，降低线损的工作上。低压配电线路应以配电变压器为中心采用放射式结构，严格控制供电半径，与相临配电变压器间设置联络开关，事故时可倒闸操作。低压主干线的截面选择应考虑的发展需要，一次建成，公用配电变压器应同时考虑同时安装无功补偿装置。所有公变台区全部配置了低压综合配电箱，配电箱内安装了关口计量表、远程抄表装置、无功补偿装置、低压出线断路器等设备，可以实现配网线损分析、低压出线回路控制、无功补偿等功能。

3.5配网自动化

配网自动化是一项投资大、范围广、技术含量高、实现周期长的系统工程。应从配网运行的实际出发，注重项目的性能价格比。实现配网自动化的目标为，快速故障地位，缩短停电时间，提高配网运行水平。可根据各地区的经济发展水平，在负荷密度大，供电可靠性要求高的局部区域试点。对于新建的环网设备及配电装置应考虑预留配网自动化设备安装位置。目前电缆预埋管道均预留了通信光缆的专用管道，新增的箱变、环网柜、开闭所、柱上断路器等设备均预留有配网自动化设备安装位置。为下一步推行智能化电网建设打下坚强的网架基础。

4、结束语

总之，城市配电网规划是配电网改造与建设的一个关键环节，必须先行，规划既要切合实际，又要适当超前，正确处理近期建设与远期发展关系的同时，还要考虑社会、经济、环境的综合效益。规划应该得到城建规划部门认可，纳入城市建设总体规划，才能顺利实施。使规划既有权威性，又有灵活性，在实施中既要严格执行，又要结合实际适当调整。

配电网通信系统建设 篇5

配电通信网是实现配电自动化的重要技术手段,主要包括光纤通信、电力线载波通信和无线通信3 种通信方式,这3 种通信方式对应的通信技术包括x PON光接入网技术、工业以太网技术、中压和低压电力线载波通信技术、2G/3G无线公网技术和无线长期演进(Long Term Evolution,LTE)专网技术等。由于这些技术具有各自的优劣势,因此,在配电通信网建设中,其技术选型显得尤为重要,需要遵循一定的策略,结合配电通信网建设的实际情况,针对不同的建设场景、不同的供电区域、不同的配电自动化业务需求以及配电网一次网架特点等作出相应的选择。

1 河北南网配电通信网总体建设方案

河北电力南网配电通信网的建设以现有SDH/MSTP骨干光传输网以及PTN为依托,在配电终端和配电子站之间根据不同供电区域及业务需求,结合配电网一次网架的结构特点,采用与之相适应的x PON光接入网、工业以太网、电力线载波通信(PLC)、2G/3G无线公网和无线LTE专网等配网通信技术实现通信。河北电力南网配电通信网总体建设方案如图1 所示。

该总体建设方案自下而上涉及终端层、接入层、子站通信层和主站控制层[1]。

1)终端层。终端层指站所终端设备(Distribu-tion Terminal Unit,DTU)、馈线终端设备(Feeder Terminal Unit,FTU)和配变终端设备(Transformer Terminal Unit,TTU)等配网终端设备所在的配电自动化信息采集层。DTU/FTU/TTU等配电终端设备负责采集开闭所、环网柜、柱上开关、配电变压器、箱式变压器、配电房等配电自动化系统的监控数据,还包括电能质量监测、视频监控等信息。DTU/FTU/TTU等配电终端设备与配网通信终端ONU等设备直接相连。

2)接入层。配网通信接入层指配网通信终端与通信子站之间的通信网络。通过x PON、工业以太网、电力线载波通信、2G/3G及LTE专网等接入网技术接入DTU、FTU和TTU等配电自动化终端设备,实现配电终端和配电子站之间的通信。上联设备OLT、工业以太网交换机、主载波通信设备、2G/3G/4G基站设备等直接连接到SDH/MSTP/PTN骨干光传输网。

3)子站通信层。子站通信层为骨干通信网,由光传送网和数据网构成,可以采用现有SDH/MSTP/PTN光传输网和IP调度数据网实现通信主站和通信子站之间的通信。光传送网采用地市SDH/MSTP光传输网络,现阶段,以SDH传送方式为主;数据网包括调度数据网和综合数据网。其中,通信主站按照地区调度中心或者区域调度中心进行设置,可以设置在石家庄调度中心以及保定、沧州、衡水、邢台和邯郸地市调度中心;子站通信层一般设置在110 k V变电站,也可以根据需要设置在220 k V变电站。

4)主站控制层。主站控制层包括配电自动化主站和配电通信网统一网管系统等。配电自动化主站实现对配电网的监控与管理,配电通信网统一网管系统实现对x PON光接入网、工业以太网和电力线载波通信(PLC)等网络的统一网络管理功能。主站控制层设在各地市地调中心,对配电网设备的运行情况进行监控,并支撑配网调度、生产管理等业务需求。

考虑到电力通信业务的IP化及宽带化发展需要,现有SDH/MSTP及PTN光传送网技术将向OTN及分组光传送网(Packet Optical Transport Network,POTN)方向演进与发展,因此,配电通信网需要考虑未来依托OTN/POTN进行建设,OTN/POTN可为接入层配电终端到配电子站之间的通信提供高速、大容量业务汇聚和调度能力,为子站通信层和主站控制层之间的通信提供高速承载通道[2,3,4]。

2 配电通信网的技术特点及优劣势分析

2.1 x PON的技术特点及优劣势分析

x PON技术包括EPON和GPON技术,具有大带宽、传输速率高、安全可靠、易扩展、灵活快速的业务提供方式、可保证业务Qo S、网管统一、抗多点失效等技术特点,能够满足配电自动化绝大多数的应用需求;在标准的完整性、技术和产品成熟度、产业链及性能指标等方面具有较大优势。特别是,x PON光接入网的组网结构天然符合配电网一次网架的树形、环形和链形拓扑结构,组网容易[5]。

由于光纤铺设成本较高,因此,在需要考虑建设成本的场合,可以采用x PON技术和其他通信技术相结合的组网方式。

2.2 工业以太网的技术特点及优劣势分析

由于工业级以太网交换机采用工业化设计手段,因此,该技术具有满足工业级要求、多业务处理灵活、带宽高、组网方式以环形为主、具有环网保护等技术特点;在有效解决配电环境中的电磁干扰、温湿度变化等问题,以及提高配电通信网的可靠性方面有较大优势。

由于工业以太网技术存在无法抗多点失效、需要进行光电转换、扩容复杂、光纤铺设成本较高等缺点,考虑到光纤通信技术未来的发展趋势,工业以太网通信方式会逐步过渡到x PON光接入网通信方式。

2.3 电力线载波通信的技术特点及优劣势分析

电力线载波通信(PLC)可以分为中压电力线载波通信和低压电力线载波通信,中压和低压电力线载波通信还可以进一步分为窄带电力线通信和宽带电力线通信。窄带电力线通信技术具有实现简单、可传输的距离较长等特点,适用于低压用电信息采集;宽带电力线通信具有速率较高、实时性能较好、性能较稳定等特点,适用于中压电力线通信。

电力线载波通信由于利用电力线作为传输媒介实现通信,因此具有无需敷设专用通信线路、施工简单、部署简便的先天优势。

由于电力线信道具有信号衰减大、噪声源多且干扰强、受配电线运行情况影响等特性,因此,窄带电力线通信表现为传输速率较低、实时性能差、可靠性一般等缺点;宽带电力线通信由于采用频率较高,导致信号在电力线中传输衰减较快、传输距离有限等。

2.4 无线公网通信的技术特点及优劣势分析

无线公网通信技术(2G/3G等)具有覆盖范围广、无需申请专用无线频段、网络易部署、易扩展、维护方便等特点;无线公网通信具有无线覆盖范围广的技术优势,网络建设初期投入小、成本低。

由于无线信道易受到外界环境因素的干扰,导致存在传输速率低、安全可靠性低、传输时延不固定等缺点,且存在租用网络、选址扩容受限等问题。

2.5 无线专网通信的技术特点及优劣势分析

无线专网通信采用230 MHz的TD-LTE技术,具有覆盖广、传输速率高、安全可靠、实时性和频谱适应性强、网络易部署、易扩展、维护方便等特点,可应用于“三遥”业务;无线专网通信同样具有无线覆盖范围广的技术优势,同区域组网成本可显著降低。无线专网通信存在需要申请频点资源、成本较高等问题。

综上所述,由于各种通信方式既有优势,又存在不足,因此,在配电通信网建设场景比较复杂、业务需求各异的情况下,只有采取多种通信方式因地制宜、优势互补的技术选型策略,才能够达到配电通信网的建设目标,为实现配电自动化提供技术保障。

3 配电通信网技术选择策略

由于配电通信网技术有各自的技术特点和优劣势及其适用场景,因此,在进行技术方案选型时,需要遵循一定的策略方法,综合考虑配电通信网的技术特点、不同建设场景、不同供电区域特点、不同配电自动化业务需求、二遥和三遥配置情况以及配电网一次网架特点等相关因素做出选择,同时,兼顾配电通信网的服务性能和投资效益。上述各种通信方式在各种应用场景下的技术选择策略分析如下。

3.1 光纤通信技术选择策略

在配电通信网建设时,可依据光纤通信的技术特点及电力业务通信需求、供电区域类型及特点、二遥和三遥配置情况以及配电通信网服务性能和投资效益等策略要素选择光纤通信方式。

3.1.1 依据光纤通信技术特点及业务需求

光纤通信可选用x PON(包括EPON和GPON)技术或工业以太网技术,x PON技术主要选用EPON技术。由于光纤通信具有安全、可靠和实时传输等技术优势,因此,从电力业务的通信需求来看,对安全性、可靠性和时延等有严格要求的通信场合,应选用光纤通信。

x PON技术适用于对安全性、可靠性及实时性有严格要求的场合;工业以太网技术适用于具有较高可靠性和实时性需求、对价格不敏感、满足长距离通信要求的场合。

3.1.2 依据不同供电区域类型及特点

河北南网供电区域划分为A、B、C、D 4 个类型,A类供电区域包括石家庄市区核心区、市区(一环和二环间)和正定新区起步区;B类供电区域包括保定、邢台、邯郸、沧州、衡水市5 个市区核心区、核心区以外市区及发达县城;C类供电区域包括县城及园区;D类供电区域指农村区域。

依据上述供电区域类型及特点,光纤通信主要适用于A、B类供电区域,因此,在A、B类供电区域中,新建、扩建及改建的配电线路,应优先采用光纤通信方式;运行的配电线路或者线路通道具有敷设光缆条件的情况,也应优先采用光纤通信方式。

3.1.3 根据“二遥”和“三遥”配置情况

由于“遥控”功能对安全性、可靠性和时延等有严格的技术指标要求,因此,对于配置有“遥控”功能的配电自动化区域以及实现故障自动隔离的馈线自动化区域,应采用光纤通信方式,满足实时响应需要。

具体来说,实现“三遥”功能的配电终端设备,在A、B、C和D 4 类供电区域中都优先选用光纤通信方式;实现“二遥”功能的配电终端设备,在A、B、C类供电区域中,只是在光缆经过“二遥”终端的情况下,选用光纤通信方式。

3.1.4 依据服务性能和投资效益

考虑到EPON网络拓扑具有多样性、高速率、适用于IP业务、无源光器件、保护多样性、终端设备成熟等优点,且对未来配电网业务应用具有更强的适应性,应优先选用EPON技术组网方案;在环网配电网结构、有特殊时延要求(例如分布式智能配电自动化)或者长距离传输的情况,可选用工业以太网通信方式。

从传输距离来看,如果110 k V变电站与通信站点间的距离小于20 km,宜采用x PON光接入网方式;若距离在20 ~ 80 km,宜采用工业以太网交换机方式。但对于目前河北南网配电网一次网架而言,在A、B类城市供电区域中,10 k V中压配电线路一般在5 km范围以内,城市密集区可在1 km范围以内,因此,在A、B类城市供电区域中,光纤通信组网方式可优先选用EPON技术进行组网。

考虑到EPON光接入网的建设成本相对于工业以太网通信方式要低,占有一定优势,因此,在需要考虑投资效益的情况下,优先选用EPON技术进行组网。

3.2 电力线载波通信方式选择策略

对于10 k V配电通信网建设,主要采用中压电力线载波通信。在配电通信网建设时,可依据电力线载波通信的技术特点及电力业务通信需求、供电区域类型及特点、二遥和三遥配置情况以及配电通信网服务性能和投资效益等策略要素选择电力线载波通信方式。

1)依据电力线载波通信技术特点及业务需求。由于电力线信道衰减大、干扰强、电力线载波通信易受配电线运行情况影响,对于窄带电力线通信而言,影响更大,而宽带电力线通信在所用的频带内可有效地抗干扰,因此,一般选用宽带电力线通信。从配电自动化业务通信需求角度看,对可靠性和实时性有较高要求的配电自动化业务,如“三遥”业务等,可选用中压宽带电力线载波通信方式[6]。

2)依据不同供电区域类型及特点。电力线载波通信主要适用于无法铺设光缆且配电网一次网架结构变动不频繁的区域。从供电区域的类型来看,由于在A、B类供电区域中,优先选用光纤通信方式,因此,对于光缆不能到达或者不具备光缆敷设条件的配电终端站点(如石家庄老城区原有配电网,有些地方无法进行光纤光缆敷设)、地理环境复杂(如河流、湖泊等)难以建设的配电终端站点、或者没有光缆且近期没有光缆改造计划的地区,可考虑选用电力线载波通信方式作为光纤通信的补充手段,为配电通信网的末梢节点提供通信接入。

3)根据“二遥”和“三遥”配置情况。从电力业务通信需求来看,由于配电自动化“三遥”终端一般选用光纤通信方式,因此,实现“三遥”功能的配电终端设备,在A、B、C和D 4 类供电区域中采用光纤通信方式的情况下,如果光缆无法敷设,可选用电力线载波通信方式作为补充通信手段。

4)依据传输距离。从传输距离来看,电力载波通信适用于110 k V变电站与通信站点间的传输距离在10 km范围内的场合。中压电力线载波通信可以采用电容耦合或者电感耦合方式;采用架空线路传输时,传输距离应小于10 km;采用电缆线路传输时,传输距离应小于6 km。

3.3 无线通信技术选择策略

无线通信方式包括无线公网2G/3G技术和230 MHz无线专网TD-LTE技术。在配电通信网建设时,可依据无线通信的技术特点及电力业务通信需求、供电区域类型及特点、“二遥”和“三遥”配置情况以及配电通信网服务性能和投资效益等策略要素选择无线通信方式。

1)依据无线通信技术特点及业务需求。由于无线信道易受外界环境因素的干扰,导致无线公网安全可靠性低、实时性差,因此,从业务通信需求来看,对实时性、安全性等要求不高、不需要“遥控”功能的配电终端通信应用场合,可选用无线公网通信方式;对实时性、安全性等有较高要求的应用场合,可选用230 MHz TD-LTE无线专网通信技术作为补充手段。

2)依据不同供电区域类型及特点。无线通信方式主要适合于覆盖范围广、空间遮挡较少、终端节点较少的地区以及无法铺设光缆的应用场合。从供电区域的类型来看,在A、B类供电区域中,在光缆不能到达或者难以建设的配电终端站点,可选用无线通信方式作为光纤通信的补充手段;在C类供电区域中,优先选用无线通信方式;在D类供电区域中,由于无线通信的覆盖方式与该区域的特点比较吻合,所以主要选用无线通信方式。

3)根据“二遥”和“三遥”配置情况。从业务通信需求来看,在不需要“遥控”功能的配电终端设备应用场合,如配电自动化“二遥”、“一遥”终端设备可选用无线通信方式。对于230 MHz TD-LTE无线专网通信技术,由于该技术比2G/3G无线公网技术具有更高的安全可靠性和实时性,因此,随着该技术的成熟及推广应用,可根据业务及应用场景需要,应用于“三遥”业务。

4)依据投资效益。由于无线通信的无线覆盖范围广、网络易部署等特点,可以带来网络建设投入小、成本低的优势,因此,在需要考虑网络建设投资效益的区域,对于可靠性要求较低、实时性要求不高的业务,可以考虑选用无线公网通信方式。无线通信方式优先选择无线公网技术,包括GPRS、CDMA和3G(TD-SCDMA、WCDMA、CDMA-2000)等技术。为满足配电自动化业务相关传输速率、可靠性和安全性要求,可基于国家电网公司授权频点(230 MHz频段)或无同频干扰的公共频点,建设电力无线LTE专网通信系统。

为全面确保配电通信系统满足电力安全防护的要求,配电通信网采用的各种通信方式,包括光纤通信在内,须对“遥控”等对通信安全性要求高的电力业务使用认证加密技术进行安全防护。

综上所述,光纤通信、电力线载波通信和无线通信方式由于各自的技术特点不同,具有不同的应用场景,因此,在配电通信网建设时,需要综合考虑配电通信网的技术特点、不同供电区域类型、“二遥”和“三遥”配置情况等相关因素做出选择,同时,兼顾配电通信网的服务性能和投资效益。

4 配电终端设备接入的通信方式选择

河北电力南网配电网一次网架存在架空线路、电缆线路和混合线路3 种情况,不同电力线路的配电终端设备不同,因此,不同终端设备接入的通信方式需要根据电力一次网架结构特点作出相应的选择。具体选择原则如下。

4.1 纯电缆线路场景

纯电缆线路的开闭所、环网柜全部采用光纤通信方式接入,对于无法敷设光缆或者不具备光缆敷设条件的开闭所、环网柜可采用无线通信或者电力线载波通信方式接入。其中,无线通信选用无线公网通信方式接入,电力线载波通信方式选用中压宽带电力载波通信方式。

4.2 混合线路场景(电缆和架空混合线路)

1)A、B类供电区域的市区核心区域及市区混合线路的开闭所、环网柜及柱上开关(包括联络、分段和分支柱上开关)采用光纤通信方式接入;对于无法敷设光缆或者不具备光缆敷设条件的开闭所、环网柜及柱上开关(包括联络、分段和分支柱上开关)可选用中压电力线载波通信方式或者无线公网通信方式接入。

2)B类供电区域的市郊区域混合线路主干开闭所、环网柜及柱上开关(包括联络、分段柱上开关)采用光纤通信方式接入;对于无法敷设光缆或者不具备光缆敷设条件的开闭所、环网柜及柱上开关(包括联络、分段柱上开关)可采用中压电力线载波通信或者无线通信方式接入;混合线路的末端开闭所、环网柜采用无线公网通信方式接入。

3)C类供电区域的县城和园区区域混合线路开闭所、环网柜及柱上开关(分支柱上开关)采用无线公网通信方式接入,光缆经过的“二遥”终端,选用光纤通信方式接入。

4.3 纯架空线路场景

D类供电区域的农村区域电力线路一般采用纯架空线路方式建设,柱上开关(分支柱上开关)采用无线公网通信方式接入。

综上所述,配电网各种配电终端设备接入的通信方式,可根据配电终端设备类型及应用场景,结合光纤通信、无线通信和电力线载波通信的技术特点进行选择。

5 结语

文章基于河北电力南网配电通信网的总体建设方案和要求,在对上述通信技术的优劣势进行分析的基础上,综合考虑不同的供电区域、不同的业务需求、服务性能和投资效益以及配电网一次网架的特点等多种因素,提出多种通信方式因地制宜、优势互补的技术选型策略。其结论是:在A、B类供电区域,优先选用光纤通信技术,光缆无法敷设的“三遥”站点,采用电力载波通信方式作为补充,光缆无法敷设的“二遥”站点,采用无线通信方式作为补充;在C类供电区域,优先选用无线通信技术,在光缆经过的“二遥”终端站点,可选用光纤通信方式;在D类供电区域,主要选用无线通信技术。

摘要：配电通信网是实现配电自动化的重要基础设施。配电通信网建设采用何种通信技术,依赖于其建设场景和具体业务需求。文章依据河北电力南网配电通信网的总体建设方案和要求,重点探讨其技术选择策略,在对配电通信网技术的优劣进行分析的基础上,综合考虑不同的供电区域及业务需求等多种因素,提出多种通信方式因地制宜、优势互补的技术选型策略,对于配电通信网的建设具有参考价值和指导作用。

关键词：配电通信网,光纤通信,电力载波通信,无线通信

参考文献

[1]张岚.配电网自动化通信方式综述[J].电力系统通信,2008,29(4):42-46.ZHANG Lan.Overview of power distribution automation communication technologies[J].Telecommunications for Electric Power System,2008,29(4):42-46.

[2]雷煜卿,李建岐,侯宝素.面向智能电网的配用电通信网络研究[J].电网技术,2011,35(12):14-19.LEI Yu-qing,LI Jian-qi,HOU Bao-su.Power distribution and utilization communication network for smart grid[J].Power System Technology,2011,35(12):14-19.

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[5]孙晓霞.x PON和工业以太网技术在配电网中的应用研究[D].北京:华北电力大学,2010.

配电网通信系统建设 篇6

关键词：配电自动化系统,通信技术,数据库,计算机

配电自动化是集计算机技术、自动控制技术、数据通信技术、数据库技术以及相关电力系统技术于一身的信息管理系统。通常把从变电、配电到用户用电全过程的监视、控制和管理综合自动化系统称为配电管理系统 (Distribution Management System, 简称DMS) 。

配电网自动化技术是现代计算机和通信技术在配电网监视与控制上的应用, 目的在于提高供电的可靠性, 提高供电服务质量, 提高企业的经济效益并提高配电网络的管理水平。

配电自动化系统 (Distribution Automation System, 简称DAS) 是一种可以使配电企业在远方以实时方式监视、协调和操作配电设备的自动化系统, 可以自动识别故障, 并进行故障隔离、网络重构, 提高供电可靠性、经济性。

1 配电网自动化系统

配电网自动化系统 (DAS) 是现代电力系统发展的趋势, 正在逐步取代传统的配电方式。配电网自动化系统包括配电网数据采集和安全监控系统 (SCADA) , 配电地理信息系统 (GIS) 和需方管理 (DMS) , 变电站综合自动化系统, 馈线自动化系统。

配电网自动化系统是把电力系统重复性工作, 用自动化装置, 以最少人工干预来完成。如对配电开关状态进行监视、控制, 负荷控制, 电气自动检测, 电容器自动切换, 自动调整电压, 查抄电表等工作。一个完善的配电网自动化系统应有3个基本功能:对配电网进行安全监视、控制和保护功能。

配电网自动化系统可以使配电网的潜在功能得以最大限度地利用, 提高电能质量, 降低线损。但由于配电网自动化系统对设备要求高, 而且规模较大, 建设费用高, 比输电网自动化系统困难大得多。配电系统结构复杂, 变压器、分支线、电容器很多, 配电自动化系统的终端设备数量非常多, 这些都大大增加了通信系统建设的复杂性。目前, 用于配电网自动化系统的通信方式有多种, 每种通信方式都有一定长处和弱点, 尚无一种通信方式可以完全满足配电网自动化系统中所有层次的需要, 在一个配电网自动化系统中, 往往采用多种通信方式, 构成综合通信系统, 各个层次按实际需要采用合适的通信方式。此外, 在配电网自动化系统中, 众多的终端设备中既有容量较大的开闭所RTU和变电站RTU, 又有容量较小的现场RTU, 而且对于现场RTU还有设置定值、故障录波等复杂要求, 使得它们难以采用统一的通信规约, 使问题更加复杂。

另外, 我国目前配电网现状仍较落后, 首先应对配电网的拓扑结构加以改造, 使之适应配电网自动化对网络结构的要求, 以便更好地利用计算机网络技术提高配电网自动化水平。

2 配电网自动化系统中的几种通信方式

配电网自动化系统是靠通信网在控制中心和现场设备之间传送信息。因此在配电网自动化中, 最关键、最核心的问题就是通信。配电自动化要借助可靠的通信手段, 将控制中心的控制命令下发到各执行机构或远方终端, 同时将各远方监控单元 (RTU) 所采集的各种信息上传至控制中心。

配电管理系统的规模、复杂程度和自动化程度决定了对通信系统的要求。一般应具备一些特性:通信可靠、价格适宜、满足当前和今后数据传输速率的要求、具有双向通信能力 (某些功能不需要) 、配电通信的实时性、通信不受电网停电或故障影响、易于操作和维护、通信系统的可扩充性。

随着通信技术的不断发展, 可供配电自动化采用的通信方式有很多种, 目前所采用的通信方式有以下几种:

1) 电力线载波DLC;2) 脉动 (音频) 控制RC;3) 过零技术 (工频控制技术) ZCT;4) 无线电通信系统 (甚高频VHF、特高频UHF、微波MW卫星等) ;5) 光纤通信OF;6) 有线电视通道CATV;7) 无线扩频技术;8) 现场总线。

各种通信方式在配电网自动化系统应用中又都存在一定的局限性。尤其值得一提的是传统的电力线载波通信这一特有的电力系统通信方式, 由于其可靠、简便、经济、安装维护方便的优点, 仍是一种不可或缺的通信方式。但这种通信方式抗干扰能力差、接收灵敏度低、要求发送功率大、频率资源有限等缺陷, 限制了其成为主干通道。目前, DLC通信方式在配电自动化中仍起着较大的作用。将扩频通信技术引入电力线载波通信将是解决其通信质量的一个很好办法。

3 配电网自动化系统中使用的通信方式的比较

1) 架空明线或电缆。2) 电力线载波。3) 光纤通信。4) 现场总线和RS-485。5) 微波通信。6) 无线电通信。

对于配电自动化系统, 没有任何一种方式能完全满足系统的通信要求。实际的系统中, 根椐配电网具体情况, 在不同层次上采用不同的通信方式, 从而构成混合通信系统, 以满足经济性和可靠性的要求, 并取得较好的效果。主干网络可采用性能好容量大的光纤构成环网, 从各个接点上再接入其他方式所会聚的数据, 然后再传送到主控中心。这种综合各种通信方式进行通信的系统称为混合通信系统, 一般的系统都可以用混合通信系统来完成。在实际的配电网自动化系统中, 不仅要解决可靠性和经济性等一般要求, 还有一个必须重视的问题, 就是通信规约的问题。由于多种通信方式的并存, 给规约的选择带来了一定的困难, 目前, 普遍运用于变电站综合自动化的通信规约为应答式规约 (SC180, 4F和Modbus等) 、循环式规约 (部颁CDT, DXF5和C01) 和对等方式规约 (DNP3.0) 。每一种通信规约各有利弊, 但都不能完全满足配电网自动化系统的需要。相比之下DNP规约较为适宜。

通信接口亦是一个不容忽视的问题, 一般采用RS-485, RS-232标准。

4 配网自动化中的通信实现方案

目前, 一般采用光纤、双绞线、电力线载波、无线等多种通信手段混合的方式———混合通信系统。常见的结构为:以光纤构建干线通信网络;通过双绞线, 采用现场总线技术 (如Lonworks, Can, Profibus) 或RS-485, 将干线TTU, 支线的FTU/TTU, 联结到干线FTU, 由其通过高速光纤通道, 将信息上传到子站、主站, 干线FTU应具备这种集中转发的能力。馈线通信网采用光纤通信, 也可分为两种:光纤以太网、光纤环网, 这两种光纤通信方式的造价相近。10 kV电力线载波也是一种馈线上值得关注的通信手段, 特别适用于城乡结合部的长支线。对于低压 (220 V/380 V) 的抄表系统, 电力线载波抄表是最好的方式, 性能价格比最高。低压电力线载波抄表常用的有两种模式:1) 对于集中的10块~30块脉冲电表装一抄表器, 抄表器通过低压电力线载波与配变处的集中器相连;2) 在每块电表中, 加装一个载波模块, 由载波模块直接与集中器相连。第1种方式更加经济, 但要求电表相对集中;第2种方式造价较高, 但适用于电表分散的情况。集中器一般放在配电变压器处, 一个台区一个, 集中器也可与TTU合一。

5 结语

随着电网改造的进一步发展, 对配电网自动化系统要求亦越来越高, 如何提高其自动化水平, 乃至智能化水平, 网络和通信技术的应用至关重要, 当前实施配电网自动化的关键是在实践的基础上开发出更经济、可靠、实用的配电网通信系统。

参考文献

[1]郑萍.LON WORKS技术及其在电力系统中的应用[J].电工技术, 2001 (6) :12-13.

配电网通信系统建设 篇7

2009年5月,国家电网公司向社会公布了“坚强智能电网”的发展计划。根据此项计划,国家电网公司提出了建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础,利用先进的通信、信息和控制技术,构建以信息化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的统一坚强智能电网的战略发展目标。随着我国经济持续健康发展和人民生活水平不断提高,社会对坚强电网建设、电网安全稳定运行、电能质量和优质服务水平也提出了更高要求。

郑州高新区是河南省唯一的国家级高新技术开发区,高新区内共有2座220kV变电站,4座110kV变电站,建成区内10KV配电线路28条,线路总长度254.15公里,电缆化率为34.39%。中低压配电网架空线路主要采用供电可靠性较高的分段接线方式;电缆线路以双环网为主,目前环网比例已达到100%,具备实施配电自动化的网络架构基础。

1 配电通信系统选择

1.1 现有通信系统基础及存在问题

郑州高新区现有通信设备较落后,已不能满足未来对配电网的运行要求,主要存在的问题有:

1)光纤损坏

配电网通信系统光缆采用的为普通光缆,芯数为8芯。由于配电自动化系统建设早,经过长期运行,随部分终端失效,光纤也随之停用,损坏较多。

2)光纤覆盖范围不够

原有光纤的铺设是满足当时配电自动化建设的需要,随配电自动化范围的扩大,光纤的覆盖范围已经不能满足本次配电自动化试点建设和未来配电网运行的要求。

3)光设备不能使用

原有光纤通信采用光MODEM方式。受当时通信技术水平限制,光设备功能简单,不能具备远程网管等多种功能。从技术寿命角度考虑,光设备寿命已到期,不能继续使用。

1.2 技术体系和技术选择

本期配用电通信网建设的重点在于接入层,对应于城市配电网络中压层面。中压层面的配用电通信网络应结合本地现有条件,可供选择的通信方式有光纤专网、中压电力线载波、无线等。光纤专网方式因其传输容量大、安全性及可靠性高等优势,在条件许可时应优先采用;无线专网方式无需有线介质,组网灵活,传输速率也可满足要求,非常适合于老旧线路多、网络结构复杂且变动频繁、光缆架设困难等地区,但存在实际应用经验少、须申请使用频段等缺点,且在城区基站选址建设有一定难度,终端设备的安装方式也受到一些影响;中压电力线载波技术建设方便,节省介质投资,但使用效果较差,在架空线路安装较困难,运行维护工作量大,网管能力较弱,作为专网通信方式之一,在不便采用光纤的情况下,可以作为补充。

虽然配用电通信网情况复杂,单纯采用一种或两种通信方式无法满足需要,但同一地区内如采取过多的通信方式,首先会增加变电站端的主设备类型和数量;其次需要建设多种设备类型的网管系统;然后设备种类增多将造成同类设备数量的减少,在设备招标时单价将升高,最后对于运行维护人员的技术水平和工作量都将提出更高的要求。综上所述,在满足使用要求的前提下,同一区域内所采用的通信方式应相对统一,以获取更好的技术经济效益和运行效果。

综合各种通信方式的优缺点以及建设成本,各终端通信接入方式在光纤(EPON)、电力线载波(中压PLC)和无线公网(GPRS)等三种方式中选择。

选用EPON设备组网时,采用光路全保护冗余方式建设,任何一个终端设备出现故障都不会影响其他终端设备,双PON(Passive Optica Network,即无源光纤网络)口的ONU(Optica Network Unit,即光节点)设备,ODN(Optica Distribution Node,即光配线网)结构设计以环形和总线结构为主,分光级数不超过6级。

采用电力线载波方式时,电缆线路优先选择卡接式电感耦合方式,架空线路优先选择相-相电容耦合方式,载波机优先选择一对多的系统。

采用GPRS无线公网通信方式时,公司与运营商侧采用高可靠的APN通道互联,在公司配置网络鉴权、授权与计帐系统(AAA系统),实现终端接入鉴权。

采用多种通信方式时应实现多种方式的统一接入、统一接口规范和统一管理,所采用的通信设备/终端应支持以太网和标准串行通信接口。

配用电通信网络的分层结构示意图如图1所示。

1.3 技术指标

2 配用电一体化通信系统

2.1 配用电一体化通信主平台

配用电一体化通信主平台主要由统一接入集群、统一网管系统和维护工作站组成。如图2所示。

其主要功能是接入和集中管理各种通信方式的输入信息,通过统一的接口与主站系统连接,实现“统一接入、统一接口、统一管理”的设计目标。

其中的统一网管系统由各网管子系统组成,各网管子系统的功能是显示各类型通信设备及终端设备的运行状态、故障告警、数据信息的采集处理及远程配置管理,并通过统一接口互联,实现信息交换和共享。

2.2 配用电一体化通信子平台

就该系统而言,在各110kV变电站设置配用电一体化通信子平台,主要是完成各站点所辖区域内各终端的有线通信接入,并将信息汇集送往配用电一体化通信主平台。主要组成部分有汇聚交换机、集中协议接口转换器、各类型通信主设备。主要功能是实现所辖区域内各种通信方式的集中接入,负责所辖区域内配电自动化终端相关信息的汇集、处理与转发。

3 配用电通信网建设

3.1 配用电通信网骨干层建设

在瑞达变、玉兰变、百炉屯变、春藤变、冬青变分别设置一体化配用电通信接入子平台,每个节点配置集中型多PON口OLT,通过各站的传输设备与郑州供电公司的配用电通信接入主平台联系,满足各10k V站点配用电通信设备接入需求。

瑞达变、玉兰变、百炉屯变、春藤变、冬青变均为郑州地区规划的MSTP(Multi-Service Transmission Platform,即多业务传输平台)光纤传输网节点,网络结构具备自愈功能。其中春藤变、冬青变传输设备为MSTP设备,瑞达变、玉兰变、百炉屯变传输设备目前为SDH(Synchronous Digital Hierarchy,即同步数字体系)设备,郑州供电公司“十二五”通信规划拟将MSTP传输网覆盖到所有110kV变电站。

3.2 配用电通信网接入层建设

3.2.1 光缆建设

中压配电光缆网络的建设,不仅为满足本期配电自动化系统的需要,同时更要兼顾智能电网的发展,以适应不远的将来用户双向互动的高级应用的逐步开展、增值业务的不断拓展。

郑州高新区中压配电网已建有一些光缆,覆盖部分开闭站,主要采用普通光缆,沿10kV架空线路架设,但多为辐射结构,未形成环网,所以可尽量利用现有光缆,同时新建光缆以覆盖绝大部分“三遥”站点以及远期可能有“三遥”需求的站点,同时补强光缆网络,尽量在主干线路上形成环状或网状拓扑结构。在光缆建设代价较大,且站点较为偏远,可靠性要求相对不高时,考虑采用中压PLC通信方式。

沿管道新建光缆时,采用非金属阻燃光缆,光缆芯数24芯,直埋时可选用非金属阻燃光缆(穿管保护)或铠装光缆;沿架空线路新建光缆时,采用ADSS(All-dielectric Self-supporting Optical Cable,即全介质自承式光缆)光缆,光缆芯数24芯;高新区中压配电网内现有可供利用的光缆。

3.2.2 设备建设方案

光缆覆盖到的终端站点采用工业级的双PON口ONU设备,EPON网络采用光路全保护冗余方式建设,任何一个终端设备故障都不会影响其他终端设备。EPON系统的ODN主要以环形和总线结构设计为主,分光级数不超过6级。

光缆未覆盖到的“三遥”终端站点采用中压电力线载波设备,电缆线路采取卡接式电感耦合方式,架空线路选择相-相电容耦合方式,载波机配置为一对多的系统。

光缆未覆盖到的“两遥”或“一遥”终端站点采用GPRS无线公网通信方式。采用GPRS无线公网通信方式时,郑州供电公司与无线通信运营商侧应采用高可靠的APN通道互联,在公司配置网络鉴权、授权与计帐系统(AAA系统),实现终端接入鉴权。本项目中各配变终端的通信方式将结合用电信息采集系统建设统一考虑,其通信设备以及主站端通信接口不纳入本工程投资。各类型终端通信设备配置汇总如表2所示。

4 结束语

郑州国家高新技术开发区配电自动化通信系统,采用光纤作为主要传输介质,完成各站点所辖区域内各终端的有线通信接入,并将信息汇集送往配用电一体化通信主平台,完成了信息的汇集、处理与转发。2011年12月,建成了统一接口、统一规范、统一网管的一体化配用电通信网络,实现配电环节和用电环节全部终端通信覆盖率100%,满足智能配电网配用电环节通信需求。

摘要：本文结合郑州国家高新技术产业开发区配电网络的特点及业务发展要求,设计了该配电网的通信系统的技术体系、通信方式,配用电一体化通信主平台、子平台建设,及骨干层和接入层建设,该系统满足智能电网配用电环节通信需求,已成功应用于郑州高价高新技术产业开发区配电网。

关键词：配电网,通信系统,网络层次

参考文献

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[2]徐光年.基于EPON技术的配电网通信系统设计和应用[J].电力系统通信.2008(187).

配电网通信系统建设 篇8

1 配电网自动化通信系统的设计思想

关于配电网自动化通信系统的软件设计, 其是电力自动化技术的重要部分, 因而需要遵循国际标准以设计出专业性极高的配网自动化系统。鉴于拥有多任务线程、优先抢占优势Windows 2003操作系统, 配电网自动化通信系统的软件设计思想可以构建Win2003P rofessional/Server平台, 以Visual Basic.NET作为应用层的开发。同时, 创建以IOM/100M网缆并通过loom/IOM集线器 (HUB) /交换器 (SWITCH) 星形双以太网方式互联, 通过GPRS网络实现数据的通讯, 基于Socket技术来实现配电网自动化通信系统的软件设计。

2 Socket技术

在基于Socket技术的配电网自动化通信系统软件中, 需要创建一个Socket连接平台, 从而实现配电系统中通讯模块与终端GPRS通讯模块的相互连接, 通过TCP/IP协议来实现数据的收发与数据类型的判断, 进而实现相应响应的创建。其中, Socket技术属于一种编程技术, 面向连接的Socket操作使用TCP协议, 其往往被应用在通信程序的TCP/IP协议传输层中, 基于TCP的UDP传输方式运用最为广泛, 可实现连接, 并能够保障数据传输过程中的可靠性与安全性。

3 基于Socket技术的配电网自动化通信系统的软件设计

3.1 通讯模块

通讯模块是配电网自动化通信系统软件的基础部分, 设置在配电网的监控中心, 是实现监控中心与远程终端之间相互通讯的平台, 以满足两者之间命令发送、数据接收的操作功能。在监控中心建立Socket技术支持的通讯模块, 对某一端口进行绑定与监听, 并将其作为监控中心与远程终端之间相互通讯的端口。通过监视端口的数据监听可实现监控中心与远程终端相互之间的收发数据, 若监听到终端的连接信息, 即时标记与记录终端的Socket号。

3.2 命令发送模块

在通讯模块建立的基础上, 监控中心与远程终端实现了通讯连接, 而后在配电网自动化通讯系统软件中创建“命令发送模块”, 以实现监控中心向远程终端发送命令。在命令发送模块进入操作状态之前, 监控中心需进行命令装配 (即遵循规约要求对命令进行打包) , 将已打包的命令放入Command[] (1个字符型) , 运用Sock Send () 函数发送命令至远程终端。因系统软件引用了GPRS通信模块, 其只限定接收ASCLL码, 为此监控中心所发送的16进制命令需要进行相应的转换, 将command命令通过Hex To ASCII () 函数实现位置转换, 使之移至asciicommand[]数组。最后, 运用数据发送函数Sock Send () 向远程终端发送命令, 以完成命令发送的操作。命令发送模块的具体操作流程如图1所示。

3.3 接收应答模块

接收应答模块设置在监控主站中, 其在配电网自动化通信系统软件中具有数据处理与应答功能, 监控主站通过此模块对远程终端发送的数据进行接收并作出相应的应答操作。这里的接收数据有两种细分, 即终端主动上传的数据 (报警信息、整点电能数据等) 、主站下发命令后获得的返回数据 (遥控开关等) 。以终端主动上传的数据为例, 其数据接收与应答过程有:在监控中心需设置监视端口与监视线程, 通过线程循环监视是否有数据在端口流动, 若有则依据规约对数据类型进行判断, 并将数据存入数据接收组receivebuf[]。数据符合规约时, 按规约解桢并存入数据库表, 通知监控主站, 对终端进行应答;反之判断其为干扰数据, 对数组receivebuf[]中的已接收的干扰数据进行清空。

4 结语

综上, 基于Socket技术可实现对配电网自动化通信系统的软件设计。在Socket技术的基础上结合计算机技术与GPRS通讯技术, 以C/S结构设计为基础, 通过创建通讯模块、命令发送模块、接收应答模块来构成配电自动化通信系统的软件部分。事实上, 在供电硬件设施加强的前提下, 研究与设计配电自动化通信系统软件, 这对于提高供电效率极为有利。

参考文献

[1]谷明英.EPON技术在西安配电自动化通信系统中的应用探讨[J].西北电力技术, 2011 (12) :72-75.

配电网线路防雷系统的保护研究 篇9

【关键词】配电网 防雷

【中图分类号】TM863【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）02-0287-01

1、发展线路防雷技术的重要性

雷电是一种自然现象，它是由云层中的电子聚合引起的。自从地球形成以来，雷电就产生了。在人类社会发展的初期，雷电被赋予了神的身份，中外很多文化都有雷神的影子，比如希腊神话中的主神宙斯就可以制造闪电，北欧神话中的雷神索尔以及中国文化中的雷公电母。随着人类知识的进步，渐渐认识到雷电的实质，剥去了雷电身上神秘的外衣。社会发展到今天，人类已经发现了可以保护自身的生命财产免受雷电侵害的方式。但是即使是这样，雷击仍然对人类生活生产影响巨大。比如雷击对供电网络的安全运作就有巨大的影响。诸多输电线路跳闸时间的发生就合雷电有莫大关系，可以不夸张的说，雷电是供电网络的安全稳定运行的极大的威胁。从电网故障分类统计数据来看，雷击引起的电网故障占有很大比重。数据说明，发生在我国跳闸率较高的地区的高压线路运行的总跳闸次数的统计当中，由雷击引起跳闸的次数就占到了40%～70%，雷击输电线路引起的事故率在多雷、土壤电阻率高、地形复杂的地区则更加多；每一次雷击闪络都会对社会造成巨大经济损失，严重的可以造成电网大面积停电事故，更普遍的则是发生系统强扰动，另外还可能造成设备损坏、线路停运。就我国的情况来说，近年来由于自然和人为因素我国雷电活动加剧，由于快速的经济发展，城乡用电量剧增，电网新增速度不断加快，由于雷击造成的电网事故及损失逐年呈上升趋势。所以加强输电线路的雷电防护，对于维护电网的安全稳定运行有着十分重要的意义。

在通常的情况下，一年中几十次雷击会在长距离的架空输电线路上发生，因此在电力系统总的雷电事故中雷击事故占有特别大的比重。据数据统计，因为雷击线路造成的跳闸事故占电网总事故的60%以上。输电线路防雷保护的目的就是尽可能减少线路雷害事故的次数和损失。

2、线路防雷保护措施

对于电网的安全稳定运行是至关重要的是架空裸导线的防雷保护，因为架空裸导线在实际应用中有大量使用；在现场调查的研究说明，在电网中存在零值与劣值绝缘子，零值与劣值绝缘子的出现，极大的影响了配电网的耐雷可靠性和稳定性。针对上述原因，我们提出一些预防架空导线的防雷保护措施：

2.1 架设避雷线：作为高压输电线路的最基本防雷措施架设避雷线主要为了防止导线被雷直击导线。此外，避雷线对还可以分流雷电流，减小雷电流流入杆塔，从而使杆塔顶的电位下降。

另一个影响输电线路耐雷性能的重要因素是保护角，对避雷线的保护角减小，就会降低输电线路的绕击率，从而降低输电线路的绕击的跳闸率。从理论上讲，对避雷线保护角进行减小，有助于提高避雷线对导线的屏蔽性，在雷电流幅值相同的情况下，可以使导线的暴露距离减小，以及对可能发生的最大绕击电流起到减小作用，这两个因素使线路可以减小线路绕击的跳闸率。

有以下几种方法可以减小避雷线保护角：避雷线和导线高度不变，减小避雷线和导线之间的水平侧向距离，使保护角减小；保持避雷线高度不变，通过增加绝缘子片数，降低导线挂线点高度来减小保护角，同时也增加了绝缘子串长度，提高了绝缘子串的耐受电压；保持导线高度不变，通过增加避雷线的高度来减小保护角。

2.2 降低杆塔接地电阻降低杆塔接地电阻是提高线路耐雷水平，减少线路雷击跳闸率的主要措施。降低杆塔接地电阻是通过降低杆塔的冲击接地电阻来提高输电线路反击耐雷水平的一种防雷技术。降低杆塔接地电阻来降低输电线路雷击跳闸率的原理是：当杆塔接地电阻降低时，雷击塔顶时，塔顶电位升高的程度降低，绝缘子所承受的过电压程度也降低，从而使线路的反击耐雷水平提高，从而有效的降低线路的雷击跳闸率。降低杆塔接地电阻的方法主要分物理降阻和化学降阻：物理降阻包括延长接地体、深埋接地体、使用符合接地体等；化学降阻主要是指在接地体周围敷设降阻剂，通过降低土壤电阻率来达到降低接地电阻的目的。

2.3 架设耦合地线架设耦合地线是指在雷害事故多发地区，在导线下方加设一条接地线，以提高线路的反击耐雷水平，降低反击跳闸率。架设耦合地线提高线路反击耐雷水平的原理是：耦合地线可以增加分流作用，可以使雷电流易于通过邻近杆塔的接地散流，从而降低塔顶电位。架设耦合地线根据架设的位置不同分两类：直挂耦合地线，直接增设在线路导线下方的耦合地线；侧面耦合地线，平行架设在线路两侧的耦合地线。

2.4 更换新型绝缘子以往工程中采用的绝缘子为瓷质绝缘子，当出现零值时无明显特征反映，不易发现，导致绝缘子串耐压水平降低，雷击时易发生闪络。把原来的瓷绝缘子换成玻璃绝缘子后，线路绝缘水平有所提高，闪络事故得到了改善，因为玻璃钢绝缘子失效表现为零值自破，玻璃钢绝缘子的失效检出率比瓷绝缘子的高很多，从而消除了零值绝缘子和劣质绝缘子，消除了线路的绝缘弱点，大大提高了线路绝缘水平，降低了绝缘子的雷击闪络概率。

2.5 安装线路避雷器线路避雷器是在线路杆塔上安装避雷器装置，将其与线路绝缘子串并联，提高安装处线路的绕击和反击耐雷水平，并有效保护绝缘子不闪络，降低雷击跳闸率。避雷器提高耐雷水平原理是：线路安装避雷器后，当雷电绕击线路，绝缘子串两端产生过电压超过避雷器动作电压时，避雷器动作，利用阀片的非线性伏安特性，限制避雷器残压低于线路绝缘子串的闪络电压。雷电流经过避雷器泄放后，通过避雷器的工频电流很低，工频电弧在第一次过零时熄灭，线路两端断路器不会跳闸，系统恢复正常状态。

3、总结

作为直接向广大用户供电的网络配电线路十分重要，它的安全情况直接对人民群众的神产生或产生巨大影响，对构建社会主义和谐社会有着巨大的危害，对建立资源节约型环境友好型的两型社会也有不利影响。解决配电网的雷害问题任重而道远，我们必须坚持从实际出发，因地制宜，具体情况具体分析，重点整治与综合整治相结合，多方面全角度的保护配电网防雷系统工程。必须使防雷措施的形成足够精确的防雷电、足够规模的覆盖面，多种措施并举并力配合，才能够使防雷措施真正见到成效。

参考文献

[1]李志娟，李景禄，宋珂，李鹏鸣.关于农网35kV线路防雷措施探讨[J].电瓷避雷器，2007，（05）

[2]崔林.云朝山雷达站防雷措施研究[D].长沙理工大学，2009

配电网自动化系统建设方案探讨 篇10

关键词：配电网,自动化,建设,方案

配电网作为电网供应的终端环节, 直接面向社会和电力终端用户, 配电网的稳定及供电质量, 直接影响社会用电质量及效益。配电网自动化是提高配电网供电可靠性和供电质量、实现配电网高效经济运行的重要手段。随着经济的发展, 配电网规模及用电荷激增, 配电网运行自动化管理需求迫切, 配电网自动化建设意义重大, 建设关键在方案的确定。

1 现状

1.1 配电网状况。

配电网由变电站10KV出线、架空/地埋电缆、环网柜、开闭所、柱上开关、配电室及低压配电设备构成。网络以分段、联络或辐射方式向用户供电。目前, 环网柜、开闭所、柱上开关、配电室部分已具备电操、PT及CT, 不具备的, 也可通过改造实现站端“两遥”或“三遥”。电网具备实现自动化技术条件。

1.2 配电自动化主站系统现状。

目前, 配网自动化主站大多仅具备监控及馈线自动化功能, 配电生产抢修管理、交互综合应用功能缺乏。

1.3 相关系统现状。

调度自动化、生产管理、地理信息、用电信息、营销业务等系统与配电网相关信息均已完备, 且具备开发接口与配电自动化互联, 实现信息综合应用。

1.4 配网调度与运行管理现状。

配电网调度与运管由地调、配调、操巡队协调承担。地调范围:向配电线路供电220k V、110k V变电站10k V出线开关, 城区配电线路与农网配电线路间联络柱开或环网开关。配调范围:除地调范围外配网开闭所、配电线路、环网箱、柱开、负荷开关、隔刀、配变等设备及所属继电保护、自动装置等。配调操巡队负责按调度下达指令现场操作。

传统方式自动化水平低下, 相关应用分散, 不能满足现行配电网管理需求。

2 方案目标

2.1 总体目标。

以“提高供电可靠性、供电质量及配电网管理水平”为目标, 开展配电自动化主站系统、信息交互总线和配电生产指挥平台建设, 实现各类功能有机整合及与调度、用电等环节的信息互动, 建成具有良好开放性、互动性的配电管理系统。

2.2 主站系统。面向配电调度和生产指挥为应用主体建设, 实现对配电网监控, 满足与相关系统信息交互、共享和综合应用需求。

2.3 信息交互总线。

在满足整体信息集成交互构架下, 按图形、模型、数据来源、维护及设备编码统一性原则和IEC 61968标准建设, 实现各系统间信息共享, 满足集成应用需求。

2.4 生产抢修指挥平台。

基于交互总线, 集成配电自动化、EMS、GIS、PMS、营销等系统实时与非实时、控制与管理综合信息, 在安全III区构建配电生产抢修指挥平台, 为配电生产提供支持。通过停电计划流程和停电范围分析, 实现停电计划风险管控;通过人员、车辆等资源调度及与95598互动, 实现配电应急指挥闭环管理;通过各系统集成数据分析, 实现配电隐患预警;综合利用信息分析, 实现大修计划、配网规划辅助编制、决策功能。

2.5 一体化运维体系。

通过配电自动化主站系统、信息交互总线和配抢指挥平台构成配网调控一体化运维体系。优化配网运行、检修、抢修管理, 形成配网调度、生产、运行及用电营销等环节业务闭环管理。

3 建设方案

3.1 主站系统建设

3.1.1 建设原则。

遵循“统一规划、分步建设”原则。将配电网运行监控、馈线自动化、配网模型管理、配电仿真、系统互联作为基本功能, 在此基础上逐步开发分析应用和智能应用功能。

3.1.2 系统架构。软件结构面向需求。如图1。

硬件采用标准、先进和适合系统设备, 关键设备配双路独立电源, 满足性能稳定、维护方便和灵活可扩展要求。

功能划分, 包括配电自动化子系统、数据采集子系统、人机交互子系统、WEB子系统、局域网以及安全防护系统, 如图2。系统由1000M主干网交换机及工作组交换机二层组成。SCADA服务器、历史数据服务器等直接接入主干网、应用工作站由工作组网接入主干网, 形成配电网自动化子系统;专网数据采集服务器由采集网接入主干网, 公网数据采集服务器通过正反向物理隔离与主干网相连, 两类采集构成数据采集子系统;WEB服务器等接入III区交换机, WEB服务器、III区交换机、物理隔离构成对外信息交换, 形成WEB子系统。

3.1.3 系统功能

3.1.3. 1 配电SCADA功能。

包含数据采集、数据处理、数据记录、操作与控制、智能告警分析、系统时钟和对时、打印、信息分流及分区、分布式电源接入与控制等配电网监控功能。

3.1.3. 2 馈线自动化功能。电网发生故障, 进行故障定位、隔离和非故障区域恢复供电。

3.1.3. 3 模型管理。

模型包括10k V配网图模及EMS电网图模。依维护唯一性原则, 10k V配网图模由GIS维护, 主网模型由EMS维护, 通过交互总线配电自动化系统获取相应图模, 完成主、配网模型拼接。

3.1.3. 4 配电仿真功能。

包括现场运行状态模拟、设备操作模拟、事故模拟、各种运方/方案预演。在电网正常、事故和恢复等情况下仿真预演确保安全、提升配调人员决策能力。

3.1.3. 5 配网分析应用功能。

包括:拓扑分析、状态估计、负荷预测、潮流计算、解合环分析、负荷转供、网络重构、短路电流计算、电压/无功控制等。

3.1.3. 6 智能化应用功能。包括:分布式电源/储能/微网接入、智能监视预警、配电网自愈控制、经济优化运行等。

3.2 信息交互总线建设。遵循IEC 61968/IEC 61970, 统一建模、编码。采用面向服务架构 (SOA) , 建立开放、可扩充访问平台。

3.2.1 总线架构。软件包括操作系统、中间件、服务平台和应用等层。硬件结构如图3。

3.2.2 信息交互 (图4)

3.3 生产抢修指挥平台建设

标准接口, 支持交换应用集成。

3.3.1 平台架构。软件包括操作系统、模型、服务和应用等层。硬件结构如图5。

3.3.2 信息交互 (图6)

3.3.3 功能。具备:保电管理、配电生产应急指挥、停电管理的风险管控、主动式配电检修、配电生产辅助决策、95598互动等功能。

3.4 安全防护

3.4.1 横向防护。配电自动化系统部署在I区 (WEB在III区) 。I、III区通过正、反向专用物理隔离装置隔离;

交互总线部署在I、III区, III区总线由正、反向物理隔离装置隔离, I区交互由防火墙隔离;

配抢指挥平台部署在III区, IV区办公网通过防火墙访问III区平台应用。

3.4.2 纵向防护。系统与终端通信有光纤、无线通信两种。

光纤:纵向加密认证装置隔离。

无线公网:采用正、反向专用物理隔离装置隔离;

主、终端采用加密卡、加密软件加固;系统采用基于密钥技术单向认证功能, 确保遥控命令执行安全。

3.5 一体化运维体系

技术支持体系建设思路及各支持系统功能定位:

3.5.1 主站系统。

主要对配电网运行实时监控, 实现电网运行方式合理调整, 重点实现配网故障点隔离和恢复供电、配网互供和智能自愈。

在一体化运维中, 实现拓扑防误、智能监视预警、综合可视化展现等高级功能。同时通过站内开关及线路开关远方倒闸操作、馈线自动化及运行数据监视预警等, 为调控一体化运行提供基本支撑。

3.5.2 信息交互总线。

实现配电自动化系统、配抢指挥平台、EMS、GIS、营销等系统信息交互, 为调控一体化信息互动提供集成手段。

3.5.3 配电生产抢修指挥平台。

是配电网生产管理辅助系统, 将检修、消缺、技改、抢修等生产运营纳入统一管理, 重点实现电网风险分析、停电管理与营销互动等功能。

4 配电网自动化建设实施及效益

4.1 配电网自动化建设实施。

2009年, 孝感在城区18条主干线路实施配电自动化试点建设, 实现了主站方案的配电网运行监控、馈线自动化 (FA) 、主站FA仿真功能。

4.2 建设效益。

提高故障抢修效率, 缩短停电时间;能实时分析线路负载情况;由负荷潮流分析, 可确定电源点分布合理性;同时, 通过对故障线路分析, 查找现有网架存在不合理区域, 指导配电网规划改造。配电自动化能极大地提升供电可靠性、供电质量及管理水平。

4.3 方案可行性。

本文方案关键是配电自动化主站、配电抢修平台、相关系统交互互联及综合应用开发。交互互联需解决模型、接口等问题, IEC 61968/IEC 61970标准解决了此类问题。综合开发需要理清各系统应用流程、应用及信息需求, 目前各系统应用流程已标准化、应用需求及交互信息明确。配合通信及安全防护技术, 方案的整体实施可行。

4.4 建设完善。

配合配电网一、二次建设改造, 整体规划、阶段实施配电自动化系统及交互综合建设, 实现配电网运行监控、馈线自动化和智能应用功能。实现配电自动化相关业务信息互动。优化配网运行、检修、抢修管理。形成配网调度、生产指挥、运行以及用电营销等业务闭环管理。

参考文献

[1]余兆荣.配电自动化[M].北京:中国电力出版社, 2011.

[2]徐丙垠, 李天友, 薛永端.智能电网与配电自动化[J].电力系统自动化, 2009.

[3]Q/GDW11184-2014.配电自动化规划设计技术导则[S].北京:国家电网公司发布, 2014.

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