配电系统自动化规划设计

目录

前言

第一章配电系统自动化概述

1．1引言

1．2配电系统及其特点

1．3配电系统自动化的概念

1．4配电系统自动化的目的

1．5国外配电系统自动化的发展与现状

1．6国内配电系统自动化的发展与现状

1．7国内配电系统自动化所存在的问题

第二章配电管理系统自动化

2．1引言

2．2配电系统自动化的计算机系统

2．3配电系统自动化的SCADA系统组成

2．4配电系统自动化的高级应用软件

2．5配电系统自动化的地理信息系统

2．6配电工作管理系统

第三章馈线自动化系统

3．1引言

3．2馈线自动化的功能

3．3就地控制模式

3．3．1完全重合器方式

3．3．2电流型控制方式

3．3．3电压型控制方式

3．4集中控制模式

3．5综合控制模式

3．6三种控制模式的比较

第四章变电站自动化

4．1引言

第五章用户自动化

5．1引言

第六章配电系统自动化的通信系统

6．1引言

6．2配电系统自动化对通信系统的要求

6．3通信信道的比较

1．3配电系统自动化的概念

配电是电力系统发电、输电和配电（有时也称供电和用电）中直接面向电力用户的功能。由配电设备，包括馈线、降压变压器、断路器、各种开关在内构成的配电网和继电保护、自动装置、测量和计量仪表以及通信和控制设备构成一个配电系统，按一定的规则运行，以高质量的电能持续地满足电力用户需求。就我国电力系统而言，配电网是指110KV及以下的电网。在配电网中，通常把110KV，35KV级称为高压，10KV级称为中压，0.4KV级4称为低压。因此，完整地说，配电自动化应该是指整个配电网并包括电力用户在内的自动化。因此，这里给出如下的定义。

配电系统自动化：利用现代电子技术、通信技术、计算机和网络技术与电力设备相结合，将配电网在正常及事故情况下的监测、保护、控制、计量和供电部门的工作管理有机地融合在一起，改进供电质量，与用户建立更密切更负责的关系，以合理的价格满足用户要求的多样性，力求供电经济性最好，企业管理更为有效。

由上述定义可将配电系统自动化的内容大致分为五个方面：一是馈线自动化，即配电线路自动化；二是变电站自动化，正常是指输电和配电的结合部分，这里仅指其与配电有关部分；三是用户自动化；四是指配电管理自动化；五是配电系统自动化的通信系统。事实上，上述前四个方面的内容可以相互独立运行，但它们之间的联系是十分密切的，特别是利用通信系统进行的信息的搜集、传递、存储、利用以及这些信息经过处理作出的决策和控制使这四个方面相互影响。从这个意义上讲这五个方面是一个集成系统。

1．4配电系统自动化的目的

在配电自动化系统中，馈线自动化是基础，因此应以馈线自动化为切入点，逐步实现配电自动化，并且要使馈线自动化起到以下作用：

a)减少停电时间，提高供电可靠性

配电网络经过改造后，实现“手拉手”或环网供电方式，利用馈线自动化系统，可对配电线路进行故障检测定位、自动隔离故障区段并恢复对非故障区段的供电。这样，就缩小了停电范围，大大提高了供电可靠性。

b)提高供电质量

通过实时监视运行状态，适时进行负荷转带及电容器投切，保证供电质量。

c)改善用户服务质量

通过用户侧管理手段，提高服务水平和服务质量。

d)降低电能损耗

通过优化网络结构及无功配置，减少线损。

e)提高设备利用率，节省基本建设投资

减少后备容量优化运行方式，提高设备利用率。

f）减少配电检修维护费用

在正常运行时可对各类配电设备、线路进行在线监测；在发生故障时可对故障进行自动定位，确定故障类型，节省检修维护费用。

g）节省总投资

实施馈线自动化所需要的线路改造、设备投资是比较大，但总体上可节省投资。首先是线路经过改造后提高了设备利用率，节省了电力设施基本建设投资；其次是实施馈线自动化后，能提供信道、中心站设备等共享资源，可在其基础上扩充其它配电自动化子系统，如配变监控子系统、自动抄表子系统，避免进行重复投资。

1．5国外配电系统自动化的发展和现状

在一些工业发达国家中，配电自动化系统受到了广泛的重视，国外的配电自动化系统已经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），其功能已多达140余种。

国外著名电力系统设备的制造厂家基本都涉足配电自动化领域，如德国西门子公司、法国施耐德公司、美国COOPER公司、摩托罗拉公司、英国ABB公司、日本东芝公司等，均推出了各具特色的配电网自动化产品。

日本是配电自动化发展得比较快的国家。到1986年，全国9个电力公司的41610条配电线路已有35983条（86.5%）实现了故障后的按时限自动顺序送电，其中2788条（6.7%）实现了配电线开关（指柱上开关）的远方监控（包括一般的和计算机监控）。

日本从50年代开始在配电线上采用自动隔离故障区，并向健全区（无故障区）恢复送电的按时限顺序送电装置；60~70年代研究开发了各种就地控制方式和配电线开关的远方监视控制装置；70年代后半期开始利用计算机构成自动控制系统；其后由于电子技术、计算机技术及信息传送技术的发展，配电自动化计算机系统及配电线远方监视控制系统在实际应用上得到很大的发展。

新加坡公用电力局（PUB）在80年代中期投运并在90年代加以发展和完善的大型配电网的SCADA系统，其规模最初覆盖其22KV配电网的1330个配电站，目前已将网络管理功能扩展到6.6KV配电网，进而覆盖约4000个配电站。

芬兰“Espoo Sahko”电力配电公司的配电自动化覆盖了该公司的85000个用户，8座110/20KV的一次变电站，1100KM的20KV馈电线和1400个20/0.4KV的配电变电站。

从国外配电自动化系统采用的通信方式看，尚没有一种通信技术可以很好地满足于配电系统自动化所有层次的需要。在一个配电自动化系统内，往往由多种通信技术组合成综合的通信系统，各个层次按实际需要采用合适的通信方式。

对于日本，由于无线电通信频段大都被电台占用而艰难得到保证，日本在配电自动化系统中，基本不采用无线电通信。光纤因处在发展阶段，目前只在一部分地方使用。比较普遍的是利用通信电缆和配电线路来传送信号。而在欧美等国，却广泛采用无线寻呼通信网络和有线通信相结合的方式。

目前使用较多的配电线信号传送方式有：音频控制方式，音频电流传送方式和位相脉冲方式。利用专用电话线或CATV有线电视电缆，采用屏蔽双绞线（RS-485）、光导纤维等方式，也是广泛采用的配电自动化通信方式。UHF和VHF电台、调频广播（FM）和调幅广播（AM）多用来用作负荷监控的信道，无线扩频和一点多址微波通信大多用于配网自动化的通信主干线。

国外的配电自动化的发展经历了从各种单项自动化林立，号称为“多岛自动化”的配电系统，向开放式、一体化和集成化的综合自动化方向发展的过程。目前已经具有相当的规模，并且从提高配电网运行的可靠性和效率，提高供电质量，降低劳动强度，充分利用现有设备的能力，缩短停电时间和减少停电面积等方面，均带来了可观的经济效益和社会效益。

目前国外正致力于的配电自动化专家系统和配电网仿真培训系统等研究。并且在研究通过负荷分配的优化来减少网损，对变压器负荷进行管理，以最大限度地利用变压器容量并降低系统有功损耗，以及按即时电价对用户负荷进行管理等。

1．6国内配电系统自动化的现状

目前我国电力工业的发展速度，已由过去主要取决于投资规模逐步转变为由市场需求来决定，电力市场也将逐步由卖方市场向买方市场转变。以往我国发电和配电投资的比例为1：0.12，

大大落后于先进国家1：0.6~0.7的投资比例，这种状况今后会很快得到改善。90年代以来，国内电力系统的35KV变电站逐步实现了四遥功能，但规模覆盖变电站自动化、馈线的故障定位与隔离和自动恢复放电、负荷控制、远方自动读表、最低网损、电压无功优化，配电投资比例系统、变电配电和用电管理信息系统的配电网综合管理系统，则是近年来才起步的。

上海市东供电局在浦东金桥金藤开发区实施了配电自动化工程，第一期工程采用法国施耐德集团生产的PR环网开关柜9台，基本达到了遥控、遥信和遥测的目的，但规模较小，且设备依赖进口，造价高，不便推广普及。北京供电局以引进日本东芝技术生产的具有自动化功能的柱上真空开关设备八台，即将投运，达到国外配电自动化第一阶段水平。沈阳电业局于1995年安装了10台丹阳生产的柱上真空开关，采用有线控制，但未大面积推广，而且也属于国外第一阶段水平。此外，石家庄供电局、大连供电局、南京供电局、郑州供电局、武汉供电局和 广州供电局也分别立项或进行了一定规模尝试。

银川城区配电自动化系统全部采用自行研制的国产设备，采用馈线RTU、配电RTU和建立在WINDOWS’95、WINDOWS NT平台上的先进的计算机网络系统，运用SQL SERVER大型数据库系统，并采用有线通信和无线通信相结合的综合数据通道，而且充分利用银川地调的已有资源，实现了配电网中30余条进线、几十条馈线和七个开闭所及小区变的全面监控，取得了大量经验，该系统已于1998年8月20日通过国家电力公司组织的技术鉴定，达到国内领先水平。这是我国第一套通过技术鉴定的配电自动化系统，它标志着我国城网改造进入了一个新的阶段。目前西安供电局和宝鸡供电局也在按银川模式建设配电自动化系统。

从设备制造水平的角度看，国内不少企业已成功地研制出能够满足配电自动化要求的产品，比如可靠的柱上真空开关、重合器、馈线开关远程式终端（FTU）、变压器测控单元（TTU）、开闭所、小区变远程终端（RTU）、配电网地理信息系统（GIS）、负荷监控系统、配网管理信息计算机网络、智能式电度表及远方抄表计算机系统，以及各种数据传输设备（DCE）等。因此，从技术上讲实现配电自动化已没有任何困难，但仍面临两个问题：其一是供电企业应根据自己实际情况，恰当地选择各种的功能，寻求一种“性能价格比”较好，符合当代技术发展方向，能够“统一规划、分布实施”，不致因系统发展技术进步而“推倒重来”的系统；其二是输电网自动化的许多成熟技术虽然可以借鉴，但配电自动化存在本身的特点，如容量大、故障记录信息、定值远传、远方抄表等，传统的通信规约不能够很好地满足使用要求，因此要尽早提出满足配电网要求的标准化的通信规约，以免造成各制造厂家自行设置的混乱局面。

1．7国内配电系统自动化所存在的问题

馈线自动化是配电自动化的一个重要的分系统，它的主要功能是对配电线路进行数据采集

和监控（SCADA功能）、对配电线路进行故障检测定位、自动隔离故障区段并恢复对非故障区段的供电。这样，就大大提高了供电可靠性，促进了配电系统现代化管理。

国外馈线自动化是从三十年代开始的，美英等国生产出了液压控制的重合器、分段器，无需通信，依靠短路时出现短路电流，靠多次重合找出短路故障区段并进行隔离、主要用在辐射线路上。六十年代，液压控制改为电子控制，目前已发展为单板机控制、微机控制，并研制增加了一些附件，可用于环网，对非故障区段恢复供电。日本从六十年代中期开发生产了有电即合、无电即跳的自动配电开关，它与重合器配合使用，当发生短路故障时，重合器自动化动作分闸，过一定时间合闸，这样，依靠多次跳合闸及故障检测时间来确定故障区段并隔离。我们称美英的控制模式为电流型，日本的控制模式为电压型。从基本原理分析，这些开关不具有判断断线故障功能，同时，用于小电流接地系统不能找到接地故障区段。

我国馈线自动化试点是近几年才开始的，主要采用电流型及电压型两种控制模式。由于我国配电网是中性点不接地系统，而欧美、日本等国，大部分是中性点接地系统；且由于我国配网设备状况、管理要求也不同于国外，因此照搬国外电流型或电压型模式，且推广用于城网必然带来下列的问题：

（1）动作频繁，尤其是电压型控制模式。这就相对减少了开关寿命，缩短了维修周期。

（2）多次短路电流冲击、多次停送电，对配网安全运行不利，对用户将造成严重影响；尤其是电压型控制模式，当对非故障区段恢复供电时，与其相联络的正常运行线路将停送一次电。这是供电部门所不希望存在的严重缺点。

（3）恢复供电时间长，约几十秒到上百秒时间，这是多次带限时分合的必然结果。城市电网对连续性供电要求高，一般希望在很短时间内恢复供电。从这一角度出发，电流型尤其是电压型控制模式用于城网不能令人满意。

（4）不能寻找接地故障。中性点不接地系统对地电容电流很小，尤其对故障区段而言就更小。单单提高检测对地电容电流的灵敏度是不能解决问题的，因为电流互感器的误差电流将大于这一数值。国外设计重合器是按配网中性点接地来考虑的。

（5）无断线故障判断功能。一相断线、多相断线、重合器不会动作，断线故障设计时就未予考虑，但我国配电网断线故障时有发生。

（6）变电站出线开关需改造。目前出线开关具有一次重合闸功能，但装用重合器后，就必须将其改造具有多次重合功能的开关，否则不能寻找故障。

（7）变电站保护与出线开关保护配合难度大，因为这要靠时限来配合。目前出线开关保护时限已压小至0.5~1s，再加重合器，时限级差增加2~3个，难以办到。

（8）不具有“四遥”功能。电流型及电压型控制模式最大优点是不需通信，这也就带来了最大的缺点，即无法实现遥测、遥信、遥控、遥调。因此，目前采用这两种控制模式的国家，都加装了远方终端（FTU），增设了通道信道。应该理解这是为了利用已有的开关设备，而不是当初在设计开关时就作了今后增装FTU的打算，因为根据目前的技术水平，FTU的功能不仅仅是“四遥”，完全可以解决已存在的问题。

国内近年来对馈线自动化系统的引进和开发做了大量的工作，但仍然存在问题，例如：

（1）全盘引进，不合国情，价格昂贵；

（2）利用重合器，动作频繁，与保护配合难，且价格高；

（3）寻找短路故障时间较长；

（4）不能寻找接地故障区段；

（5）没有寻找断线故障功能；

（6）变电站出线开关需要改造。

我们对国内外馈线自动化进行了分析研究，取其精华，弃其不足，立足国情，以实用化为目标，把可靠性放在首位，经过几年努力，研制成功；饿一个新颖独特的、性能价格比较佳的馈线自动化系统。新型馈线自动化系统克服了电流型、电压型控制模式存在的问题，也克服了目前国内同类产品存在的一些不足，具有一系列独特的特点。

3馈线自动化

3．1引言

馈线自动化是指配电线路的自动化。广义地说，馈线自动化应包括配电网的高压、中压和低压3个电压等级范围内线路的自动化，它是指从变电站的变压器二次侧出线口到线路上的负荷之间的配电线路。对于高压配电线，其负荷一般是二次降压变电站；对于中压配电线，其负荷可能是大电力用户或是配电变压器；对于低压配电线，其负荷是广大的用户。各电压等级馈线自动化有其自身的技术特点，特别是低压馈线，从结构到一次、二次设备和功能，与高、中压有很大的区别。因此目前在论述馈线自动化时是指中、高压馈线自动化，而且特别是指中压馈线自动化，在我国尤其是指10KV馈线。因此下面的叙述是指此范围。

3．2馈线自动化的功能

馈线自动化要达到4个目的，也可以说有4个功能。

a）运行状态监测。它又可分为正常状态和事故状态下的监测。正常状态监测的量主要有

电压幅值、电流、有功功率、无功功率、功率因素、电量等和开关设备的运行状态，监测量是实时的，监测装置一般称为线路终端（FTU）。在有数据传输设备时，这些量可以送到某一级的SCADA系统；在没有传输设备时，可以选择某些可以保存或指示的量加以监测。由于配电网内测点太多，因此要选择确有必要的量加以监测，以节省投资。

装有FTU的配电网，同样可以完成事故状态下的监测。没有装设FTU的地点也可以装设故障指示器，通常它装在分支线路和大用户入口处，具有一定的抗干扰能力和定时自复位功能。如果故障指示器有触点，也可以经过通信设备把故障信息送到某一级SCADA系统。

b)控制。它又分为远方控制和就地控制，这与配电网中可控设备（主要是开关设备）的功

能有关。如果开关设备是电动负荷开关，并有通信设备，那就可以实现远方控制分闸或合闸；如果开关设备是重合器、分段器、重合分段器，它们的分闸或合闸是由这些设备被设定的自身功能所控制，这称为就地控制。譬如：重合器本身具有故障电流检测和操作顺序控制功能，可按要求预先设定分断—重合操作顺序，它本身又具有继电保护功能，可以断开故障电流；分段器是一种智能化开关，可以记录配合使用的断路器或重合器的分闸操作次数，并按预先设定的次数实现分闸控制；重合分段器可以在失电压后自动分段，重新施加电压后又能按一定延时自动重合。

远方控制又可以分为集中式和分散式两类。所谓集中式，是指由SCADA系统根据从FTU

获得的信息，经过判断作出控制，通常称为SCADA-mate方式，也可以称为主从式；分散式是指FTU向馈线中相关的开关控制设备发出信息，各控制器根据收到的信息综合判断后实施对所控开关设备的控制，也称为peer to peer方式。控制方式的选用要根据配电网结构复杂的配电网采用环网开关柜的配电网中，配电网络变化时软件修改也很方便。

除了上述事故状态下的控制以外，在正常运行时还可以实行优化控制，譬如选择线损最小

或较小的运行方式对开关设备进行的控制；在某些设备检修状态或事故后状态下进行网络重构的控制等。

c)故障区隔离，负荷转供及恢复供电。在配电网中，若发生永久性故障，通过开关设备的顺序操作实现故障区隔离；在环网运行或环网结构、开环运行的配电网中实现负荷转供，恢复供电。这一过程是自动进行的。在发生瞬时性故障时，通常因切断故障电流后，故障自动消失，可以由开关自动重合而恢复对负荷的供电。

配电网按导线区分有架空线和电缆线，按结构分有环网和树状网。环网的运行方式又可以有闭环和开环两种。因此，故障区隔离的过程因配电网中采用的开关设备、继电保护设备的不同而各不相同。一般，对于远郊区或广大农村，若无重要用户，环网供电成本太高、经济上不合算时，可采用树状网。在分支线路上，可装设分段器和熔断器，并安置故障指示器。在城区配电网，以双电源或多电源的环网结构开环运行为好。线路的分段和开关设备类型的选择可以有多种方案，一般配电线分段的方法可以通过优化设计，根据供电可靠率指标，比较投资、运行费用与失电损失后确定，或以某种准则（如等负荷等）而确定。对于特别重要的地区，则可以闭环运行，并配置合适的继电保护装置。总之，这一功能对于提高供电可靠率有着十分重要的作用，因此在设计时要进行多方案比较。

d)无功补偿和调压。配电网中无功补偿设备主要有安装在变电站和用户端两种。前者在变电站自动化中加以控制和调节，后者一般为就地控制。但是在小容量配变难以实现就地补偿的情况下，在中压的配电线路上进行无功补偿仍有广泛的应用。通常采用自动投切开关或安装控制器两种方法加以实施。配电网内无功补偿设备的投切一般不作全网络的无功优化计算，而是以某个控制点（通常是补偿设备的接入点）的电压幅值为控制参数，有的还采用线路或变压器潮流的功率因数和电压幅值两个参数的组合为控制参数。这一功能旨在保持电压水平，提高电压质量，并可减少线损。

4变电站自动化

4．1引言

变电站在配电网中的地位十分重要。它既是高压配电网中的负荷，又是下一级配电网的电源。变电站自动化是配电自动化的重点。也正因为如此，它已发展成一个相对独立的技术领域。

近几年来变电站自动化发展十分迅速。概括地说，它至少有如下一些基本功能，各种电器设备运行参数的监测；开关就地或远方控制；与继电保护通信；与智能电子装置联接，并实行控制；与上级控制中心或其他控制系统通信；简单的数据处理。

变电站自动化在技术上的进步也很快，这里不详述了。下面仅叙述变电站自动化与馈线自动化的接口和配合的问题。

A．与继电保护配合。实现馈线自动化有多种方法，开关设备也有断路器、重合器等多种设备。馈线的负荷电流要考虑到负荷转移的情况，因此在保护的配置（包括重合闸）和定值的设置上要加以综合考虑。

B． 如果馈线自动化是采用由馈线上的FTU采集信息送到某一级SCADA系统，由软件处理信息并作出判断，而后进行故障区隔离和负荷转移，恢复供电，那么，这个SCADA系统可以是在配调中心的主站，或者就是设在变电站自动化系统。前一种方式，如果采用有线传输信息，变电站至少要将信息转发至配调中心；后一种方式，变电站的SCADA系统要增加馈线自动化的应用软件，这样它就成为二级主站（如果配调中心的主站称为一级主站的话）。采用哪一种方式，要根据不同的配电网具体地选择。前一种方式，大大增加了变电站到配调中心主站的通信量，但简化了变电站的SCADA系统。后一种方式，实行了信息和功能的分层，但增加了变电站自动化的技术难度。

5用户自动化

5．1引言

用户自动化这一说法见诸于我国出版的权威性出版物《电机工程手册》。国外文献中也有这种说法。在国内外许多文献中有一种称为需方管理（DSM）的功能，其内容大体相同，有控制和自动化的内容，但更多的是一种管理，主要有负荷管理、用电管理、需方发电管理等。

A．负荷管理。我国传统的负荷（负荷控制）是在发电容量不足的情况下采取抑制负荷的方法改善负荷曲线（用削峰、填谷和错峰等控制手段）。这种控制曾在我国配电网中普遍采用。随着发电容量的增加，这种落后的负荷控制方式必须改变。先进的负荷管理是根据用户的不同用电需求，根据天气状况及建筑物的供暖特性，并依据分时电价，确定满足用户需求的最优运行方式，并加以用电控制，以便用最少的电量获得最好的社会、经济效益以及用电的舒适度。这将导致平坦负荷曲线，节约电力，减少供电费用，推迟电源投资和减少用户电费支出。

B． 用电管理。它主要包括自动计量计费、业务扩充、用户服务等内容。

自动计量计费可应用于不同层次，有为适应电力市场的交易，满足发电、输电、配电以及转供等需要的计量计费系统，有适合于不同的发电厂家、不同的供电部门（公司）的计量计费系统；还有直接记录各家各户的自动抄表系统。它们都涉及到计量设备、数据传输（通信）和计费，甚至涉及与费用结算部门（银行）之间的信息交换。

业务扩充是指用户报装、接电等一系列的用电业务的服务。现在已可利用计算机等设备今昔感操作，以提高处理事务的自动化程度，节省劳动力，改善劳动条件，并可提高服务质量，也便于对数据进行检查和管理，有的供电局已实现了无纸化作业，其自动化程度可见一斑。

用户服务方面如停电报告及处理、交费及票据处理等，也均可利用计算机及通信等较先进的技术和设备，使服务的自动化水平和质量得以提高。

C．需方发电管理。这是将用户的自备电源纳入直接或间接的控制之中。出于种种原因，用户装有各种自备电源，如电池蓄能的逆变不间断电源，柴油机发电，太阳能、风能等发电，联合循环发电以及自备热电站和小水电等。它们在提供当地用户相当的电力之后，可能有部分电力注入配电网，尤其在晚间，有可能恶化电网的运行。如将这些电源置于控制或管理之中，将有利于配电网的运行，增加供电的可靠性，并有可能调节电网发电机组的运行，从而提高经济性。

用户自动化的几个内容涉及电力供需双方，甚至与电力管理体制有关，必须通过立法和制定相应的规则，并最终由电力市场来调节。可以看到，电力的供需双方不仅仅是一种电力买卖关系，也是以双方利益为纽带的合作伙伴关系，在电力市场环境下，用户自动化必将被重视。

6．1引言

馈线自动化是配电自动化的基础。一个配电自动化系统，如果没有通信，就无法进行遥测、遥信、遥控和遥调；没有数据、信息和远程控制，则无法构成一个配电管理系统。通信是实现数据和信息传输的唯一手段。一个可靠的通信系统是配电自动化系统成败的关键，也是馈线自动化成败的关键。

当前，我国配电自动化的切入点是搞馈线自动化，但从发展看，配电自动化还应包括配电变压器的监测、低压无功补偿自动调整、低压电力线载波抄表系统和电力负荷管理系统。调度系统也可纳入该系统。为了避免重复建设、浪费资金，在规划馈线自动化实施方案时，应以发展的眼光，从长远和全局出发，全面考虑配电自动化的通信方案。

6．2配电自动化对通信系统的要求

配电自动化对通信要求取决于配电自动化的规模、复杂程度和预期达到的自动化水平。总体上讲，配电自动化对通信系统的要求体现在以下几个方面：

1）通信可能性；

2）建设费用；

3）满足目前和将来数据传输速率的要求；

4）双向通信的要求（个别情况时不需要）；

5）通信不受停电的影响；

6）易操作与维护。

6．2．1通信的可靠性

配电自动化的通信系统是在户外安装的。这意味着通信系统要长期经受不利的气候条件的考验，如阴雨、大雪、冰雹、大风和雷雨等。此外，长时间暴露在强烈的阳光下会导致一些材料的老化。因此，配电自动化的通信系统必须设计成为能够通过常规维护，就可以在上述恶劣状况下工作的系统。

配电自动化的通信系统将在较强的电磁干扰（EMI）下工作，这会对通信的可靠性产生很大的影响。电磁干扰有可能以射频的形式出现，如产生于间隙放电、电晕等的电磁干扰，也会以工频的形式出现，如产生于变压器、波干扰等的电磁干扰。雷电和故障以及涌流还会造成瞬时的极强烈的电磁干扰。对电磁干扰的容忍程度取决于要实现的自动化功能。例如对于远方抄表系统，就不一定要让通信系统抵抗由于雷电和故障造成瞬时的极强烈的电磁干扰，因为可以选择环境平静下来后的某个时刻去完成远方抄表任务。但是，若要完成隔离故障区段以及恢复正常区域供电的功能，就必须使通信系统在电力系统故障期间也能可靠工作，也能抵抗强烈的瞬间干扰。因此，能够跨过故障区和停电区域保持通信，是对通信系统可靠性的又一要求。

6．2．2通信系统的费用

由于配电自动化的通信系统的造价很可观，因此通过恰当地选取合适的通信方式，可以节省大笔的建设费用。如果通信方式设计得不合适，有可能会产生过高的建设投资，使得所建成的配电自动化系统的效益难以发挥出来。在对配电自动化的通信系统进行预算时，不仅要考虑设备的造价，还要估算通信系统长期使用和维护的费用。

6．2．3通信速率的要求

任何通信系统的带宽都是有限的，带宽越窄通信速率越低。在建设通信系统时，不仅要满足眼前的通信速率的要求，还要考虑到今后发展的需要。一般300bit/s或更低的通信速率就能满足配电自动化的大部分功能要求，对于诸如负荷控制这样的功能，甚至低于10bit/s的通信速率都能满足要求。

从功能的角度，在配电自动化系统中，进线监视、10KV开闭所、配电变电站监控和馈线自动化（FA）对于通信速率的要求最高，其次是公用配变的巡检和负荷监控系统，远方抄表和计费自动化对于通信速率的要求较低。从配电自动化系统结构的角度分析，集结了大量数据的主干线对通信速率的要求，要远高于分支线对通信速率的要求。

在选择通信方式之前，应当先估算配电自动化系统所需要的通信速率，应考虑到最坏的情形，并根据需要恰当选取合适的通信方式和通信网络组织形式。此外，在设计上应留有足够的频带，以满足今后发展的需要。

馈线自动化的故障检测、隔离和恢复正常区段供电的时间要求越短越好，这对通信实时性的要求很高。而正常运行情况下的数据和信息巡测，也希望巡测的周期尽可能短些。因此就其实时性而言它和电力负荷管理系统是不一样的，后者是一个非实时系统。

6．2．4双向通信能力

配电自动化的大多数功能要求双向通信。最简单的负荷控制却仅需要单向通信就可满足要求，控制中心只需向被控制的负荷发送投运或停役命令即可。较先进的负荷控制系统可以发送伴随着地址的投运或停役命令，从而可以对被控制对象的独立负荷或成组负荷分别进行控制。一般不必将被控负荷的实际运行状况返回控制中心，但是，实时检测负荷控制设备是否正常却是需要的，为了实现这一功能，就必须借助于双向通信。

对于故障区段隔离和恢复正常区域供电的功能，则必须要求有双向通信能力的信道。在这种情况下，位于远方的故障探测器（如柱上RTU）必须能向控制中心上报故障信息以便确定故障区段，控制中心必须能够向远方设备发布控制命令，以隔离故障区段和恢复正常区域供电。

6．2．5通信不受停电的影响

配电网的调度自动化功能和故障区段隔离，及恢复正常区域供电的功能要求，即使在停电的地区通信仍能正常进行。采用电力线作为通信信息传输媒介的通信方式（如配电线载波、脉动控制技术和工频过零等）在这个问题上会面临许多困难。必须考虑故障或断线对这几种通信方式的影响。另一个必须考虑的问题是在停电地区的远方通信终端设备（如RTU、智能电度表和负荷控制设备等）的供电问题，应当为它们提供后备电源或其它供电手段（如UPS和蓄电池等）。

6．2．6通信系统的使用与维护方便性

配电自动化的通信系统构成规模往往较大，而且通常采用多种通信方式相结合，因此在设计上，应考虑尽可能地简化这一复杂的通信系统的使用与维护。配电自动化的用户大多不是通信与电子技术的专业人员，他们往往不熟悉通信设备。因此有必要对其人员进行深入细致的培训，以提高他们的通信技术的使用和维护的技能，在对一种通信手段的经济效益分析时，应将培训费用考虑在内。选择标准的通信设备和通信协议不仅能够提高系统的兼容性，而且为今后的扩展带来方便，也有助于降低使用与维护费用。

6．2．7传输信息量较大

配电自动化系统的测点多，对于每一条10KV线路来说，除了配电开关的FTU，还有配变监控终端、开闭所监控终端、远方抄表系统的集中器等，而每一个配电系统可能多达几百条10KV线路，这样测点就有上千个或几千个。每个测点也是多种多样，有电网本身的数据和信息，有系统监控设备的状态信息，如果再加上负荷管理系统和调度系统的数据，传输信息量就十分庞大。

6．2．8通信网络结构复杂

根据配电自动化系统的长远发展需要以及馈线自动化在故障处理过程中的快速要求，我们在每一个变电站设立一个分站。分站可以自主检测、隔离鼓障和恢复正常区段的供电，这比通过主站来处理要快捷，同时这种分布式的处理模式比集中到主站的模式还可以大大提高可靠性。另外，分站还能承担对本变电站与馈线上各类终端的通信的管理，减轻主站通信管理和信道的负担。由于在变电站设置了分站，它和变电站的调度终端RTU将可以合并或联网，变电站到主站的信道也可合二为一，这样配电自动化系统就与调度自动化系统集成在一起。

将来的配电变压监控等终端应和现在的馈线监控终端共用同一通信线路。远方自动抄表系统的集中器（可与配变监控终端做成一个设备）的抄表数据也应进入馈线终端同一通信线路，都经分站在送到主站。

可见，最终的配电自动化系统远程通信网是一个三级网。主站至各个分站为一级网，分站至本站各条出线线路上的终端为二级网，集中器到各居民电表终端为三级网。

从网络结构来说，一级网可看作星形网，二级网则比较复杂，如果用无线通道，也可看作是星形网，当采用有线信道（含光缆、电缆和电力载波）时分站与某条出线线路的终端的通信是总线或中继转发传输结构，并由分站的底层（通信控制器）独立管理每条线路上终端的通信，这样，二级网就成为多路总线或中继转发的通信结构。由于我们在分站前置机和通信控制器之间采用高速网络通信，可大大提高二级网的适时性。分站对一条10KV上终端通信和对几十条10KV上终端通信的运行速度几乎是一样的。三级网一般应采用多路总线结构，这里通常是低压电力线载波信道。

6．2．9通信信道多样

对于配电自动化系统，可供选择的通信信道有光缆、电缆（或双绞线）超短波无线电、微波和电力线载波等，在不同的场合，不同的条件，可以选择不同的信道，在同一个系统中各级通信网，也不一定选用同一信道，所以往往是一个混合式的通信网，所以通信信道的选择要因地制宜，要充分利用现有的信道资源。

6．3通信信道的比较

6．3．1无线信道

这里指的是超短波无线信道，它的主要特点：

6．3．1．1技术成熟、节省投资

无线信道在我国电力负荷管理系统中得到了成功的应用，技术非常成熟，而且在建设中，不需要架设线缆，施工简单，节省投资。

6．3．1．2实时性较差

这是因为无线电收发信机是间断工作，产生收发延迟，加上传输速率较低，又受频率资源的限制，不可能给一个系统很多频率，这就给故障的快速处理，系统大量的数据的准时传输带来了困难，但是，由于我们巧妙地设计了分站，已在一定程度上克服了这一缺点。目前，我们采用无线电作为二级网络的信道的试验，对馈线短路故障的检测、隔离和恢复正常区段供电所需的时间可在10秒以内，如果开关速度快，还可更短一些。

6．3．1．3可靠性较差

无线信道的传输受地形、地物、气候、无线电波干扰、工业干扰等的影响较大，特别对于城市环网，天线安装困难，又由于城市建设的不断发展，高层建筑物不断出现，不断的破坏着无线信道的畅通。但是，如果在县市或城市郊区，无线信道条件较好、负荷密度又不大的地区，经过精心设计，仍可保证信道的可靠性。

6．3．2光缆通信的主要特点是：

6．3．2．1传输速率高

光缆通信的传输速率高于其他任何系统通信通道，因此，不仅能使系统的实时性最强，而且也为配电自动化系统的不断扩展提供了很宽裕的通信容量。

6．3．2．2可靠性高

光缆通信的比特误差率（误码率）优于10E-9，远优于其他通信方式。

6．3．2．3抗干扰性强

光缆通信不受电磁波或其他强电磁场的影响，这对配电自动化的环境条件尤为有利。

6．3．2．4投资稍大

从目前来看，光缆通信的造价可能略高于其它通信方式，因此，对那些测点多、负荷密度大的大中城市电网，从发展的眼光看，选择光缆通信是合算的。

6．3．3通信电缆（或双绞线）

它的主要特点是：

6．3．3．1传输速率较高，可以满足系统的实时性和数据传输的需要。

6．3．3．2可靠性较高，它的误码率优于10E-6，只要采取适当的技术措施，是能够满足系统的通信可靠性要求的。

6．3．3．3抗干扰性稍差

它不受空间无线电波的干扰，但易受高压工频强电磁场和雷电的干扰，所以在线路安装时要远离高压线，给施工造成一定的麻烦，而且通信设备要采取严格的防雷措施 

6．3．3．4投资适中

这种通信信道的投资就目前而言，界于光缆和无线之间。总之，这种通信方式也是一种较好的选择方式。

6．3．4载波通信

国外，载波通信主要用作正常时的监控。10KV电力线载波通信主要的优点是不需要另外建设通信线路，节省投资，但是10KV电力线分支线多，负载不稳定，必须实现阻波和阻抗的匹配，而且当馈线（即通信信道）发生短路、接地和断线故障时，必须保证通信仍然可靠，技术难度较大。目前，虽然国内已有解决这些难题的报导，但还需实践的继续验证。35KV电力线载波通信技术已经比较成熟，但传输速率低，在数据传输量不大的情况下，可以作为主站至分站间的通信。低压电力线载波用于远方自动抄表系统的集中器和采集器间的通信，目前，国内不少厂家正在开发和试运行，技术正在成熟，作为远方自动抄表系统，这是一种最佳的通信方式。

6．3．5其它通信方式

除了上述通信方式外，微波、扩频等通信方式，这可以根据供电局通信建设的已有条件加以利用，尤其是在主站和分站间的通信中使用是很方便的。特别要指出的是，国外已开始推广扩频通信，因为它无需申请频点、保密性强、不受干扰、传输速率高、发射功率小、传输距离可达几十公里，这是具有发展前景的一种通信。

综上所述，就性能而言，从馈线自动化系统必然发展成配电管理系统的趋势看，整个配电自动化系统通信网的一级网（主站至分站）信道选择顺序是光缆、微波、通信电缆和电力载波、超短波无线电、其它；三级网（从配变至用户）采用低压电力载波信道。

但对不同的场合，不同的条件，要综合考虑，根据实际情况而定。

网络结线分析和动态着色程序

软件功能：母线分析——将闭合开关连接在一起的结点集合化为母线；

电气岛分析（连通性分析）——通过母线和变压器将母线联为岛；

确定配电网设备联接和带电状态；

检测辐射网是否有环流，如果有环网，则提出报警；

根据线路的不同状态而着色，明显区分带电和不带电的设备和区域。

软件要求：可靠性高，即对任何形式的结线，如树状、环状和网状，及任意接线的变电所，都

能进行分析，在配电网络的分析中具有普遍适用性。

方便性好，即满足以下几个方面要求：

对网络元件，如线路、变压器、电容器、负载和机组等，设置投运/切除命令；

针对元件负荷大小或电压高低而改变各元件图的亮度，超时限值者再加闪光，使调

度员一目了然；

针对不带电的网络还要表示出是否接地，这对检修模拟和故障恢复非常重要；

馈线着色，负荷切换到不同馈线时随之改变颜色，以区分其电源；

用颜色区分不同相；

电路跟踪，识别调度员选择地点到馈线起点的电路等。

分析速度快。

输入数据：各元件的端点坐标。

编程方法：采用双向链表方法，宽度搜索方法和深度搜索方法。

调用软件：

输出结果：确定出配电网络的死岛和活岛的个数及其结线关系。

潮流计算程序一：

软件功能：单相三相辐射状配网潮流计算。

软件要求：潮流计算结果显示于图上，并有支路过载和电压越限报警；

计算线损，并指出全网中最大线损之处。

输入数据：线路、变压器、负荷等等值参数（从数据库获得）

编程方法：前代回代法

调用软件：结线分析程序、负荷预测软件

输出结果：母线电压、线路有功、无功和损耗

潮流计算程序二：

软件功能：单相三相单环网和弱环网潮流计算

软件要求：潮流计算结果显示于图上，并有支路过载和电压越限报警；

计算线损，并指出全网中最大线损之处。

输入数据：线路、变压器、负荷等等值参数（从数据库获得）

编程方法：回路补偿法、两部潮流法

调用软件：结线分析程序、负荷预测软件

输出结果：母线电压、线路有功、无功和损耗

状态估计软件：

软件功能：量测系统分析，即分析现有量测系统的可观测性和对于错误数据的检测和识别能力； 

量测配置优化，即，使就设的量测装在关键点，或者达到某一量测指标付出最小费用；

实时网络接线分析，即根据断路器状态确定网络母线模型和岛模型，对实时的断路器动作信息要做简单的检测与识别；

检测与辨识不良数据，即，检测在一次采样中用克希霍夫定律找到可疑数据，在连续采用中比较变化量寻找可疑数据；

对变压器抽头作为状态变量进行估计。

软件要求：根据总体上量测不足，但局部冗余的数据，利用负荷预测数据，进行状态估计；提供人机交互要给用户修改数据，保证在条件差的情况下进行状态估计。

输入数据：人工置数，负荷预测数据、SCADA系统量测数据

编程方法：电网母线型状态估计，支路电流型状态估计。

调用软件：结线分析软件、负荷预测软件

输出结果：母线电压、支路电流、支路功能和负荷点功率。

负荷预测

软件功能：地区负荷预报：用于购电计划和供电计划，预报配电网一日至一周的逐小时总负荷或一区域的负荷；

配电变压器负荷预报：用于状态估计和潮流计算。

软件要求：

输入数据：历史数据、电度表数据（电量推算）、随时间变化的母线负荷分配子数

编程方法：时间序列法、最小二乘法

调用软件：

输出结果：地区负荷或配电变压器负荷。

故障电流计算：

软件功能：计算故障情况下网络各节点（包括故障点）的电压和电流

软件要求：适用于各种网络重构；

能计算单重故障和多重故障；

能计算单相接地、两相接地、三相接地、相间短路、单相断线、两相断线、三相断线各节点的电压和电流

故障点的位置可由人工在界面上设定。

输入数据：直接取用实时数据库和潮流信息，负荷采用二次模型或简化模型

编程方法：采用阻抗矩阵法或潮流计算法

调用软件：潮流计算、结线分析、状态估计

输出结果：各节点电压、电流

电压/无功控制程序

软件功能：对配电网的如下设备的组合可选方案实现调度和规划，开关操作的网络重构、变压器分接头的调整、变电站和馈线、电容器分组投切

方案一：网络重构

方案二：电容器投切（或分组投切）

方案三：变压器分接头调整

方案四：网络重构和电容器投切（或分组投切）

方案五：变压器分接头调整和电容器组投切（或分组投切）

方案六：网络重构和变压器分接头调整

方案七：网络重构、变压器分接头调整和电容器组投切（或分组投切）

软件要求：计算中考虑以网损最小作为目标函数；

考虑电容器投切（或分组投切）、变压器分接头调整、开关及刀闸的投切操作次数

约束的影响；

考虑优先过程应满足电压约束和支路过载约束；

输入数据：网络数据，SCADA系统实时数据，或未来计划负荷预测数据

编程方法：将开关的投切、变压器分接头调整档位，电容器的投切或分组投切变成二进制数，利用遗传算法进行规划或调度计算

调用软件：结线分析、潮流计算

输出结果：变压器档位、开关操作方案表、电容器投切时刻对应的台数及每台的投切组数

前置机的主要任务。前置机一般选择工控机或高档微机，采用两台前置机同时运行，互为热备用方式，其主要任务：

A．前置机是控制中心与变电站RTU、馈线FTU、变电台TTU及负荷控制系统联络的中心环节，承担上行信心几及下行命令的转送任务；

B．接收现场RTU、FTU、TTU等的上行信息及数据，对上行数据处理、校验；

C．前置机转送主机发出的下行命令，以实现对现场RTU、FTU、TTU及负荷的控制与管理；

D．实施对远动通信规约的解释和转换，并进行通信管理；

E．承担与上级调度中心的联络任务。