第五章配电网自动化
配电自动化是对配电网上的设备进行远方实时监视、协调及控制的一个集成系统：它是近几年来发展起来的新兴技术和领域，是现代计算机技术和通信技术在配电网监视与控制上的应用。实践表明，配电白动化可以大大提高配电网运行的可靠性和效率，提高供电电能质量，降低劳动强度和充分利用现行设备的能力，从而对于用户和电力公司均能带来可观的收益。 通常把电力系统中二次降压变电站低压侧直接或降压后向用户供电的网络，称为配电网(Distribution Network)。它由架空线或电缆配电线路、配电所或柱上降压变压器直接接入用户所构成。习惯上将配电电压1kv以下的部分称为低压配电网，其额定电压一般为单相220v和三相380v，35kv及以下称为中压，其额定电压一般为35、6~10kv和3kv等；本章所讨论的配电系统主要指10kv电力网。
配电网的特点一般有：①深人城市中心和居民密集点；②传输功率相距离一般不大；③采用辐射型运行方式；④供电容量、用户性质、供电质量和可靠性要求千差万别，各不相同。 我国配电网还有一个显著特征，就是中性点不接地，在发生单相接地时，仍允许供电一段时间。这一特点使得我国的配电自动化系统不能直接引进国外设备，而必须结合我国配电网的实际情况，逐步加以改进。 一、配电自动化的概念
配电管理系统（Distribution Management System，简称DMS）
指从变电、配电到用电过程的监视、控制和管理的综合自动化系统。 主要包括配电网数据采集和监控（包括配电变电站自动化、馈线自动化）、地理信息系统、需方管理（包括负荷监控及管理和远方抄表及计费自动化)、配电网分析软件（DPAS）、配电工作管理系统，即所有管理和控制。一般认为，DMS是和输电网自动化的能量管理系统（EMS）处于同一层次。
不同之处 EMS管理发电，而DMS管理供用电。
2. 配电自动化系统（Distribution Automation System） 是一种可以在远方以实时方式监视、协调和操作配电设备的自动化系统。主要指配电变电站自动化和馈线自动化其内容包括配电网数据采集和监控、配电地理信息系统（GIS）和需方管理（DSM）几个部分。
DAS和输电网的调度自动化系统（SCADA）处于同一层次。 二、配电管理系统的主要内容 2.配电调度自动化系统
（1）配电调度监控和数据采集系统（SCADA） （2）配电网电压管理系统
（3）配电网故障诊断和断电管理系统 3. 变电站、开闭所（配电所）自动化 （1）变电站自动化
（2）开闭所（配电所）自动化 4.配电调度自动化系统
（1）配电调度监控和数据采集系统（SCADA） （2）配电网电压管理系统
（3）配电网故障诊断和断电管理系统 5. 变电站、开闭所（配电所）自动化 （1）变电站自动化
（2）开闭所（配电所）自动化 6. 用电管理自动化 （1）客户信息系统
（2）负荷管理系统负荷曲线调整、分类电价管理、负荷监控、需方管理等。 （3）计量计费系统自动抄表、账单自动生成、和银行系统联网等。 （4）用电营业管理系统 （5）用户故障保修系统
7. 配电网分析软件（Distribution Power Application Software,简称DAPS） （1）网络结线分析（又称网络拓扑） （2）配电网潮流分析（包括三相潮流） （3）短路电流计算
（4）负荷模型的建立和校核 （5）配网状态估计 （6）配网负荷预测 （7）安全分析
（8）网络结构优化和重构
（9）配电网电压调整和无功优化 三、配电自动化的意义
配电自动化是电力系统现代化的必然趋势，其主要意义在于：在正常运行情况下，通过监视配网运行工况，优化配网运行方式；当配网发生故障或异常运行时，迅速查出故障区段及异常情况，快速隔离故障区段，及时恢复非故障区域用户的供电，缩短对用户的停电时间，减少停电面积；根据配网电压合理控制无功负荷和电压水平，改善供电质量，达到经济运行日的；合理控制用电负荷，从而提高设备利用率；自动抄表计费，保证抄表计费的及时和准确，提高了企业的经济效益和工作效率，并可为用户提供自动化的用电信息服务等。 四、配电管理系统DMS的特点 DMS与EMS类似之处：
(1)两者均通过RTU来收集电网中设备的状态和测量值，并实现监视控制的远方操作——SCADA功能。
(2)两者均具有基于彩色屏幕显示的图形用户界面GUI。 (3)两者均具有自动控制功能，但EMS控制的是发电设备(AGC)，DMS控制的是用电负荷。 (4)两者均具有计算机辅助调度的高级应用软件、但内容和方法却不尽相同。 (5)两者均存储有历史数据，供制表、检索和分析历史事件用。
(6)两者均能和其它计算机应用系统(如管理信息系统MIS)相连．共享数据和应用成果。 其特有特点是：
(1)典型的配电网多为辐射型结构，而不像典型的输电网那样网状连接。
(2)配电网的许多设备(如分段器、重合器、补偿电容器、调压变压器等)是按配电线路长度安放的，往往装在电线杆上。而不像输电网的设备(如断路器、静止补偿器等)一般都是放在变电站内。
(3)配电网内要求安装RTU的数量，通常比相连输电系统所需的数量要多一个数量级(10倍)。
(4)一处配电网设备的总数据量(如线路调压变压器上所采集的三相运行工况参数)，约比一个输电变电站的数据量少一个数量级。
(5)配电网的数据库规模，一般比所连输电网的数据库(千级)大一个数量级(达到万级)。 (6)配电网内大多数的现场设备都是人工操作，而不保输电网那样，大多数的现场设备
可以远方控制。
(7)配电网的网络接线变化，常常发生在出事地点而个是在开关安装处。如由于交通事故而碰断某相线路，这样的接线变化就很少会发生在输电网上。
(8)配电网设备名目繁多，数量极大，且顶临经常变动的需力负荷，检修更新频繁。因此设备管用和规划设计任务较输电网繁琐。
(9)配电网除供方的设备外，还连有大量需方的用电设备，有时还有包括联合循环发电在内的自备电源。不像输电系统那样，基本上全是供方的发、输、变电设备。
(10)承担传送数据和通话任务的配电网通信系统，由于包含有各种类型的负荷控制和远方读表装置而具有多种通信方式的特点。但其通信速率，由于配网不考虑系统的稳定问题而不如输电系统要求那样高。 第二节馈线自动化
当配电线路故障时，要进行快速判断，排除故障段，保证非故障段的正常供电，减少停电范围，因此馈线自动化就是监视馈线的运行方式和负荷。当故障发生后，及时限确地确定、迅速隔离故障区段，并恢复健全区段供电的馈线自动化是配电网自动化最重要的内容之一。 一、馈线自动化的控制方式 1两种基本类型
（1）采用具有就地控制功能的线路自动重合器和分段器，实现配电线路故障的自动隔离和恢复供电的功能，无远方通信通道及数据采集功能。
（2）采用远方通信通道，具有数据采集和远方控制功能的馈线自动化。 控制方式：
（1）就地控制，没有数据采集功能。 （2）就地控制，有数据采集功能。 （3）控制中心远方集中控制。 （4）子站远方分布控制。 2. 馈线自动化方案 常用以下几种形式：
（1）在10kv辐射式线路或树状式线路上采用重合器、分段器实现馈线自动化。 （2）在10kv环形电缆配电网络中采用重合器，配合环形柜实现馈线自动化。 （3）在10kv环形电缆配电网络中采用环形柜加装FTU设置配电自动化系统是实现馈线自动化的又一种方式。
（4）国内配电网中大多数是由沿城市街道敷设的架空绝缘导线构成的10kv配电网络。实现馈线自动化方式首先是对网络进行优化改造，然后在网络中的环形开关或线路上的分段器，并配置FTU。
二、馈线自动化一次设备介绍
1.重合器 （1）重合器是用于配电网自动化一种智能化的开关设备，它本身具备有控制及保护的功能。它能检测故障电流并预先整定的分合操作次数自动完成分合操作。 当线路发生短路故障时，它能检测到且按事先所整定的操作顺序及时间间隔进行开断及重合的操作。当遇到永久性的故障，在完成预定的操作顺序后，若重合失败，则闭锁在分闸状态，把事故区段隔开；当故障排除后，需手动复位才能解除闭锁。如果是瞬时性故障、则在循环分、合闸的操作中，无沦哪次重合成功，则终止后续的分、合闸动作，并经一定延时后恢复初始的整定状态，为下次故障的来临做好难备。重合器可按预先整定的动作顺序进行多次分、合的循环操作，一船有4次快、慢组合的分闸、合闸。 （2）重合器的主要技术参数及其应用。
额定电压、额定电流、短路开断电流、最小脱扣电流、时间—电流特性 （3）重合器的工作原理。重台器动作一般可整定为“一快三慢”、“二快二慢”和“一快二慢”的组合．这里“快”指快速分闸，一般动作时间≤0.06s，快速分间一般设定在第一、二次，主要目的是消除瞬时性的故障，保护线路设备。而后面几次的动作一般可设为慢动作，即为延时分闸，与线路上各分段点设置的分段器、熔断器进行配合，分断故障点。 2. 分段器
线路自动分段器是配电网中用来隔离线路区段的自动开关设备。与重合器或断路器或熔断器相配合，在失压或无电流的情况下自动分闸断开电路。它串联于重合器与断路器的负荷侧．当线路发生永久故障时，进行分合闸后闭锁于分闸的状态，当重合器重合闸恢复对非故障段供电时，分段器不合闸，而隔离故障区段；而当发生瞬时性故障时，分段器的分、合闸操作不产生合闸闭锁动作(这种操作方式对于电压一时间式重合分段器而言)，或记忆次数(过电流脉冲记数式)未达到顶期所设定次数时，则分段器在电源侧的重合器(或断路器)合闸后，保持合闸状态。分断器不能断开短路故障电流。
分段器有两大类：一类为电压—时间式分段器，一类为过电流脉冲计数型分段器。
（1）电压-时间型分段器凭借加压、失压的时间长短来控制其动作的，失压后分闸，加压后合闸或闭锁，又称自动配电开关。可用于辐射状网和树状网，也可用于环形网。主要技术参数：
额定电压、额定电流、最大负荷开断电流、最小动作电流、启动电流、延时合闸时限—X时限、延时分闸时限—Y时限、闭锁合闸时限—Z时限等。
X时限—延时合闸时限，指从分段器电源侧加电压至该分断器合闸的时延，该时限可以整定，一般整定在7s以上。 Y时限—延时分闸时限，为分接头从接到失压信号到分闸的时间，该时限也可以整定，一般整定在3s。
Z时限—闭锁合闸时限(或称故障监测时间)，分段器合闸后，闭锁合闸回路启动并延时一段时间(Z时限)，如果在这段时间，线路无故障电流(或故障电流已消失)，则解除闭锁合闸回路，电路恢复正常。若分断器合闸后在未超过Z时限的时间内又失压(在Z时限内仍有故障电流传号，引起电源侧重合器分闸)，则该分断器分闸并被闭锁在分闸状态，待重合器再次合闸时,由于该分段器合闸回路闭锁，该回路合不上闸，隔离永久性故障。
设重合器或断路器的保护动作时间为t，为使分段器可靠工作．对于X，Y，Z时限的整定必须满足如下关系：t十Y＜Z＜X。
分段器通常串联在自动重合器或断路器控制的线路上，或用并联的方式把线路分成多段，目的是隔开故障段，减少停电的范围。
分段器与重合器相比，从性能上，应具有闭合短路电流及切断负荷电流的能力，不具备切断短路电流的能力；从价格上，比重合器要低廉。
（2）故障电流计数式分段器具有“记忆”前级开关设备(断路器或重合器)开断故障电流次数功能的分段器。当线路发生永久性故障时，重合器分间，在失电期间，分段器分闸为一次，当分间次数达到整定次数时，即自动永久分闸，而重合器(或断路器)重合闸后， 就可隔离该故障段。一般分段器整定的次数应比重合器或断路器的操作次数少一次。当发生瞬时性故障时，分段器的分闸的次数还未达到预定的次数，因瞬时性故障已消除，线路就可恢复正常供电。分段器的累计计数器经过一段时间后自动复零，为下一次故障做好准备。
3. 故障指示器
短路故障指示器是利用电磁原理，依靠指示牌转动位置的变化或颜色的变化或灯光的闪动来指示故障的发生，当这些指示器指示后，可以依靠人工手动复归或经过延时后自动复归，有
些是利用线路恢复正常后通过负荷电流来自动复归。故障指示器一般安装于馈电线路干线，分支线及用户进线处。 4. 高压熔断器
熔断器是一种最便捷的电路保护设备，它依靠熔体或熔丝的特性，在电路出现短路电流或不允许的大电流时，由电流流过熔体产生的热量将熔体熔断，使电路断开，达到保护电气设备的目的。
熔断器是最早使用的最简单的一种保护电器，特点是结构简单、价格低廉、维护方便、使用灵活，广泛应用于配电网。
三、重合器与分段器配合实现故障区段隔离 （一）重合器与电压一时间型分段器配合
1. 辐射状网故障区段隔离
变电站出口采用重合器1，整定为一慢一快，即第一次重合时间为15s，第二次重合时间为5s。线路分断器2、4、5采用电压一时间型分段器，它们的X时限均整定为7s，分断器3亦采用电压时间型分段器，其X时限均整定为14s，Z时限均整定为5s。
假设在3区段发生永久性故障。则动作配合 如图所示。
2. 环状网开环运行时的故障区段隔离 变电站出口采用重合器1，整定为一慢一快，即第一次重合时间为15s，第二次重合时间为5s。线路分断器2、3采用电压一时间型分段器，它们的X时限均整定为7s， Z时限整定为5s。分断器4亦采用电压—时间型分段器，正常运行时处于断开状态，其X时限整定为38s， Z时限整定为5s。正常运行时联络开关5处于断开状态，其余均合；假设在2区段发生永久性故障。则动作配合如图所示。
（二）、重合器与过流脉冲计数式分段器配合
采用重合器和过流脉冲计数型分断器配合，计数次数均整定为2次。正常运行时重合器l和分断器2、3均为合；假设3段发生永久性故障或瞬时性故障。 动作次数如图所示。
（三）、基于重合器的馈线自动化系统的不足