智能电网知识点

智能电网知识总结

大量分布式发电接入后会对配电网的运行产生什么影响？

（1）对电能质量的影响。由于分布式发电多由用户控制，用户根据需要会频繁地启动和停运，这会使配电网的线路负荷潮流变化加大，使电压调整的难度更大，同时不同的分布式发电运行方式易发生电压闪变，产生不平衡电压，造成谐波污染等。

（2）对继电保护的影响。将导致继电器的保护区缩小，造成保护误动，可能使重合闸动作不成功。

（3）对配电网可靠性的影响。分布式发电的安装地点、容量和连接方式不当，或与继电保护的配合不好会造成供电可靠性降低；但分布式发电也可以增加配电网的输电裕度，缓解电压暂降，提高系统的可靠性。

（4）对配电系统实时监视、控制和调度方面的影响。分布式发电的接入使信息采集、开关设备操作、能源调度等过程复杂化，需要依据分布式发电并网规程重新审定，并通过并网协议最终确定。

（5）孤岛运行问题。配电网并网断路器断开后，分布式发电的继电器不能迅速作出反应，仍然向部分馈线供电，会造成系统或人员安全方面的损害。同样当配电网重合闸时，孤岛运行的分布式发电会由于异步重合造成发电设备损坏。因此分布式发电和配电网的运行控制策略需要重新调整。

（6）其他方面影响。大量分布式发电接入会在短路电流超标、铁磁谐振、变压器接地、配电网效益等方面产生一些影响。

如何实现配电网的自愈功能？

配电网自愈是指配电系统能够及时检测出系统故障、对系统不安全状态进行预警，并进行相应的操作，使其不影响对用户的正常供电或将其影响降至最小。配电网的自愈有两方面的含义：① 系统故障后，自动隔离故障并自动恢复供电；② 系统出现不安全状态后，通过自动调节使系统恢复到正常状态。

实现配电网的自愈功能，需要研究解决以下关键技术：① 非健全信息条件下的快速故障定位、隔离与恢复供电优化策略；② 分布式智能自愈控制技术；③ 严重故障情况下断电快速自愈恢复技术；④ 含分布式电源的继电保护与系统协调控制技术。

实现配电网自愈，一方面需要高效的智能设备，另一方面还需要有强大应用软件支撑的智能配电主站。智能配电主站系统从全局角度，通过快速仿真等计算分析手段得到故障条件下的配电网优化运行方案，从而能够快速恢复故障区域供电，并通过潮流调整等方式有效提高馈线的负荷率，实现配电网优化运行。

馈线自动化的实施原则与实现模式是什么？

馈线自动化的实施原则为：馈线自动化功能应在对供电可靠性有进一步要求的区域实施，应具备必要的配电一次网架、设备和通信等基础条件，并与变电站/开关站出线等保护相配合。

馈线自动化的实施可采取以下实现模式：

（1）就地型。不需要配电主站或配电子站控制，在配电网发生故障时，通过终端相互通信、保护配合或时序配合，隔离故障区域，恢复非故障区域供电，并上报处理过程及结果。就地型馈线自动化包括重合器方式、智能分布式等。

（2）集中型。借助通信手段，通过配电终端和配电主站/子站的配合，在发生故障时判断故障区域，并通过遥控或人工隔离故障区域，恢复非故障区域供电。集中型馈线自动化包括半自动和全自动两种方式。

变电站智能化改造主要包括哪些内容？

变电站智能化改造应遵循安全可靠、经济适用、标准先行、因地制宜的原则，主要改造

内容如下：

(1)常规变电站智能化改造。通过改造，实现一次主设备状态监测，信息建模标准化，信息传输网络化，高级功能和辅助系统智能化。一次系统改造方面，对变电站关键一次设备增设状态监测功能单元，完成一次设备状态的综合分析评价，分析结果宜通过符合DL/T 860《变电站通信网络和系统》标准的服务上传，与相关系统实现信息互动。二次系统改造方面，现阶段保护采用直采直跳方式，全站实现通信协议标准化，站控层功能应进一步完善，根据需求增加智能高级应用。

(2)数字化变电站智能化改造。通过改造，实现一次主设备状态监测，高级功能和辅助系统智能化。数字化变电站智能化改造宜保持现有过程层数字化应用水平，保护已实现网络跳合闸的可暂不进行改造。改造的重点是智能高级应用、一次设备和辅助设备的智能化改造。一次设备改造方面，在智能单元增加关键一次设备状态监测功能，完成一次设备状态的综合分析评价，分析结果宜符合DL/T 860标准的服务上传，与相关系统实现信息互动。二次系统改造方面，间隔层优化整合设备功能，简化二次接线及网络；站控层功能、智能高级应用和辅助设备智能化改造同常规站改造。

智能配电的发展目标是什么？

智能配电的发展目标是充分利用现代管理理念，采用先进的计算机、电力电子、数字控制、通信、信息和传感器等技术，实现配电网“电力流、信息流、业务流”的高度融合，使配电网可靠性、运行效率、供电质量和主要技术装备达到国际先进水平。

具体内容如下：在建设坚强配电网的基础上，加强关键设备研制攻关，加快技术标准体系建设，开展智能配电示范工程建设；在地（市）电网建成配电自动化和配电调控一体化智能技术支持系统，提升对现代配电网的驾驭能力，确保配电网可靠、高效、灵活运行；完成配电生产指挥与运行维护管理的信息化系统建设，实现各类应用功能之间的有机整合以及与

调度、用电等环节的双向互动；提高配电网对分布式发电／储能与微电网的接纳能力，实现分布式发电／储能与微电网的灵活接入与统一控制。

变电站信息传输中GOOSE和SV的含义是什么？

GOOSE（Generic Object-Oriented Substation Event）是一种面向通用对象的变电站事件。主要用于实现在多个智能电子设备(IED)之间的信息传递，包括传输跳合闸、联闭锁等多种信号（命令），具有高传输成功概率。SV (Sampled Value)即采样值，它基于发布／订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到ISO/IEC 8802-3帧之间的映射。

变电站全站时间同步系统具体方案是什么？

变电站内配置一套全站公用的时间同步系统，高精度时钟源按双重化配置，优先采用北斗系统标准授时信号进行时钟校正。时间同步系统可以输出SNTP、IRIG-B (DC)（串行时间B码）、1PPS（秒脉冲）等信号。站控层设备宜采用SNTP对时方式。间隔层、过程层设备采用IRIG-B、1PPS对时方式，条件具备时也可以采月IEC 61588网络对时。主时钟源要提供满足DL/T 860《变电站通信网络和系统》的通信接口，直接与自动化系统连接，将装置运行情况、锁定卫星数量、同时或失步状态等信息传输至站控层。

智能变电站对网络交换机主要有什么要求？

智能变电站网络交换机用于变电站自动化系统的信息传输。智能变电站对网络交换机的主要性能要求有：当交换机用于传输SV或GOOSE等可靠性要求较高的信息时应采用光接口；当交换机用于传输制造报文规范(MMS)等信息时宜采用电接口。传输各种帧长的数据时交换机固有延时应小于10μs。全线速转发条件下，丢包（帧）率为零。交换机应支持VLAN标准和流量优先级控制标准，提供动态组播过滤服务。交换机作为智能电子设备(IED)连接的汇集点，还具备实现所连接的IED时间同步的功能。

智能变电站对网络交换机的主要功能要求有数据帧转发、数据帧过滤、网络风暴抑制、组播、镜像、多链路聚合功能；星型、环型、双星型、双环型方式之一的组网功能；具备网络管理和通信安全控制能力等。

智能娈电站继电保护“直接采样、直接跳闸”的含义是什么？

Q/GDW 441-2009《智能变电站继电保护技术规范》规定：保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护宜直接跳闸。对于涉及多间隔的保护，如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。直接采样是指智能电子设备(IED)间不经过以太网交换机而以点对点连接方式直接进行采样值传输，直接跳闸是指IED间不经过以太网交换机而以点对点连接方式直接进行跳合闸信号的传输。