配网智能化发展论文（精选10篇）
配网智能化发展论文 篇1
随着科学技术的不断发展, 信息化程度的加深, 带来了智能化模式的形成与发展。随着智能电网模式中运用了配网调控一体化之后, 与传统的配网模式相比, 解决了传统的配网模式下合环操作时引起的短期停电问题和在合环潮流导致合环之后的跳闸引起的用户停电和损坏电气设备问题, 从而确保了电气设备的安全, 提高了供电的可靠性。本文以配网调控的原则和规划思路等方面为基础, 对配网调控一体化进行阐述, 并对在配网调度中存在的一些主要问题展开讨论与分析, 以期达到对智能电网模式的配网调控一体化模式在实际应用中的状况进行分析的目的。在合并管理模式下广泛进行配网业务的高效运转和积极响应, 并提高配网运行管理智能程度和信息技术化水平, 更加有利于使公司达到精益化和集约化的管理目标。
1 对配网调控一体化基本原则的分析及规划
随着先进电力企业的不断发展, 现今电网配网管理的地位得到了显著提高, 对先前传统格局进行了深入的改善, 并以此设立了专门的配网管理部门。所以在以后的电网投资安排上就需要对配网方面引起重视。比如在2010年我国政府就对智能建设制定出了一系列具体的应对方案与措施, 其主要内容包括分析配网薄弱的方面并提出相关的解决措施来集中主要力量解决这一问题。所以, 就当前而言最主要的任务就是要适应不断变法发展的配网规划的新格局, 只有做好了充分的准备我们才能在日益激烈的市场竞争中占据一席之地。
1.1 关于配网自动化模式的全面改革
配网自动化系统主要包括区域子站、通讯系统、设备控制终端、和主站等几方面, 其中主站是整个系统最重要的一个组成部分。加之由于种种原因, 当前我国配网自动化设备的工作正常率普遍偏低。主站系统的主要功能就是转发主网地调自动化系统中的负荷曲线。在某种意义上讲, 这种系统形同虚设, 忽略了配网自动化系统的真正作用。因此配网调控一体化系统应该对过去经验进行总结, 并且注意对智能电网的突出新理念进行分析, 从而不断提高项目的工作效率。
1.2 关于配网多联络网架方案的研究重点
配网管理中能对用户用电和供电的可靠性产生影响的主要包括线路的分段情况和接线模式。合理有效的接线可以改善系统的供电质量, 还能产生良好的社会效益和经济效益。对于配网多联络网架, 其研究重点是对电源点的布局进行增加, 突出网架结构调整的合理性, 对电网的实施方案和自愈能力进行充分的考虑, 最终提高电网供电可靠性。
1.3 分布式电源接入的适当考虑
在规划新的电网的时候, 可以充分利用各地丰富的可再生资源, 使用户能够享受“绿色电力 (是指利用特定的发电设备, 如风机、太阳能光伏电池等, 将风能、太阳能等可再生的能源转化成电能) ”。要想达到这种效果可以采用分布式发电的供能技术。这样不仅可以达到节约能源的目的, 还可以更加充分的满足供电的需求, 使电网的运行效率更加优越。
2 当前在配网调度中存在的问题
2.1 配网人力调管方式有缺陷
现今我国许的多电力企业受其数量众多的机械设备的影响, 在人力调管上面存在着很大的不足, 从配电网来看, 因配电网的变化程度大, 操作难度高, 仅仅只依靠图纸资料作为依据的话在往往无法对配网进行精细化管理。此外, 受到电网运行的设备种类繁多, 在电缆、开闭所、和架空线等设备的运行上有着很大区别, 而且有很多基础资料的准确性不足, 严重的制约了配网实现精细化管理。
2.2 配网分散管理模式中的不合理之处
分散管理是指自己负责自己的任务。很明显自己管理自己最容易导致诸多数据混乱, 从而给管理带来不便。近年来很多网配线路越来越多变, 用户资料也不齐全, 这样就导致了有时在统计电网线路的真实容量时出现一定的误差, 从而直接的影响了电网调度运行的管理。许多时候, 电力企业运行部门上报给配网调度的信息并不是区域的电网图, 只包括了单馈路图, 这样就无法让调度对配网的实际联络现状具有一个清晰直观的认识, 造成了在电力企业配网调度中“盲调”现象时常出现。
2.3“盲调”现象的普遍
“盲调”现象主要是指因为电网人力调配模式具有的局限性加上对分散调控模式的不适应而引起在配网调度的时候信息量不足的现象。目前, 在我国许多电力企业中“盲调”现象十分普遍, 导致了电力企业在日常调度和运行的时候通常只能根据工作人员的经验和对传统配网的调度方式来进行管理, 这样就无法满足信息化时代下智能电网的需求, 无法实现可持续发展。
3 配网调控系统的应用
3.1 系统的比较
变电设备以及输电线路是电网主要面对的对象, 一旦发生意外, 会造成极为严重的影响。因此主网的安全运行对配网有着极为重要的意义, 针对主网设备安全的大力控制刻不容缓。主网运行的安全性有着极高的要求。因此必须保证配电主网的安全性。相对于主网而言, 配网会直接面对客户, 让客户满意是配网运行以及设立的基本, 同时配网还要保证消电量的提高。这两者在管理思路上存在较大区别, 从结构上来看, 主网的架构明显更加清晰。而配网就显得比较繁琐, 配网是与地理位置紧密结合在一起的, 在对用户的供电方式上可以更多的选择。
3.2 GIS配网调控研究
通常所说的配网调控一体化就是指对SCADA系统在技术上的智能升级。虽然在以前传统的调度管理模式已经能够对配网自动化远程进行在线监控, 但是对于那些还没有安装自动化设备的线路仍然需要进行手工翻阅图册来加以调管。接入部分的配网自动化信息拥有很多优势, 其中主要就是能够很好地实现监控和调度这二者的有机结合, 最终实现配网的一体化管理模式。
3.3 系统互容性分析
根据配网管理的特点, 并以实现配网自动化调控系统一体化的设计思路为目标, 现在就能够以GIS为基础行大胆创新, 主要是对SCADA配网的功能进行开发, 从而使得配网自动化系统最终实现一体化, 保证数据的准确性与完整性。以当前我国国家电网的行业标准及要求, 以及一些配网目前的现状, 并且考虑到未来电网的发展需要, 可以尝试使GIS和SACDA系统之间进行相对频繁的数据交换, 同时也必须要保证这些数据在交换时保持稳定性和可靠性。
4 结论
本文主要研究对象是在智能电网模式下的配网调控一体化系统, 并对其加以全面而系统的阐释与分析, 引导人们考虑在今后能够采用推广分布式电源, 从而可以看出目前我国在对配网方面的发展规划进行加强是亟待解决的问题;同时这也需要在落实具体项目措施的时候, 要不断深入细致了解配网调度与主网两者间的区别。并根据实际情况, 实事求是地对盲调问题进行妥善解决。最主要的是要处理好GIS系统和SCADA系统的集成问题。
参考文献
[1]李红蕾, 戚伟, 陈昌伟.智能电网模式下的配网调控一体化研究[J].陕西电力, 2010, 38 (5) .
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配网智能化发展论文 篇2
关键词：城市；配网线路；自动化；智能化；技术
DOI：10.19354/j.cnki.42-1616/f.2016.17.122
引言：随着人们生活水平的不断提高，人们对物质的追求也愈发提升，传统配电形式较难符合当前社会的所需。这则需要配电系统持续优化。配电网线路在城市的供电系统当中尤为关键，担负着城市总体输配电工作，并且也影响到城市总体电网运转的稳定性与安全性。所以，确保城市配网线路运转更为稳定、更加安全，令广大电力用户在用电过程中更加满意。随着当前电子技术、计算机技术乃至自动化技术的迅猛发展，需要通过稳定的技术给予支撑。透过在城市配网线路中运用自动化智能化技术，令城市电力系统的稳定性与安全性更加提升。
一、城市配网线路自动化智能化技术中的问题
（一）配网线路基础设施建设力度不充分。（1）导线严重老化。通过调查发现，我国的配网线路中，30%以上的线路均已經使用了15年以上，大部分出现严重老化状态，为电网的运行带来了危险；（2）配电设备老化。配电设备在电网正常运转中起到尤为重要的作用，一旦未及时维修、更换配电设备，则会加大电网的运转风险，影响到供电的稳定性以及可靠性；（3）开关型号过杂、技术落伍。
（二）配网线路自动化水平不高。我国因为长时间均过于注重发电，忽视了配电工作，令配电工程的发展及建设受到较大的影响。配电线路自动化尚处于发展时期，技术的运用及建设的效果还需不断提升。我国当前在配网线路自动化系统中大多使用智能开关、智能电能表，在某种程度中提高了配网工作人员的工作形式，令配电网络更为安全、稳定、可靠，可是其范畴也存在相应的局限性，因为所有地区经济实力不同，应用程度有别，所以在配网线路的自动化分布中，展现出显著的不平均状态[1]。
二、城市配网线路自动化智能化技术的应用
（一）加强配网线路基础设施的建设。（1）及时更改老化刀闸、变压器、避雷器等一些配变设施，特别对于专变用户而言，更加需要定期设定专人维护和检查，对长久失修的设施应当及时进行更换或维修，以便确保设施乃至所有电网可以处在安全、稳定的氛围中。（2）因为配网线路具有较高的负荷，运转氛围较为繁琐，在运行当中会被各类因素所影响，令线路产生严重的老化或损坏状况，所以需要通过质量良好的新型导线，确保城市配网线路的安全运转。（3）运用新型分解负荷开关取缔传统开关，谨防开关发生自动断开现象，以免对于用户用电造成影响。
（二）配网线路保护的智能化技术。（1）自适应保护措施。可以结合本地信息，无需通过额外通信设备进行通信。（2）自适应保护系统。通过与通信设施相结合，可以运用本地信息与远程信息，并且与自适应功能方法以及保护算法相融合，所以可以符合所有变化的系统保护所需。
（三）加强巡检。巡检技术在城市配网线路建设中会使用的仪器设备有信号分析处理器、信号采集装置、信号放大器乃至传感器，在运用中均体现出从传感器接受放点信号，令处理信息成为电信号，且把电信号传递到放大装置内，透过放大装置的放大，把电信号变成数字信号。巡检设备在城市配网线路建设的运用，可以危险评估配网线路，且对于配网线路建设当中具有的问题给予解决。巡检技术的使用存在以下优势：故障检验方式丰富，具有较强的检测灵活性。当检测故障时，无需断电，从而减少维修损耗。获取信号的方法较多，且可以通过集中的形式进行分析，以便保障故障检测的稳定性与正确性。
（四）加强馈线自动化应用。在用户和变电站相互间安装馈线自动化，可以完成对用户实际运用情况的自动检测，在配网线路产生问题时，可以提示故障信号，告知电网维护人员进行维修，迅速解决故障，以便确保配网线路可以安全、稳定。通常状况下，馈线自动化分成电流型自动化以及电压型自动化，电流型自动化的故障产生在支线当中，而且形成较小的影响，电流型自动化可以隔离故障。电压型自动化能够及时隔离故障，自动恢复供电功能，一旦在支线中产生故障，且影响较大，则无法进行故障检测。
结束语：综上所述，城市配电线路作为电力系统和用户直接衔接的主要方式，运行状态会直接影响到经济效益与社会效益。在城市配电网发展当中，人们的生活水平也获得了较大的提升，愈发需要配电网运转具有良好的稳定性。传统人工的管理形式较难符合配电网的稳定性与安全性。所以，自动化技术在城市配网线路中的运用则尤为关键。透过自动化技术在城市配电网线路中的运用，可以显著提升配电网的故障检测率，减少维护人员的工作量，降低无谓的经济损耗，为用户给予更为稳定、安全、可靠的供电服务。
参考文献：
农村配网智能化建设探究 篇3
随着新农村建设进程的不断加快,农村配网智能化的建设工作也愈来愈受到重视。农村配网智能化是现代信息社会发展进程的重要基础,对于农村居民生活质量的提升十分重要,因此需要探究农村配网智能化建设工作中存在的问题和相关措施。
1 农村配网智能化建设中存在的问题
1.1 通信问题
目前,通信技术已较发达,但在偏远农村建设较为先进的通信技术还有一定的限制性。目前应用最广、性能相对最佳的通信技术是光纤通信技术,其稳定性较好,但造价相对较高。而农村居民居住较为分散,若在农村配网智能化建设中采用光纤通信技术,则性价比太低、建设成本太高。对于光纤通信技术不适用的农村聚集地,可采用电缆屏蔽层载波辅助通信技术等,但这些通信技术存在高达5%甚至更高的掉线率,稳定性相对较差。
1.2 终端电源问题
农村配网智能化建设中,终端设备的供电方式也是一个问题。目前应用最多的终端设备供电方式是蓄电池供电,但蓄电池供电存在许多问题。首先蓄电池的使用寿命有限,一般只是能使用三到五年,且蓄电池电容有限,目前最大的蓄电池电容也只能储蓄十几法拉的电量,只能保证终端设备30分钟的用电需求。其次蓄电池在工作中易出现故障,而一个智能化的配网系统终端站点众多,导致维护工作量大。
1.3 互感器问题
农村配网智能化建设中对互感器的质量及体积要求很高。传统互感器的体积较大,若在农村配网智能化建设中使用常规的电压或电流传感器,则会给安装及检修维护工作带来不便,因此研究体积较小、质量更高的适用于农村配网智能化的专用互感器十分必要。
1.4 小电流接地故障问题
农村配网智能化建设中的中性点非有效接地系统中最常出现的是小电流接地故障,但目前配网智能化系统中不具备小电流接地故障的检测系统,因此小电流接地故障问题不能得到及时发现与解决,使得配网智能化系统的性能与稳定性大打折扣。
1.5 单一自动化问题
为更好地解决农村配网智能化建设中的单一自动化问题,应以集成信息总线技术为基础,与SCADA系统、配电GIS系统、生产管理系统、营销管理系统、负控系统、TCM系统、AMR系统等建立联络,从而提升配电管理信息化的水平。
2 配网智能化新技术的应用
2.1 配电自动化系统
目前,视频监控技术及环境检测技术已十分成熟,EPON通信技术也已得到广泛应用,将这些技术与农村配网智能化建设相结合,利用视频监控及环境监测的功能特点对配电自动化建设进行监管,通过EPON通信技术提升配电自动化系统的稳定性,可提高农村配电自动化建设的质量。
2.2 智能配电台区
配电台区是针对配变终端所采集并传输的信息的监控平台,因此要求配电台区具备自动化、信息化、互动化的特点。为此,采用智能终端设备及三相不平衡自动调节装置与一体化智能配电箱、有载调容变压器、智能开关站、非晶合金变压器、智能箱式配电站等,对于智能化配电台区的建设十分必要。智能配电台区是供电系统的基础,对于电力系统的安全运行十分重要。某供电公司结合计算机技术、通信技术并利用相关硬件设备建立了综合监测平台,该综合监测平台实现了对配电系统台区设备的遥控、抄表等基础功能,和终端数据分析与汇总及展示等功能,并能根据用户的需求对配电系统的高级数据进行分阶段分析,以利于配电系统台区智能化管理。利用配电系统台区的通信功能还能实现配电台区各独立运行设备之间的通信联系,从而更好地开展配电系统台区管理工作。
2.3 用电信息采集系统
用电信息采集工作的智能化建设也是农村配网智能化建设的一个重要内容。研究光纤抄表、GPRS无线采集及电力线载波抄表等综合用户信息采集系统,利用EPON通信技术建设用户信息采集网络,对建设智能化的用电信息采集系统十分有利。
3 加强农村配网智能化建设的措施探究
3.1 合理管理农村农电基础信息
由于农村基层配网智能化管理人员及农电基础信息管理人员的变动频繁,因此农电基础信息管理工作较为混乱。GIS地理信息系统是以二维地图为依据,结合GPS终端技术在农电基础信息管理中建立的地理位置录入系统,可录入农网线路、杆塔、台区等具体的经纬坐标并记录在农电基础信息管理库中。GIS地理信息系统可将农电地理信息清楚展现在地图上,还具备地图浏览、生产运营信息智能化提取、综合统计查询等农电基础信息管理功能。农电基础信息管理人员可通过GIS地理信息系统对农村电网的基础信息进行了解,并通过与手持PDA终端设备的相互匹配来准确直观地对农电配电线路的运行情况进行检测。农电基础信息智能化管理系统的建设不仅简化了农电网络的检测工作,还提升了农电网络管理的质量及农电基础信息管理的效率。
3.2 对农村配网及农电进行智能化的开关监控
农村配网智能化开关监控系统的建设必须应用ZW43-12/630型智能真空断路器。与原ZW8型真空断路器相比,该型真空断路器增加了智能控制模块,从而具备了A相电流、零序电流、C相电流、TV电压的实时监控功能,与设定值相比即可判断是否发生了线路故障;还具有速断保护、零序保护、三次重合闸、过流保护、防涌流保护等多重保护功能,在线路故障后能更快速有效地进行处理,且安全性更高。此外,ZW43-12/630型真空断路器利用RS-485标配接口与GPRS通信模块相连,从而使得后台管理软件能更好地开展配网系统管理,提高农村配网系统的智能化程度和运行质量。
3.3 对农村配网及农电负荷进行智能化的监管
农村配网智能化的建设中也应对农村配网及农电负荷进行智能化的管理与控制,从而保障农村配网系统与农电系统的正常安全运行。农村配网及农电负荷的智能化监控管理系统可利用拓展公变用电信息采集系统的建设来实现。电量采集终端与智能电表的安装对于农村配网智能化系统的建设是必须的,因为农村配网智能化系统的建设需要对农村的配网及配电信息进行采集与统计,这是农村配网智能化系统建设中必须具备的功能。为此可以RS-485方式实现采集终端的功能,以实现采集终端对智能电表的通信、对处理电量信息的采集及配网运行状态数据的收集工作。此外利用GPRS专网对传输数据还可实现配网智能化系统的远距离信息传输与在线管理的功能,从而更加有利于农村配网智能化系统营销信息化水平的提升。
3.4 加强用电安全的管理
在农村配网智能化建设中应加强农村用电安全的管理,推广智能剩余电流动作断路器,以提升农村低压电网建设的智能化水平。智能剩余电流动作断路器具有短路、欠压、过流的三相保护功能及自动重合闸功能,实现与采集终端的通信、对GPRS专网的数据传输、对用电系统的在线监测与远程智能化控制。
3.5 加强农网电能质量的监督
加强农网电能质量的监管能提升农村居民用电的质量,还能提升农网及农电用户载荷监管与运行监管的质量、效率,进而提高农村居民用电的安全性及稳定性。在农网低压台区安装两率检测仪、GPS定位检测仪及GPRS电压监测仪能实现对农村用户电压质量的全方位检测,从而监督农网电能的质量,提升农村用电的质量。
4 结束语
农村配网智能化建设对于提升农村居民的生活质量十分重要,因此积极研究农村配网智能化建设中存在的问题及提升农村配网智能化水平的措施十分重要。农村配网智能化项目的建设和推广提高了供电的可靠性,提升了用电管理水平,延长了电器设备寿命,能解决农村配网当前存在的主要问题。
摘要：针对农村配网智能化建设中存在的问题,介绍了建设过程中智能配网新技术的应用,探究了加强农村配网智能化建设的措施。
关键词：农村配网,智能化,互感器
参考文献
[1]刘建华.试谈配网科技创新——智能配网管理系统[J].广西电业,2009(5):46,47
[2]王帅.面向农村配网的微功率无线通信系统设计与实现[D].成都:西南交通大学,2015
基于智能配网潮流的精益化管理 篇4
1.专业管理的理念
截止2015年6月底，莱芜地区共有307条配电线路，拉手联络率达88.7%，同比提升19.5%，且面临着光伏分布式电源并网发电项目逐渐增多的发展趋势。针对配网结构较主网结构变化频繁、配网运行直接关系到用户的用电质量和配网负荷变化较快等情况，调控中心实现配网潮流的精益化管理。其理念是为适应新形势下智能配网由辐射型运行方式逐步转化为环网运行的调度管理，通过强化配网异动管理，及时的、准确的制定限流值，将分布系数理论引入到配网管理，并采取分段分层进行潮流控制，提高配网调控员的调控精度。
2.专业管理的范围和目标
2.1专业管理的范围：调控中心负责管辖配网内的分布式电源、配电线路、分段开关、分界开关等一二次设备的监控、操作和事故处理，确保配网安全、稳定运行。
2.2专业管理的目标：细化配网负荷管理，实现配网的精确调度，缩短用户停电时间，缩短配电运维单位巡线时间，保证对电力用户的可靠供电。
二、专业管理的主要做法
1.1准备阶段
准备阶段是指运检部下发对配网自动化新建、技改等工程计划。配电运维单位开始施工，并向调控中心报送相关设备资料。
1.2限流值制定阶段
该阶段是运行方式专业和继电保护专业根据相关资料分别完成限流值的制定和保护定值的计算工作。运行方式专业根据制定的限流值与保护定值进行核对，如符合定值的要求则通知自动化班将该配电线路的限流值在配电自动化系统中体现。
1.3运行阶段
该阶段是指配调班根据配电线路的限流值制定莱芜配网事故处理预案，并利用点检法加强对配电线路的巡视。一是当配电线路过载或重载时。配调员立即通知配电运维人员进行负荷控制。二是当拉手线路故障时，配调员立即启用配网事故处理预案，调控员利用《配网合环安全分析与辅助决策系统》和配电自动化仿真系统对配网进行模拟分析，明确风险点的影响范围、影响后果等情况，利用《拉手线路转供情况一览表》准确将故障线路负荷转供。配网方式专工依据调控员分析情况，结合实际调整配网方式，直至恢复正常。
1.4分析提升阶段
该阶段是指配网调控班对配网异常情况进行汇总，由运行方式专业编制配网事故及异常情况周汇报，在由配网调控班、自动化班、运行方式专业、继电保护专业结合各自专业特点，对配网运行情况总结分析。通过配网运行分析会、配电自动化缺陷协调会、核对限流值、梳理保护定值，向运维检修部提出整改提升措施，优化配网结构，全面提升配网调控管理水平。
1.5重要做法
（1）准确制定配电线路的限流值。由于配网负荷对线径的要求是沿潮流的方向逐渐降低，但拉手改造后线路潮流可以双向流动，而大部分线径是根据原来线路单向潮流时设计的，为了保证负荷调整的安全性，还需要重点分析线径和拉手开关位置的的影响。当拉手开关位于线路出线附近时，潮流方向与原来相同，对拉手开关附近的线径要求相对较小；当拉手开关位于线路末端或位于支线上拉手运行时，拉手开关附近线路由受端变为送端，线径的大小制约着环网运行。
根据配电线路运维管理单位报送的相关资料，依据整理变电站内10kV出线、计量和保护CT的数值、线径的大小、配电线路负荷分配情况制定主线的限流值。结合配电线路的分段、分界开关进行分层、分区管理，制定分支线的限流值，将监控区域细化到每一段，其中包括变电站出线至#1杆的线径参数和限流值大小，对于拉手线路，还应重点查明拉手开关两侧两段线路的线径参数。
（2）实施点检法，提高巡视质量。规定每值定时段对全配网进行检查、巡视，即每隔2小时巡检一次，遇有设备重负荷及天气不好时增加巡检次数，及时检查通道畅通，遥测、遥信正确，对具有分布式电源的配电线路重点监控，使设备处于良好的健康状态。
配电自动化系统具能够预测两小时后的过负荷情况，利用此系统，值班调控员可以密切注视负荷变化，对配网运行情况的动态、静态安全稳定扫描分析，必要时及时转移负荷和限电。
（3）制定了《关于下发莱芜电网10（6）～35千伏系统接地故障处理规定及试拉顺序的通知》，为配网调控员提供了可靠的支撑。当配电线路过载或重载时，配调员立即通知配网设备管理单位控制潮流，用智能开关遥测值进行定量，可以快速的将负荷恢复到安全范围内。通过智能开关进行遥控分闸限电，不仅快速简捷，而且最大程度的保证了供电负荷，可以达到减负荷的相对精确控制。经过拉手改造的线路，判断能否互带两条线路的全部负荷，一般通过前一年两条线路最大负荷之和与一条线路的限流值进行比较确定，线路限流值一般根据变电站出线型号确定。如果两条线路最大负荷之和小于线路限流值，说明一条线路可以带全部负荷。
对于不能带全部负荷的两条拉手线路，可以快速计算拉手时，主供线路所能转带的最大负荷，再根据被带线路智能开关的遥测信息，可以计算出所能转带的最大范围。这样减少了停电或限电范围，安装智能开关后，可以利用智能开关遥测参数，确定转供功率和转供区间，带部分负荷，使线路负荷调整实现了精细化的管理。
（4）配调班从处理方法、处理时间、负荷损失等方面建立一套评估体系，对异常处置情况进行全面评估，整理故障前后配网运行情况。坚持开展“安全周周回头看”活动，分析研判电网异常情况、处理过程，探讨优化方案，并逐一建立事故档案。
通过自主开发了《中低压电网保护定值计算系统》对配网结构发生的配电线路保护定值进行周梳理，依据负荷的变化情况及时核定保护定值，确保配网保护的正确动作。针对分布式电源并网线路的重合闸方式，进行深入分析研究，将重合闸时限由1S改为3S，确保了分布式电源机组解列后线路可靠重合。截止目前，分布式电源并网线路共跳闸6次，重合成功率达到100%。
三、评估与改进
基于智能配网的负荷管理是一项精确调度的重要工作，需要不断的总结分析、不断完善改进。评估方法：管理办法、标准、制度的执行情况，业务流程的科学性、严谨性和合理性，技术水平和管理手段的先进性，制度和管理的适应性和有效性等。
风险管控更加准确。现已形成点检法检查、系统分析、高效应对的一套风险管理流程，将经验与技术有机结合，对风险点分析更准确、高效。成功应对了莱芜迎峰度夏期间的恶劣天气影响，将莱芜配网负荷损失降到最低，受到了公司领导的好评。
配网结构得到优化：通过对配电线路的负荷管理，定期跟踪梳理配电线路的限流值，并向运维检修部提出整改建议。截止目前，已调整18条配电线路负荷分配。部分配电线路存在“卡脖子”的情况，且随着分布式光伏项目不断增多，对配网负荷分配情况需要进一步加强研究。
智能配网供电方式探讨 篇5
手拉手供电电流电压型配网自动化方案是以方向电流作为保护动作的依据, 以电压作为重构的判据, 依靠时间及电流的配合, 利用重合器及重合器、负荷开关的组合来实现的一种配网自动化方案。采用这种方案, 既可以克服电流型方案保护整定配合复杂、分段多难以实现的缺点, 也可以避免电压型方案对系统的冲击和对站内设备的损害。其关键是重合器的选择。选用带有电流方向保护、采用永磁高速真空开关、可以设2套以上保护方案能自动切换的重合器。
1 设计的原则
(1) 根据国家行业的有关规定, 科学设计; (2) 既考虑眼前又照顾发展; (3) 安全、经济、可靠; (4) 根据本地区的电网结构和负荷特点, 合理进行分段。
2 方案
2.1 双电源五重合器方案
对于一般的双电源手拉手供电, 可以采用简单的五 (或三) 重合器对线路进行合理的分段, 即能实现对故障的隔离和恢复, 以及对无故障区域的供电。这样保护整定和配置相对比较简单, 且容易实现。
2.1.1 组成说明
如图1所示, 该方案由R1、R2、R3、R4、R5五台重合器组成, 其中R3为“握手”重合器, B1、B2分别为变电站A和B内的断路器。在R3、R1、R2、R4、R5的两侧均安装用于检定是否有电压和作为重合器工作电源用的电压互感器。图中只画出了R3的, 其余未画。本方案中的保护均采用电流型 (即速断、过流) , 但未考虑反时限。
2.1.2 整定配合
2.1.2. 1 关于变电站保护整定
(1) 电流。对于变电站开关B1、B2可将其速断保护撤出, 采用限时速断。对于A变电站过流保护则应有:IB1>IR1>IR2, 对于B变电站则应有IB2>IR5>IR4。并且整定前要根据系统容量和网络参数进行严格的计算和校验。
(2) 时间。TB1、TB2的过流时间均应大于1.5 s, 以便于重合器的整定配合。
(3) 重合闸时间。B1、B2均为2 min。
2.1.2. 2 关于重合器整定
(1) 电流。当R3处于分闸状态, 系统正常运行时则:IR1>IR2、IR5>IR4、IR3
(2) 过流时间。当R3处于分闸状态, 系统正常运行时则:TR1 (TR5)
当R3处于合闸状态, 整个负荷全部由A变电站供时, 则应有:TR1>TR2>TR3>TR4>TR5或整个负荷全部由B变电站供时, 则应有TR1
(3) 重合时间。当R3处于分闸状态, 系统正常运行时则:TR1 (TR5) >TB1 (TB2) 、TR1 (TR5) >TR2 (TR4) , 若TR1=TR5=3 min, 则TR2=TR4=4 min, R3=5 min (可以根据实际情况进行整定) 。
当R3处于合闸状态, 整个负荷全部由A变电站供时, 则TR1
(4) 闭锁时间。当线路故障, 为减少对系统和设备的冲击, 重合器应有闭锁时间设置。即当线路失电, 靠近故障的重合器应能根据一定的条件, 在一规定的时间内自动跳开, 实现故障点的自动隔离。一般地说当重合器两端均失电后, 重合器等待一定时间后自动分开, 且有:TR1
(5) 闭锁条件。重合器可以根据条件进行闭锁。保护动作重合次数到闭锁;电压互感器闭锁;失电时间到闭锁;检修状态闭锁。
以上2套整定值的变更是由重合器自动完成的, 我们只要在重合器安装时一次将其计算整定并设置好即可。
2.1.3 动作过程分析
(1) 正常运行。在正常情况下, 重合器R3处于分闸状态, 变电站A和变电站B分别对线路供电。
(2) 故障。如图1所示, 若线路D1点发生故障, 则A变电站开关B1动作跳闸, 如果是瞬时性的, 待一定时间后B1重合成功线路恢复供电;如果是永久性的, B1重合不成, 则R1、R2均失电, 重合器R3的电压互感器H1失电。重合器R1在开关B1重合不成后1 min自动分开 (由重合器闭锁条件设定) , 重合器R3将在开关B1重合不成后5 min自动合闸, 无故障线路恢复供电。
若D2点发生永久故障, 重合器R1动作, 重合不成, R1、R3段失电, 重合器R2在重合器R1重合不成后2 min自动分开, 重合器R3将在重合器R1重合不成后5 min自动合闸, 无故障线路恢复供电。
若D3点发生永久性故障, 重合器R2动作, 重合不成, R2、R3段失电, 重合器R3将在重合器R2重合不成后5 min自动合闸, 无故障线路恢复供电。
如果电源从B变电站供的情况, 其分析也如此。
(3) 检修。如果A变电站开关B1检修, 在B1停电后, 重合器R1在开关B1停电后1 min自动分开, 重合器R3将在开关B1停电后5 min自动合闸, R3、R1段恢复供电, 重合器R1则需要人工干预, 或将其合闸, 或将其转为检修状态 (发生故障后不重合) 。
如果A变电站开关B1的线路侧刀闸或线路检修, 在B1停电后, 重合器R1在开关B1停电后1 min自动分开, 重合器R3将在开关B1停电后5 min自动合闸, R3、R1段恢复供电, 重合器R1则应转为检修状态。
对于一般的线路检修, 只要将该段线路两端的重合器转为检修状态即可。对于B变电站的检修, 亦照此办理。
2.2 三电源手拉手供电方案
对两电源的手拉手供电方案稍作扩展就可以实现三电源的手拉手供电, 如图2所示。
2.2.1 组成说明
该方案由2部分组成, 其中一部分由B1、R1、R2、R3、R4、R5、B2组成, 构成双电源手拉手供电;其余部分则构成了一个三电源手拉手的环网供电。网络中B1、B2、B3为变电站内的断路器, R1～R12为重合器, R3、R8、R9为“握手”重合器。在重合器的两侧均安装用于检定是否有电压和作为重合器工作电源用的电压互感器。
2.2.2 整定配合
对于第一部分的整定配合如前所述。对于第二部分其总的也如两电源的手拉手供电方案, 只要将R8重合器的重合条件整定为只向R7方向供电及处理好三电源间的定值平衡就可以了。
2.2.3 动作过程分析
(1) 正常运行。正常情况下, 重合器R3、R8、R9处于分闸状态, A、B、C变电站分别对线路供电。
(2) 故障。若D1点故障, 其动作行为如两电源手拉手供电方案的D1点。若D2点故障, 其动作行为如两电源手拉手供电方案的D3点。若D3点故障, 若为永久性的, 则B1重合不成, R1、R2、R12、R11均失电, B1最后一次重合后1 min重合器R1、R12将分闸, 5 min后“握手”重合器R3、R9将合闸, 恢复对失电线路的供电。若D4点故障, 重合器R11将按照规定的要求动作并闭锁, R9在R11闭锁后5 min重合一次并闭锁。若D5点故障, 重合器R7将动作并闭锁, 重合器R8将重合一次, 重合不成闭锁。若D6点故障, 重合器R6将动作并闭锁, 重合器R7在1 min后跳闸并闭锁, 5 min后重合器R8重合, 恢复对无故障区域的供电。
(3) 检修。对于3个变电站中的任何一个检修, 均可以从另外2个分别恢复供电。当A变电站的母线设备或开B1检修时, 重合器R1、R12在线路失电后1 min将自动跳开并闭锁, 重合器R3、R9在停电后5 min将恢复对失电线路的供电。但检修结束后需人工对重合器R1、R12、R9等进行人工解除。
3 通讯
以上方案无论是否有主站或无主站均能实现手拉手的环网供电, 并具有较强的自动化功能;对通信的依赖较少, 甚至可以完全不依赖于通信。
4 主要特点
浅谈智能配网技术 篇6
中国的电网公司抓住这一机遇积极投身于智能电网建设。在“十二五”计划中, 国家电网公司提出:以用户的需求为第一服务导向, 以信息平台为支撑, 涵盖发、输、配、变、用、调实现电力流、信息流、业务流高度一体化智能电网。其中配电网络在系统中起着承上启下的作用, 在电网结构中与发、输、变、用有着很强的交互性。本文将重点介绍智能配网的主要特征和关键技术。
1 建设智能配网的重要意义
“十一五”期间国网公司加快建设以1000k V特高压为骨干网架结构。作为电力系统中与用户连接最近的一个环节。需要优化配电网络结构;介入配电快速仿真模拟技术;采用灵活多变的分布式储能电源与微网技术;协同高级配电自动化与电力电子技术, 来搭建绿色能源平台, 构筑坚强电网, 为用户提供更优质的电能服务。
2 智能配网主要特征
下面简单介绍下智能配电的几个特征:
2.1 自愈性
当电网发生故障时, 系统可自行判定选择恢复供电方案, 并对故障单元进行处理, 使其迅速恢复供电, 避免用户的用电损失。
2.2 互动性
系统和用户之间是双向平衡的供需关系, 都是电力系统的重要组成部分。
2.3 安全性
这里所提到的安全性不光光是狭义上配网系统物理方面的安全可靠运行, 还有广义上用户端对开源智能电网数据方面的攻击, 系统也应考虑其安全性, 并应能有效采取防御。
2.4 兼容性
传统集中式发电无法满足电力工业发展需要, 因此兴起分布式发电技术。
2.5 经济性
狭义上讲, 整个配网系统资产能被统一配置与管理, 各设备以最优效率运行, 即使遇到系统扩建, 也仅需投入少量新的基础设施就能顺利投运, 维护成本低。
3 智能配网的关键技术
3.1 分布式电源与储能技术
分布式电源技术是新型电源技术, 能够兼容多种发电方式接入电网, 同时能起到系统储能器的作用, 补充主网电力, 减缓峰时电网压力, 谷时进行储能, 提高了供电可靠性, 扩展了供电容量。
配网中的分布式电源一般以小电源系统居多, 其发电容量在10MW以下, 通常采用小型风力发电、光伏电源、秸秆等废作物燃烧发电。
储能技术作为分布式电网的重要环节起着无可替代的作用。却具有不稳定性, 受环境影响较大, 属于间歇性波动能源。因此为保证能够提供稳定、持续的电能就需要储能技术。
3.2 可重构的网络拓扑结构
现代智能网采用环形网络结构取代传统辐射网络结构, 它的优点在于提供了更加友好的线路途径, 当系统发生故障的时候, 能够将故障点切除或者能将故障限制在一个局部的小范围之内, 不会对整个电网系统产生冲击, 并且可以智能判断迅速反应, 通过其他连接避开故障部分, 恢复对用户供电。
3.3 高级电力电子技术
智能电力电子设备应用最广的首推高频开关电源技术。电网的智能化管理有赖于对整个电网信息监控, 电力电子技术便成为这些信号源最有利的中继站, 服务于通信设备。在高压上可用于分布式电源供电系统, 利用小功率的控制模块集成大规模电子线路技术, 使得设备体积大大缩小, 解决了如:风力设备、光伏设备按传统设计受制于体积的局限性, 在体积缩小的同时也大大降低了能耗。
其次智能万用变压器也是现代电力电子工业产物, 传统线圈变压器是固定的, 而这种新型变压器运用电力电子技术不光可以对电压进行转变, 还可以调节频率并进行谐波过滤, 有效抑制谐波电流噪音。
3.4 超导电力技术
利用超导技术制成的材料具有零电阻和完全抗磁特性, 利用这些特性可以提高电力设备使用率, 降低能耗, 更加的安全、环保。
超导电缆就是该技术运用的代表, 它以近乎“零电阻、零损耗”著称, 与同等截面常规电缆相比, 其传输能力提高3到5倍, 节约了材料, 电磁辐射也更低。而且由于其传输容量与温度呈反比, 当线路发生潮流变化时, 可以通过适量降低导体温度来进行调节, 保证系统稳定。
还有一个重要的应用就是超导储能, 它具有极高转换率, 可快速、长期无损储能, 无多余机械转动部分, 使用寿命长, 工作稳定, 维护简单, 污染小, 可以在电力峰谷时进行自由调节, 消除电网低频功率震荡, 调节无功, 改善电能质量, 维护了系统的稳定。
3.5 高级配电自动化系统
与传统配电自动化技术不同的是, 它将提供更可靠的实时分析、演算, 能对整个电网实施监控与数据采集, 实现馈线自动化, 在对故障进行隔离与自愈的同时, 可对系统自动无功补偿与调压管理, 还可以优化电网结构, 合理配置设备, 辅助安排停电作业、检修作业, 减小工人劳动强度, 节约了人力维护成本, 并且减少了停电时间, 提高了供电可靠率与系统维护运行水平。
与传统故障恢复技术相比, 由原来需要数分钟的处理时间缩短至1秒以内, 实现了“无缝”自愈。此外它还突破小容量配变难以实现无功就地补偿的局面, 直接通过控制线对线路进行无功补偿和电压调节来稳定系统。
另一个关键技术是分布式智能控制技术, 系统之所以能快速对各种情况做出反应都是借助于该技术的强大功能。
4 结论
配网智能化发展论文 篇7
农村配电网是输电网与用电网的纽带, 也是农网体系的中心环节, 同时“也是整个电力系统中线路最多、网络拓扑最为复杂, 网架最为脆弱的一个环节”。当由于农村配网点多、面广, 电网线路建设资金投入又相对较少, 因而很大一部分电网设备相对落后, 电线路线径细、导线老化等, 造成农村配电线路超载, 损耗较大, 而且在用电质量上经常出现电压低, 无法带动大功率用电设备而故障频繁。
落后的农村电网已经完全无法与当前城镇化发展的要求相适应, 原有的农村配电网设计和建设的标准普遍过于低下, 在供电能力、质量和供电安全上都存在着隐患。原有的电网结构和安全运行环节薄弱, 导致农村供电可靠性差, 农村企业经营受到制约, 无法形成有效利用先进设备的大规模生产, 逐渐难以支撑农村经济发展的要求。因此, 对于无法适应当前经济发展水平的农村电网, 必须要进行更新换代, 以先进的技术和设备来提升农村配网的智能化水平。
2 智能化监控技术分析
农村配网中的智能化管理是指“以融合电子化的基础信息管理手段和调控一体化的遥信、遥测、遥控技术, 实现建成先进、稳定、安全、兼容、易维护、可扩展的农村配网监控设备和系统”, 智能化监控技术采用先进的遥感和传感系统, 以及通信和控制终端技术, 完成对配电网运行状态和供电网可靠运行状态进行全面实时远程的监测和控制, 从而提高了电网的可观测性和可控制性。
农村配网中智能化监控技术主要从一下几个方面作为突破点进行研究。首先研究智能配电的理论和方法, 从而能够实现电网自愈控制;其次是研究分布式电源在配电网中的控制与保护技术, 以优化发电网、输电网、配电网及用电网等各个环节的协调调度;再次是电力电子技术的研究, 以实现电能质量控制及灵活分配, 从而能够降低损耗, 提高电能质量和供电的可靠性。
3 智能化监控技术在农网中的应用
智能化监控技术所需的技术支持包括通信技术、电子计算机技术、新材料科学和微电子技术已经发展成熟, 农村配网中的智能化监控技术的应用也有了推广和发展的可能性。
3.1 配电线路故障在线监测技术
农村配网线路长、分支多, 再加上电网负荷率低、运行方式变化大等特点, 线路故障时有发生。目前故障在线监测系统主要是将故障检测终端挂装在配网线路需要监测的位置上, 对线路运行状况进行实时监测。当线路出现短路、接地故障、断流、过流等情况时, 终端会将采集到的数据传送到监控中心, 监控中心的系统软件会结合配电线路的拓扑结构对数据进行分析, 从而精确确定故障位置。
针对农村配网线路的特点, 短路、过流线路故障的主要故障电流判据是延时电流突变量, 接地故障的电流判据主要采用电容电流, 这些技术降低了故障判断对电流检测精准度的要求, 其准确性不依赖于负荷变化而是依据线路的总长度, 所以适用于农村配电网线路。
3.2 农网馈线自动化系统
馈线自动化系统主要有基于馈线FTU和通信网络、基于具有就地控制功能的线路自动重合器和集中控制加就地智能三种类型, 根据这一实际, 对农网馈线自动化系统的方案设置上, 要充分考虑一下情况:
(1) 评价自动化供电方案的主要依据是供电可靠性, 包括故障次数、停电范围、停电时间和恢复供电时间等。
(2) 在架空线网中, 重合器方案的优点在于在实际应用中能够大幅度提高供电可靠性, 线路发生故障时, 现场解决问题, 减少了人为的复杂化;从技术上来说, 重合器有着高度的智能化系统, 供电网络能够不依赖于通信系统、主站系统而独立运行, 同时又可以统一规划, 分步实施。
(3) 简化电网联结的复杂性, 在农村配电网中采用双电源环网供电, 提高供电可靠性。
(4) 在农村配网中, 分支线路所占比重较大, 而且也是故障多发区域, 因此馈线自动化的重点要放在对分支线路故障的检测、判别和隔离上。
3.3 SCADA可视化技术应用
SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) 系统即数据采集与监视控制系统, 它是以计算机为基础的生产过程控制与调度自动化系统, 可以对现场运行设备进行监视和控制, 以实现数据采集、设备控制、测量、参数调节以及各类信号报警等各项功能。由于农村配电网结构复杂, 线路较多, 要采集的数据信息也非常大, 要快速准确的从大量数据中提取有效数据, 运用SCADA技术对数据进行分析, 并以董涛图形的方式呈现出来, 实现配电网内运行状况的可视化。
SCADA技术以其直观的呈现方式极大地减轻了工作量, 大大提高了工作效率和配电网管理水平。
3.4 GPRS技术在农村配网中的应用
电力配网的自动化程度与供电质量及供电可靠性都有着密切的联系, “配电变压器是将电能直接分配给低压用户的电力设备, 其运行数据是整个配电网基础数据的重要组成部分”。对配电电压器的运行参数和状态进行监测, 利用GPRS技术和计算机技术并结合电能量测量技术, 能够全面、及时、准确地反映电量使用状况。将GPRS技术融入电力系统设备的通信过程中, 能够分析并提供准确、可靠的电能量数据, 实现线路内电量平衡并降低损耗。但是由于建立一个具有超时效性和可靠性的通信网络需要投资巨大, 目前GPRS技术在配电网中的应用还处于初级阶段, 尚无法全面推广。
4 结语
随着科技的飞速发展, 电子信息技术、计算机技术及网络通信技术在配电网中的应用也越来越广泛。在农村配电网中, 智能化监控技术以其全景化预警控制机制、可视化多维检测系统、智能化故障处理能力和一体化运维支撑等特征而被广泛应用。为了更好的适应社会的发展, 全面建设社会主义小康社会, 智能化监控技术为农村配电网提供了超便捷的服务和先进的技术, 也因此而受到更多的重视和进一步发展与完善。
参考文献
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[2]钟军, 余辉.农村配网智能化管理系统建设[J].大众用电, 2013 (005) :30-31.
配网智能电缆分界开关研究 篇8
配网电缆分界开关作为供电线路联络或分支的开关设备,其对故障信息的采集及故障响应动作的速度,很大程度决定配网输电线路的安全性及可靠性。本文对一种将高可靠性C-GIS开关设备、微机保护测控以及通讯模块充分融为一体的配网电缆智能分界开关进行了研究,其实现了自动切除单相接地故障、自动隔离短路故障、快速定位故障点等功能,提高了配网供电可靠性及安全性。
1配网智能电缆分界开关设备
1.1配网智能电缆分界开关的设备组成
如图1所示,配网智能电缆分界开关包括母线电压互感器、气体绝缘开关设备、智能分界开关测控装置、零序电流互感器和三相线路电流互感器等模块。
1.2选用的气体绝缘开关设备的主要参数
配网智能电缆分界开关选用的气体绝缘开关设备的主要参数如表1所示。
1.3选用的气体绝缘开关设备的技术优势
1.3.1先进的灭弧技术
开关的灭弧室采用了直动式结构以及去离子栅灭弧+吸气活塞原理,既保证了灭弧室灭弧动作的可靠性,同时又达到了节省空间的目的;同时,将直动式的动作特点充分利用起来,巧妙地融合去离子栅灭弧技术和吸气活塞,使之成为一体,提高了灭弧产品的性能,达到了E3级产品具备的5次以上50 k A短路电流关合能力。
1.3.2独有的双压气室
开关设备的灭弧与绝缘是独立于SF6气体中的。灭弧室是独立密封的,充以较高的气体压力保证灭弧,气箱中其余空间充以较低的气体压力保证绝缘。
1.3.3内部故障电弧限制装置
内部故障电弧限制装置安装在柜体中,在一定程度上保护了设备和人身的安全。该装置通过在电缆室内安装自动快速接地开关来实现保护,在产生故障电弧的几毫秒内,接地开关会迅速动作熄弧。
2智能分界开关测控装置
2.1智能分界开关测控装置
智能分界开关测控装置需要内置到智能电缆分界设备当中,具备遥控合分闸开关、检测故障和保护控制等功能。智能分界开关测控装置主要功能如表2所示。
2.2智能分界开关测控装置主要保护功能
2.2.1过流保护
过流保护主要反应大电流故障,当发生三相短路、相间短路、两相接地等大电流故障时,会引起过流保护动作。保护动作逻辑如图2所示。
注:Uwy为无压定值;Iwl为无流定值;Igl为过流定值;Tgl为过流时间定值;Tfhtz为负荷开关跳闸延时。
当“过载电流跳负荷开关”控制字为默认值“退出”时,如果相电流大于Igl,延时Tgl后,断路器跳闸继电器出口。然后判断是否满足母线侧无压、相电流小于Iwl,并延时Tfhtz,如果满足,则负荷开关跳闸继电器动作,点亮“短路灯”并通讯上传故障信号。
当“过载电流跳负荷开关”控制字设置为“投入”时,如果有相电流一直大于Igl,在经过Tgl延时后(在此延时期间,所有相电流同时又都不大于Ibs闭锁电流),则允许负荷开关直接跳闸;若在此期间有相电流大于Ibs闭锁电流,则负荷开关必须在变电站断路器跳闸后(此时无流、无压)延时Tfhtz才能跳开。
2.2.2单相接地保护
单相接地保护逻辑如图3所示,图中I0gl为零序电流定值;TI0为零序接地时间定值;XHXQ为中性点经消弧线圈接地投退定值,如果是中性点经消弧线圈接地的系统,该投退定值设置为“投入”,其他情况下设置为“退出”;U0mk为零序电压内部门槛值,取10 V。
3配网智能电缆分界开关设备实现的功能
通过一体化设计组合,将高可靠性德理施尔气体绝缘环网开关设备、智能化组件(智能分界开关测控装置)、三相一体式电流互感器、母线电压互感器组合成配网智能电缆分界开关设备,其主要实现功能为:
(1)自动切除负荷侧单相接地故障:当用户支线发生单相接地故障时,该配网智能电缆分界开关设备通过判别零序电流实现自动分闸,甩掉故障支线,保证变电站及馈线上的其他分支用户安全运行。
(2)自动隔离或切除负荷侧短路故障:当用户支线发生相间短路故障时,该配网智能电缆分界开关设备通过判定过流并记忆,在变电站出线保护跳闸后,立即分闸甩掉故障线路。
(3)快速定位故障点:用户支线故障造成该配网智能电缆分界开关设备动作后,仅责任用户停电,以用户定制的通讯方式主动上报故障信息,使电力公司能迅速明确事故点,及时进行现场处理,使故障线路尽早恢复供电。
4结语
通过对将高可靠性C-GIS开关设备、微机保护测控以及通讯模块充分融为一体的配网电缆智能分界开关设备的研究发现,智能测控装置通过对运行电缆线路实时数据的采集及判断,在电缆线路发生了接地故障和短路故障时,能够快速地切除或隔离故障,并向维护管理人员以定制的通讯方式来传递故障内容,在第一时间就定位故障支线。它的应用可以在一定程度上缩小停电范围、缩短停电时间,提高电缆供电线路的可靠性和安全性,保障配网运行安全。
参考文献
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配网智能化发展论文 篇9
关键词：智能配网；转型升级
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1671-864X（2016）05-0178-01
智能配网是直接面向客户、服务客户的供电网络，是保障电力供应“落得下、用得上”的关键环节，是国民经济和社会发展的重要公共基础设施。近年来，全国各地持续加大对智能配网的规划建设，配电网络发展取得显著成效，供电可靠性、电压合格率和综合线损等技术指标均得到很大的提高，一定程度上满足了社会的基本用电需求和安全。但目前配网建设与运行相比国际先进水平仍有差距，城乡区域发展不平衡，有待进一步改善。
一、智能配网形势分析
“十三五”期间，智能配网的发展将面临全新的形势和严峻的挑战。首先，我国面临环境污染、能源安全、新能源发展等突出问题，解决能源科学发展问题已刻不容缓。只有树立全球能源观，从构建全球能源互联网的角度出发，统筹配网规划发展，才能保障能源的安全、清洁、高效和可持续供应。其次，随着新一轮电力体制改革的推进，如何适应市场化改革的需要、优化资源配置、提高能源利用效率、促进节能减排，不断提高配网规划建设的经济和社会效益是10kV智能配网发展面临的重要任务和目标。
二、目前存在的问题
（一）供电质量有待提高。城网供电可靠性水平整体与国际先进水平相比仍有差距，农村负荷增长较快，部分地区农村电力供需平衡偏紧，局部农村偏远地区配电线路供电半径偏大，“卡脖子”问题仍然存在，变压器线路重过载未完全消除。
（二）双侧电源链式网架尚未完全形成。中心城市（区）电网双侧电源链式结构比例仍有较大提升空间，目前还存在一定比例的辐射型高压配电线路，乡村地区仍存在少量单线单变。
（三）双侧电源环网结构联络率有待进一步提升。中心城市（区）双侧电源环网结构未完全形成；城镇地区存在一定比例辐射结构，联络不够，转供能力不强；局部乡村地区供电半径偏长，分段数较少，联络率较低，供电灵活性较差。
（四）农网装备水平较低。部分已投入运行的农网设备运行年限较长，存在老化现象；配电线路绝缘化率较低，架空线路线树矛盾比较突出。
（五）配电自动化建设有待加强。配网配电自动化覆盖率较低，一二次设备缺乏有效衔接，产品质量、环境适应能力存在较大差异，部分产品故障率高，影响系统运行可靠性。
（六）配电通信网适应性不足。一二次设备缺乏协调发展，配电网通信网未同步规划建设；中心城市供电区域10千伏站点光纤覆盖率偏低，影响配电自动化“三遥”终端实施效果；城市骨干网局部区段带宽窄，不能适应大容量业务通信需要。
三、解决方案及对策研究
强化配电网规划。统一规划城乡配电网，统筹解决城乡配电网发展薄弱问题，促进新型城镇化建设和城乡均等化发展。统一协调配电网规划与市政规划，将规划成果纳入城乡发展规划和土地利用规划。统一电网和电源规划，优化电源与电网布局，加强规划衔接，促进新能源、分布式电源、电动汽车充电基础设施等多元化负荷与配电网协调有序发展。统一一次网架与二次系统协调规划，实现智能配电网环境下输配电网、一次网架设备与二次系统、公共资源与用户资源之间的相互衔接。统一配电网与上级电网协调规划，配电网与上级电网应协调规划、统筹发展。统一公用资源与用户资源协调发展，随着分布式能源的发展，用户侧资源也不断增加，应统一协调配网公用资源与用户资源的发展规划。
健全配网技术标准体系。根据区域经济发展水平和可靠性需求，整合和优化已有标准化成果，完善技术标准，逐步建立完备的配电网技术标准体系，明确发展重点，科学指导规划、建设与改造，全面推行模块化设计、规范化选型、标准化建设。
实现中心城市（区）高可靠供电。围绕中心城市（区）发展定位和高可靠用电需求，统筹配置空间资源，加强与城市规划的协同力度，将电网规划成果纳入城市规划和土地利用规划，充分保护站址、通道资源，强化电网规划的可操作性，高起点、高标准建设配电网，确保供电能力充足，网架结构合理，设备标准化配置，具备故障自动检测、隔离和网络重构的自愈恢复能力，能够抵御各类故障，提高供电可靠性和电能质量。
满足城镇快速增长的用电需求。结合国家新型城镇化规划及发展需要，适度超前建设配电网；紧密跟踪市区、县城、中心城镇和产业园区等经济增长热点，及时增加变（配）电容量，统筹使用间隔及通道资源，控制专线用户接入，消除城镇用电瓶颈，满足供电需求。
提升农村电力服务水平。继续对未改造的农网实施改造，逐年提高农村配电网供电能力和质量，解决已改造地区出现的新的不适应问题；通过增加变电站及配变布点，改造小截面导线等措施，缩短中低压供电半径，加快解决“卡脖子”等突出问题，有效缓解春节、农忙等季节性负荷突增引起的供电问题，大幅改善居民生活用电条件。
优化完善电网结构。科学构建强简有序、标准统一的配电网目标网架，按照远近结合、分步实施的原则，合理确定网架过渡方式，切实保障变电站站址和线路廊道规划落地。按照供电区“不交叉、不重叠”原则，合理划分变电站供电范围，规范配电网网架结构，解决网架结构不清晰、网架结构薄弱等问题，提高供电安全水平。
推进配电网设备标准化。引导设备制造厂家科学发展，优化设备序列，简化设备类型，控制同一供电区域每类设备不超过3～5种，规范技术标准，推行功能模块化、接口标准化，提高配电网设备通用性、互换性；注重节能降耗、兼顾环境协调，采用技术成熟、少（免）维护、具备可扩展功能的设备；在可靠性要求较高、环境条件恶劣（如鹽雾、污秽严重等）以及灾害高发等区域适当提高设备配置标准；按照设备全寿命周期管理要求，逐步更换老旧设备，消除安全隐患，提高配电网安全性和经济性。
浅谈加快建设现代智能配网途径 篇10
今年上半年, 东营供电公司持续加大配网建设改造力度, 加快解决配网结构薄弱、供电“卡脖子”、低电压等突出问题, 全面提升配网运行管理水平;全力推进城农网工程建设, 累计完成中低压线路建设改造127条、461公里, 新建及更换配变53台、13.2兆伏安, 2012年度110个农网改造升级中低压工程项目进展顺利, 全年项目开工率实现89%, 投产率实现61%, 超额完成半年建设改造目标, 圆满完成了春检、重要节点保供电及迎峰度夏准备工作;组织开展配变负荷普测, 重点排查迎峰度夏期间可能出现过载或“卡脖子”的线路及配变, 及时消除设备缺陷和安全隐患, 配网可靠供电能力大幅提升;智能配网建设成效显著, 扎实推进智能配网建设实施, 累计建设配电自动化主站1个, 配电抢修指挥平台1个, 完成配电线路智能化改造138条、880公里, 安装智能终端892个, 终端在线率91.6%, 实现市区智能配网全覆盖;核心区10千伏线路联络率负荷互供、转供能力明显增强, 基本形成多分段、适度联络、结构合理、运行灵活的配电网络。配电自动化系统投运以来, 应用成效已逐步显现, 实现了故障区段的快速隔离和非故障区段的快速恢复供电, 非故障段恢复供电时间由原来的45分钟下降到5分钟以内, 目前已累计正确动作29次, 减少停电1715时户, 减少电量损失约20万千瓦时。
1 面临的形势及问题
按照国家电网公司、省公司关于“加快转变电网发展方式, 解决‘两头薄弱’问题”工作要求, 对公司配电网从网架结构优化、供电质量改善、运行管理提升等方面对中低压配网进行深入剖析, 主要存在以下问题:
1.1 配网基础管理工作相对薄弱
配电自动化和智能配网的建设投运, 极大提高了配网工作的管理水平和生产效率, 但由于是建成初期, 规章制度尚不完善, 基础管理工作仍存在薄弱环节;运行维护人员存在对智能配网认识不深刻, 对设备原理不熟悉等问题;配网设备增加较快, 需要对PMS、电网GIS、配电自动化等多套信息系统进行数据同步维护、更新, 目前仍存在数据录入和更新不及时现象;配网状态检修和不停电作业有待进一步推广;需探索建立营配协同机制, 进一步完善落实标准化抢修相关制度标准。
1.2 县公司配网专业管理仍需进一步加强
“三集五大”体系建设推进了市县公司核心业务的集约融合, 深化了市公司对县域配网的专业化管理, 但仍有待于深度磨合提升。一是县域配网仅利津县公司开展了智能配网建设, 总体进度缓慢, 农村配网网架依然薄弱。电源分布不合理、配电线路线径细和设备老化等问题仍然突出存在, 远不能满足“一体化”专业管理要求。二是农电基础管理相对薄弱, 存在管理模式不一致、标准执行不到位等情况。三是农电人员技能素质有待进一步提高。县区公司存在配电运检人员年龄老化, 文化素质和业务水平偏低等问题, 不能满足生产检修精益化管理的需要。
1.3 配网运维水平有待进一步提高
随着直供配网建设和农网改造升级投资力度的不断加大, 市县区域内配网结构不断优化, 配网“三率” (供电可靠率、电压合格率和线损率) 水平得到有效提升。截止6月, 城市供电可靠率达99.9745%, 综合电压合格率达99.987%, 农网供电可靠率达99.9508%, 综合电压合格率达99.276%。但对于新兴开发区、农村偏远地区等区域电源布点少、供电半径长, 停电及低电压方面的服务投诉依然较多。部分农村电网、接管小区设备陈旧老化, 历史欠账较大, 停电及低电压方面的服务投诉压力较大。随着经济社会的快速发展, 客户对供电可靠性、供电质量要求的不断提高, 也对公司配网运维水平提出了新的更高的要求。
2 下半年重点工作安排
2.1 加强制度建设, 完善配网标准体系
根据省公司管理标准、工作要求, 结合配电自动化运行以来存在的问题和不足, 重新梳理、完善相关技术标准、管理标准、工作流程、作业指导书等, 提高标准制度的可操作性, 确保职责界面清晰, 全面提升配电自动化基础管理水平。全面优化“三集五大”体系改革后生产和营销业务组织架构和工作职责, 推动业务流程再造, 打造营配高效协同管理新格局。组织各单位修订完善状态检修标准制度, 加强工作经验交流, 积极开展专题培训, 深入开展状态检修和带电作业。
2.2 加快推进直供配网和农网改造升级工程建设
加强工程管控, 加快推进直供中低压配网工程建设。重点做好新兴经济开发区线路建设和新建变电站配出建设, 进一步优化配网网络结构, 提高配网供电能力和供电可靠性。加强专业指导, 加快完成农网升级改造工程建设。优先开展配网节能与提高供电质量改造项目, 对功率因素较低、负荷较大的低压台区加装无功补偿, 提高供电质量和线损率水平。加大物资供应、施工进度等关键节点的督导管控, 加强工程质量监督, 确保年底前完成2.33亿元、110项农网改造升级中低压工程建设任务, 全面提升农网设备装备水平。
2.3 加强配网运维管理, 全面做好迎峰度夏工作
一是, 严格停电计划管理, 充分利用带电作业和零点作业等手段, 避开用电高峰、高温时段, 尽快解决问题、消除供电隐患;二是, 持续深化开展配网诊断分析和安全大检查工作, 全面梳理配网薄弱环节, 及时排查治理设备缺陷和隐患, 对全市配网5条重载线路进行重点监视, 加强巡视和消缺, 完善事故预案和预控措施, 确保电网和重要客户供电安全;三是, 在夏季用电高峰到来前全面落实防雷击、防台风、防汛各项技术措施和物资储备, 加强防汛值班管理, 开展防汛应急演练, 确保电网顺利迎峰度夏。
2.4 扎实推进配电自动化实用化进程
一是, 进一步完善配电自动化制度标准体系, 进一步理顺管理流程, 明确工作职责, 优化工作效率。加大智能配网技术培训力度, 提高配电自动化人员对配电自动化工作原理、运行维护认识, 保障智能配网实用化功能顺利实施;二是, 加快配电自动化系统消缺。全面梳理智能配网在主站、通讯设备、一次及终端设备存在的缺陷, 科学调度, 合理安排消缺计划, 确保馈线自动化功能顺利投入, 充分发挥配电自动化系统自动诊断、快速切除、快速恢复的优势;三是, 强化配电自动化运行分析, 完善运维指标体系。对终端在线率、遥控使用率、遥控成功率等指标进行监测统计, 定期分析、查找原因、及时改进, 不断优化系统运行。
2.5 全面加强县区专业化管理
进一步理顺对县区公司的配网专业化管理, 增强专业管控深度, 强化工作落实。加强农网工程进度管控, 全面完成县域配网建设目标。优化配网网络结构, 实现配网与主网协调发展, 满足客户用电需求。加强对县区公司同业对标指标管理。结合配网专业管理工作要求, 重点推进县公司隐患排查治理、故障抢修、PMS系统实用化和“两率”提升等工作, 全面提升县公司专业化管理水平。
摘要：由于历史原因, 市县区域电网发展不均衡, 部分区域配电网发展滞后, 存在设备老化、线路“卡脖子”、运维管理水平较低等问题。仍需不断加大配网建设投入, 加快智能配网及农网改造升级建设, 满足区域配电网负荷新需求, 确保东营配网健康运行和高效发展。
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