關于配電網自動化技術的應用畢業論文(編輯修改稿)

　

【文章內容簡介】 2 配網自動化系統的基本構成配網自動化系統是一項系統工程，它大致可分為三個子系統：配網自動化主站系統；配網自動化子站系統；配網自動化終端。主站系統由三個子系統組成：配電SCADA主站系統；配電故障診斷恢復和配網應用軟件子系統DAS；配電AM/FM/GIS應用子系統DMS構成配電SCADA主站系統由前置機服務器（RTU服務器）、SCADA服務器、調度員工作站（MMI）、報表工作站、DA服務器、GIS服務器等組成。前置機服務器：它包括若干臺前置機服務器。其中一臺為主前置機服務器，當服務器出現故障時，從前置機服務器中的一臺自動成為主前置機服務器，以保證系統的正常運行，這是由nap來完成的。主前置機服務器通過dater接收子站通過交換機發送來的數據，由vcterm經過規約解釋存入當地內存，形成生數據實時共享內存。主前置機服務器通過rawd向若干從前置機服務器發送生數據，各從前置機服務器通過datsrv接收主前置機服務器發送來的生數據形成自己的生數據實時共享內存。SCADA服務器：它包括若干臺SCADA服務器。，其中一臺為主SCADA服務器，當服務器出現故障時，從SCADA服務器中的一臺自動成為主SCADA服務器，以保證系統的正常運行，這是由nsp來完成的。主SCADA服務器通過datsrv接收主前置機服務器發送來的生數據，經過處理形成熟數據。將形成的熟數據存入內存，形成實時庫。同時將形成的熟數據存入硬盤，形成歷史庫，歷史庫全系統唯一只有一個。需要歷史數據時，從歷史庫取數據。取數據的方式有：polling方式；stream方式；sql方式。整個主站系統為一個局域網，通過交換機或HUB連接在一起。為保證配網自動化系統投運后，能夠完全滿足本系統的技術要求，必須對本系統起至關重要作用的配電故障診斷和恢復功能（即DA功能）進行聯調測試。在進行DA聯調測試前，必須保證以下條件完整無誤：(1）主站置庫完畢并經反復檢查無誤；(2）主站、子站和FTU之間的通訊正常；(3）對要進行DA測試的FTU進行遙測、遙控、遙信調試，并保證其功能正常；(4）恢復無故障區段的供電時，必然涉及到變電站出口斷路器，因此要對變電站的出口斷路器進行遙控測試。另外，在DA測試中采用繼電保護測試儀模擬故障引起開關跳閘的方式啟動配電自動化系統的DA功能，完成一次設備的實際動作。實現故障的自動隔離、非故障區段的恢復可以采取多種方法，取決于自動化裝置的技術特點和整體方案。一般有就地控制和主站遠方控制兩種方式。就地控制以饋線終端單元（FTU）之間的配合為主，不需要通信通道，通過對線路過流或過壓的檢測，以及對開關分合閘的邏輯控制實現故障區段的隔離和非故障區段的供電恢復；主站遠方控制方式需要有可靠的通信通道，通過主站軟件對FTU上傳信息的分析判斷，制定合理的隔離策略和網絡重構策略，遠方控制配電開關實現故障區段的隔離和非故障區段的供電恢復。（1）從輸電系統自動化的發展來看，中國目前已普及了以SCADA功能為主的地調自動化系統，但作為更高層次的能量管理系統（EMS）卻尚未全面達到，盡管如此，輸電系統SCADA已經發揮了巨大的作用。由于配電系統較輸電網更復雜、更分散，實現綜合管理系統水平的配電管理系統（DMS）的難度也就更大。因此，應當學習輸電系統自動化發展經經驗，在使用中不斷提高系統自動化水平。（2）DF9100配電主站系統中的AM/FM/GIS是配電管理系統的重要功能之一。它是將地理學空間數據處理、計算機技術與電力系統相結合，為獲取、存儲、檢索、分析和顯示電力設備的空間定位資料和屬性資料而建立的計算機化的數據庫管理系統。其中AM為自動繪圖，FM為設備管理，GIS是地理信息系統，AM/FM/GIS是配電管理系統DMS的基本平臺。利用AM/FM/GIS集成DMS系統，建立統一的DMS數據庫，為各子系統提供共享資料，從而減少資料的冗余度，保證資料的一致性，提供良好的全圖形化的人機界面。地理信息系統GIS的引入為電力系統應用提供了全新的表達形式，更具有現實性，更直觀易用，并對現有應用進一步擴展，使其具備空間管理、運用能力，實現更高一級的管理。（3）配電地理信息系統GIS與配電SCADA系統互聯，使實時數據在地理信息圖上顯示并為GIS的空間分析子過程提供數據，該局配網GIS與SCADA實時數據同步。配網GIS系統本身就支持SCADA實時數據的顯示，但由于GIS系統運行在該局辦公自動化10網段上，而SCAD系統運行在191網段上，目前為了實現GIS系統的實時顯示，利用WEBSRV（雙網卡設置191和10段IP）機器作為CADA實時數據轉發服務器，10段的GISSRV（10網段的SCADA服務器）作為SCADA實時數據接受服務器，利用轉發程序實現兩個不同網段的實時數據同步。因為配網監控設備點多面廣，配電SCADA系統的系統測控對象既包含較大容量的開閉所、環網柜，又包含數量較多、分布較廣的柱上開關，不可能把所有的站端監控設備直接連接到配電主站，因此必須增設中間一級，稱為配電子站（SUBSTATION），由其管理其附近的柱上開關、開閉所、配電站端監控設備，完成“數據采集器”、饋線監控、當地監控及饋線重合閘的功能；并將實時數據轉送配電主站通信處理器，這樣既能節約主干通道又使得配電自動化主站SCADA網絡可以繼承輸電網自動化的成熟成果。城市配網自動化終端負責對城域所轄的柱上開關、開閉所、環網柜、配電變壓器等進行監控，既要實現FTU、TTU等的三遙功能，又要實現對故障的識別和控制功能，從而配合配網自動化主站及子站實現城區配網運行中的工況檢測、網絡重構、優化運行以及網故障時的故障隔離和非故障區域的恢復供電。為本系統配套的WPZD110型FTU，其容量為9路遙測量，8路遙信量，4路遙控量，具有與上級站通訊的RS232接口，也有與下級站通訊的RS485接口。其主要功能有：數據采集和處理，遠方控制與當地控制，故障識別、故障隔離和負荷轉移，接受遠方指令及轉發采集的數據信息，具備相適應的通信功能等。該市城局配電網采用環網結構，電源取自饋線的不同母線，按閉環方式運行。配電網絡的構成有電纜和架空線路兩種方式。其中架空線路雙電源手拉手供電是以往最基本的形式。線路主干線分段的數量取決于對供電可靠性要求的選擇。理論上講，分段越多，故障停電的范圍越小，但同時實現自動化的方案也越復雜。那么要實現系統對各段的故障能夠自動準確識別并切除，且最大限度縮短非故障區域的停電時間的愿望，也就更有難度。3 配電網自動化技術的應用 配電網自動化應用現狀 配電網自動化是一個龐大復雜的、綜合性很高的系統性工程，包含電力企業中與配電系統有關的全部功能數據流和控制。從保證對用戶的供電質量，提高服務水平，減少運行費用的觀點來看，配電自動化是一個統一的整體。目前實現配電自動化大體有以下幾種方式：在10kV輻射線路和樹狀線路采用重合器、分段器方式。由于不需配置通道和主站系統，依靠重合器和分段器自身的功能進行線路故障時的故障隔離和恢復供電，因而實施比較容易，投資較節省。在10kV環形電纜配電網絡中采用重合器，配合環網柜實現配電自動化。在10kV環形電纜配電網絡中采用環網柜加裝FTU并設置配電網自動化系統，環網柜可以是戶外的，亦可以是戶內式。目前貴州省大多數城市是由沿城市街道敷設的架空絕緣導線構成10kV配電網絡。針對這種配電網絡，目前采用的配電自動化方式是首先進行網絡優化改造，形成多個環網或“手拉手”線路，使每一戶用戶有2個供電源。 配電網自動化應用原則 適應城鄉經濟條件的原則。由于我省農村經濟相對落后，因而不能照搬發達國家的配電網自動化模式，應該立足省情，結合當地實際條件以解決配電網的實際問題和符合供電可靠性及用戶的要求為目的，將有限的資金有效地投入配電網自動化中去。適應配電網發展的原則。隨著“網改”的不斷發展，配電網無論在線路長度和設備容量上也在不斷的增長，配電網自動化應該能適應發展了的配電網，反過來，發展的配電網，更需要實現自動化，并逐步向智能配電網過渡。適應定時限保護的原則。定時限保護方式采用電流階梯和時間階梯的重合，可使上下級保護配合方便、協調。而反時限保護由于設備產品的實際保護特性有差異、使上下級保護的配合不協調。 配電網自動化是一項綜合性系統工作，最基本的條件是應具有較為完善的多路電源的配電網點，涉及到城市建設，配電網規劃，設備選擇第一系列繁雜工程，內容豐富，技術性強。對于配電網自動化的發展應實行分期，分階段進行。第一階段為初級階段，即變電站出線以自動重合閘作保護，線路上裝多組自動配電開關，建立電壓控制系統。第二階段在第一階段的基礎上，增設通信及控制設備，對各分支線自動配電開關實現控制，對負荷進行調配。第三階段建設配網自動化系統和相應的通信系統，將各點信息傳送到配電網調度中心，實現微機控制及信息的自動處理，達到完善的配電自動化。由于重合斷路器經常有合分操作以及瞬時性故障時自動重合，使得配電開關頻繁動作，導致設備可靠性降低，影響使用壽命。另外，自動配電開關有個合閘延時時間，故障時在并聯組數較多的線路，最末級完成合閘的時間達幾十分鐘，合閘時間明顯大于故障判斷時間，影響供電的連續性。分布式無功電壓控制目前我國城網和農網的電能質量都較差，電壓水平低、諧波含量豐富、網損率高，尤其農村電網因線路長、線徑小、配變分散，致使有的配網網損率高達28%。據統計220kV及以上電壓等級網損、110kV及35kV網損、::，所以10kV配網的降損潛力大。在配電系統信息化的基礎上通過對配電網電壓/無功控制的功能優化來改善穩態電壓質量和降低網損意義重大，具有很好的經濟效益。目前，在配電網中按就地補償、分散補償和集中補償等不同的無功補償方式配置有大量的無功補償設備，如何對它們實行最優控制，實現網損最小和電壓無功不等式約束是配電自動化的一項重要功能。只有在實現配電自動化的基礎上才能真正實現立足于全局的電壓/無功的最優控制。配電網中，為了改善電壓質量和降低網損，在配電變壓器的低壓側就地分散布置電容器組補償負荷無功，提供功率因素，同時在某些分段節點或開閉所集中布置電容器組補償負荷無功以及網絡的無功損耗，提高配電網的電壓質量。通過規劃優化計算后在配電網的低壓側和高壓側合理地布置并聯補償電容器，實踐證明這種電壓/無功控制方式在配電網中是最經濟有效的方法。但由于負荷的變化，為了能達到既最大限度地降低網損，又保證實時的電壓質量滿足用戶要求，就必須對電容器組進行實時優化投切。現代工業對電能質量的要求越來越高，低的電能質量將使產品質量下降，而越來越多的電子設備的使用對電壓的要求也越來越苛刻。配電自動化在對配電系統的電能質量進行監測的同時可以通過電能質量補償裝置實現對配電網電能質量的補償控制。電壓/無功控制的實現提高了配電網的穩態電壓的質量，除此之外，電能質量還包括電壓波動和閃變、諧波、電壓不對稱等電壓指標。因此進一步提高電能質量是配電網運行與控制的重要內容之一。現有的電能質量補償裝置由三類：并聯型補償裝置能夠減小負荷電流的畸變和降低電壓閃變對網絡的干擾；串聯型補償裝置能夠提高用戶端的電壓質量；并聯、串聯混合型補償裝置既能調節負荷電壓又能抑制負荷變化對配電網的干擾。通過對這些補償裝置的分散布置和集中監控可以實現對配電電能質量的控制。如今，國內外學者提出了許多有價值的新原理、新思想來解決這個問題。然而，這些原理的應用都依賴于豐富的測量功能，至今并不能完全確保識別的正確性。在高壓系統中，由于重合閘的廣泛應用以及對輸電可靠性的要求，在線識別瞬時性故障的可行性很小，但在配電系統中，對于有些不使用自動重合閘的系統，識別出瞬時性故障對于快速恢復供電具有重要意義。識別瞬時性故障的原理有兩方面：其一是利用線路故障前后的精確采樣數據，采用微分方程及最小二乘法計算故障電弧上的電壓，以此區分瞬時性故障；其二是利用測量開關斷開時開關前后的兩側電壓的變化情況區分瞬時性故障。由于配電網的復雜性，不是單一方案就可以實現配網自動化要求，對于不同的供電模式，應具有不同的供電方案，以力求達到較完美的條件。(1) 環網電纜方案以電纜作為配電主干線的配電網自動化方案，主要在城市商業繁華、人口密集地方，以環網開關柜為主體，負荷開關柜據所在地域和用戶的數量的要求設定出線保護多少，一般為二進(四出)，當進出線回路較多，規模更大時可轉變為開閉所，環網柜和開閉所中設計量柜、聯絡等。