天津市及以下配电网技术原则
天津市10kV及以下配电网建设与改造
技术原则
天津市电力公司
2011年7月
目录
前言
本技术原则完善了配电网结构、确立了以环网为主的城市配电网发展目标；规范了0.4~10kV设备的主要技术参数、全面推广了节能设备在配电网的应用；确定了高层住宅的供电方式和计量方式、补充了别墅区的配电网建设原则；为确保配电网可靠性转移负荷的需要，遵照国家电网公司10kV配电网允许客户报装范围，结合天津配电网环网接线的特点，提高了配电网客户允许接入的最大容量，分别规定了35kV供电区域和110kV供电区域10kV客户报装的最大接入容量，明确了10kV大客户接入配电网的接线方式；提出了智能电网体系中配电自动化的整体实施原则和配电网通信的基本原则。
天津电力设计院、技术中心、客户服务中心、滨海供电分公司、城东供电分公司、城南供电分公司、东丽供电分公司、蓟县供电分公司、静海供电有限公司等单位的专业人员参加了本技术原则的修订工作。
本技术原则由天津市电力公司生产技术部提出并负责解释。
本技术原则主要起草部门：天津市电力公司生产技术部。
本技术原则参加起草部门与单位：发展策划部调度通信中心电力设计院、技术中心、客户服务中心、滨海供电分公司、城东供电分公司、城南供电分公司、东丽供电分公司、蓟县供电分公司、静海供电有限公司。
本技术原则主要起草人：郜士其张振高徐晶马麟黎鹏韩平王学仑周一路葛荣刚宋国旺尹喜阳杨伟光魏然李锦徐亮高峰姜国瑞
本技术原则自发布之日起实施。
1 适用范围
本原则所规定的各项条款，适用于天津电力公司所属的10kV及以下配电网的规划、建设、改造工程和接入公用配电网的客户业扩工程。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件，凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
中华人民共和国主席令第60号《中华人民共和国电力法》
中华人民共和国国务院令第196号《电力供应与使用条例》
中华人民共和国电力工业部令第８号《供电营业规则》
电监安全[2008]43号《关于加强重要电力用户供电电源及自备应急电源配置监督管理的意见》
天津市人民代表大会常务委员会公告(第九十四号)《天津市供电用电条例》
天津市建委建科(2000)619号《关于发布《天津市城市住宅建设标准及管理规定》的通知》
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GB/T14549-1993 《电能质量公用电网谐波》
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DL537-2002 《高压/低压预装箱式变电站选用导则》
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DL621-1997 《交流电气装置的接地》
DL/T 404-1997 《户内交流高压开关柜订货技术条件》
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DL/T 621-1997 《交流电气装置的接地》
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Q/GDW 514-2010 《配电自动化终端子站功能规范》
Q/GDW 513-2010 《配电自动化主站系统功能规范》
Q/GDW 156-2006 《城市电力网规划设计导则》
Q/GDW 373-2009 《电力用户用电信息采集系统功能规范》
国家电网公司《配电自动化试点建设与改造技术原则》
国家电网公司《风电场接入电网技术规定(修订版)》2009.02
国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》2009.07
国家电网公司《十二五配电网规划(技术原则)指导意见》2010.04
天津市电力公司《天津电网规划设计技术原则(07版)》
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本原则。
3.1 配电网distribution network
配电网是从输电网或地区发电厂接受电能，并通过配电设施就地或逐级配送给各类客户的电力网络。本导则所指的配电网包括10kV配电网和0.4kV配电网。配电网主要由10kV及以下电压等级的架空线路、电缆线路、开关站、配电室、箱式变电站、柱上变压器、环网单元等组成。
3.2 市区urban district
城市的建成区及规划区。一般指直辖市和地级市以“区”建制命名的地区。其中“市中心区”指市区内人口密集以及行政、经济、商业、交通集中的地区。
3.3 城镇down town
直辖市的远郊区(即由县改区的)仅包括区政府所在地、经济开发区、工业园区范围。
3.4 农村rural area
指除市区和城镇外的乡村区域。
3.5 开关站switching station
设有10kV配电进出线、对功率进行再分配的配电装置。相当于变电站母线(单母线或环形母线)的延伸，可用于解决变电站进出线间隔有限或进出线走廊受限，并在区域中起到电源支撑的作用。
天津地区开关站按接线可划分为环网型和馈出型开关站，按设备类型可划分为负荷开关、断路器、负荷开关与断路器组合三种类型，天津地区环网型和馈出型开关站由10kV配电装置、交直流
站用电装置、配电自动化及通信设备等组成，可一次建成或分步实施，天津地区开关站一般不附设配电变压器。
3.6 配电室(站) distribution station
主要为低压客户配送电能，设有10kV进线(可有少量出线)、配电变压器和0.4kV配电装置，带有低压负荷的户内配电场所称配电室(站)。
天津地区亦称土建配电站，主要分为户外独立设置和在其他建筑物内进楼设置两种类型。
3.7 环网单元ring main unit
用于10kV电缆线路分段、联络及分接负荷。按使用场所可分为户内环网单元(土建环网单元)
和户外环网单元(箱式环网单元)，按设备类型可分为共箱式和间隔式。
天津地区在客户前端设置并环入公网的开关装置简称前置环网装置。
3.8 箱式变电站cabinet/pad-mounted distribution substation
指由10kV开关、配电变压器、0.4kV出线开关、无功补偿装置和计量装置等设备共同安装于一个封闭箱体内的户外配电装置，也称预装式配电站。
3.9 配电自动化distribution automation
配电自动化以一次网架和设备为基础，以配电自动化系统为核心，综合利用多种通信方式，实现对配电系统的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。
3.10 配电自动化系统distribution automation system
实现配电网的运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA(supervisory control and data acquisition)、馈线自动化、电网分析应用及与相关应用系统互连等功能，主要由配电主站、配电终端、配电子站(可选)和通信通道等部分组成。
3.11 配电SCADA distribution SCADA
也称DSCADA，指通过人机交互，实现配电网的运行监视和远方控制，为配电网的生产指挥
和调度提供服务。
3.12 配电主站master station of distribution automation system
配电主站是配电自动化系统的核心部分，主要实现配电网数据采集与监控等基本功能和电网分析应用等扩展功能。
3.13 配电终端remote terminal unit of distribution automation system
安装于中压配电网现场的各种远方监测、控制单元的总称，主要包括配电开关监控终端feeder terminal unit(即FTU，馈线终端)、配电变压器监测终端transformer terminal unit(即TTU，配变终端)、开关站和公用及客户配电所的监控终端distribution terminal unit(即DTU，站所终端)等。
3.14 配电子站slave station of distribution automation system
为优化系统结构层次、提高信息传输效率、便于配电通信系统组网而设置的中间层，实现所辖范围内的信息汇集、处理或故障处理、通信监视等功能。
3.15 馈线自动化feeder automation
利用自动化装置或系统，监视配电线路的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区间并将故障区间隔离，快速恢复对非故障区间的供电。
3.16 变流器类型电源converter-type power supply
采用变流器连接到电网的电源。
3.17 同步电机类型电源synchronous-machine-type power supply
通过同步电机发电的电源。
3.18 异步电机类型电源asynchronous-machine-type power supply
通过异步电机发电的电源。
3.19 孤岛现象islanding
电网失压时，电源仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。孤岛现象可分为非计划性孤岛现象和计划性孤岛现象。
3.20 非计划性孤岛现象unintentional islanding
非计划、不受控地发生孤岛现象。
非计划性孤岛现象发生时，由于系统供电状态未知，将造成以下不利影响：(1)可能危及电网线路维护人员和客户的生命安全；(2)干扰电网的正常合闸；(3)电网不能控制孤岛中的电压和频率，从而损坏配电设备和客户设备。
3.21 计划性孤岛现象intentional islanding
按预先设置的控制策略，有计划地发生孤岛现象。
3.22 防孤岛anti-islanding
防止非计划性孤岛现象的发生。
3.23 用电信息采集系统power user eleco energy data acquire system
电力客户用电信息采集系统是对电力客户的用电信息进行采集、处理和实时监控的系统，实现用电信息的自动采集、计量异常监测、电能质量监测、用电分析和管理、相关信息发布、分布式能源监控、智能用电设备的信息交互等功能。
3.24 用电信息采集终端electric energy data acquire terminal
用电信息采集终端是对各信息采集点用电信息采集的设备，简称采集终端。可以实现电能表数据的采集、数据管理、数据双向传输以及转发或执行控制命令的设备。用电信息采集终端按应用场所分为专变采集终端、集中抄表终端(包括集中器、采集器)、分布式能源监控终端等类型。
4 总则
4.1 各单位制定配电网规划时，应充分考虑市中心区、市区等不同区域的负荷特点和供电可靠性要求，合理选择适合本地区特点的规范化网架结构，提高配电网的负荷转移能力和对上级电网的支撑能力，达到结构规范、运行灵活、适应性强的要求；应同期制定骨干层、配电接入层通信网规划，满足坚强智能配电网的发展需要。
4.2 配电网设计应符合国家相关政策，满足通用设计等标准化建设要求，并兼顾区域差异，积极稳妥采用成熟的新技术、新设备、新材料、新工艺；设备选型应坚持安全可靠、经济实用的原则，积极应用通用设备，选择技术成熟、节能环保的产品，并符合国家现行有关技术标准的规定。
4.3 配电自动化建设与改造应与配电网发展水平相适应，根据配电网实际需求统筹规划、分步实施，力求安全可靠、经济实用。根据客户对供电可靠性的要求，宜优先在市中心区、经济开发区、工业园区、城镇地区建设，并积极向农村等其他地区推广。
4.4布式电源接入配电网应符合Q/GDW480-2010《分布式电源接入电网技术规定》相关要求。
5 一般技术原则
5.1 规划标准
为实现配电网结构模式和标准与天津市不同区域发展情况相匹配，根据各地区的功能定位、经济发展水平、负荷性质和负荷密度等条件，考虑到天津市北方经济中心定位和城乡一体化快速发展趋势，天津市的规化标准划分为A、B、C三类：
A类标准适用的供电区域：指中心市区(外环线以内)和滨海新区核心区。
B类标准适用的供电区域：指新四区(东丽、津南、西青、北辰)外环线以外部分、滨海新区核心区以外地区和二区三县(武清、宝坻、静海、蓟县、宁河)的中心地区。
C类标准适用的供电区域：指其他农村地区。
5.2 10kV及以下配电网规划设计原则
5.2.1 A类供电区域规划原则
1)应满足N-1安全准则，有条件时满足检修状态下N-1，重要负荷满足N-2或更高。
2)宜采用电缆主干双环网结构，不涉及双电源客户的地区可采用电缆主干单环网结构。
3)大容量客户以及大容量清洁能源可专用直配线接线。
4)规划配电网络应考虑与规划区域外10kV配电网互联的可能，满足电动汽车、清洁能源的
接入。
5)配电线路及配电站点建设预留实现配电自动化相关设施的位置，同步考虑相适应的通信系
统设备和线缆的建设或预留。
6)配电自动化建设按智能型规划，以集成型起步，逐步向智能型发展；主站系统原则上每个
供电单位独立设置一套；信息汇集型子站原则上在35kV及以上变电站设置。
7)规划新建区域的配电网络宜考虑满足临时施工电源接入的要求。
8)以电缆线路为主，待拆迁和电缆线路和相关站点建设受限等区域可采用架空线路。
5.2.2 B类供电区域规划原则
1)规划新建成片区域以电缆线路为主，以架空线路为辅；建成区采用电缆、架空混合网结构。
2)基本满足N-1安全准则，有条件时满足检修状态下N-1。
3)电缆区域宜采用电缆主干单环网结构，涉及双电源客户的重要地区可采用双环网结构；架
空区域宜采用主干线以架空线路为主的配电网三分段两联络接线。
4)大容量客户以及大容量清洁能源可专用直配线接线。
5)规划配电网络应考虑与规划区域外10kV配电网互联的可能，满足电动汽车、清洁能源的
接入。
6)配电线路及配电站点建设预留实现配电自动化相关设施的位置，同步考虑相适应的通信系
统设备和线缆的建设或预留。
7)配电自动化建设按智能型规划，以标准型起步，逐步向集成型和智能型发展；主站系统原
则上每个供电单位独立设置一套；信息汇集型子站原则上在35kV及以上变电站设置。
8)规划配电网络宜考虑满足临时施工电源接入的要求。
5.2.3 C类供电区域规划原则
1)以架空线路为主，必要时可采用电缆线路。
2)部分满足N-1安全准则。
3)宜采用架空线末端联络的环网接线，有条件时可采用主干线以架空线路为主的配电网三分
段两联络接线。
4)采用树枝状和放射型配电架空线路出口电缆段应采用双缆。
5)大容量客户以及大容量清洁能源可专用直配线接线。
6)规划配电网络应考虑与规划区域外10kV配电网互联的可能，满足电动汽车、清洁能源的
接入。
7)配电线路及配电站点建设预留实现配电自动化相关设施的位置，同步考虑相适应的通信系
统设备和线缆的建设或预留。
8)采用相适应的馈线自动化类型。
9)规划配电网络宜考虑满足临时施工电源接入的要求。
5.2.4 供电可靠率和综合电压合格率目标
A、B、C三类供电区域的供电可靠率目标和综合电压合格率目标可参照表5-1的要求执行。
表5-1A、B、C三类供电区域的规划目标
5.2.5
1)根据预测区域各类负荷属性，宜采用加权负荷密度指标法方法进行负荷预测，辅以其它方
法进行效验。
2)应从用地理区域或功能分区等方面考虑负荷预测问题，使负荷预测结果满足分区供电要
求。
3)负荷预测时，可考虑配电和用电环节智能化引起的客户终端用电方式变化和负荷特性变化
及分布式能源接入对预测结果的影响。
4)将分区的负荷预测结果分解落实到各地块中，以利于变电站的布点和电网的布局。
5)应给出各地块配电站点的数量及规模。
6)10kV电源尽量接近供电区负荷中心，配电站应遵循主接线简化、少占地、运行灵活、留
有发展空间和便于检修操作的原则。
7)为缩短低压电网供电半径，在规划占地条件允许时，在居民负荷中心，可以采用小容量多
布点的配电站。
8)受内涝和水文地质条件限制，滨海沿海和有风暴潮影响的区域10kV规划配电站点不设置
在地下层。
9)应给出规划区域常规电网建设及考虑配电自动化建设等整体投资估算。
10)根据规划配电网络，给出相适应的配电线路路径规划。
11)配电网应按电源规划供电范围，除双(多)电源负荷外，线路间一般不宜交错重叠，现有的
交错部分要在网络改造中逐步调整。
12)10kV配电网应有较强的可发展性、运行灵活性，应结合地区发展规划制订配电网规划。
建设初期主干线路径按道路两侧布置，配电站站址宜根据地区负荷发展的规模一次性建成
或预留；主干线截面应按远期规划一次选定，满足负荷转移需要。电网建设规划应列入地
区综合性规划，并随着负荷的增长，按规划另敷设新线路或插入新的配电站点。
13)配网进出线规划和变电站10kV进出线规模相互协调，除满足区域配网的进出线规模外，
变电站10kV进出线规模宜考虑预留至少4~6回间隔，满足规划区域内适当数量的大客户
专用线或其他接线方式的接入。
14)考虑规划区域相邻电源站点间10kV互连、通信、配电自动化、用电采集、重要客户用电
和大客户接入等不确定因素的考虑，在路径和排管规划中应留有一定裕度。
15)10kV规划配电站点布点和规模按远景预期最终规模确定，变压器初期装建容量配置系数
宜在0.5~0.8区间。
5.2.6 配电自动化规划原则
1)配电自动化规划设计应遵循Q/GDW 382-2009《配电自动化技术导则》和《国家电网公司
配电自动化试点建设与改造技术原则》的有关规定。配电自动化应满足与相关应用系统间
的信息交互、共享和综合管理应用的需求，实现与配电网运行状况的监视和控制，并兼顾
配电网智能化方面的扩展功能与应用。
2)配电自动化应纳入本地区配电网整体规划，根据地区配电网现状及发展需求分阶段、分步
骤实施，由城市、城镇逐步向农村地区扩展。
3)应在城市建设基本稳定、网架结构和一次设备条件成熟的区域或具有实施条件的成片新建
区域实现配电自动化，实施馈线自动化的线路应具备负荷转移路径和足够的备用容量，并
符合经济、实用、简练可靠的原则，在进行配电自动化建设前应对实施区域进行配电网评
估。在进行配电网的建设与改造时，应同步考虑配电自动化的建设需求，宜结合配电网一
次网架的新建和改造同步进行或预留，避免重复改造施工，影响供电可靠性和重复投资与
设备更换。
4)配电网一次设备选型应结合配电网自动化规划为二次设备预留可靠的接口。通讯方式、自
动化设备以及电源选择，满足电力二次系统安全防护要求，当故障或其他原因导致配电网
设备停电时，各测控单元应可靠上报信息和接受远方控制。
5)配电自动化系统最终规模按智能型规划分步实施，市区、滨海新区起步以集成型设计并建
设，两区三县起步以标准型设计并建设。主站系统原则上每个供电单位独立配置一套；信
息汇集型子站原则上在35kV及以上变电站设置。
6)合理选择馈线自动化的控制策略与通信方式。根据区域电网情况，可采用集中式或智能分
布式，有条件的区域电网可采用集中式与智能分布式复合型馈线自动化；通信方式应根据
地区实际情况可选择多种通信方式，但其骨干通信网络应采用光纤方式。
5.3 环境条件
本原则中涉及到的配电装置及设备，其安装使用的一般环境条件如表5-2所示。所在地应根据水文、地质条件、分区设防的国家标准进行调整。
表5-2环境条件
5.4
配电网电压等级的选择应符合GB156《标准电压》的规定，中压配电电压为10kV，低压配电电压为380V/220V。
5.5 供电可靠性
5.5.1 配电网供电可靠性的一般要求
配电网应满足负荷的特点、负荷的同时性、转移负荷的互供能力、负荷在规划期内的增长率等条件。
1)10kV配电网主要采用环网方式供电，满足供电安全N-1准则的要求。
2)辐射型配电网结合电源点的建设发展适当联络。无联络配电线路的电缆应采用双电缆互为
备用方式。
3)10kV配电网应能转移足够的上级电源容量，以满足事故备用和重要客户供电可靠性要求，
不同变电站间应考虑适当规模的联络通道。
5.5.2 10kV配电网负荷转移要求
1)10kV配电线路任何一段检修或故障中断对负荷的供电时，配电网应具备转移非检修、非
故障段负荷的能力。
2)变电站10kV配电出线断路器、开关柜检修或故障时，配电网应具备转移该线路全部负荷
的能力。
3)变电站一台主变压器或一段10kV母线检修或故障时，配电网与变电站配合应具备转移该
部分负荷的能力。
5.5.3 0.4kV配电网负荷转移要求
1)具备两台以上变压器、带有0.4kV母联开关的配电站，任一台配电变压器发生故障，在将
故障侧0.4kV负荷切换至非故障变压器时，非故障配电变压器不发生长时间过负荷。
2)0.4kV电网故障时，环网电缆供电区在隔离故障段后，电网应具有转移负荷的能力，经过
环网恢复供电。架空供电区不设环网，应以适当的出线回路控制每路出线的供电面积。5.6 中性点接地方式
5.6.1 10kV配电网
10kV电缆供电区域：低电阻接地
架空、架空电缆混合供电区域：电容电流≤30安不接地
电容电流＞30安消弧线圈接地采用消弧线圈接地方式时，当规划期内系统电容电流超过设备补偿容量时，经过技术经济比较
亦可采用低电阻接地方式。
5.6.2 0.4kV低压配电网
380/220V 直接接地
5.6.3 0.4kV电缆网接地运行方式
公网范围为TN-C，建筑物内为TN-S，系统为TN-C-S。
5.6.4 0.4kV架空网接地运行方式
城市、城镇区域公网范围为TN-C，建筑物内为TN-S，系统为TN-C-S；农村地区公网范围为TT，新建建筑物内为TN-S。
5.6.5 0.4kV中性点接地方式的一般要求
1)同一个台区内，不允许两种中性点接地运行方式同时运行。
2)TT接地运行方式范围内的客户和无PE线的老旧居民住宅(楼)等产权方应完善自身接地系
统并配置终端剩余电流保护器。
3)临时施工现场采用TN-S接地方式。
5.7 无功补偿和电压调整
5.7.1无功补偿装置应根据分层分区、就地平衡和便于调整电压的原则进行配置。可采用分散和集中补偿相结合的方式。
5.7.2公用配电站点的10kV配电变压器(含配电室、箱式变电站、柱上变压器)和0.4kV网络负荷端安装无功自动补偿装置时，应符合下列规定：
1)在配电站低压侧母线装设，容量按变压器容量20％~40％考虑。
2)在公网负荷端安装，容量按配置容量的15%~30%考虑，或根据负荷性质进行配置。
3)在客户负荷端安装，容量按补偿计算容量的100%考虑。
4)以电压为约束条件，根据无功需量进行分组分相自动投切。
5.7.3在供电距离远、功率因数低的10kV架空线路上可适当安装无功补偿装置，其容量(包括客户)一般按线路上配电变压器总容量的7％~10％配置(或经计算确定)，但不应在低谷负荷时向系统倒送无功；也可安装电压调节装置。
5.7.4调节电压可以采取以下措施：
1)主变配置有载调压开关，在中低压侧母线上装设无功补偿装置。
2)合理选择配电变压器分接头。
3)缩短线路供电半径及平衡三相负荷，必要时在中压线路上加装调压器。
5.8 短路水平
●10kV电网20kA
●380/220V电网31.5kA~65kA
5.9 电能质量要求
5.9.1 一般要求
在电力系统正常运行条件下，客户端的电能的质量，在电压偏差、谐波和波形畸变、电压波动和闪变、电压不平衡度等方面应满足国家相关标准。
5.9.2 电压偏差
在电力系统正常运行条件下，客户端的电压允许偏差范围：
●10kV 10.7~9.3kV (+7%~-7%)
●380V 406~355V (+7%~-7%)
●220V 235~198V (+7%~-10%)
5.9.3 谐波和波形畸变
在电力系统正常运行条件下，客户端的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定，如表5-3所示。
表5-3电网谐波电压规定
在电力系统正常运行条件下，客户端的总谐波电流分量(方均根)应满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定，应不超过表5-4中规定的允许值。
表5-4电网总谐波电流分量规定
在电力系统正常运行条件下，客户端的电压波动和闪变应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。电压波动限值见表5-5。
表5-5电网电压波动限值
闪变限值为，以一个星期(7天)为测量周期，所有10kV以下电压等级的长时间闪变值P lt≤1。5.9.5 电压不平衡度
在电力系统正常运行条件下，客户端的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量
三相电压不平衡》规定的限值，负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%要求。
5.9.6 电压测量点
对配电网内的电压监测点，宜配置具有连续测量功能和统计功能的电能质量监测装置。
5.10 防雷与接地
5.10.110kV架空绝缘导线，应采用主动或被动防雷技术，宜采用钳位支柱绝缘子、环形防雷装置、放电金具等。
5.10.2配电变压器低压母线侧应安装两级浪涌保护装置。
5.10.3低压系统采用TN-C-S接地方式时，配电线路主干线和各分支线的末端中性线应重复接地，且不应少于3处。该类系统公用电网不装设流漏电保护，装设三相合成型接地保护，建筑内部或客户低压系统应配置剩余电流漏电保护。
5.10.4低压系统采用TT接地方式时，执行《农村低压电力技术规程》等相关规程要求。
5.10.510kV配电网中性点经低电阻接地地区，低压电网需采用TN-C-S接地方式，台区所有设施零线均应接地。接地等效电阻达到0.5欧姆及以下时，配电变压器工作接地和保护接地可共用接地装置，否则应分开设置，分开设置时，二者接地电阻均不应超过4欧姆，且间距不宜小于5mm。
5.11 分布式电源
5.11.1分布式电源接入的管理应满足国网公司和天津市电力公司关于电厂接
入相关管理规定的要求。
5.11.2分布式电源及储能装置规划应纳入地区配电网规划，分布式电源需要与地区配电网并网运行时，应通过电力平衡、安全稳定、运行控制及电能质量等论证，其接入不应影响电网的电能质量。
5.11.3分布式电源应与地区配电网相适应，分布式电源总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%。
5.11.4接入点的短路容量不应超过接入点的断路器遮断容量，接入点的短路比(指接入点短路电流与分布式电源机组的额定电流之比)不宜低于10。
5.11.5分布式电源容量不宜超过接入线路容量的30%(专线接入除外)。
5.11.6应设置前置配电装置，配备失压保护等保护功能。
5.11.7分布式电源的接入应满足相应调度部门进行实时调度管理的要求。5.11.8分布式电源并网运行应装设专用的并、解列装置和开关。解列装置应具备电压和频率保护。分布式电源故障时应立即与电网解列，在故障解除、电网正常运行后方可重新同期并网。
5.11.9微网及储能装置现阶段宜采用有缝(允许停负荷)并、解列方式并网，一般采用常规低压断路器设备作为并网开关，并考虑其功能配备和其他装置的设置。孤网运行方式下，应效验其电能质量。
5.11.10不同容量的分布式电源并网的电压等级可参照表5-6确定。
表5-6分布式电源并网电压等级
5.11.11
5-7规定的电压范围时，应在相应的时间内停止向电网线路送电，此要求适用于多相系统中的任何一相。
表5-7分布式电源在电网电压异常时的响应特性表
5.11.12当并网点频率超过49.5Hz~50.2Hz运行范围时，应在0.2s内停止向电网送电。通过10kV 电压等级并网的分布式电源应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在表5-8所示电网频率偏离下运行。
表5-8电网频率偏离运行要求
120%额定电流以下，变流器类型分布式电源可靠工作时间不小于1分钟；在120%~150%额定电流内，变流器类型分布式电源连续可靠工作时间应不小于10秒。
5.11.14最大允许短路电流：分布式电源提供的短路电流不能超过一定的限定范围，考虑分布式电源提供的短路电流后，短路电流总和不允许超过公共连接点允许的短路电流。
5.11.15有功功率控制：通过10kV电压等级并网的分布式电源应具有有功功率调节能力，并能根据电网频率值、电网调度机构指令等信号调节电源的有功功率输出，确保分布式电源最大输出功率及功率变化率不超过电网调度机构的
给定值，以确保电网故障或特殊运行方式时电力系统的稳定。
5.11.16电压/无功调节：分布式电源参与电网电压调节的方式包括调节电源的无功功率、调节无功补偿设备投入量以及调整电源变压器的变比。通过380V 电压等级并网的分布式电源功率因数应在0.98(超前)~0.98(滞后)范围。通过10kV电压等级并网的分布式电源电压调节按以下规定：
1)同步电机类型分布式电源接入电网应保证机端功率因数在0.95(超前)~0.95(滞后)范围内连
续可调，并参与并网点的电压调节。
2)异步电机类型分布式电源应具备保证在并网点处功率因数在0.98(超前)~0.98(滞后)范围自
动调节的能力，有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平。
3)变流器类型分布式电源功率因数应能在0.98(超前)~0.98(滞后)范围内连续可调，有特殊要
求时，可做适当调整以稳定电压水平。在其无功输出范围内，应具备根据并网点电压水平
调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式和参考电压、电压调差率等参数
应可由电网调度机构设定。
5.11.17分布式电源启动时需要考虑当前电网频率、电压偏差状态和本地测量的信号，当电网频率、电压偏差超出本规定的正常运行范围时，电源不应启动。同步电机类型分布式电源应配置自动同期装置，启动时分布式电源与电网的电压、频率和相位偏差应在一定范围，分布式电源启动时不应引起电网电能质量超出规定范围。通过380V电压等级并网的分布式电源的启停可与电网企业协商确定；通过10kV电压等级并网的分布式电源启停时应执行电网调度机构的指令。分布式电源启动时应确保其输出功率的变化率不超过电网所设定的最大功率变化率。除发生故障或接收到来自于电网调度机构的指令以外，分布式电源同时切除引起的功率变化率不应超过电网调度机构规定的限值。
5.12 设备选择
5.12.1主要技术参数和配置考虑近期建设和远景设备寿命期内企业的经济技术最佳指标，综合负荷水平、短路水平、温升与降容等因素，进行合理选择。
5.12.2配电设备选型和配置考虑智能电网、配电自动化实施需要，有标配和选配的选择，近期原则预留其设备的安装空间和操作机构等要求，远期将据配电自动化设备标准化发展和制造水平，运行规范配套程度，技术政策等，结合总体规划和适应类型，分期，分区，系统集成实施。在10kV及以下配电网中长期规划期内或寿命期内，尽可能避免其主元件和配电自动化设备的重复投资或改造更换。
5.12.3推行通用化、标准化和模块化设计。同一站内开关装置设备选型宜保
持一致，0.4kV的受总和出线断路器应选用智能脱扣器，0.4kV其它配电装置应配置电子脱扣器，脱扣器应可扩展通信模块。
5.12.4配网设备选择应满足少维护、免检修、高可靠的基本原则。
5.12.5A类B类地区和其余类别地区的一级负荷区域，设备选型原则上宜选用机械和电气寿命，耐受电流参数等性能优异和裕度较大的设备，以及产品质量控制和运行性能稳定的产品，与天津核心区域功能需求相适应。
5.12.6C类地区非一级负荷区域的配网设备，原则上宜选用性价比较高的产品，配置水平适度，其静态投资较为合理。
5.12.70.4kV配电架空线路、电缆线路优先选用经济性价比较高的国产优质产品。
5.13 配电层继电保护和自动装置
5.13.110kV及以下配电网应按照GB/T14285《继电保护和安全自动装置技术规程》要求配置继电保护。10kV配电网的继电保护装置应具备自动化接口。
5.13.2变电站的10kV出线一般采用过流、速断、零序等保护和重合闸装置；中性点不接地和经消弧线圈接地系统的保护装置宜采用三相模式；中性点经低电阻接地系统应增设零序电流保护。
5.13.3第一级开关站或配电站的10kV环出间隔宜采用断路器。断路器配置自供电型继电器，设过流、速断、零序等常规保护，原则上保护整定值可取变电站出线间隔保护整定值快半级或同级。
5.13.4配电网分支线、副环与主干分界宜采用断路器。断路器配置自供电型继电器，设过流、速断、零序等常规保护，原则上时间保护整定值可取变电站出线间隔保护整定值快半级或同级，电流保护定值根据实际负荷进行整定。
5.13.5配电站点的本地变压器10kV侧可采用负荷开关+熔断器组合电器保护，熔断器保护与下级保护系数大于1.5。有更高可靠性要求是可采用断路器和自供电型继电器保护装置。
5.13.6对接入环网的分布式电源，其客户应设置前置配电装置。分布式电源客户馈出端采用配置自供电型继电器的断路器，设过流、速断、零序等常规保护，原则上电流保护整定值与客户端同级，时间整定值慢半级。客户侧与公网并网断路器装设常规保护和无压解裂。
5.13.7接入0.4kV的分布式电源：
1)以母联分段或出线方式接入分布式电源的0.4kV断路器应选择框架型智能断路器。
2)断路器其脱扣器可根据需要选配逆功率保护、失压保护、数据采集和通信功能模块。
3)断路器其脱扣器选用无触点连续可调数显型，具备长延时、短延时、瞬时、接地等保护功
能，单相接地故障保护实现方式采用三相差值型。保护定值应与受总断路器进行配合。6 10kV及以下配电网
6.1 网络结构
6.1.1 供电半径与线路分段
城市10kV线路供电半径不应大于2km，近郊不宜大于5km，边缘农村不宜大于10km。因电网条件不能满足电压质量对供电半径要求的，需采用保证客户端电压质量的技术措施。
10kV架空配电线路根据公用配电变压器台数或客户数进行分段。市区配电网发展为5户(包括客户站和公用变台)一个分段点；农村配电线路根据可靠性要求可酌情减少分段点，但不宜大于10户(包括客户站)一个分段点。
0.4kV线路供电半径在市区不宜大于200m，农村地区不宜大于400m。接户线长度不宜超过40m。必要时校验线路末端负荷侧的电压质量。低压架空线路，一般不设分段。
6.1.2 10kV网络结构
6.1.2.1 电缆主干单环网接线
自不同变电站或同一变电站的不同10kV母线引出的2条10kV线路构成联络，形成单环网接线。(见图6-1)
图6-1电缆主干单环网接线
6.1.2.2 电缆主干双环网接线
自不同变电站或同一变电站的不同10kV母线引出的4条10kV线路，形成双环网接线。(见图6-2)
图6-2电缆主干双环网接线
6.1.2.3 电缆重环网
在单环网的基础上，适当增加环间联络，形成电缆重环网结构。(见图6-3)
在区域道路两侧双环网基础上互联，形成电缆重环网结构2，可参见双环网。(图略)
图6-3电缆重环网接线
6.1.2.4 主干线以架空线路为主的配电网三分段两联络接线
以10kV架空线为主的配电线路，根据线路长度、负荷密度宜分为两到三段，每段宜有一个电源引入。(见图6-4)
图6-410kV架空线三分段接线
6.1.2.5 架空线末端联络的环网接线
自不同变电站或同一变电站的不同10kV母线引出的2条10kV线路构成末端联络的架空线路主干单环网接线。根据线路长度、负荷密度适当分段。(见图6-5)
图6-510kV架空线末端联络的环网接线
6.1.2.6 架空线路适当联络的环网接线
自不同变电站或同一变电站的不同10kV母线引出的2条10kV线路适当位置联络的架空线路单环网接线。根据线路长度、负荷密度适当分段。(图略)
6.1.2.7 两主一备接线
自不同变电站或同一变电站的不同10kV母线引出的2条架空或电缆线路形成环网，在此基础上增加1条线路作为公共的备用线路。(见图6-6)
图6-6两主一备接线
当2条主电源线路来自同一变电站不同母线时，备用电源应来自不同变电站。
6.1.2.8 专用直配线接线
单路专用直配线或多路专用直配线直接为大容量客户配电站供电。双电源负荷应根据客户负荷的重要性选择同一变电站的不同母线或不同变电站。
在采用直配线供电时，应结合区域的配电网络规划，最终确定供电区域内的直配线数量。一般条件下，直配线不宜在35kV变电站出线，110kV变电站每台变压器所馈出的直配线不宜超过2回。
6.1.3 10kV馈出型开关站
引自不同变电站或同一变电站不同母线的两条10kV线路至临近开关站不同母线，客户由开关站供电，开关站采用电缆进出线。一个变电站的10kV馈线，只允许设置一级双电源开关站，自开关站以下，根据负荷的可靠性要求，采用放射或环网接线，放射接线采用双电缆，环网接线采用单电缆。(见图6-7)
图6-710kV馈出型开关站接线
6.1.4 0.4kV网络结构
6.1.4.1 电缆供电区的单环网，
单缆敷设，电缆开环运行。电缆出线采用断路器。同一10kV电源的不同配电变压器间允许根据自然条件设置联络电缆。(见图6-8)
图6-80.4kV电缆网络接线
6.1.4.2 电缆供电区域的放射网，
电源至配电间双缆敷设，配电间至楼内负荷单缆敷设。
6.1.4.3 低压以架空线路为主的放射网。
出线采用空气断路器或熔断器保护。不同架空配电变压器间不允许设置联络。(见图6-9)
图6-90.4kV架空网络接线
6.1.5 各类网络结构的适用范围
10kV电缆主干单环网接线主要适用于建设初期的城市或城镇配电网内单电源客户为主的电缆供电区域。
电缆主干双环网接线主要适用于多电源客户集中区和高(中高)层居住区的电缆供电区域。
重环网接线主要适用于城市中心地区电缆供电区域和一次性建设成建筑面积在四十万平方米
以上的住宅区，对于分布实施的过渡区域，当出现放射结构时也可允许以副环网过渡。
由双环网构成的重环网适用于较大负荷接入和较重要区域，负荷可分别接入两个双环网，便于配电网负荷转移、网络建设和配电自动化应用，构成多负荷属性并提高线路设备利用率，有效减少配电线专用线出线数量。
配网自动化系统的组成和作用
配网自动化系统的组成和作用 中文摘要：配网自动化是一个庞大复杂的综合性很高的系统性工程，包含电力企业中与配电系统有关的全部功能数据流和控制。从而保证对用户的供电质量，提高服务水平，减少运行费用的观点来看，配网自动化是一个统一的整体。配网自动化系统采用分层分布式结构，配电主站层、配电子站层、配电终端层。其系统内部分为硬件系统和软件系统。其系统的作用大致分为九个方面：配网SCADA；对10kV馈线的快速故障诊断、隔离和自动恢复供电功能；无功/电压控制，配网潮流分析计算；网络拓扑分析及最优开关程序(网络重构)；负荷控制与管理；远方抄表、电量电价分析、自动计费和管理的研究；GIS/AM/FM的联网、应用与开发；DMS与EMS的联网及数据共享；DMS与MIS的联网及数据共享。 日本语摘要：配網は大きな复雑なのは自动化システムプロジェクトの高い総合的な电力企业の中で、すべて配电システムに関するデータ流制御機能を備えている。ユーザーさんの供給を保証し、品质、サービス向上を减らす運行料金の観点からは、さらに網の自动化の全体の画一的。配网自动化システムを采用し配电主站构造になって、ファクトライズド?パワー?アーキテクチャ支援が立って、配电层、配電子機器だったという。そのシステム内部はハードウエアシステムやソフトウエアシステム。そのシステムの作用は大きく分けて九方面です。 前言 配电自动化系统，亦称配电管理系统(DMS)或配电自动化/需求方管理系统(DA/DSM)，是包括110/10kV变电所的10kV馈线，开闭所、二次配电站和用户
在内的配电系统的整体数字自动化与能源管理系统，通过这一系统来完成对配电同一用户(尤其是城市电网—用户)的集中监视、优化运行控制与管理，达到高可靠性、高质量的供电，降低供电成本和为广大用户提供优质服务的目的。 配网自动化系统是利用了现代电子技术、计算机和网络技术及现代通信技术，将配电网数据和用户数据、电力网结构和地理图形进行信息综合，构成完整的自动化系统，实现配网及其设备正常运行和事故状态下的智能化监测、保护和控制。 正文 1、配网自动化系统的结构 配网自动化系统采用分层分布式结构，一般情况分为三层：配电主站层、配
输配电线路安全技术规定
输配电线路安全技术规定 1．施工现场供电线路的安装架设应严格按照《上海地区低压用户电气装置规定》和《电气安装工程施工图册》进行，做到规范化、条理化，严禁乱拖乱拉。 2．架空线电杆的材质、直径、间距及埋深，必须符合规程要求。 3．施工现场不得架设裸导线；输电干线、分支线及设备电源线的绝缘应符合规程要求；合杆多层架设的层间距不小于0.6m；不准成束架设，不准直接绑扎在金属支架。 4．架空导线的截面必须满足安全载流量、机械强度和电压损失的要求；铜导线截面积不得小于6m2，铝导线截面积不得小于16m2。工作零线与保护零线应分开。 5．施工现场的架空线路与施工建筑物、大型起重设备必须保持规程规定的安全距离；架空线路与地面、道路必须保持规程规定的高度。 6．固定设备的配电线路均不得沿地面明敷，埋地敷设必须穿管，埋置深度不小于0.5m，管内导线不得有接头，管口应密封。
7．施工现场位于高压架空线一侧，须搭设防护架，井架和脚手架高于高压线的部位必须全部张设安全网，起重机械不得在高压线下方作业，在其一侧工作时，起重臂、钢丝绳和吊物与高压线必须保持规程规定的安全距离。 8．竖井（沉井）建筑施工用的动力及照明干线垂直敷设时，应采用护套电缆线，其固定点间距不大于3m。 9．使用坚韧橡皮电缆，应按用电设备合理敷设，不准在地面路面上乱拖乱拉，应采取有效的保护措施；拖线箱电源线长度不大于30m，移动电动工具引线长度不大于5m。 10．移动电具必须使用有接地（零）芯线的坚韧橡胶软线作电源线，绝缘良好，不得有接头。 11．施工现场的临时线的架设，必须经动力设备部门批准，并签注使用期限，期满后必须立即拆除；临时线必须由专职电工负责安装、维修和拆除。 12．每幢建筑物的电源进线不得超过两路，如需用多路电源，应从分电箱合理配电。 13．六级以上大风、大雪及雷雨天气，应立即组织巡视检查，发现问题及时采取措施。
配电网自动化知识点总结
第一章概述 1.名词解释 1）配电系统：配电区域内的配电线及配电设施的总称。它由变电站、配电站、配电变压器及二次变电站以下各级线路、发电厂直配线路和进户线及用电设备组成。 2）配电系统自动化：（DSA）“是利用现代电子、计算机、通信及网络技术，将配电网在线数据和离线数据等配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制、用电和配电管理的现代化。” 3）SCADA:(SCADA系统)即数据采集与监视控制系统。是以计算机为基础的生产过程控制与调度自动化系统。它可以对现场的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。4）SA(变电站自动化)：包括配电所、开关站自动化。它是利用现代计算机技术、通信技术将变电站的二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等）经过功能组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。 5）FA（馈线自动化）:包括故障自动隔离和恢复供电系统，馈线数据检测和电压、无功控制系统。主要是在正常情况下，远方实时监测馈线分段开关与联络开关的状态及馈线电流、电压情况，并实现线路开关的远方分合闸操作；在线路故障时，能自动的记录故障信息、自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对未故障区段的供电。 6）DMS（配电管理系统）:就是利用当前先进的计算机监控、网络通信、数据处理技术对配电的运行工况进行监视、控制，并对其设备、图纸和日常工作实现离线、在线管理，提高配电运行的可靠性和故障自动分段、故障快速处理。包括配电网SCADA、配电网的负荷管理功能(LM)和一些配电网分析软件（DPAS），如网络拓扑、潮流、短路电流计算、电压/无功控制、负荷预报、投诉电话处理、变压器设备管理等。 7）LM（配电网的负荷管理功能）：负荷管理提供控制用户负荷，以及帮助控制中心操作员制定负荷控制策略和计划的能力。其中削峰和降压减载为其主要的两个功能。 8）DPAS（配电网分析软件）:配电系统的高级应用软件为配电网的运行提供了有力的分析工具，主要包括：潮流计算、负荷预测、状态估计、拓扑分析、电流/阻抗计算及无功电压优化等。 9）AM/FM/GIS（配电图资系统）:是自动绘图AM（Automatic Mapping）、设备管理FM（Facilities Management）和地理信息系统GIS（Geographic Information System）的总称，也是配电系统自动化的基础。 10）DSM（需方用电管理）:实际上是电力的供需双方共同对用电市场进行管理，以达到提高供电可靠性，减少能源消耗和供需双方的费用支出的目的。其内容包括负荷监控、管理和远方抄表、计费自动化两方面。 11）FTU:馈线自动化测控终端, 是一种集测量、保护、监控为一体的综合型自动监控装置 12）TTU(distribution Transformer supervisory Terminal Unit，配电变压器监测终端):对配电变压器的信息采集和控制，它实时监测配电变压器的运行工况，并能将采集的信息传送到主站或其他的智能装置，提供配电系统运行控制及管理所需的数据。 13）RTU：Remote Terminal Unit 微机远方终端/变电站远方终端。 2.问答题 (3)我国配电网有哪些主要特点？ 1>城市配电网的主要特点 1》深入城市中心地区和居民密集点，负载相对集中，发展速度快，因此在规划时应留有发展余地。 2》用户对供电质量要求高。 3》配电网的设计标准较高，在安全与经济合理平衡下，要求供电有较高的可靠性。 4》配电网的接线较复杂，要保证调度上的灵活性、运行上的供电连续性和经济性。 5》随着配电网自动化的水平提高，对供电管理水平的要求越来越高。 6》对配电设施要求较高。因为城市配电网的线路和变电站要考虑占地面积小、容量大、安全可靠、维护量小及城市景观等诸多因素。 2>农村配电网的主要特点 1》供电线路长，分布面积广，负载小而分散；用电季节性强，设备利用率低。 2》发展速度快，存在建设无规划，布局不合理，施工无设计，设备质量差等先天不足。 3》农电队伍不稳定，专业水平不理想。
配电网自动化存在的问题及解决措施 樊涛
配电网自动化存在的问题及解决措施樊涛 发表时间：2019-03-12T11:22:04.093Z 来源：《电力设备》2018年第27期作者：樊涛[导读] 摘要：配电网自动化是对配电网上的所有设备进行实时远方监控以及协调的集成系统。 （国网江苏省电力有限公司灌南县供电分公司江苏连云港灌南 223500）摘要：配电网自动化是对配电网上的所有设备进行实时远方监控以及协调的集成系统。电力系统配电网自动化技术是指多种现代高科技在配电网自动化方面的应用,主要包括现代电子计算机技术、通信技术等等。近年来,我国电力系统自动化在多个方面都有迅速的发展,比如高压网路、发电厂等等。然而在配电网上是相当落后的。在我国城市化进程的不断加快的背景下,配电网供电质量的矛盾日益突出,所以想要 提高配电网供电质量,必须要进一步推进电力系统配电网自动化建设。 关键词：配电网；自动化；问题；解决措施 1概述配电网运行系统 1.1 配电网自动化主站系统 配电网自动化主站系统在配电网自动化系统是最顶层, 分别是配电网应用软件子系统DAS、配电SCADA主站系统以及配电故障诊断恢复等等。[1]想要更好的保证配电网自动化系统在投入运营之后, 能够满足相关的技术要求, 应该对配电网应用软件子系统DAS和配电网故障诊断恢复做联调测试。配电主站系统中的AM/GIS是获得、保存和分析电力设备的属性资料, 从而建立的信息化数据库管理系统。 1.2 配电网自动化终端系统 配电网自动化终端系统是应用于中低压电网的每种远方监测、控制单元的总称, 其关键功能是对开闭所、以及环网柜等进行有力的监控,从而实现FTU、TTU等各项功能、对故障的控制功能, 为配电网自动化主站系统提供更好的配合基础, 也为子站实现配网运行中的工况检测以及配电网故障中的非故障区域的修复, 创造一些技术条件。 2电力系统配电网中自动化技术应用的主要功能在电力系统中应用自动化技术具有重要作用, 能够有效促进配电网自动化的发展, 确保配电网能够朝着自动智能化的方向发展。通过自动化技术还能有效改善配电网的基本结构, 提高电网的基本供电能力。将自动化技术融入到电力系统配电网中, 能够对配电网进行全面监控,监控环节具有持续性与远程性, 能收集电网供配电环节中电流变化的数据, 还能促进数据信息之间的有效共享, 提高配电网基本监控成果。技术人员能够根据实际工作要求, 对配电网的基本运行情况进行查看, 找寻主要的安全问题, 便于配电网稳定运行。 在配电网的运行过程中, 要发挥出馈线自动化功能, 确保电力系统运行的安全性能够有效提升。在自动化系统运行中如果出现较多问题,通过检测系统能够发现问题, 然后根据问题提出应对措施。技术人员通过检测系统掌握问题的根源, 从而提高系统的安全性与稳定性, 降低各类故障威胁。在电力系统中应用自动化技术具有重要作用, 能够将电网运行中的各项数据进行收集, 提高数据应用的真实性, 便于配电网的自动化管理。比如可以根据实际运行要求, 设定停电自动化管理系统, 对获取的数据进行分类, 对故障的产生位置进行精确化定位, 确定停电基本范围, 确保各项维修操作稳定开展, 提高检修效率, 在最短时间内恢复供电。 3配电网自动化的现状分析 3.1配电网自动化建设认识不够 目前,我国电力企业对配电网自动化认识程度不够,导致很多企业投资人员没有正确认识自动化建设的重要性。配电网自动化建设在电力行业并没有获得统一协调认知,人们对于配电网建设的主要追求目标依然是投资回报。很多人认为,配电网自动化建设的回报率不高,且对建设技术、建设方法等要求很高,最终会降低企业经济利润。这种认识与想法非常片面,没有正确对待计算自动化技术和配电网经济效益回报之间的长久正比例关系。此外,我国政府相关部门并没有形成统一的配电网自动化建设体系与规章制度,经济市场中也没有规章制度可依,不利于配电网自动化建设的发展。 3.2配电网自动化功能设计不全面 很多城市进行配电网自动化建设,不仅是为了解决城市部分地区的用电需求,更重要的是合理调整与把控地区的电压。所以,城市大部分配电网建设中依然采取传统的配电建设模式,只有少数地区采用自动化建设模式。调查资料显示,很多城市电网系统的设计功能只有在大面积或者大范围停电时才会发挥其调控作用,部分停电或部分故障时无法充分发挥其调控与管理作用。虽然我国很多配电网自动化建设中都采取了各种各样的电力系统和建设方法,但是配电网系统的功能却比较单一或相似,无法很好地体现配电网自动化的调控与管理作用。 4配电网自动化技术的具体应用 4.1 DTS调度仿真防误系统 DTS调度仿真防误系统能够为配电网系统的调度工作发挥辅助作用, 可以避免调度操作的失误信息传达。操作系统的智能化使得主计算机的每一个命令以及具体操作过程都会在防误系统中呈现, 在传达信息存在错误的情况下, 防误系统会在第一时间发出警告, 引起工作人员的关注。然后相关工作人员会对警告发出的具体原因进行调度检查, 切实解决问题。此外, 工作人员可以在结合配电网实际情况的基础上利用仿真系统的模拟操作进行调度, 在减轻人员工作压力的同时实现整体操作的便捷。 4.2馈线自动化技术 馈线自动化技术作为一种综合智能系统, 能够对数据进行智能化运算, 实现对整个配电网系统的监控和检查, 还可以对电气设备的运转方式进行监察保护。在配电网系统中应用馈线自动化技术, 能够发现配电网工作中出现的故障问题, 节约维保人员的工作时间, 降低电气设备的维修成本。同时还具备地域定位能力, 可以精确的反映出发生故障的地域, 进而保证配电网系统故障的高效排除。馈线自动化技术容易受到外界条件的干扰, 因此, 目前在配电网系统中的应用还不是十分广泛。 4.3智能电网与电网调度自动化技术的应用 在计算机技术应用该过程中, 信息管理技术的应用范围较广, 实际应用价值较高。随着我国科学技术的快速发展, 当前信息管理技术与电力系统之间的融合度逐步提升, 通过二者之间的有效结合, 能够对电网运行环节进行有效控制, 确保电网朝着智能化的方向稳定发展。目前配电网自动化技术的有效研究主要是向电网调度自动化技术的方向发展, 对技术应用能够进行不同等级的划分, 不同等级的电网调度需要充分发挥出计算机的应用功能, 在电网调度系统中全面发挥计算机系统的应用价值, 对电网系统实施监控, 采集多项数据, 分析数据, 提高管理系统的运行效率与安全性。
配电网自动化A卷试题及答案(DOC)
. 一、填空题（每空1分，共35分） 1.配电网按照电压等级分为_______配电网、_______配电网、________配电网。 2.10kV中压配电线路有__________和__________线路两种。 3.城市或负荷密集型的中压配电网普遍采用电缆供电，当电缆长度超过一定数值时， 这类配电网的中性点采取经_____________接地方式，如果采取中性点______方式，会使中压配电网的故障接地点________电流过大，配电网中产生弧光接地过电压，引起绝缘击穿。 4.电缆线路中和环网柜配套的二次设备名称为________,它的基本功能为______、 ________、________等，和调度配合能实现环网柜的三遥。 5.馈线终端单元和馈线分段开关配合，安装在户外，在停电情况下，分段开关和终端 电源由FTU提供，FTU中的后备电源有_________和________两种形式。 6.三相交流测控单元的交流采样通道，如果使用一片A/D微处理器，为了保障三路 电压、3路电流实现同时采样，需要采用6个_________器，_______通过______开关连接到A/D, 这样的电路能实现逐路模数转换。 7.配电自动化系统中，通信网分为两层，一层实现________和集结层连接，一层实现集 结层和__________的连接。 8.调度主站遥控命令执行过程为：首先监护和操作人员输入或选择______、输入密码， 具备权限后，选择需要遥控的开关，发送_______预令,主站接收到正确的_______命令，即可发送__________。 9.通信的目的是_______、________传送信息，通信过程中_______是必然的，除选择好 的通信原理外，应选取差错___________措施，保证通信的正确性。 .
配电网自动化技术课程设计
《配电网自动化技术》 课程设计任务书 题目站控通信规约和通信管理机通信程序设计 学号专业班级 设计内容与要求1．背景 变电站自动化系统，普遍采用分布式的监视和控制系统。各类IED装置和通信管理机进行通信。通信管理机实现IED信息集结和控制命令的下达。 环冗余校验CRC（Cyclic Redundancy Check）是一种重要的校验方式。编码简单且误判概率很低，在电力自动化通信系统中得到了广泛的应用。 2．设计内容和要求 设计用于实现IED和通信管理机的通信规约，规约采用召唤式应答规约，实现YC、YX、YK及SOE和越限信息的传送。用循环冗余校验码进行校验。每个IED YC量≤12个，YX量≤20。设计IED的通信程序 具体内容如下： 1)根据功能要求，确定传输的内容（命令）编码，在此基础上设计出 帧结构。 2)设计出每一类信息的传送帧格式。 3)根据信息的传送重要性确定信息的传送原则。， 4)校验方式选用CRC-16校验方式。生成多项式g(x)=x16+x15+x5+1 5)用查表法实现CRC-16校验码生成和校验。 6)设计主机规约传输和接收的程序流程，并画出流程图。 7)设计CRC校验子程序流程。 8)撰写设计报告。 起止时间2011 年12 月20 至2011 年12 月26日 指导教师签名年月日 系（教研室）主任签 名 年月日学生签名年月日
目录 一、意义及设计背景 (3) 二、设计目的 (3) 三、设计内容和要求 (3) 四、设计内容分析 (4) 五、设计原理 (4) 1、召唤式应答规约 (4) 2、越限 (4) 3、遥测 (5) 4、遥信 (5) 5、遥控 (5) 6、SOE (5) 7、通信帧的格式 (5) 8、循环码校验 (6) 六、详细设计 (7) 1、功能码 (7) 2、下行报文帧结构设计，即主站对子站的命令。 (8) 3、上行报文帧结构设计，即子站对主站的响应。 (9) 4、全报文数据结构的设计 (12) 5、信息的传送原则 (12) 6、查表法 (13) 7、CRC表的产生 (15) 8、IED通信传输和接受的流程图 (16) 七、设计总结 (17) 参考文献： (18)
配电网自动化试题及答案
、填空题（每空1分，共33 分） 1.中压配电网具有地域广、设备多、设备容量相对________ ,在重要密集及重要场所大 量采用_______ 电等特点。 2.我国高压配电网一般采用的电压等级为_________________ kV,中压配电网电压等级 ______ kV,低压配电网电压等级为______ kV, 3.为了提高配电可靠性，中压配电网一般采用_____________ 接地方式，当系统的容 性电流大于《规程》要求时，采用中性点____________ 地方式。 4.中压馈线和分段开关配合的终端单元是___________ 对分段开关操作时，需要电源， 通过_____________ 得操作电源，为了保障中压线路停电时，能对开关进行操作，终 端单元配有________ 或____________。 5.馈线自动化系统中和电缆线路环网柜配合的二次设备名称为______________ ，其具有 _________ 、________ 、 ___________ 功能。 6.智能测控单元（IED）交流采样通道中，滤波环节的主要作用是滤除信号_____________ 成份，保证____________ 算的精度。 7.典型配电调度自动化主站系统的计算机网络一般采用____________ ?吉构，主要计算机 设备为：_________ 、服务器、 _________ 站及Web!务器等。 8.在配电网自动化系统进行遥控过程中，现场终端单元接收到遥控预令后，按照遥控 预令中的_______ 和__________ ,操作相关的对象继电器和 _______ ■继电器，如果其能正 确动作形成遥控返校报文，等待_________ 。 9.通信时，差错控制编码分为______ 和_________ 两种编码；差错控制方式有_________ 传送、反馈重传差错控制、信息________ 寸比、_____ 纠错、混合纠错等方式。 10.____________________________________ 调度SCADA系统的主站软件分为软件和 ______________________________________________ 软件，支持软件分为 ____________ 辑、_____________ 辑、报表编辑、曲线编辑等部分。 二、多选题（每小题2分，共12分） 1.RS485总线的通信模式为____________ A.半双工模式 B. 单工模式 C. 循环模式 D. 反馈重传
配电网自动化习题答案
1 配电网有那些特点？从配电网自动化的角度看，为何将配电网的结构复杂，数据量大视为重要特点？ 与输电系统比较，配电网具有以下特点：配电网地域比较集中,电压等级低、级数多，单条馈电线传输功率和距离一般不大。网络结构多样、复杂。网络接线有辐射状网、树状网及环网，环网又可分为普通环式及手拉手环式。在配电网运行中，环网均以开环形式运行。在城市配电网中，随着现代化的进程，电缆线路将越来越多，电缆线路与架空线路的混合网络给电网运行和分析带来复杂性。配电网中性点接地方式有以下两类： ①中性点有效接地系统②中性点非有效接地系统 6）配电网内设备类型多且数量大，多种设备装于露天，工作条件恶劣 7）配电网内运行方式多变。 8）配电网中采用的通信方式多，但通信速率往往没有输电系统要求高 9）配电网中，即使自动化程度较高，仍需要人工操作；而输电系统内，大多数设备为自动控制。 10）配电网中有大量电力、电子等非线性负荷，故将产生不容忽视的谐波。谐波必须抑制。 11）分布式电源（网） 配电网的主要特点是数据量庞大，网络结构复杂，这是由于面对用户，网络运行方式变化多而快，要求处理问题及时，这些特点直接影响DAS系统的结构。 2 在电力系统中，怎样划分DMS、EMS的功能区域？它们的功能有那些异同点？ 第四页图 1.2 整个配电网从变电、配电到用户用电过程，均由DMS系统进行监控和管理；而包括发电厂在内的输电系统，则是在能量管理系统（EMS）的监视、控制与管理下运行。EMS与DMS都是有明确对象的管理系统，但两者之间又是有联系的。通常，DMS应执行EMS的宏观调控命令，并有必要向EMS系统传递必需的信息。 3 DAS与DMS是否指同一功能系统？ DAS是指配电网自动化系统，是能够实时监视、协调和运行配电系统的部分元件和全部元件的一个完整的信息采集、传递与处理的集成自动化系统。 当今，我国将变电站自动化、馈电线自动化、需方用电管理及配电管理自动化的有机集成称为配电管理系统（DMS）；将第一和第二部分相关的自动化系统合称配电自动化（DA） DAS 与DMS两种关于配电网自动化的概念，实际是同一的。 4 熟悉DAS的基本功能及结构。 按DAS的基础性功能，可以分成以下功能：自动控制功能。主要包括：自动母线分段、馈线调度切换与自动分段，综合电压/无功控制、变电站负荷平衡、自动抄表等自动控制功能。数据采集与处理功能。人工控制功能。保护功能。负荷管理功能。远方计量功能。各种管理、估计、计算的功能等 结构：当前DAS系统结构多分为三个层次，即调度中心、地区电网管理中心，分散现场操作区（馈电网络区域）。第八页图1.3 5.怎样用功能子过程说明DAS的功能？有哪些子过程？ 答：馈线自动化(FA) 配电网自动化(DA) 变电站自动化(SA) 配电网通信系统配电网地理信息系统（GIS）配电网管理系统（DMS）潮流分析、优化及其他应用软件调度员培训模拟系统（DTS）负荷管理系统（LM）需方用电管理（DSM）配电网SCADA 子过程如下：配电自动化。DA实现的是配电网中最基本和最重要的自动监控功能。 配电网实时数据检测与监控系统。配电网的实时数据检测与监控系统，是DMS实现自动化管理的基础。 2
输配电管理中心2016年工作总结(精简版)
输配电管理中心2016年工作总结 输配电管理中心2016年工作总结 1 输配电管理中心2016年工作总结2016年中心上下认真贯彻落实公司全电会议精神，认真围绕x年度工作目标和九项重点工作，积极稳妥地开展各项工作。一年来，中心着力于安全生产管理、基础管理、作风建设等，较好地完成了公司下达的各项工作任务。一、2016年工作回顾：㈠、积极、认真开展五项活动，全面夯实安全生产基础。 1、开展“隐患治理纵深行”活动。12年中心共查出输配电隐患x余项，消除x余项，余下部分已纳入计划正逐步实行检修消缺。 2、开展安全生产基础达标活动。计划对近800公里配电线路设备台账全部修订完善和录入。由于检修、施工任务重目前已完成50%。 3、开展红旗线路、红旗台区劳动竞赛活动。结合检修工作，中心已初步完成5条10KV线路整治工作，创建标准化台区27台。 4、经常开展标准化作业，12年共执行两票616张（一种573张、二种15张，抢修单27张、配合停电122次）。 5、开展质量管理年劳动竞赛活动。通过开展活动，中心在施工工艺和检修质量方面明显有了很大的提高。㈡、深入推进七项措施，构筑安全生产保障体系。1、深入推进现场安全监管措施，杜绝未遂事故。用三个100%简要形容。抢修工作领导到位率100%，一般性检修工作领导到位率100%，大型施工领导到位率100%。2、深入推进安全生产履职履责考核措施，健全完善了安全责任体系。3、深入推进安全风险管理措施，完善安全风险预控体系。中心在这方面稍显滞后。4、深入推进反违章活动，促进全员、全过程、全方位管理。中心共考核9人次，共考核扣分22分。5、全面提高员工安全生产技能素质。不断加强教育和培训，员工安全意识和技能逐步提高。三过关活动第一阶段全员过关，成绩在公司进入前三名。第二阶段个人笔记全部完成。 6、完善配网运行管理措施。由于配网接线方式较为复杂，中心在运行管理方面采取了一定措施，但还远远不够。 7、每月按期召开班委会，总结上月安全生产工作，分析原因，查找不足，及时整改。并有针对性地安排下月工作计划。输配电管理中心2016年单项检修统计表： ㈢、全力抓好六项重点工作，开创中心安全生产新局面。1、巩固专
配电网自动化系统的规划设计与实现
配电网自动化系统的规划设计与实现 发表时间：2017-12-04T15:22:58.073Z 来源：《基层建设》2017年第25期作者：李鑫[导读] 摘要：配电网作为电力供应链条上面向电力客户的最后一个环节，直接承担向电力客户提供优质电能和服务的重要功能，其表现直接影响电力客户的用电体验，进而基于此产生一个对整体电力系统的直接评价。 广东电网有限责任公司清远清城供电局 511500 摘要：配电网作为电力供应链条上面向电力客户的最后一个环节，直接承担向电力客户提供优质电能和服务的重要功能，其表现直接影响电力客户的用电体验，进而基于此产生一个对整体电力系统的直接评价。因此，从企业为客户提供优质产品服务的角度来看，配电是电力系统与电力客户之间的关键环节，直接影响电力客户对供电企业产品与服务的最终评价。提高配电网的可靠性对于我们国家国民经济 的发展和人民生活水平的提高都有着非常重要的作用，但是实际的状况是，我国电力行业到目前为止都还存在着较为严重的问题，主要是体现在其重视发电的效率和水平，但是忽略了事实上同等重要的供配电过程，尤其是未能做好配电网在实际运行中的过程管控，这一现象主要体现在目前电力行业里的设备落后、自动化水平低。我们国家现在正处在一个经济快速发展的阶段，对于配电网特别是配电网自动化是有着较高的要求的，因此必须得到足够的重视。本文正是针对这样一种现状提出了对于符合现代发展水平要求的自动化系统的规划设计方案及实现的方式和可能性。 关键词：配网系统；自动化系统；规划设计 0引言 我国国民经济的迅速发展对城市配电网供电质量及经济运行指标等提出了更高的要求。随着城市电网改造的深入进行，10kV配电网络的供电可靠性有了较大的提高，但网络的复杂程度也随之提高，为了全面提高配网运营的各项技术经济指标，配电自动化系统的建设势在必行。电力一次、二次设备及电子和通讯技术的发展，也为城市配电网自动化的实施提供了条件。 1配电自动化的概述 首先要给配电网自动化系统一个准确的定义，在相关的设计规范中已经针对其特点明确的给出配电网自动化的定义为“配电网自动化系统是一项利用现代计算机技术、电子技术和通信及网络技术，将配电网采集的相关数据以及电网自身的结构信息和地理图形信息等进行一个综合性的信息集成，一起来构成的一个完整的能够进行检测、保护与有效控制的系统。”采用配电网自动化系统的根本目的就是要有效提高供电网可靠性、改进电能质量，一次来保证向用户提供符合要求的服务，与此同时还能达到降低电网运行的费用、减轻工作人员的劳动强度、也减少人力的投资的目的。 2配电网自动化的系统结构分层在认识到配电自动化的实际内容就是对其辖区内全部的开关、开闭所以及配电变压所进行实时的监控和协调后，要实现其三遥功能、又要求其具备故障的识别和控制能力、还要求其实现与主站的配合与连接、最终达成整个配网运行的工况检测、网络重构与优化运行，这就对配电自动化的结构提出了更为严格的要求，事实上，配电自动化也是自动化系统的一种，且它直接面对为数极大的用户，这就对其提出了更高的要求，即要有更先进的适应性和更强大的多系统接口能力。也就是说，配电网自动化与其他自动化系统相比较，最大的特点就是前者对协调、集成的要求高，在对数据充分共享的基础上还要发挥整体系统的优良性能。正是这些内容和要求决定了配电自动化系统是一个分层、分布、分级式的监控和管理系统，具体分为配调中心层、变电站层、中压层和低压层，详述如下。 2.1配调中心层 配调中心局域网是整个配电网自动化系统中的最高指挥层，该网络是整个配电网自动化系统中的中心主站，其组成是一些共享着同一个数据库但实现着配网自动化系统中不同功能的服务器和工作站。硬件要求为符合国际的工业标准即可，操作系统的选用通常是WindowsNT，在这些配置的基础上还需要为之提供配套的软件支持，包括管理应用软件、配电监控软件、通信软件和数据库软件等，且应用软件的配置应以配网的实时数据库为基础来完成各自不同的自动化功能。由于其采用的是开放式和分布式的体系，故具有扩展性和兼容性。这一设计决定了配电网调度中心的建设应给予优先考虑，具体有三个方面的要求，一是数据库提供唯一的标准接口；二是实时数据与管理数据要结合利用；三是要具备灵活的发布和查询的能力。 2.2变电站层 变电站层是配电网自动化系统中调配中心层直接作用与指挥的层，是直接隶属于调配中心层的下一级层次，也就是是调配中心主站与各变电站子站进行通信的局域网。变电站层的设计主要是基于两个方面的原因，一是需要对获取的信息进行分层，以此来降低中心层的处理负担，与此同时也可降低子变电电站层对中心层的依赖；二是因为在进行故障处理时是需要遥控开闭所出口断路器的，这一过程的实现就要求必须通过变电站的终端单元。变电站层实现方式也有两种，一是建设一套带通信的现场装置；二是利用已有的设备，增设运动通信设备即可。 2.3中压网层 中压网层是配电网自动化系统中变电站层直接作用于指挥的层次，直接隶属于变电站层的下一级层次是以10kV的电力网络为依据的中压检测和控制网络。中压网层的主要功能就是完成配电网自动化系统的数据交换和控制，是配网自动化系统的核心所在，所以说，这一网络的实施胜败，就是决定自动化系统是否成功的关键，其实施的要点就在于控制方式和通信方式的选择。针对于这一问题，我们认为，通信是可以采用载波、光纤、无线或者是双绞线等不同方式的，但发展方向则应是载波和光纤的混合使用。不得不承认，配电网载波确实是存着很多不好处理的难点的，但是其对网络有着天然的适应性，以此可以预见在技术发展的大背景下，它依然将是配电层通信的主流选择。配电自动化的控制模式也可以分为两个大的方面，分布式就地控制和远方集中控制，远方集中控制是现在的主流方式，这是因为远方集中控制适宜于现在的工程要求实际，能够承载强大的通信系统，能够担当现代电网的实际要求。 2.4低压网层 低压网层是配电网自动化系统中的第四层网络，面向的是配电变压器低压侧负荷。低压网层起于各配电变压器的低压侧、终于各负荷的节点，这一结构就实现了对于负荷节点的测量和监控，如负荷控制和自动抄表等，然后再通过中压层、局域网等与中心主站进行通信。制约低压网的主要问题还是通信问题，目前普遍使用的是双绞线和低压载波，但这还是有较大的问题，这是因为双绞线的敷设相当有难度，但低压载波的应用又有一定的不便。
智能配电网与自动化分析
智能配电网与自动化分析 发表时间：2016-10-09T15:22:04.380Z 来源：《电力设备》2016年第13期作者：张慧刘永明李淼[导读] 随着经济的不断发展，人们对于电力的需求也是急剧扩大，对于原有的电力配送上存在着很多的问题。 （国网山东省电力公司巨野县供电公司山东巨野 274900）摘要：随着社会的不断发展，人们对于电力的要求也越来越到，但是就目前国内的配电水平，还是和消费者之间的供求产生了矛盾，不能很好的解决需求。两者想要在以后获得更好发展或者是更好的消费体验，这将会是以后解决的重中之重。科学技术的不断进步，对于此也有着积极的促进作用，对于智能配电网也是一种促进作用，它现在已经成为了电网发展的一种趋势而存在了。在智能配电网中，作为 其最重要的组成部分便是配电自动化，它的发展对我国的整体的电网有着积极意义。 关键词：智能配电网；配电自动化；分析 引言 随着经济的不断发展，人们对于电力的需求也是急剧扩大，对于原有的电力配送上存在着很多的问题，现在都需要集中的去解决，这样才能节约资源、提高效益，人们对于电力质量要求的不断进步也在不断的促进着配电网的不断发展，为我国电力事业的发展起着很重要的作用。对于国情的需要和发展，也是成为它不断进步的动力源泉。 1.智能配电网概述 智能配电网就是对于配电的智能化操作，不是过去传统的配电模式，主要就是集合了传统的和现在前沿的配电技术，彼此之间还有着很敏感的、测控的系统，但是对于其他的配电系统来说，其实也是一种将现代科技和通信技术结合在一起的现代产物，对于现有的电力发展起着很好的促进作用，这种配电方式安全可靠、质量高效、能够将分布式的电源全部接入，并且能够为不同的消费者提供不同的用电模式，对于用电资源的科学高效的配置，重要的是对于环境的保护也是起到着很好的作用[1]。 智能配电网是能将电力之间的配备和输送的组合，达到最好的方式，而不是和传统的那种有着严重浪费的模式。电力的来源不仅仅是煤炭发电，现在有风力发电、水利发电等，这样就会让电力的再生是一种绿色环保的，对于电力市场的巨大需求量，也可以很好的满足，智能网使得配电和供电的效率达到最优，和目前的电力行业的发展也是亦步亦趋的。 2.智能配电网和自动化之间的关系 自动化技术的发展，和智能配电之间是有着密不可分的关系的，他们之间存在着很多的共性，前者是自动化配电的基础和必要条件，后者是现有的供电行业需要的一种手段方式，两者缺一不可，都是极其重要的，配电自动化就是工作人员在管理上，对电力进行一种再分配，通过信息技术的便捷性为此发展，信息和用户资料都是对其内容的总结，将所有的资源进行整合发展，然后才能更好的进行服务，而在智能配电的过程中会出现大量的自动化技术，如对停电的管理、设备上的检查、对于用户用电情况的检查等，这些是很正常的。配电自动化技术主要是由几个方面组成的，FA、SA、SCADA这三种技术内容组成，形成的智能配电技术。其具体内容还有客户的信息管理和自动抄表两块构成，智能配电网SDG和配电自动化DA，两种技术融合其中，前者的内容更加丰富，配电的两次系统也拥有后者，一次配电技术和两次配电技术之间的融合，就是为了节约公司的成本和提高经济效益，技术和技术之间产生的效果是大于简单相加的。在智能配电上搭载配电自动化，两者之间完美融合，加强了网络与用户之间的沟通和交流，也改变了传统模式下的局限性，在时间段上的选择也会更加自由[2]。 3.智能配电网自动化的作用 和传统的电网之间相比较，现有的智能配电在自身优势上有着极为明显的特点，首先，任何一件新事物出现，它的安全性是必须得到保证，智能配电在供电上、断电上有着很好的治愈能力，这对于原来的人工排查安全的做法有着很好的提升，提高了工作的效率也保证了电力使用的安全性。其次，在性能上也有着很明显的提高。依靠于现有的技术和先进的信息采集方式，智能配电在人为的错误上有着很明显的减少，对性能的安全上也有着很好的保护措施。还有，对于其用电的质量上，现在的智能配电和原来的相比较，肯定是有着很好的优势，从其中的工作原理上看，也是存在很很大的提升，对电力质量上也是比较高。最后，关于大量的用户接入，对于用电量的增加是显剧的，但是这对其并不能产生不好的影响，反而，也更能满足不同的用户之间的需求，智能配电是能够很好的和用户互动，对于其中出现的问题也能及时解决，这极大的提高了工作的效率，也提升了供电行业的美誉度。 其意义也是极为重要的，配电自动化作为智能配电网的核心组成部分，其中的优势是在于实践的过程中，不断的进行凸显的，首先，在智能配备电网的情景下，能够使得其电网保持最优的状态进行运行，可以达到最高的运行效果，凭借的是先进的技术对配电系统进行监控，实现管理上的优化，在充分利用了系统容量的过程之后，对于电力企业的效益和成本的减少都是极为有利的。其次，是在面对可靠的电能提供，这就保证了现代社会经济的快速发展，有着良好的电力基础的供应。最后，在智能配备电网中，对于故障的处理是及时的，也能为消费者提供好的保证[3]。 4.智能配电网和自动化的发展 在我们享受着这样便利的同时，也要把眼光放在其他方面，要保持学习和创新的态度，也能在新能源上起到重要的作用，在未来的发展过程中，也要重点的关注，保证以后的长期发展。对于电网的覆盖上，还需要做到更广泛一些，城市的覆盖率是不用多说，但是在农村或者是更偏远的山区，还是没有做到完全覆盖。在未来的发展中，要关注环境的保护，即对电力的发展要环保，这和技术有着密切的联系，智能配电在未来的电力行业中，将会起到很重要的作用，对于电力的浪费和消耗也能极大的减少，降低二氧化碳的排放量，也是需要国家对于能源结构的转变，这些都是离不开电力资源的。 5.结语 对于智能配电自动化的发展，未来的前景也是看的见的，在面对如此之多的优势之下，我们需将其力量发挥出来，不管是在技术上，还是在资源的整合方面，都要做到最好，才能不断消解传统电网中长期存在的弊病，重新构建以技术为主导的新的智能电网自动化发展方式，为以后的电力事业的发展提供很好的基础，不断提升用户的体验感。
配电网自动化技术及其应用分析
配电网自动化技术及其应用分析 发表时间：2018-05-10T10:48:38.540Z 来源：《电力设备》2017年第34期作者：林泽华[导读] 摘要：随着科学技术的不断发展与完善，配电网建设已经得到本质上的提升，其安全性、可靠性大幅改善。 （广州风神汽车有限公司 510800）摘要：随着科学技术的不断发展与完善，配电网建设已经得到本质上的提升，其安全性、可靠性大幅改善。尤其是在配电网自动化技术大范围应用后，配电网真正实现实时配电监督，保证用户用电的时效性，减少配电网故障对用户用电的影响，从根本上提升人们的用电质量，已成为新时期配电网建设中的重中之重，需全面重视。 关键词：配电网；自动化技术；应用分析引言 配电网自动化技术作为我国先进的科学技术之一，其融合许多方面的技术，为人类的发展做出巨大贡献。该技术能对配电网络的运行状态进行检测、控制，并实行自动化的保护，不仅为配电网络的运行与发展提供了坚实基础，随着配电网自动化技术的普及，大大提高我国配电网络运行的可靠性与安全性。因此，必须构建坚强的配电网、实现配电网自动化。 一、配电网及其自动化技术的技术特点 1.1配电网的技术特点 配电网的电线分布跟建筑的布局有着密切的联系，电力的传输与平时的维修工作都极易受到电线长度、用业量的范围与变电器的数量等因素的影响。由于历史与现实发展的原因，城市与农村的结合部为配电网集中区，与一些其它建筑交叉配置。由于配电网偏向于民用电力设计，电压通过在10KV以下。配电网的网络布局比普通的输电网更为复杂。随着我国用电负荷量逐年增加，变电站的数量迅速攀升，故障的可能性明显增加。由于添加大量需要高安全性的用电设备，采用更多的链子结构。 1.2配电网自动化的技术特点 从现阶段普遍使用的配电网自动动技术来看主要有以下特点：设备偏向于小型化，更为智能化，有UPS电源配置，操作设备力求简化。在具体技术解决下，还要解决着如下所示的配电网技术难点。即：配电网由于所处的环境比较困难，信息信号的收集相对较困难。配电网涉及设备数量与种类都非常众多，操作次数高，安全系数高，有着多种多样的通信方式，但使用次数偏低。同时要求要与其他的数据库采用现代计算机的网络进行传输数据与接受控制指令。自动化与计算机软硬件技术的联系十分紧密，应用大量的专业与通用软件。如网络分析结构软件、自动报警软件、投诉电话软件、表格处理软件、绘图软件等。 1.3配电网自动化技术的功能与架构 综合国内外在配电网自动化技术上所使用的现状，归纳出以下几点功能与架构。如SCADA系统，这个系统可准确收集数据，监视配电网的运行状况，当出现危险时可以自动发出报警信号并切断危险区的电网联接。通过F/RTU模块，实现无人化的馈电功能。由于控制点众多，原有的操作基本上都是人工操作，现在通过网络集合在中央控制中心，由控制员通过控制网络发出指示信号，由系统自动完成控制参数的调整与装定。 在用电负荷管理上，配电网自动化技术可以智能化协助管理人员制负荷的控制方针，对用电高峰与低谷的调整策略。可自动生成相关的数学模型，并在实际应用中进行检验并加以自行修改以更好适应控制的需要。还可以监督各开关的状态，并显示在控制中心的显示屏上，当出现情况时准确反应危险的级别与提示解决方案，并给予发生问题的系统的详细信息与地理位置，以便人工维修第一时间到达。 二、配电网自动化关键技术 2.1配电网通信技术研究 通信技术作为配电网自动化技术中十分关键的技术之一，其能扩大配电网的规模，并有效处理复杂的事项。通信系统对配电网自动化的实现有着重要意义，因此需确保通信系统的可靠性，并增加通信系统的投资，更好满足配电网自动化数据传输的要求。通信系统在遇到断电情况时，还可以正常运行，也为后期问题的维护与操作提供了极大便利。目前我国通信系统中的通信方式多种多样，常见的通信方式有光纤通信、无线网通信及载波通信。 GPRS无线业务是实现无线网通信的重要基础，其主要利用外围的设备与中心节点的方式来实现一定范围内的数据传输。GPRS技术应用于配电网自动化技术中，一方面能扩大配电网自动化的范围，并实现数据的实施传输，该技术并不需要建设任何的设置，只要普及宽带就能够应用该技术。随着我国GPRS数据流量费用的不断降低，也给电力企业的发展带来更多的经济效益。 除了两种技术外，配电网自动化技术中还有光纤通信技术。该技术与GPRS技术相比，能承载的数据传输量更大。其主要将光作为信息传输的载体并实现电信号到光信号的转换。目前最早使用光纤通信的是工业型以太网的交换机组网。随着光纤技术的发展，EPON技术开始出现在人们的生活中，该技术是以智能配电技术作为基础发展起来的。 2.2电源技术 将SCADA系统应用于配电网中，能使配电网在断电后的15小时内通过使用UPS来使其正常运行。而区域工作站可在断电后使用1K的UPS使得配电网正常运行3个小时。区域工作站本质上是一种转发的装置，其主要由工业控制与自制扩展板两个部分组成。 2.3载波通信 载波通信技术由于其运行安全性较高，因此常应用于变电站与发电厂中。该技术与其他技术相比较，其与有线通信相似，最大优势在于这种技术中有一个耦合器，其不仅能在配电网电压较大时保证电压的安全，耦合器还能分散终端中通信的信号，并确保信息传输的质量，在一定程度上提高配电网自动化的程度。在使用过程中，载波通信技术的通频带是固定的，因此频谱的使用受到限制。因为配电网线中有高频，而载波信号会对其产生一定干扰，影响其正常运行。载波通信的干扰源较强，因此为了保障配电网的正常运行，提高载波通信的发信功率十分重要。配电网自动化技术中载波通信技术在使用过程中并不会产生较大的成本，因此对减低配电网成本有着较明显的作用。此外，载波通信并不依靠电话线与光缆等设备，其还具有覆盖范围广等优点，因此具有十分巨大的发展空间。 载波通信实现电力通信网络连接的过程比较简单，还具备实时在线的功能。载波的移动性的便捷性较好，无论在何处，只要有插座，都可以将载波设备与电力通信网络相连接。 2.4故障管理