配电系统自动化的发展分析论文

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1、配电系统自动化的发展分析论文摘要：随着我国电力工业的发展，含配电系统自动化在内的城网建设改造和电力市场已提上了日程。当前，配电系统自动化正从传统的“多岛自动化”走向综合优化的系统集成。与此同时，正在启动的发电市场展示了向配电市场发展的前景。现仅就上述发展可能对配电系统自动化产生的影响进行了分析和讨论。关键词：配电系统自动化系统集成电力市场AbstractTheurbanincludingdistributionsystemautomationhasbeenputontheagendaalongation”ofpois

2、movingtointegration,Inter和管理层相互通信。网际层所需共享的实时信息只能由管理层控制转发，并使用防火墙进行信息过滤，确保管理层的安全运行。管理层含管理信息系统(MIS)、地理信息系统(GIS)、能量交易系统(ETS)等。通过网络交换器和实时层建立信关，定时接收管理层所需共享的实时信息，并严格控制信息的反向传送，确保实时层的高度安全。实时层则包括SCADA/LM/DMS、变电站自动化、环网控制、电量计费等实时运行的在线系统。至于各系统内部有关单元以及各个系统之间的通信，只能因地制宜地采用多种通信

3、方式。如某配网的通信网络如表2所示。表2某配网通信网络序号通信端点通信方式1配电平台——上级调度光缆2配电平台——变电站自备专用电话线3变电站级——间隔级光缆4配电平台——电度表无线电话拨号5配电平台——银行市话拨号6配电平台——MIS网络交换器7MIS——内联网/因特网网络交换器8变电站——环网FTU双绞线/无线电3发展中的配电系统自动化图2所示的配电系统综合自动化中，各有关系统如何实现信息共享、功能互补和通道公用，并顾及到电力市场发展可能带来的影响呢?3.1SCADA/LM/DMS平台SCADA/LM/DMS平台

4、是配电系统综合自动化的核心和基础，它除了完成SCADA/LM/DMS功能外，如图2所示还承担整个系统的纵向(实时层)和横向(管理层)的集成任务。由于系统中引入了功能较强的变电站综合自动化技术，SCADA中除传统的功能外，还增加了一些扩展的SCADA功能，如保护的远方监视、投切和定值修改，故障录波数据的收集等。当然，如果配网的规模较小，由变电站负责的环网控制，也可改由主站的SCADA/LM/DMS平台来完成。这里，与电力市场发展有关的负荷控制和管理，正面临新的挑战：长期缺电期间，对用户限电拉闸实施计划用电的负荷控制，应

5、及时转移到用户不感到停电的负荷管理(LM)上来。当代的负荷管理，主要是按事先编制好的负荷管理方案，通过馈线降压减载，或按编组周期轮流短时启停用户的可控负荷(空调、热水器等)，来实现用户不感到停电的负荷管理。此外，还应积极开展基于分时电价的需方用电管理(DSM)，用以调动需方的积极性来参与负荷管理。供方负荷管理与需方用电管理相结合，必将有力地改善配电系统的负荷曲线，并为随后电力市场的开展打下基础。LM负荷管理功能与电力供需关系和电力市场进程有关，涉及到对原有负荷控制系统的利用和改造，以及和具有需量控制功能的数字电量计费

6、系统相配合等问题。但无论是沿用原有的负荷控制终端、或是与新建的电量计费系统相结合，主站均和SCADA/DMS集成在一起，以适应电力市场发展的变化，而不象传统的负荷控制那样分开独立运行。DMS应用软件方面，除传统的网络拓扑跟踪着色、负荷预报、配电潮流、短路分析、网络重构、故障恢复控制、操作票、投诉热线处理等外，还把负荷计费管理、电力市场等应用包括了进来，统一优化管理，授权分工使用。当然，系统的无缝集成并不排斥通过接口和数据转换、接入现有而又可用的老系统，以保护原有投资。待该老系统淘汰后，再更新为符合开放标准的系统。3.

7、2变电站综合自动化传统的变电站自动化，系由本地监控的自动装置和与调度联系的RTU远动装置所组成。当代的变电站自动化，随着计算机、通信和数字信号处理(DSP)技术的发展，已进入到自动远动、测量控制保护功能集成并随一次设备分散布置，实现无人值班的综合自动化阶段，显示出系统集成的高效益。如图2所示，这种由中央单元、I/O单元、保护单元和环网控制功能所组成的变电站综合自动化，除了承担远方监控无人值班变电站的任务外，还在配网控制中心和中压环网之间兼起二级主站的作用，转发双方信息并控制中压环网的故障定位、隔离和恢复供电功能。应该

8、注意，这种取消大控制室设计、分散布置的变电站综合自动化，大大节约电缆用地等基建投资；但室外分散布置的I/O和保护单元，应符合有关抗震抗电磁干扰的国际标准，并能在高温低寒高湿(-40～+85℃，相对温度95%)的恶劣环境下正常运行。当然，常规的有人值班变电站，同样也可以通过变电站RTU接入配电自动化系统。3.3环网故障定位、隔离和恢复供电系统和许