配电网自动化系统白皮书991014

iES-DA1000配电自动化方案
1. 概述
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。

它由配电网（其中包括的配电设备：馈线、降压变压器、断路器、各种开关等）、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。

所谓配电网是指ll0kV及以下的电网。

通常把110kV、35kV级称为高压，10kV级称为中压，0.4kv 级称为低压。

因此，完整地说配电自动化是指包括电力用户在内的整个配电网自动化。

随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，用户对电能质量的要求愈来愈高。

用户电能质量的评价主要有以下几个指标：
（1）电压质量：包括电压偏差、电压波动和电压闪变三个方面的要求；
（2）频率；
（3）供电可靠性：配电网对用户持续供电能力的度量，它有多至11项的评价指标，其中主要是年平均供电可靠率，用户年平均供电时间的百分值；
（4）谐波含量。

提高电能质量要通过改善整个电力系统的装备水平和运行状况来达到。

显然，限于配电网络设备状况及用户所具有的能力，只能对电能质量中的些指标的改善起到显著的作用，如提高供电可靠率和电压质量。

而且，合理而完善的配电网络结构对于提高供电可靠率和电压质量是至关重要的，在某种意义上讲是起主要作用的。

从另一方面说，保护监测和控制的改进并逐步自动化对于配电网的运行也是十分重要的。

其重要性和作用，在某些方面，如故障隔离，是必不可少的。

2. 我国配电网的状况
我国目前的配电网很薄弱，绝大多数为树状结构，且多为架空线，可靠性差，尤其在农村，送电距离太长，损耗严重，电压质量差。

配电设备比较陈旧，大多是不可遥控的。

配电网运行状态监测设备少。

信息传输通道缺乏，因而信息采集量少，这些导致事故处理自动化程度低、处理时间长，事故后恢复供电慢。

近几年各地发生导致重要用户停电的电网事故，除了某些人为的因素以外，电网结构薄弱、可靠性低，是其主要原因。

自动化程度低、管理不善也是重要原因之一。

加强电网建设，除了强化输电网以外，加强配电网建设是当务之急。

这是因为
长期以来在配电网上投资欠账太多、其薄弱的程度远甚于输电网，因此，国家把近期内投资建设的重点设在改造和建设配电网、合理增加变电站、架设输电线、完善配电网络、更换陈旧的开关设备是非常正确的，也是十分迫切需要的。

在建设过程中首先要搞好规划，而且在做好配电网一次系统规划的同时，应同时做好配电自动化的规划，与输电网相比较，这一点尤其重要。

这是由于其一：配电网一次系统中的设备选择与配电自动化关系密切。

例如：在选择开关设备时，可以有多种选择，如断路器、重合器、重合分段器、分段器、电动负荷开关……等，这与配电自动化采取何种方式有关；其次某些一、二次结合设备，如CT、PT等也与配电自动化的实施方案有关。

3. 配电自动化的内容
配电自动化是八十年代末以来首先由美国而后到其他工业发达国家逐步发展起来的，它的内容在不断变化，由于电力系统由输电到配电，是由变电站相连接的交叠而主要功能不同的两个网络，因而相应的自动化也有着一定程度的互相交叠的功能，或者称为接口。

配电自动化发展到今天，其内容大致可以分为四个方面：一是馈线自动化FA，即配电线路自动化；二是用户自动化，这与称为需方管理含义是相同的。

三是变电站自动化，如上所述它常常是输电和配电的结合部，因此，这里是指其与配电有关的部份，四是配电管理自动化，其中包括网络分析。

目前还没有那一个权威机构对配电自动化下过严格的定义。

也有人把这四个方面的内容统称为配电管理系统(DMS)，也有人把上述一、二方面的内容称为配电自动化系统（DAS）。

事实上上述四方面的内容可以相互独立运行，并不是其中某一个必须以另一个或几个的存在为前提，也不存在孰低孰高的问题但有一点必须指出．它们之间的联系是十分密切的，特别是信息的搜集、传递、储存、利用以及这些信息经过处理作出的决策和控制是相互影响的，因此，应在统盘设计的前提下，分步骤地从纵向和横向二个方向逐步实施、衔接和完善。

因此，从这个意义上讲这四方面是一个集成系统，又可以与EMS，MIS等构成一个大的集成系统，换句话说，从信息化的角度来看它是一个IMS系统(Information Management System）。

4. iES-DA1000的构成
iES-DA1000配电自动化系统下面几部分组成：
☆iES-DMS1000配电自动化主站系统
☆iES-DAS1000 配电自动化厂站系统
☆iES-DSM1000 用户自动化系统
见下图示意。

5. 配电自动化主站系统iES-DMS1000
iES-DMS1000是iES-DA1000的配电自动化主站，该系统综合了配网监视控制、配网自动化、配网设备管理和配网分析功能，构成了一个完整的配电管理系统。

5.1. iES-DMS1000的技术特点
（1）iES-DMS1000配电自动化主站系统是在iES500电网调度自动化主站应用环境的支持下，采用MapInfo或ArcInfo通用地理信息处理平台，
实现了各类数据（包括元部件的带电状态）的实时展示，可以完成基
于地理信息的各种电网监视控制操作。

（2）系统采用UML语言建模，面向对象设计，能够对整个配电网络进行实时拓扑分析，并根据开关、刀闸的分/合情况确定各部件的运行状态，
实现快速故障定位。

（3）采用“图库一体化”技术的建模工具在地理图形上直接绘制配电网电气接线图，同时生成配电网数据库。

数据库面向配电网设计，便于进
行以馈线为核心的分析应用。

5.2. iES-DMS1000的体系结构
配电管理自动化系统的结构。

这里的‘结构”指的是它可以是集中式，即由一个配电管理自动化主站，实行对整个配电网的数据采集，并和馈线自动化、变电站自动化、用户自动化集成为一个系统。

它也可以是分层分布式的结构，如前面已讲到的，在变电站中设立二级主站。

整个配电自动化由一个一级主站和若干个二级主站，以及若干个子系统，如用电管理子系统，负荷管理子系统等集成，这样信息和信息处理，也是分层和分布的；这种结构采用计算机网络技术是最合适不过的。

实际上配电管理系统的体系结构是和配电网的实际情况相联系的，大致分为如下几种情况:
(1) 输电调度中心所在的城市为大型城市,配电管理是由若干个区供电局所担任
的, 输电调度中心本身同配电调度中心是分离的,因此输电调度中心的自动化系统同配电调度自动化系统也是分离的。

由于在大城市中，每个区供电局的供电范围比较大，为了监控的需要，又将每一个区的供电范围划分为若干小区，设有相应的集控中心。

每个集控中心控制若干个配电变电站。

如下图所示：
图6.2.1 大型城市配电自动化方案示意图
(2) 输电调度中心所在的城市为中型城市，配电管理是由若干个区供电局所担任
的,但是由于电网规模和投资的限制，输电调度中心的本身要担负一定城区的配电调度工作，因此它的输电调度中心的自动化系统将是具有SCADA/EMS/DMS的综合电网调度自动化系统。

如图所示：
图6.2.2 中型城市配电自动化方案示意图
(3) 输电调度中心所在的城市为小型城市，由于电网规模和投资的限制，输电调
度中心的本身要担负配电调度中心的工作，因此它的输电调度中心的自动化系统将同配电调度中心自动化系统相融合，具有SCADA/EMS/DMS的综合电网调度自动化系统。

如图所示：
图6.2.3 小型城市配电自动化方案示意图
在以上的三种典型的配电网自动化的结构中，配电网络的集控中心、配电调度中心和输电调度中心，三者的自动化系统在监控范围和功能上均有一定的交叉，且各系统的分工也会随着输电网和配电的变化和发展作相应的调整。

因此要求在设计集控中心、配电调度中心以及输电调度中心的自动化系统时应充分注意到这一点，为用户提供可伸缩的空间。

用户在硬件资源允许的条件下，可通过简单系统配置，就能实现三者间功能的转移。

5.3. iES-DMS1000的功能与性能
主要子系统有：SCADA、,AM/FM/GIS、PAS和扩展子系统DWM、TCM、CIM 等,而这些子系统所能完成的主要功能有：
●数据采集与控制(SCADA)
●运行状态监控(Supervising control)
●配电没备管理(Facility Management)
●停电管理(Trouble Call Management/Outage Management)
●检修管理(Maintenance Management)
●计量计费(Measurement and Billing)
●负荷管理(Load Manangement)
●网络分析(Network Analysis)
●营业管理(Bussiness Management)
●工作管理(Work Management)
●网络重构(Network reconfiguration)
●与相关系统通信(Communication)
这些功能及其所需要的信息．有的是属于馈线自动化，用户自动化和变电
站自动化，这取决于配电管理系统的结构。

功能的划分和名称，以及它所包含的具体内容，不同的人，不同的文献有不
同的提法，目前也无有权威机构的规定。

这些功能所需要的信息,有配电网内变电站、线路、开关、继电保护、自动装置、电杆的所有技术参数、生产厂家以及这些设备的维修记录，有配电网的所有
运行实时信息，如电流、电压、功率、电量和电力设备运行状态的实时信息；有称为用户信息(CIS)的用户名称、地址、电话、账号、缴费和供电优先级、用电量和
负荷，停电次数时间，电压水平等。

有备品备件及其参数、仪器仪表、工具等，有人员名称、工种、技术等级、操作票记录等。

另外这些功能是在不同的子系统实现的，一个子系统可以完成一项以上的功能，也有几个子系统协同完成一项功能。

子系统的功能划分与DMS的具体实现有关，下面介绍一个实际的DMS系统。

5.3.1. SCADA子系统
5.3.1.1.iES-DMS1000中的SCADA的特点
SCADA是自动化控制系统的主要功能之一。

与主网的EMS／SCADA相比，DMS／SCADA的对象具有以下特点：
1) 管理范围大:
EMS所辖变电站一般不超过200个．而DMS所辖站点从几个到几千个不等。

EMS的监控量主要在变电站内，最多不超过几万个，而DMS的监控量不仅在变电站，而且分布在整个配电网络中，可多达几十万个。

2)通讯程度不同:
EMS系统可以实行100％的遥测遥控；DMS系统只能做到部分的遥测遥控。

3)网络结构不同:
EMS面对的是联系紧密的网络系统；DMS面对的配电系统只有部
4)分实现环网:
大多数只是辐射网；而且输电系统的网络结构相对比较稳定，配电系统的网络结构却经常处在变化之中。

5)运行模拟方式不同:
EMS系统通常采用网络结线图描述即可；DMS系统需要采用有地理信息背景的网络接线图进行分析。

5.3.1.2.iES-DMS1000中SCADA系统的功能
配电网的SCADA系统，除通过传统的RTU 收集配电网的实时数据，进行数据处理以及监视控制等功能外，还要接收沿馈电线路分布的面向现场的FTU （Feeder Terminal Unit）发来的实时数据，并进行处理，以实现馈电线自动化的远动功能。

●数据采集(Data Acquisition)
●报警(Alarm)
●时间顺序记录SOE (Sequence Of Event)
●扰动后追忆PDP ( Post Disturbance Review)
●远方控制(Control)
●远方调整(Control)
●计算(Calculation)
●趋势曲线(Trend)和棒图(Bar graph)
●历史数据存储(History)和制表打印(Report)
●事件纪录(Event Log)
●时钟(Clock)
●模拟盘接口(Map board Interface)
●保护的远方投切
●保护定值的远方整定：多种整定方案（4~6）组和运行方式改变时的定值
选择
●保护运行工况的监视和报警
●变电运行报告（含保护）的生成
●变电站故障报告的搜集：故障录波及故障测距
●动态线路着色
●地理接线图
5.3.2. AM/FM/GIS子系统
GIS是DMS的基础，配电网络广泛地分布而且拥有大量的数据，通过GIS技术，可以把实时控制集成到离线应用中。

GIS形成了分层的数据库，把空间概念（地理信息）和电力系统的基本信息（配电网络数据和用户数据）组合到了一起。

这种分层的数据库，不仅提供了管理和查询这些基本信息的功能，而且为电力系统的操作提供了有效的以地理图为背景的网络模型。

除此之外，它的数据库平台还支持许多的应用软件，并且进一步强化了象SCADA、TCM、（Customer Service Management System）等系统的功能，可以用来设计、构造、维护管理系统。

GIS 在DMS中的应用可分为离线和在线两类：
5.3.2.1.离线应用
1) 设备管理( FM)
FM数据库中储存有大量设备和网络信息，如变电路、配电线路、变
压器、开关设备、电杆，以及设备生产厂家、技术数据等。

将这些信息反
映在地理背景图上，在安排维护检修时，可极大提高工作效率。

2) 营业管理
借助于GIS，可对大量用户信息，如用户名称、帐号、联系人、电话、负荷大小、供电优先级、停电记录等进行处理，提高工作效率。

3) 规划设计
将SCADA和AMR的信息与GIS相结合，可以合理地规划配电网发展,也便于从空间考虑不同区域的基建和供电管理成本。

5.3.2.2.在线应用：
1) SCADA
将SCADA的实时数据与GIS结合起来，可随时将当前的网络拓扑，各点的潮流和电压分布与地理位置联系起来，便于调度和管理人员从网络
和空间两方面结合起来，动态分析配电网的运行状态。

2) 停电管理( OM)
接到停电投诉和安排检修时，便于迅速查明跳闸地点和停电影响范围，选择合理的操作顺序和路径。

若配备GPS收发装备，还可使控制中心随时
了解巡修人员所在位置，进行合理调度。

5.3.3. DMS中的配网分析软件PAS子系统
适合配网分析用的应用软件：
●配网建模和拓扑。

●负荷建模和校准。

●配网潮流。

●网络优化和重构。

●调度员培训仿真（可选择）
5.3.3.1.基本需求
●所有的网络分析软件要有两个操作模式：实时态和研究态。

●所有的网络分析软件能被如下方式驱动：通过事件周期性的驱动，操
作员的人为驱动。

●所有的网络分析软件应用同一个有两种参数类型的系统模型：固定参
数（如：线路阻抗或开关的物理状态）和可变参数。

所有的可变参数
应有缺省的预定义值。

●所有的网络分析软件应共用一个核心数据库。

在一个被简化的系统中，
网络的简化仅受母线模型影响，同时，核心数据库保持不变。

●中、低电压等级的配网分析软件应考虑网络的特性，如：R/X的比值
较大，辐射型结构。

算法应确保计算结果收敛。

软件应能处理平衡系
统，也能提供选择特殊的计算模型和算法的接口。

●配网的计算程序，要求对配网进行一次计算的时间不能超过5秒。

计
算结果精度保留四位有效数字
5.3.3.2.配网模型和拓扑
配网的数学模型应包含电缆、变压器、开关、电容器、负荷和电源。

它们根据厂站和电压等级来排列。

以下的问题在模型中应考虑：
(1) 根据线路的型号，直径，排列和长度来计算线路的参数。

(2) 开关设备应包括开关、隔离开关和熔断器。

(3) 电压和频率的独立特性和各种负荷的比率（如：恒定电抗，恒定电流）应
被考虑。

对于配网系统模型（数据库）的建立和维护提供专门的应用软件，它允许用户直观填写模型和数据，并能自动进行校核。

该模型和SCADA、LMS、GIS和MIS 必须有接口，并能被所有的网络分析功能使用。

基本功能如下：
(1) 定义和建立网络数据库。

(2) 从实时数据库中获取数据。

(3) 维护数据库间的关系和自动使输入的数据有效。

(4) 存取、复制和管理数据库。

(5) 建立和维护菜单。

(6) 根据数据库和开关的实时状态建立母线模型。

(7) 为网络分析提供必要的拓扑信息。

网络拓扑通常用来确认设备之间的联接和配网的实际状态，监测在辐射型网中是否存在一个合环，如果有，并给出一个警告。

功能：
(1) 根据switches/开关的状态决定配网的拓扑状态，如：节点-支路的连接关
系。

(2) 当一个系统解列成几个子系统，按照每个子系统内的节点数递减，给出每
个子系统的拓扑。

(3) 每个子系统内的节点进行优化排号。

(4) 拓扑分析功能能被开关状态改变事项和人工请求来启动。

(5) 对网络元件（线路，变压器，电容器，负荷和发电机）进行切除/投运命令
操作。

(6) 元件的颜色根据相应元件的负荷大小和电压高低而变化，如果超过限制值，
颜色应闪烁。

(7) 不带电的元件应显示接地状态。

(8) 馈线着色。

如：当负荷在电源之间切换时，馈线的颜色应该改变。

(9) 电路跟踪意思是确认从馈线的头到调度员指定点的电路路径。

(10) 配网相角着色。

5.3.3.3.负荷模型和校准
负荷模型和校准是使沿馈线上的网络节点上的注入功率(有功和无功)和在厂站中馈线始端的实际量测潮流相匹配。

功能如下所列：
(1) 各种类型的负荷模型。

（如：工业负荷，民用负荷）
(2) 把负荷等效成恒定电流，恒定电抗和恒定电源或者它们的组合。

(3) 把厂站和馈线上量测的负荷分配到相连的配网变压器上。

(4) 负荷分配补偿。

(5) 用SCADA数据（负荷校准）分配负荷。

(6) 根据操作员的要求(负荷校准)用指定的负荷标准来分配负荷。

(7) 采集、存储和处理四个季度和七个特殊工作日和周末的负荷信息。

(8) 用户能够指定缺省的功率因数，并用它计算节点负荷。

(9) 能计算分布潮流的比率因子。

和电源相联系的负荷可以是一个，也可以是
一组。

5.3.3.4.配网潮流
通过使用综合的网络潮流软件来满足各种操作分析和计划应用的要求。

配网潮流的功能如下：
选择研究系统
(1) 对整个网络进行潮流分析。

(2) 在一个微小的改变状态下（如：某些特殊的节点和线路）自动的计算网络
改变部分的潮流，并给出网络元件的潮流结果。

(3) 使用潮流分析能够选择负荷特征(看负荷模型和负荷校准)。

(4) 研究模式能够提供分析和计划功能。

配网潮流技术
针对配网不平衡和潮流收敛难的特性，建立合适的模型和算法是必要的。

应该提供多种潮流计算算法。

根据潮流等式和注入变量来选择算法：
(1) 潮流等式可以是母线型，也可以是回路型。

(2) 注入可以是功率或者电流。

在计算过程中，如果需要，系统可以自动的选
择算法。

计算时应考虑辐射型网和环型网。

设备模型
配网潮流应能提供全部的网络设备模拟功能，包括：
(1) 模拟线路充电和互感的影响。

(2) 模拟本地发电机（联合式循环发电机），不仅采用负荷模型，而且采用可控
的电压和无功模型。

(3) 每一个独立的负荷模拟成等效的恒定电流、恒定电抗和恒定电源的负荷。

(4) 电容模拟成一个等效的电抗。

(5) 实时模拟可控电容器组。

(6) 变压器/调节器的综合模型，包括：
a. 通过”三角型-星型” 和“星型--三角型”的连接方法来引起电压相角的
改变.
b. 通过改变分接头的位置来调节终端或远方的节点电压。

c. 在一定范围内，调节分接头的位置。

d. .对于分接头不可调的，自动调节电抗。

e. 对于多相位的变压器，独立地调节分接头位置。

人机界面
配网潮流计算的结果应用如下图表显示:
(1) 选择一个线路图表或者地理图表。

(2) 示意性图表。

这些列表可以列出所有的有关电网的索引。

显示信息应包括：
●重负荷设备（可以用配网变压器的额定容量百分比和线路的经济电流密度的百
分比来表示。

如80%和200%）。

●最低电压值和最低电压等级上的节点数。

●最高电压值和最高电压等级上的节点数。

●总的网损（KW）。

●总的系统负荷。

●总的本地发电机出力（KW,Kvar）。

5.3.3.5.网络优化和重构
优化网络时，应考虑如下的功能：
(1) 最小网损。

(2) 试着均匀分配配网变压器的潮流。

(3) 确保得到最好的电压水平。

(4) 最小储运损耗频率。

(5) 为在网络最远端的重要用户提供平衡的能量。

网络最优化可以看作是上面提到的目标最优化。

下面是要求：
(1) 优化潮流（OPF）应用软件和配网潮流（DPF）应用软件使用同一个数学
模型。

(2) 为优化分析在线模型和离线模型中的使用，提供一组全面的应用软件。

(3) 为有功和无功潮流提供联合优化。

(4) 提供灵活、简易的方法，定义控制措施和上下限条件，处理各种设备的运
行上下限。

(5) 提供一组全面的对有功和无功控制和上下限监测的方法。

(6) 能灵活的选择控制变量的允许范围和上下限以及根据类型确定控制变量的
优先级。

软件应具有如下功能：
(1) 当优化潮流不收敛时，应提示将门限值放宽。

(2) 搜索一种接线方式，目的是降低配网的网损。

(3) 列出（2）中接线方式的结果。

(4) 能定时提供一种重新在馈线中分配负荷的方案，以降低网损。

(5) 有能力判断在网络的允许值范围内，是否对网络定时进行优化。

(6) 软件可以被周期地或操作员人工启动。

(7) 对计算最小网损的研究系统的程序和设备模型的选择，应和配网潮流计算
的一致。

计算最小网损的软件应给操作员提供如下接口信息：
(a) 为了使网损最小，提供网络变化(开关)的简要建议。

(b) 存储由开关操作引起的网损的简要信息。

5.3.3.
6.调度员培训仿真（可选择）
调度员培训仿真（DTS）能在操作培训方式下工作，而不影响任何环境下的实时操作。

DTS 的主要四个组成部分
(1) 电力系统模型
(2) 控制中心模型
(3) 教员系统
(4) 学员系统
5.3.3.
6.1. DTS 应有如下功能
(1) 既可以根据网络的实时数据，也可以根据事先调整的方式和比率方式来设
置初始值。

(2) 能正确反映所模拟的电网稳定的运行状态。

(3) 模拟各种运行方式并显示结果。

(4) 模拟各类事故、继电保护和自动设备的行为，并显示相应的系统结果。

(5) 提供友好的人机界面。

通过菜单控制参数设置，报表打印，图形显示，开
关操作和培训程序。

(6) 自动记录系统的运行状态、事故情况和过去操作程序回顾。

(7) 为系统维护和应用升级提供专门的作图和数据库维护软件。

5.3.3.
6.2. 模拟功能
(1) 调节发电机的出力。

在“系统参数改变”菜单项中，负荷和变压器分接头
位置可以直接被改变。

通过相应的菜单，继电保护的状态的设置和定值的修改也可以通过相应的菜单进行命令操作。

(2) 开关和刀闸的操作在发电厂和厂站的单线图上进行。

(3) 定时调整电压的变化。

(4) 报告信道的故障。

(5) 各种继电保护方式的模拟。

(6) 设置发电机，变压器，母线，线路和其它元件的故障。

(7) 系统解裂。

(8) 检验开关操作的正确性。

5.3.3.
6.3. 培训摘要
培训可分为：
(1) 在正常操作环境下，人机界面的培训。

(2) 回顾系统故障。

(3) 故障预想。

(4) 断电。