配网自动化复习(自行整理).doc

第一章：概述
1.配电网组成及特点
组成：馈线（架空线或电缆）、降压变、断路器、各种开关（也包括继保、自动装置、测量、计量仪表、通信、控制设备）。
电压：≥1kV称高压（35kV、6~10kV、3kV）；≤1kV称低压（一般指220V、380V）。
配电网特点：1）负荷集中(深入城市、居民点)、传输功率较小、距离较短、用户类型要求变化大；2）中性点不直接接地。
2.配电网的体系结构
树状网、辐射网、环状网、网格式接线
3.配电自动化的目的、意义
目的：
提高供电可靠性和供电质量；减少停电时间、面积；使调度员根据监视情况，在控制中心通过遥控、遥调实现明智、必要的操作；降低运行费用；实现配电管理现代化。
意义：
正常时，监视配网运行工况，优化配网运行方式；
①故障时，快速发现故障和异常，快速隔离故障区段，恢复非故障区域供电，减少停电时间，减小停电面积；
②根据配网电压合理控制无功负荷、电压水平，改善电压质量；
③合理控制负荷，提高设备利用率；
④自动抄表计费，保证抄表计费及时准确，提高效率；
⑤减少人力，避免大量重复性工作。

4.配电管理系统的组成

5.配电自动化的基本功能
三个基本功能：配电网安全监视、控制、保护。
安全监视功能：通过采集配电网上状态量、模拟量、电度量，实现对配网运行状况监视。
控制功能：远方控制开关的合闸、跳闸、有载调压设备调节。
保护功能：检测、判断故障区段，隔离故障区段，恢复正常区域供电。

6.实现配电自动化的难点分析
1. 配电自动化较输电自动化复杂，规模大，投资大，同时引起重视程度不够。
2. 要监测、控制的站点多，DSM主机计算机要求高，设备的可靠性和可维护性要求高；
3. 环境（温度、湿度等）恶劣，要考虑防雷、防雨、散热等问题；
4. 通信系统复杂，站端设备多，通信规约不一致；
5. 控制电源与工作电源难以获取，用蓄电池的方法时间、容量难以满足，充放电难以控制；
6. 许多开关需改造（加装互感器、开关操作机构改造），以满足跳闸、控制要求。

第二章：配电自动化通信系统
1.配电自动化通信系统的种类
有线通信方式：
电力线：高压、低压的载波通信。
电话线：电话专线、拨号电话等。
CATV通道：有线电视网。
光纤通信：多模光缆，<2Mbps，<5km，单模光缆，<2Mbps，<50km
双绞线：现场总线、 RS-485
无线通信方式：
调幅广播：自由空间，<1200bps，<50km
调频广播：自由空间，<1200bps，<50km
VHF电台：自由空间，<128Kbps，<50km
UHF电台：自由空间，<128Kbps，<50km
多址微波：自由空间，<128Kbps，<50km
卫星：自由空间，<1200bps，全球

2.调制解调器与复接分接器的作用
调制解调器的作用：
1. 将基带信号的频谱搬移到载频附近，以适应信道频带的要求，便于发送和接受；
2. 实现信道的多路复用
3. 压缩信号带宽，以便于利用话带传输设备进行数据传输
（PPT）实现数据信息的发送、接收。
复接分接器的作用：
将高速数据传输信道转换为多个较低速数据传输信道。
3.电力线载波通信系统的组成

配电线载波通信(Distribution Line Carrier,DLC)
电力线载波通信：输电线载波TLC、配电线载波DLC、低压配电线（入户线）载波通信。
配电线载波通信设备：安装在主变电站的多路载波机、线路测控对象处的配电线载波机、高频通道（由阻波器、耦合滤波器、结合滤波器组成）。 阻波器：控制高频电流信号流向；耦合滤波器：防止高压进入通信设备，同时耦合高频信号； 结合滤波器：将载波信号耦合到馈电线上。
特点：由电力公司控制，便于管理，可以对任何测控点通信；数据传输速率较低，易受干扰、非线性失真和信道间交叉调制影响。
书上P19

4. 配电自动化对通信系统的要求
①通信可靠性：能抵抗恶劣的气候条件、强电磁干扰，保证停电及电网故障时的通信能力。
②通信系统费用：选择费用、功能及技术先进性的最佳组合，实现最佳效能费用比。
③通信速率的要求：通信系统带宽越窄则通信速率越低(一般>300bps) ，必须满足实时性要求。
④双向通信能力：保证数据上传、控制命令下发，要具有半双工或全双工能力。
⑤不受停电影响：保证通过通信系统对停电区开关的操作，停电区FTU等要有备用电源(电池等)。
⑥使用和维护的方便性：选择通用性、标准化程度高的通信设备。

第三章：开闭所自动化
1.RTU的结构分为几类？ （Remote Terminal Unit）
Ø 触点远动装置：第一代远动装置，功能弱，精度低，速度慢、可靠性差。
Ø 集中式微机远动装置：单CPU结构的RTU装置，功能弱、可靠性差。
Ø 分布式微机远动装置：每个CPU分别完成一定的任务，提高了速度、可靠性，同时广泛采用交流采样技术。多CPU结构的分布式微机远动装置成为主流。

2.远动装置RTU的四遥是含义是什么。
①遥信(YX)：对应开关量。测量开关位置、保护动作信号、设备运行状态信号，调压变压器分接头位置。一般用无源接点，有变位时立即上传。
②遥测(YC)：对应模拟量。对U、I、P、Q、 f、功率因数、温度、压力、流量等所有模拟信号的采集，并将采集信号上传。
③遥控(YK)：远方控制断路器分合，电容器、电抗器的投切等。一般也用无源接点，要求动作准确率大于99.99%。
④遥调(YT)：用于有载变压器分抽头的升降调节等，也采用无源接点，要求准确率大于99.99%。

3.结构分布式RTU的硬件结构框图。

4.事件顺序记录（SOE）的作用、要求、影响因素有哪些？(Sequence of events)
SOE：自动记录事件状态变化的时间。对事故时各种开关、继电保护、自动装置的状态变化信号按时间顺序排队。
作用：用于事故分析。
要求：事件分辨率要求达到毫秒级。
Ø SOE站内分辨率：RTU内(站内)顺序发生一串事件后，两事件间能辨认的最小时间，要求<5ms。
Ø SOE站间分辨率：各RTU间(站间)顺序发生一串事件后，两事件间能辨认的最小时间，要求<10ms。
Ø SOE分辨率影响因素：
① 站内：RTU时钟精度；
② 站间：系统时钟、通道延时、CPU处理速度。

5.直流采样和交流采样的优缺点 。
Ø 直流采样：直接对变送器直流输出（直流电压或电流）进行采样。
Ø 交流采样：直接采样各相电流电压，根据算法实时计算电流电压等量。

优点
缺点
直流采样
简单
数据稳定性、实时性差，变送器故障几率较高、维护工作量较大；造价大
交流采样
微机功能性强、灵活可靠、使用方便

6.防跳跃意义与措施。
Ø 防跳跃意义：出现跳跃时，断路器将无谓的连续多次合、分短路或故障电流，造成触头严重烧损甚至引起爆炸事故。因此对于非手动操作的操动机构必须具有防止跳跃的能力，使得断路器关合短路而又自动分闸后，即使合闸命令尚未解除，也不会再次合闸。
Ø 防跳跃措施：在分闸命令和合闸命令同时施加的情况下，防跳跃继电器使分闸优先。防跳跃继电器由分闸命令直接启动，并通过合闸继电器的触点保持在得电位置，它们的触点完全切断合闸线圈回路，使断路器不能实现合闸，直到合闸信号完全解除。

7.变电站综合自动化系统的功能特点与结构形式。
Ø 保护功能：包括各种常规保护设备所能完成的各种功能。如距离、变压器、母线、发动机、电容器、电抗器的主保护、后备保护。
Ø 控制功能：近距离控制(就地)、远距离控制(遥控)。
Ø 测量功能：遥测、遥信。
Ø 通信：与调动系统通信。
Ø 诊断功能：自检、自诊断，断路器动作次数、故障电流大小等。
Ø 故障录波功能：故障时各种参数波形记录。

结构形式：集中式、分布式、分散与集中相结合、全分散式。
第四章：馈线自动化
1.简述电压-时间型分段器X时限、Y时限参数的含义。
X时限：分段器电源侧加压至该分段器合闸的时延。
Y时限：分段器合闸后未超过Y时限的时间内又失压，则该分段器分闸并被闭锁在分闸状，下一次再得电时不再自动重合 。 Y时限又称故障检测时间 。

2.影响馈线自动化的技术问题主要有那些？
1）切断故障时间较长，动作频繁，减少开关寿命。
2）故障由重合器或变电所断路器分断，系统可靠性降低；
多次短路电流冲击、多次停送电，对用户造成严重影响。
3）重合器或断路器拒动时，事故进一步扩大。
4）环网时使非故障部分全停电一次，扩大事故影响。
5）不能寻找接地故障。
6）无断线故障判断功能，一相、多相断线，重合器不动作。
7）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，装重合器后，需改造为多次重合型。
8）重合器保护与出线开关保护配合难度大，要靠时限配合。
9）不具备“四遥”功能，无法进行配电网络优化等工作。

3.试比较基于重合器的馈线自动化系统与基于FTU的馈线自动化系统的优缺点。

4.基于FTU馈线自动化的基本原理。
①配网实时信息通过就地FTU采集，传送到区域集控或变电站集中，上报配电调度中心。
②配电调度中心控制命令通过区域集控或变电站转发给FTU执行。
③FTU采集柱上开关运行情况，将信息上传到配网控制中心，或接受控制中心命令进行远方操作。
④故障时，FTU将记录的故障电流、时间等上报，供分析使用。

5.馈线终端单元（FTU）的性能有哪些要求？
1.遥信功能：开关位置、贮能完成情况、通信完好性；
2.遥测功能：U、I、P、Q等；
3.遥控功能：远方对柱上开关分合、贮能等；
4.统计功能：开关动作次数、动作时间、累计切断电流水平；
5.对时功能：FTU应能接受主系统的对时命令，以便和矽统时钟保持一致；
6.SOE和对时功能：保证SOE的准确性，与系统时钟一致；
7.事故记录：记录事故发生时的最大故障电流和事故前（1min）负荷，便于确定故障区段；
8.定值远方修改和召唤定值：适应配网运行方式变化；
9.自检和自恢复功能：设备故障时报警、干扰时自复位；远方控制闭锁和手动操作功能：检修线路或操作开关时确保操作安全性；
10.远方控制闭锁与手动操作功能：在检修线路或开关时，相应的FTU应能具有远方控制闭锁功能，以确保操作的安全性，避免误操作造成的恶性事故
11.远程通信功能：RS-232，RS-485，通信规约问题；
12.抗恶劣环境：雷电、环境温度、防雨、防湿、风沙、振动、电磁干扰；
13.维修方便：保证不停电检修；
14.电源可靠：保证故障或停电时FTU有工作电源；
可选功能：电度采集（核算电费、估计线损，防窃电）；微机保护（实现自适应保护）；故障录波（故障分析用）。

6.简述FTU的电源获取方式。
方式1：电源采用开关两侧馈线供电。
方式2：低压线路与柱上开关共杆，采用馈线与一回低压线供电.
方式3：不同电源的两回低压线路与柱上开关较近，采用两回低压线供电。

7.基于FTU 的馈线自动化系统组成。

8.接点抖动和遥信误报的原因及解决方法。
产生原因：
户外开关的辅助接点易发生抖动，影响遥信量的判断。
电源冲击、高频噪声、后备电源切换、遥信检测电源容量不足等。

解决办法：
采用硬件滤波措施。
采用软件延时消抖措施。

幻灯片上有解决方法（必会！！！！！！！！！！！！！）

第五章：SCADA系统
1.SCADA系统包括哪几部分。
馈线自动化与配网进线监视、变电站自动化等一起构成一体化的配电SCADA系统；

2.构造配电SCADA系统应进行的工作。
1）10kV线路的分段、联络开关能具备电动分合闸，并分别装设FTU单元；
2）10kV配变应装设TTU单元；
3）开闭所与配电变电站内应装设RTU，或微机综合保护测控装置；
4）10kV进线监控由地调或区调转发；
5）市区供电局设置基于计算机网络的配电SCADA系统；
6）合理选择通信方式，满足实时性数据传输的要求；
7）对分散的测控点，可设置区域工作站。

3.建设一个城市的配电自动化系统，说明设计思路、系统组成、各子系统结构框图及通信类型选择。
1. 汉中市配电SCADA系统
l 配电网分布比较集中，采用分层集结
l 站点多，将分散的测控点先集结成若干个点，再上传。
l 根据地理分布，划分为4个区域。
l 测控点到区域站：屏蔽双绞线（必要时加中继）
l 区域站包括：FTU、TTU区域工作站，
l 3个在110KV站内，可借助原有的数据传输通道。
l 1个在市区电业局，屏蔽双绞线
l 配电开闭所：与控制中心采用屏蔽双绞线加中继
l 小区变、箱变、配变：公用电话网
l 用户：具有远方抄表功能的电度表，低压配电线载波通信到配变
2．银川城区配电SCADA系统
l 系统特点：
1）设置区域工作站，适应分散用户测控的要求；
2）通信主干道采用无线扩频方式，速率1200bps；
3）分散站点与区域站间用RS485通信方式（距离小于2km)，采用屏蔽双绞线，通信速率600～1200bps；
4）FTU电源通过专设的两路低压(400V)线路供电;
5）UPS备用供电：配网控制中心SCADA系统(备用16h)、区域工作站(备用4h)；
6）开闭所与小区变RTU(TTU)采用双路低压供电。
3．宝鸡市区配电SCADA系统
l 系统特点：
1）市区主要变电站（110kV）与市供电局间通信主干道采用光纤网，市局与各供电分局间也设置光纤通信；
2）主变电站与区域工作站间、区域工作站与分散站点（FTU、TTU等）间用载波通信方式；
3）柱上开关操作电源取自馈线电源，FTU工作电源采用蓄电池。
l 其他特点与银川SCADA系统类同。
4．石家庄电业局配电SCADA系统
l 石家庄市区配电网面积大、测控点分散，故采用无线电台和有线通信结合的通信方式。
l 系统特点：
1）配电控制中心与区域工作站、开闭所间采用无线通信；
2）区域站与FTU间采用基于LON WORK现场数据总线的全双工通信方式；
3）区域站与TTU间采用RS-485通信方式。
l 其他特点与前述SCADA系统类同。

第六章：抄表计费
1.电子式电能表类型
l 类型：热电转换型、模拟乘法器型、数字乘法器型，其中数字乘法器型最适合于远方抄表技术。
l 热电转换型：通过热电转换电路，使热电偶输出与平均功率成正比。
l 模拟乘法器型：包括分割乘法器、跨导型乘法器、霍尔效应乘法器。通过对电流、电压进行脉宽、幅度调制，或通过模拟乘法器实现。
l 数字乘法器型：以微处理器为核心，由A/D对输入电流、电压进行交流采样和数字处理，功能多。
2.抄表方式分类
1）手工抄表；
2）本地自动抄表；
3）移动式自动抄表；
4）预付费电能计费；
5）远程自动抄表。

3.远程自动抄表电能计费系统的组成及系统结构
l 组成：具有自动抄表功能的电能表、抄表集中器、抄表交换机、中央信息处理机。
l 1）电能表
脉冲型：分电压型(传输距离近，三线传输方式)、电流型(传输距离远，两线传输方式)。
智能型：分RS-485通信接口型、低压配电线载波通信接口型。
l 2）抄表集中器
将电能表数据集中后，通过电力载波或其它通信方式上传。
l 3）抄表交换机
收集抄表集中器的数据，然后通过公用电话网或其他方式上传到计费中心计算机网络。
l 4）中央信息处理机
整个远程自动抄表系统的管理层设备，可由单台计算机或计算机局域网配合相应的抄表软件构成。

基于四级网络远程抄表系统

基于三级网络远程自动抄表系统

基于无线电台的远程自动抄表系统

4.构造一个小区远程自动抄表系统的方案：
– 30栋楼、3单元/栋
– 电度表类型
– 远程抄表系统组成、结构与框图
– 各环节通信方式
参考上图

第七、八、九章：负控系统与GIS
1.电力负荷管理系统的目标（作用）。
电力负荷管理目标：通过削峰填谷使负荷曲线尽可能变得平坦；确保供用电的平衡，保障电网安全经济运行。

2.电力负荷控制系统的组成。
组成：负荷控制中心（主控站）、负荷控制终端（被控端，在用户端，受电力负荷控制中心监视和控制）。

3.负荷控制终端的分类。
负荷控制终端分类：单向终端、双向终端。
单向终端：可分为遥控开关、遥控定量器；只能接收负荷控制中心的遥控命令。
双向终端：可分为双向控制终端、双向三遥控制终端；可与负荷控制中心进行双向数据传输、实现当地控制。

4.负控原理。
l 1）降压减负荷
根据P=U2/R，电压的变化对负荷影响较大，若电压降低5%，负荷将减少近10%；
电网电压允许在10%额定范围内变化，可通过暂时降低线路电压减轻系统总负荷。
l 2）用户可控负荷周期控制
l 3）切除用户可控负荷

5.GIS组成(Geographic Information System， GIS)
包括硬件、软件、数据
GIS＝CAD(计算机辅助制图) ＋ DATABASE(数据库)＋ SPATIAL OPERATION(空间操作)

6.GIS软件构成
①操作系统（Windows系列、Linux）
②数据库管理系统（SQLServer、Sybase、Oracle、Informix）
③GIS开发平台（美国：环境系统研究所公司ESRI公司的ArcGIS、MapInfo，中国GROW、）
④开发工具（VC++、VB）
⑤GIS应用软件。
7.配电网GIS功能
一、数据预处理功能
l 图形数据的录入、转换和编辑
l 属性数据的录入、转换和编辑
l 属性数据与图形数据的挂接
l 与配电网SCADA系统的实时数据接口及图形转换
二、图形操作与制图输出
三、站内自动化子系统的地理信息管理
四、馈线自动化子系统的地理信息管理
五、负荷控制与管理子系统的地理信息管理
六、用户抄表与自动计费子系统的地理信息管理
七、辅助设计功能