变电站综合自动化系统(变电站综合自动化)

1. 变电站综合自动化

配电自动化（DA）是一项集计算机技术、数据传输、控制技术、现代化设备及管理于一体的综合信息管理系统，其目的是提高供电可靠性，改进电能质量，向用户提供优质服务，降低运行费用，减轻运行人员的劳动强度。

知识点延伸：

配电自动化的发展大致分为三个阶段：

1、第一阶段是基于自动化开关设备相互配合的配电自动化阶段，主要设备为重合器和分段器等，不需要建设通信网络和计算机系统。其主要功能是在故障时通过自动化开关设备相互配合实现故障隔离和健全区域恢复供电。这一阶段的配电自动化系统局限在自动重合器和备用电源自动投入装置。自动化程度较低，这些系统目前仍大量应用。

2、第二阶段的配电自动化系统是基于通信网络、馈线终端单元和后台计算机网络的配电自动化系统，在配电网正常运行时也能起到监视配电网运行状况和遥控改变运行方式的作用，故障时能及时察觉。并由调度员通过遥控隔离故障区域和恢复健全区域供电。

3、随着计算机技术的发展，产生了第三阶段的配电自动化系统。它在第二阶段的配电自动化系统的基础上增加了自动控制功能。形成了集配电网SCADA系统、配电地理信息系统、需方管理(DSM)、调度员仿真调度、故障呼叫服务系统和工作管理等一体化的综合自动化系统，形成了集变电所自动化、馈线分段开关测控、电容器组调节控制、用户负荷控制和远方抄表等系统于一体的配电网管理系统(DMS)，功能多达140余种。现阶段的配电自动化以此为目标建设和完善。

2. 配电自动化运维

配电运行维护 常用的物资 有很多、配电运行单位必须得有 十千伏和 低压线路所常用导线、 金 踞、瓷器类、 高低压开关 和高低压容丝等。

3. 配电自动化

DTU配网自动化终端，一般配备一套独立的通信电源集中组屏安装，即（直流屏）。

  可直接采集配网实时运行数据并上送给配网自动化系统，使上级主站系统能随时监视配网运行情况并作出正确的决策。同时可以通过主站系统对配网设备遥控操作，从而缩短故障处理时间和降低人工维护成本。

4. 变电站综合自动化实训总结

分层分布式变电站自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信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、测量、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视、测量、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，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代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提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。

5. 变电站综合自动化技术

变电站自动化

所谓变电站自动化就是将变电站的微机监控、微机保护和微机远动装置的功能统一起来，充分发挥微机作用、提高变电站自动化水平、提高变电站自动装置的可靠性、减少变电站二次系统连接线的综合自动化系统。它可以完成远动、保护、操作（防误）、测量、故障录波、事故顺序记录和运行参数自动记录等功能，并且具有很高的可靠性，可以实现变电站无人值班运行。变电站综合自动化的优点是：大大地简化了变电站二次部分的硬件配置，避免了重复；大大地简化了变电站二次设备之间的连线；大大地减轻了安装施工和维护工作量，也降低了总造价；为运行管理自动化水平的提高打下了基础。

变电站自动化系统功能分为：

1. 遥测：采集电力系统中的电流电压等参数进行上传到后台进行监测

2. 遥控：从后台操作电力系统中元器件（开关，闸刀，有载开关）的动作。

3. 遥调：调整定值。

4.进行巡回监视和召唤测量。

5.对开关量的状态进行判别，对被测量进行判别，功功率总加和电量累计等。

6.用彩色显示电力网接线图及实时数据、负荷（I、P、Q）、潮流方向、频率和电压以及环境温度、变压器档位等，当开关变位时，自动显示对应的网络画面，并通过音响和闪光显示提醒运行人员注意，进行报警打印，还能对被测量越限情况和事故顺序进行显示和打印。

7.进行报表打印、日运行负荷日志打印、月典型报表打印、月电量总加报表打印等。

8.具有汉字人机对话及提示功能，可随机打印和显示测量数据与图形（U、I、P）画面，以及管理功能。

6. 智能变电站

目前主要对时方式有PPS、B码、IEEE 1588、GPS。

7. 配电网自动化

对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述?配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后

　　-

　　对闭环运行方式配电自动化系统的探讨

　　自动化系统

　　对闭环运行方式配电自动化系统的探讨

　　0 概述?

　　配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。?

　　实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30?s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。?

　　1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标

　　该区共10?km2，区内110?kV变电站一座，目前投入31.5?MVA变压器2台。110?kV进线2回内桥接线，分别引自上级500?kV变电站。出线为35?kV?10回、10?kV?14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。?

　　拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：?

　　（1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化。?

　　（2）提高供电可靠性，达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率99.99%。?

　　（3）建立配电监控系统，提高供电质量，电压合格率98%。?

　　（4）线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电。?

　　（5）实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能。?

　　（6）同时容纳开环运行的方式。本期配电自动化系统主要实现以下功能：?

　　1)SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印；?

　　2) 馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电；?

　　3) GIS地理信息系统功能；?

　　4) 包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能；?

　　5) 与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。?

　　2 对原配电网改造的主要内容?

　　2．1 变电站综合自动化改造?

　　由于该110?kV变电站原有保护远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变电室通信等功能，故首先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。?

　　2．2 部分用户变电室改造?

　　由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的用户变电室在改造后均以2回电缆出线，与上下家企业连成环网，出线均安装可以遥控的开关。?

　　在每个企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。?

　　2．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择?

　　改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时二方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5Ω[2]。?

　　2．4 保护定值的调整?

　　系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110?kV变电站内的馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500?kV变电站相应出线的保护定值也作了微调。?

　　2．5 其他?

　　少数企业原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化提供高速可靠的数字信道，又为抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。?

　　由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。?

　　对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述?配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后

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　　对闭环运行方式配电自动化系统的探讨

　　自动化系统

　　对闭环运行方式配电自动化系统的探讨

　　0 概述?

　　配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。?

　　实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30?s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。?

　　1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标

　　该区共10?km2，区内110?kV变电站一座，目前投入31.5?MVA变压器2台。110?kV进线2回内桥接线，分别引自上级500?kV变电站。出线为35?kV?10回、10?kV?14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。?

　　拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：?

　　（1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化。?

　　（2）提高供电可靠性，达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率99.99%。?

　　（3）建立配电监控系统，提高供电质量，电压合格率98%。?

　　（4）线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电。?

　　（5）实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能。?

　　（6）同时容纳开环运行的方式。本期配电自动化系统主要实现以下功能：?

　　1)SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印；?

　　2) 馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电；?

　　3) GIS地理信息系统功能；?

　　4) 包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能；?

　　5) 与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。?

　　2 对原配电网改造的主要内容?

　　2．1 变电站综合自动化改造?

　　由于该110?kV变电站原有保护远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变电室通信等功能，故首先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。?

　　2．2 部分用户变电室改造?

　　由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的用户变电室在改造后均以2回电缆出线，与上下家企业连成环网，出线均安装可以遥控的开关。?

　　在每个企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。?

　　2．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择?

　　改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时二方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5Ω[2]。?

　　2．4 保护定值的调整?

　　系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110?kV变电站内的馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500?kV变电站相应出线的保护定值也作了微调。?

　　2．5 其他?

　　少数企业原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化提供高速可靠的数字信道，又为抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。?

　　由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。?

　　对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述?配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后

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　　对闭环运行方式配电自动化系统的探讨

　　自动化系统

　　对闭环运行方式配电自动化系统的探讨

　　0 概述?

　　配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。?

　　实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30?s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。?

　　1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标

　　该区共10?km2，区内110?kV变电站一座，目前投入31.5?MVA变压器2台。110?kV进线2回内桥接线，分别引自上级500?kV变电站。出线为35?kV?10回、10?kV?14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。?

　　拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：?

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