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配电网自动化系统配电网自动化系统许克明 熊 炜 编著目 录第1章 绪 论1.1 配电网及其特点1.2 配电网自动化的概念1.3 配电网自动化的基本功能与系统结构1.4 实施配电网自动化的效益1.5 当前实施配电网自动化的难点及分析1.6 国内外配电网自动化现状与发展趋势1.7 本书内容的一些说明第2章 配电网通信系统及远动信息传输原理简介2.1 概述2.2 配电网通信系统2.3 配电网中的通信系统2.4 SCADA的基本概念2.5 RTU的信息采集2.6 远动装置的分类及其规约第3章 变电站综合自动化系统3.1 概述3.2 变电站综合自动化系统功能 3.3 变电站自动化系统的结构3.4 变电综合自动化系统的通信网络3.5 电压与无功功率的自动调控3.6 变电站综合自动化近年新增调控及管理功能简介第4章 馈电线自动化4.1 概述4.2 配电网自动化远方终端4.3 配电网中几种自动化开关器件4.4 故障定位、隔离和自动恢复供电系统4.5 就地无功平衡与馈电线电压调整4.6 负荷控制系统第5章 用户电力技术概论5.1 概述5.2 目前配电网存在的问题及用户电力的 提出5.3 固态断路器及故障电流限制器5.4 静止无功功率发生器(Static Var GeneratorSVG)5.5 动态电压恢复器(Dynamic Voltage RestorerDVR)5.6 用户电力控制器(Customer Power ControllerCPC)的概念5.7 有源电力滤波器(Active Power FilterAPF)5.8 用户电力技术提高供电质量举例第6章 配电管理系统6.1 概述6.2 配电网地理信息系统(AM/FM/GIS)6.3 配电管理系统的应用软件概述6.4 配电网电压/无功优化6.5 配电网的网络重构6.6 配电网的负荷管理及负荷管理系统6.7 远方抄表系统第7章 需方用电管理概论7.1 概述7.2 DSM的实施方案7.3 实现DSM的技术简介7.4 DSM的电价策略要点、复习、思考参考文献1.1 配电网及其特点1.1.1 电力系统的划分电力系统可划分为输电系统和配电系统。配电网与输电系统，原则上按其功能来划分。但通常按输电系统的降压变电站中主变高压/中压侧来划分，高压侧断路器及其联系的网络属于输电系统，另一侧则为配电网。第1章 绪 论可以简单地认为，配电网为地区级调度管理的电力网。配电网按电压等级划分，可分为三类，即高压配电网(110 kV，35 kV)、中压配电网(10 kV，6 kV)和低压配电网(0.4 kV，220 V)。1.1.2 配电网的特点1)配电网地域比较集中。2)电压等级低、级数多，单条馈电线传输功率和距离一般不大。3)网络结构多样、复杂。图1.1 配电网常见网络结构4)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。5)配电网中性点接地方式有以下两类：中性点有效接地系统。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。1.2 配电网自动化的概念1.2.1 配电网自动化系统的含义配 电 网 自 动 化 系 统(Distribution Automation SystemDAS)是一个涵盖面很广，用于管理与运行配电网的综合自动化系统，包含了配电网中的变电站，馈电网络及用户的管 理、监控、优化等功能。配电网自动化，其功能内容大致可以分为四个方面，即：变电站自动化、馈电线自动化，需方用电管理(与用户自动化概念相同)及配电管理自动化。1.2.2 关于配电管理系统与配电网自动化系统概念的说明20世纪80年代，首先提出配电网自动化系统的美国，对DAS有如下定义：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。配电网自动化是由若干功能独立的自动化系统，如配电网SCADA系统、馈电线和变电站自动化系统、负荷管理和监测系统等，有机地集成为一体实现的自动化。2)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(Distribution Management SystemDMS)；将第一和第二部分相关的自动化系统合称配电自动化 (Distribution AutomationDA)。1.2.3 EMS与DMS在电力系统中的关系图1.2 EMS与DMS在电力系统中的关系示意图 1.3 配电网自动化的基本功能与系统结构 1.3.1 配电网自动化的基本功能表1.1 配电网自动化系统的主要组成部分的功能及关系（1)按配电网自动化系统的基础性功能划分 1)自动控制功能。2)数据采集与处理功能。3)人工控制功能。4)保护功能5)负荷管理功能。6)远方计量功能。7)各种管理、估计、计算的功能等。(2)按配电网自动化系统的子系统划分1)配电自动化(Distribution AutomationDA)。下面对DA的主要子系统做简要说明。配电变电站自动化(Substation Automa-tionSA)。馈线自动化(Feeder AutomationFA)。配电网的通信系统。DFACTS技术。远方抄表系统及其他配电自动化技术。2)配 电 网 实 时 数 据 检 测 与 监 控 系 统(Supervisory Control and Data AcquisitionSCADA)。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。3)配 电 网 地 理 信 息 系 统(Geographic Information SystemGIS)。4)配电网的负荷管理(Load Management LM)。5)配电网的应用软件。6)工作管理系统(Work Management SystemWMS)。7)调 度 员 培 训 模 拟 系 统(Dispatcher Training SystemDTS)。8)需方用电管理(Demand Side ManagementDSM)。1.3.2 配电网自动化系统的结构1)配电网自动化系统通常都设计成开放的积木式结构。2)当前的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)。图1.3 配电网自动化系统结构图1.4 实施配电网自动化的效益1)实施变电站综合自动化后，变电站可节 约占地面积，同时，因可以实现无人值班，可节约人力及运行费用。2)实现潮流控制，调整负荷，改善负荷曲线；充分利用现有设备潜力；推迟或减少新增发配电设备的投入。3)合理及时调整运行方式，降低网损。4)系统安全性、灵活性提高。5)由于采取快速、准确的电压/无功调节，利用DFACTS技术减少停电次数，停电持续 时间，更合理地进行无功补偿，减少谐波含量等技术，电能质量得到提高。6)用户可以得到按质论价的电力供应。7)制度化的计算机处理，提高了服务质量。8)达到节能效果。1.5 当前实施配电网自动化的难点及分析1)配电网结构复杂，加之网中配电变电站，开闭所总的电气设备数量大，信息量大，即使经过处理，仍会给DAS系统组织带来 困难。2)配电网有大量的FTU及TTU工作于户外，工作环境恶劣，通常要求能在较大温度范围内，湿度高于95%的环境下正常工作，并要考虑防雨、防雷等问题。3)由于配电网的站端设备数量大、节点多，在一个配电网中往往根据需要，会有多种通信方式混合使用，以减少总的通道数量。4)在配电网自动化系统中，工作于户外的设备的工作电源和操作、控制电源的可靠取得是一项必须解决的问题，否则若干自动功能不能实现。5)目前，我国实现DAS，除个别新建小区，主要都是在已有配电网上进行改造。1.6 国内外配电网自动化现状与发展趋势1)在技术发达国家，配电网自动化系统受到广泛重视，且起步较早。2)我国DAS系统的建立，总体起步较晚。3)由于配电系统变得愈来愈复杂，以致离开了自动化，就难以使系统在最经济和最可靠的状态下运行。因而配电网自动化系统的应用与发展已是必然趋势。发展中应注意和考虑以下问题：配电网自动化要求有与之相适应的电网接线方式，在设计电网发展规划时应 考虑。对于已有若干单项配电自动化(如已有SCADA、管理信息系统等)的配电网，在施行DAS改造时，不必撤换原有系统，可遵循开放系统原则，最大限度地保留原有硬件资源，使原有设施项目转换接入开放系统，一直使用到该技术淘汰。分析DAS效益时，不仅计及投资、人员、经 济 性、可 靠 性 的 效 益，还 必 须 将 提高供电质量作为评价DAS的一项重要 指标。从DAS的技术发展趋势看，网络化、集成化、通用化、面向对象式设计、DFACTS技术及人工智能技术等，应予以重视和 应用。第2章 配电网通信系统及远动信息传输原理简介 2.1 概述 2.1.1 通信系统在电力系统中的重要作用 2.1.2 配电网中通信系统的功能及通信系统 构成的特点 2.2 配电网通信系统 2.2.1 通信系统的组成及分类(1)组成图2.1 通信系统的组成示意图(2)通信系统的分类1)通常，通信系统可按信道媒介来划分，可分为有线通信、光纤通信、无线通信系统，每一类系统又可再进一步细化。2)按照信道中所传信号的不同，通信系统可分为模拟通信系统与数字通信系统两大类。2.2.2 数字通信系统简介(1)数字信号频带传输通信系统1)信息传输过程2)数字信号频带传输特点在进行通信时，发送端按确定顺序、一定节拍逐位传送码元，接收端也必须按同一图2.2 数字信号频带传输通信系统模型框图节拍逐位接收码元，即发送与接收码元必须同步协调地工作，否则将造成混乱。就是要求接收端接收脉冲的频率和相位应与发送端发送脉冲的频率和相位相同。(2)数字基带传输通信系统所谓基带是指基本频带，基带信号是指未经调制或接收端解调之后的信号，即原始信号。数字通信系统中，数字信号即为其基带信号。(3)模拟信号数字化传输通信系统要实现模拟信号的数字化传输，必须在通信系统的发送端先将模拟信号经过A/D转换并量化成为数字信号，再按数字信号通信系统方式传送；接收端则应在进行相反变换后，再经D/A转换为原来的信号。(4)数字信号通信系统中的时分多路复用传输信号图2.3 两个数字信号的时分复用波形示意图 2.2.3 调制与解调(1)调制与解调过程根据正弦量的特点，当原始信号为模拟信 号时，调制是指分别用原始模拟信号(在调制过程中，称为调制波或调制信号)去调制(即改变)一高频信号(称为载频波)的幅值、频率或相位，依次分别称为调幅(AM)、调频(FM)或调相(PM)。图2.4 ASK调制与解调过程图2.5 ASK的调制与解调波形图图2.6 FSK的调制及其波形(2)数字调幅(ASK)(3)数字调频(FSK)(4)数字调相(PSK)2.3 配电网中的通信系统2.3.1 配电网自动化对通信系统的要求(1)通信可靠性(2)通信系统的投资(3)通信速率(4)通信系统的工作模式图2.7 PSK的调制波形(5)通信不受停电影响(6)通信系统的使用与维护方便性2.3.2 应用于配电网中的多种通信方式(1)电力线载波(Power Line Communica-tion PLC)(2)电话专线(3)无线通信系统(4)光纤通信光纤通信具有以下优点1)因为是以光速传输信息，载波频率高，通信容量大。2)损耗低、中继距离远，现使用的二氧化硅玻璃构成的光纤损耗极低。3)抗电磁干扰能力强、无串话。4)容易均衡。(5)现场总线及以太网通信2.3.3 配电网自动化通信系统的组成2.4 SCADA的基本概念2.4.1 SCADA的基本功能(1)数据的收集与监控(远动功能)1)遥远测量(YC)(Telemetering）。图2.8 配电网的多种通信方式示意图2)遥远信号(YX)(Telesigmat，Teleindica-tion)。3)遥远控制(YK)(Teleswitching)。4)遥远调节(YT)(Teleadjusting)。(2)各种处理功能、人机界面要求SCADA级的各种功能包括实时数据处理、事件顺序记录处理、事故追忆处理、网络作色处理、报表及告警处理等十多种处理功能，以及数据库管理功能。作为一个完整的功能系统，还必须有功能完善的人机界面要求。在建立远动系统后，还要建立调节与控制处理功能及各种数据管理功能，才能构成功能完备的SCADA系统。2.4.2 SCADA中远动系统的基本结构(1)按功能关系给出的结构框图(2)微机远动系统硬件结构框图2.4.3 抗干扰编码的基本概念(1)抗干扰码的抗干扰原理、奇偶校验码1)一组二进制脉冲(每一位称为一个码元)，由n个码元以全组合方式构成码字时，可以构成2n个码字。图2.9 运动装置的功能结构框图图2.10 远动系统结构框图2)奇偶校验码是最简单的一种具有检错功能的抗干扰编码。在奇偶校验码的基础上，引申出水平(横向)一致监督码，垂直(纵向)一致监督码。假 设 一 个 长 为n的 码 字 写 为C=(Cn-1,Cn-2,C1，C0)，Cn-1，,C0分别为最高位码元至最低位码元，取值只为1或0。则有在计算机中，C0是Cn-1至C1的模2累加，若是采用奇校验则最后对1再作模2加，其结果即为C0；若是偶校验，模2加进行到C1时，其结果即为C0。(2)分组码的概念分组码可用C(n,k)表示。C为码字简写，k表示带有信息的码元位数，n为码字长度，即码字的总码元数。而r=n-k位称为监督码元的位数。这r位码元不带信息，即冗余校验码元。当这r位码元均由k位信息码元通过规定的算法运算得出时，这种分组码称为线性分组码。前述的奇偶校验码显然是一种线性分组码。(3)循环码及其校验方法1)可供作远动系统构成抗干扰码的方法有多种,主要为线性分组码中的循环码。图2.11 循环码格式2)循环码的监督码元产生方法。n位循环码的由高位到低位码元中，前面k位是信息码元，后面r位是监督码元。信息码元是已知的，r位监督码元产生方法如下：先将k位信息码写成码多项式形式，为M(X)。M(X)=Ck-1Xk-1+Ck-2Xk-2+C1X+C0，系 数Ci即信息码元取值，只为1或0，而Xi表示该Ci所在的位置。第二步是将M(X)搬到(n，k)的前面k位，即对M(X)乘上Xnk，有：第三步，根据要求的检错或纠错要求，按有关的数学原理，选择一个码多项式g(X)，g(X)称为码生成多项式，它是一个特别的n-k次码多项式。则有监督码元的码多项式 的余式。第四步，组成一个抗干扰码：C(X)=Xn-kM(X)+r(X)3)检验方法。因产生的抗干扰码为 必能整除(模2除法),即余式为0。故有检验方法如下：发送端发送C(X)，接收端因通道干扰，而为E(X)为干扰信号，用码多项式表示。接收端设置生成多项式g(X)，则有：S(X)称为伴随式。显然S(X)=C(X)+E(X)(mod g(X)若S(X)=0，表示接收的是正确信号。若S(X)0，表示接收的是错误信号(检错)，分析S(X)，在一定范围内可以纠错。现在的远动系统通常采用称为BCH码的循环码。对此，不再介绍。2.5 RTU的信息采集YC，YX的输入信号有三类：被测的模拟量、设备的状态量及数字量。2.5.1 状态量及数字量的输入(1)状态量(开关量)1)远动系统中的状态量是指设备运行的开或停状态，投入、切除状态，动作、非动作状态。因此，状态量就是开关量，一位二进制数就可以表示某一设备的状态。2)状态量的输入均采用并行方式，即一个8位输入接口可并行接收8个设备的状态量输入回路。(2)数字量(脉冲累计量)远动系统中的一类输入为串行的数字量，或称脉冲累计量。现在主要是作为电能计量的输入方式，这包括需要传送的有功电能量与无功电能量。2.5.2 模拟量的采集(1)变送器远动系统中，需要传送的YC被测量都是模拟量。模拟量可分电压、电流、功率等电量和温度、压力等非电量两类。(2)A/D转换及其通道RTU需要传送的YC量不止一个，而是多个。但通常A/D转换器只是一个，因此，可能采用的输入通道有以下两种形式(见图2.12)。S/H为采样保持器，A/D对每一个模拟量进行转换(即采样过程)时，输入信号在这个时间段内保持不变。A/D转换有三种原理实现，即双斜率积分型、逐次逼近式与并行式。图2.12给出的通道结构中，输入的模拟量均是经变送器后的输出量。图2.12(a)方式中，各路模拟量均有各自的S/H，因此，S/H的图2.12 A/D通道的两种结构形式捕捉时间可以忽略。各模拟量被采样时，认为是同时的。图12.2(b)采用了公用的S/H，节省硬件。因此，在启动A/D转换之前，必须考虑S/H的捕捉时间，只有当S/H中的保持电容的充放电过渡过程结束后才允许启动A/D转换电路，因而速度较图(a)所示结构慢。多路开关中各个通道的模拟量并不是以同一时刻的量被采集。故当有多个被测量要测量，采用图(b)结构时，应注意这种不同时性应在允许范围内。(3)被测量的限值及死区的概念1)上下限报警值：说明被测量已越过正常运行范围而报警，此时必须进行人工或自动干预，尽可能使被测量对应的运行恢复或作其他相应处理。图2.13 被测量的限值与死区示意图2)上下限警告值：提醒运行人员，该被测量已越过允许正常运行范围，应采取相应调控措施。3)零值与死区：零值表明被测量对应的状态与给定值或额定值相同。而死区的设置表明，当被监测值进入设定死区范围，均认为被测量为零值。(4)标度变换1)A/D转换电路确定后，则任一被测量均应转换到相应量程内，因而可能出现完全不同的两个被测量，经A/D转换后，得到相同的转换结果，例如图2.14所示的一个电压和两个电流量的A/D变换过程。2)标度变换的方法是将A/D转换结果乘以一个变换系数S。式(2.7)的含意是：A/D转换后，数字量的最低位相当于多大的被测量真实值。对应图2.14有：图2.14 采样过程的示意说明图乘上相应系数后，送入存储已还原了的被测量对应的数字值。2.5.3 交流采样(1)概述交流采样是指直接对交流电流、电压波形进行采样，因此，可以对被测电量的波形进行分析，实时性好。且有功功率，无功功率可通过采取的u，i值进行计算求得，并可以进行谐波分析。(2)采样过程交流采样的通道结构如图2.15所示，假设每路被测量各自有其S/H，交流电流的TA副边接入电阻R，以取得需要的电压值。(3)测量值的计算1)设每一个工频周期对每一个被测量采样N点，则电流、电压有效值分别为：图2.15 交流采样通道结构图2.16 采样过程式中，i(n)，u(n)为分别对应第n点的电流、电压采样值。N2Li(或2Lu)，Li(Lu)为电流(电压)信号中的最高谐波次数(或需考虑到的最高谐波次数)，一般取Li=Lu=L。2)有功功率、无功功率计算单相有功功率：三相有功功率：三相视在功率:三相无功功率:3)利用离散傅里叶变换，可以求出次数在Li(Lu)及以下的谐波电流(电压)值。(4)工频锁相的概念上述每工频周期采样N次是以工频波从0开始计算，将一个周波等分为N个时刻。例如N=16，则 当fe=50 Hz时，采样周期Ts=1.25 ms。2.6 远动装置的分类及其规约2.6.1 循环式远动(Cyclic Data Transmis-sionCDT)(1)工作方式以YC，YX传送来说明远动系统工作。RTU为主动端，以固定方式周期地采集数据(YC，YX量)，并将YC，YX信号严格按时间划分成一定规格形式，向调度端MS发送且循环进行，MS顺序接收信号。为正确工作，双方必须严格同步工作。当进行YK，YT时，MS则为主动端。(2)信息格式将YC，YX信号组合起来发送的信号排列方式称为信息格式，即信源编码。CDT规定将YC，YX信号按点、帧方式组成并传送。将二进制码(bit)称为步，若干步组成一个点(称为字或码字)，一个字构成一个完整的 信息。1)帧结构。2)帧结构的说明。图2.17 循环式远动的帧结构 图2.18 同步字排列格式 图2.19 控制字结构图2.20 YC信息字格式 图2.21 YX信息字格式(3)CDT远动的特点1)RTU不断循环上报现场数据，实时性强。2)CDT规约采用信息字校验方式，将整帧信息化为若干个信息字。3)CDT采用YX优先传送、大大提高了事故、事件传送的相应速度。4)允许多个RTU和多个主站间进行数据 传送。5)因循环传送信息，主站对一般遥测量变化的响应速度慢，且通道必须采用全双工 方式。6)一般不允许多台RTU共线连接，RTU与MS之间采用点对点方式连接。2.6.2 问答式远动(polling)(1)工作方式问答式远动中，MS是主动端，RTU端是从动端，每个RTU有一站号，MS对RTU询问，对应RTU在接收到MS的命令后，必须在规定时间内应答，否则认为本次通信失约。RTU没有收到MS的询问时，不向MS主动上报信息。(2)报文格式图2.22 三种报文形式三类报文形式按上行、下行方式划分为两大类。1)MS至RTU的报文类型及格式。2)RTU至MS的报文类型及格式(3)回答式远动的特点图2.23 MS要求RTU传送参数的报文格式1)各RTU均有自己的站名编号，故可以允许多台RTU复用一个通信道，节省了通道，并能适应任意电网结构，且询问应答不同时，可以采用半双工的通道。2)采用变化信息传送方式，压缩了数据块长度，提高了信息传送速度。3)由于不允许RTU主动上报信息，问答式对事故的响应速度慢。4)问答式的校验码是在整幅报文传送的末端才加入，一次通信失败则整幅报文丢失，故对通信质量要求较高。2.6.3 分布网络远动(Distributed Network ProtocolDNP)的概念。DNP规约支持问答式和自动上报数据传输方式，并支持分布式网络中应用的通信冲突碰撞避免/检测协议。可以认为它具有循环式与问答式远动的优点。DNP具有比CDT，Polling更多的优点，近年，在配电网内得到重视并开始推出应用。其工作原理简介如下：DNP规约的文本由物理层、数据链层、传输层和应用层四部分组成。物理层规定其通信方式采用异步通信接口及FSK调制方式。数据链层即指一帧信息的组成形式。图2.24给出DNP3.0版本中的帧格式结构示意图。图2.24 DNP的帧结构第3章 变电站综合自动化系统3.1 概 述3.1.1 变电站综合自动化的意义变电站综合自动化系统是DAS的基础自动化系统之一，没有变电站综合自动化及下一章阐述的馈线自动化，也就谈不上现代意义上的DAS系统。变电站综合自动化可使变电站占地、投资及运行人员减少，可靠性及运行的灵活性、经济性增高。变电站综合自动化已是配电网自动化的系统集成中，最见效益的一个领域。3.1.2 传统的变电站监控系统传统的监控系统是由安装于大的控制室中的单项自动装置组成。其特点与问题是：各种监测手段各自独立，就地监控与远动系统各自独立。3.1.3 变电站综合自动化1)与传统的监控手段比较，它有以下明显的优点：使用的电缆量、变电站用地量、工程量及变电造价均可减少，安装、调度、维护工作量减少。可以通过计算机网络与通信系统经常性地对保护、控制进行自检，并可提供多组保护定值；可直接收集故障信息，因而提高了系统的可靠性、灵活性。2)变电站自动化均按无人值班原则设计。3.2 变电站综合自动化系统功能3.2.1 数据采集与处理(1)状态量及采集状态量指断路器、隔离开关，同期检测等运行状态及变压器分接头位置信号、中央信号(接地、告警)、闭锁信号等。(2)模拟量采集模拟量包括母线电压、线路电流、线路功率、变压器功率等，必要时加入频率量，此外还有直流电源电压与电流、变压器油温等。(3)电能计量电能计量有两种方法，即应用脉冲电能计量表输出脉冲，记录脉冲数，并乘上相当于标度变换的系数，可以存储或经RTU传送到MS端；也可由采集的电压、电流值，通过积分运算得到电能量，称为软件计算方法。3.2.2 微机保护1)微机保护因其灵活性强、性能稳定、动作正确率高、易获得多种附加功能，性能易改善，可远方监控，可实现智能化等诸多优点，已在系统中广为应用。2)微机保护均采用对TV，TA二次侧电压、电流进行交流采样，采样值经数字滤波后，按傅里叶变换处理，可得到供微机保护算法运算的离散基波值与谐波值。3)作为综合自动化的重要功能，对应变电站采用的分布式结构，微机保护也采取一个一次电气设备对应一个独立模块的方式 工作。4)一个变电站中，一次设备很多，因此微机保护套数也很多，为方便对微机保护的管理，常在主站下设置专门的保护管理机。3.2.3 事件记录(SOE)包括保护动作顺序记录(由微机保护产生)、开关跳合闸记录(由监控系统记录)。3.2.4 控制与操作闭锁为防止监控系统故障时无法操作被控设备，各种开关设备应保留人工直接跳、合闸手段。在变电站中，应进行操作闭锁，以防止误操作造成事故。3.2.5 同期检测和同期合闸当变电站具有双电源进线而要求考虑同期时，应具有同期检测和同期合闸功能。3.2.6 电压与无功功率的自动调控变电站的电压与无功功率的调控是变电站运行中的一项重要功能，通过自动电压无功控制装置，实现自动调控。后面将另作阐述。3.2.7 低频减载装置低频减载是电力系统中的一项重要的安全装置。其具体的切负荷回路均安装于变电站中。3.2.8 低压自动减负荷装置低压自动减负荷装置是近年来才出现在变电站自动化中的一种自动安全装置。3.2.9 备用电源自投在重要的变电站中，应考虑备用电源自投功能，不论明备用或暗备用方式，可以通过电压电流测量回路与电源开关量组成相应的控制回路。3.2.10 数据处理与记录数据主要有：1)断路器动作次数；2)断路器切除故障时故障电流和跳闸操作次数累计数；3)输电线路有功、无功，变压器的有功、无功，母线电压定时记录的最大值、最小值及其出现时间；4)控制操作及修改保护定值的记录。以及其他的一些数据，如负荷有功、无功，每天的峰值与谷值及其时间等。3.2.11 与调度中心通信在具有遥测、遥信、遥控、遥调的常规远动基础上，扩充保护定值修改(遥调方式的扩大)，遥测功能则加上故障录波、测距信号等。3.2.12 人机联系人机联系的主要内容有：(1)显示画面、数据及时间(2)输入数据(3)人工控制操作(4)诊断与维护3.2.13 自诊断功能系统内各插件应有自诊断功能，自诊断信息应周期性地送往主站。3.3 变电站自动化系统的结构3.3.1 概述变电站综合自动化系统的结构形式可分为集中式、分散分布式和分布式结构集中组屏三种类型。3.3.2 分布式结构中的主站与子站分布式由子站、主站及其间的网络构成。(1)子站子站为按一次设备为单位构成的自动装置模块。(2)主站又称中央单元。对于无人值班式变电站，主站就是一个中央通信处理器。3.3.3 分布式变电站自动化系统结构框图图3.1给出分布式变电站综合自动化系统结构图，这是一种“面向对象”的自动化系统。对该结构图简要说明如下：1)每一个一次电气设备对应一个子站。图3.1 分布式变电站自动化系统结构框图2)保护通信处理器(或称保护通信管理器)。该装置具有以下主要功能。同步通信及查询功能。信息的筛选传送。实现时钟同步。处理器有较大的数据缓存区。3)子站的I/O单元经各自串口、现场总线接到主站的中央通信处理器。4)主站的核心设备为中央通讯处理器(上述的保护通讯处理器通常也纳入主站)，此外，还有供就地使用的当地维护及设备终端(后台机)。5)变电站中，无功电压自动调控单元、低频减载、低压减载、备用电源自投、变压器油控制等，统称自动装置单元。6)中央通信处理器经其MODEM及通信网与上一级监控中心或调度中心相连。3.4 变电综合自动化系统的通信网络3.4.1 对通信网络的要求(1)可靠性高(2)抗干扰能力强(3)合适的快速传输速率是保证实时性的 依据(4)要求网络组态灵活，可扩展性好，适应分布式结构，易维护3.4.2 网络结构及传输介质(1)网络拓扑结构可用的拓扑结构有星形、环形、总线形，它们的拓扑结构如图3.2所示。图3.2 通信网络结构(2)传输介质、光导纤维通信简介变电站内，采用电信号传输时使用的传输介质为电话电缆、同轴电缆或双绞线等通信电缆。对于光信号，则采用光导纤维。光纤通信方式不受电磁干扰的影响，其传输速率200 Mb/s，传输距离50 km。以下对光纤通信应考虑问题及光纤通信网作说明。1)光纤通信链路选择应满足的要求。光纤通信链路在选择时，应满足以下条件：光发送器的发送功率、光接收器的灵敏度、选用光纤的损耗、光电接口损耗及光纤连接与芯径改变的损耗。在上述条件满足时，还应计入一定的安全裕量。2)光纤通信网简介。图3.3给出光纤构成的几种站内通信网示 意图。3.4.3 串行数据通信接口与现场总线用于分布式变电站综合自动化系统的通信系统中的串行数据通信接口与现场总线有以下三类：图3.3 光纤构成的通信网络示意图第一类是由RS-232，RS-422等串行数据接口实现的低速总线；第二类是满足工业控制系统要求的现场总线，也可称为局部控制网络实现的总线；第三类是利用局域网(LAN)实现高速大容量的信息传输。(1)串行数据通信接口多采用RS-232，RS-422等接口标准构成变电站的通信系统。这种通信方式具有以下特点：易于实现，成本低廉；对较小规模系统，能保证传输速率达到要求，从而实时性得到保证，但随着系统规模的扩大，系统性能将下降；抗干扰能力及安全性较差，尤其是RS-232采用一根信号线，发收共用一根地线，线间干扰比较大，接地不良时影响更大；RS-422采用平衡发送、差动接收，发收用双线传输，因而串扰较小，抗干扰能力 较强。相对于现场总线等方式，传输速率低，且各间隔单元之间的横向通信要通过上一级管理器进行，形成主从结构。(2)现场总线现场总线是适用于工业控制的一种全分散、双向串行互联多点多站的通信系统。常用的现场总线有LonWorks，CAN等。3.4.4 局域网及几种访问控制技术简介(1)带 有 冲 突 检 测 侦 听 多 路 访 问 控 制(CSMA/CD)技术局域网中，以太网是使用最多的一种网络，它是一种总线结构，故也称为总线局域网。总线式局域网在信号传输中，主要应用带有冲突检测(Collision DetectionCD)、载波侦听多路访问(Carrier Sense Multiple AccessCSMA)控制技术。这是分布式系统中，以竞争方式获得总线访问权利的基本方法。(2)通行证(Token)法通行证(令牌)法可用于总线与环网。现主要用于环网，这种局域网称为令牌环式网络(Token Ring)。3.5 电压与无功功率的自动调控3.5.1 概述(1)电压无功调控的目的与目标实施母线电压及无功功率的自动调控，以保证系统在正常运行时，用户侧能得到质量合格的电能，同时，又使网损小，达到经济运行的目的。(2)调控手段1)电压波动的原因。主要原因，是电网的无功功率分布不合理。2)调控手段。电力系统中，动态调压设备是发电机及同步调相机的励磁调节系统、电网中的有载调压变压器。无功补偿设备则是发电机及同步调相机、补偿电容器、无功静止补偿装置(SVC)等。3.5.2 电压无功调控原理(1)电压损耗变电站及进出线的等值电路如图3.4所示。配电线的电压损耗为图3.4 变电站及进出线的等值电路图 为馈线的电压降纵分量，为馈线的电压降横分量。一般，因 与 的相角差很小，故 很小，可略。则有在中低压配电线路上，RL不能忽略，故电压损耗中，项不能忽略。从式(3.2)可知，要使 在合格范围内，在PL，QL变动时，应调整 来 满足。按相同方式推导，可得：式中，QL-QC计入了无功补偿电容容量，式(3.4)中，。(2)电压调节对无功功率的影响变压器的等值电阻很小，故式(3.4)可近似为在不考虑QC时，则可推得：(3)电容器补偿对电压及功率损耗的影响有功损耗无功损耗3.5.3 电压与无功的综合自动调节(1)调控原则要求负荷端电压UL与其额定电压UL N偏差UL-UL N为最小。改变QC，使可能调节的QC尽可能接近QL，以达到P为最小。使P为最小有两种原则：使自动装置所在变电站的P为最小，按此原则，称为就地综合调节。按整个配电网络在各节点电压合格的前提下全网网损最小，此称集中式电压无功综合调节。(2)就地电压无功控制(VQC)的综合控制策略图3.5 电压无功控制区域的划分变电站的运行状况可用图3.5所示的九域图(也常称八域图)说明。(3)综合自动化系统中的VQC装置VQC是一套可以独立运行的自动装置。当变电站实现综合自动化时，VQC应与变电站的主站有通信联系。3.6 变电站综合自动化近年新增调控及管理功能简介3.6.1 综合自动化中的状态检修技术(1)状态检修的概念状态检修是指运用在线监测技术对电气设备进行运行状态实时监测，并根据设计的诊断算法对监测数据作出判断，确定运行设备的状态：若该设备是正常状态，则继续运行；若某些指标有问题则报警并转入加强监视，仍继续运行或停运并说明原因；若出现故障，则停运并说明原因。以断路器为例，对应某种同型断路器的状态检修诊断系统可用图3.6表示。(2)具有综合自动化的变电站中的状态检修系统上述状态检修系统纳入变电站综合自动化系统时，若仍独立设置，必须增加二次设备的重复设置及管理的重复性，且诊断单元诊断结果应经变电站内通信网与主站通信联系，增加了通信 网点。3.6.2 电气安全操作系统图3.6 某同型断路器在线监测及故障诊断系统示意图当今变电站仍有许多人工操作，例如断路器及其隔离开关的投入与切除。这类操作目前是由操作票自动生成系统根据操作员的申请及变电站的实时状态自动生成操作，然后操作人员按照操作票规定的顺序，依次逐条进行操作，直到完成。若操作过程有误，则由相应设备的软件闭锁功能闭锁，不能执行下一条操作，直到 纠正。第4章 馈电线自动化4.1 概 述4.1.1 馈电线自动化的功用及内容馈电线自动化同变电站综合自动化一样，均是现代DAS系统的基础自动化，是实现DAS的主要监控系统之一，也是继变电站综合自动化系统之后，配电网自动化进展较快的一个自动化系统。馈电线自动化的对象是中低压配电网中的馈电线路。配电网的可靠、经济运行在很大程度上取决于馈电网络结构的合理性及其可靠性、灵活性、经济性，这些又与其自动化程度紧密相关。4.1.2 馈电线自动化的特点1)与变电站综合自动化类似，馈电线自动化也是从单项自动化向综合自动化方向发展。但馈电线的设备及终端控制单元只能面向现场，分散安装，不可能集中布置。2)由于馈电线自动化的功能随配电网要求不同而异，其综合程度难以像变电站综合自动化系统那样规范。3)为了适应馈电线自动化的不同应用水平，再加上考虑到调试维护的方便，各种用于馈电线自动化的控制器或终端单元一般都设有“自动”、“远动”和“人工”(或“用户接口”)三种模式。4)为实现馈电线自动化信息传递，配电网还有一个专门的通信系统。4.1.3 本章内容说明本章择要介绍以下内容：配电网自动化远方终端；几种应用于配电网的自动开关电器；馈电线的故障定位、隔离与自动恢复供电系统；负荷控制系统。并简要说明馈电线的电压无功调整方法。4.2 配电网自动化远方终端4.2.1 概述配电网自动化远方终端也称为配电自动监控单元。可将它分为两类：馈线远方终端(Feeder Terminal UnitFTU)，也称为面对现场的远方终端；配电变压器远方终端(Transformer Terminal UnitTTU)。用于现场的FTU有三种类型：1)只具有运行参数采集功能。2)在采集单元的功能上加上I/O控制，成为自动监控单元。3)一些厂家还将馈电线的微机保护集成到监控单元中，成为一个综合的保护、监控 单元。4.2.2 FTU的功能主要功能如下：1)遥信：有多路开关量输入，内部采用光电隔离。2)遥测：按一条线路需要测量的电流、电压进行交流采样，经数字滤波及运算后，得到要求的各运行参数，数据保存在有备用电源的存储器内，掉电不会丢失，也可能有数条线路遥测。3)遥控