配电自动化通信系统典型方案（共5篇）

第一篇：配电自动化通信系统典型方案

配电自动化通信系统典型方案

通信是配电自动化系统不可或缺的重要组成部分。目前应用在配电自动化系统的通信方式主要包括光纤以太网、光纤双环自愈，专线、无线蜂窝及GPRS通用分组无线业务等。用户需要因地制宜，选择适合当地配电网状况的一种或几种通信方式组合。配电自动化通信系统设计原则

1)配电自动化通信系统应和配电自动化系统应用功能紧密结合，将多种通信方式进行合理搭配，以取得最佳的性能价格比，满足系统的整体性能指标要求；

2)配电自动化通信系统的设计应具有先进性、实用性、可靠性、可扩展性； 3)主干通信网的设计应和配电自动化计算机网络系统相结合；拓扑结构应路径最短、涵盖配电终端范围最大，具有较好的扩展性；应具有较高的通信速率和较低的误码率；

4)非主干通信网的设计应和配电自动化站端系统相结合，在满足配电自动化整体性能指标和通信可靠性的基础上适当提高通信速率。2 配电自动化通信系统组网方案

整个配电自动化系统可以根据功能需求分为四个层次，即配电主站层、配电子站层、馈线终端（FTU）层、配电终端（TTU）层。各层之间的通信如下图所示： 1）配电主站和配电子站层之间的通信：采用同步数字通信网络（SDH）。SDH是一种基于时分复用的同步数字技术。对于上层的各种网络，SDH相当于一个透明的物理通道，在这个透明的通道上，只要带宽允许，用户可以开展各种业务，如电话、数据、数字视频等，而业务的质量将得到严格的保障。目前供电局与各个变电站之间一般建设了强大的SDH通信网络，SDH通信设备一般可提供2M或10M的数字通信接口，可将配电主站、配电子站置于SDH光环链路上，形成高速数据传输网。

采用这种通信方式，如果SDH系统提供的是2M的数字通道，需要在配电主站及各个配电子站配置E1/10&100Base-T网桥或直接配置路由器，利用E1通信线路，在配电主站与配电子站之间建立带宽为2M的数据传输通道。如果SDH直接提供10&100M网络接口，则可以直接接入配电子站网卡和配电主站局域网。通信网络如下图所示：

2）配电子站与FTU之间的通信：目前大多数城区配电自动系统采用了以光纤为介质的双环自愈或网络通信方式。光纤通信方式具有通信速率高、容量大、可靠性好、通信距离远、组网灵活和易于网管等特点。采用这种通信方式，一般选用ADSS电力专用通信光缆，沿着城区10KV配电线路进行敷设，在配电子站与馈线终端FTU之间形成物理上的环形或链形结构。分别为配电子站和馈线终端FTU配置一套光通信设备（光modem）。通信网络如下图所示：

3）配变终端TTU的通信方式：配变TTU的数量较多，分布范围大，运行环境复杂，TTU对通信实时性的要求相对FTU较低。从经济性实用性上考虑，可以利用FTU的汇集功能将其附近的TTU数据通过485专线方式进行汇集，然后通过FTU将TTU数据上传到主站。或采用GPRS通信方式，利用移动公司成熟的无线通信网络实现TTU直接和配电主站通信。

GPRS是通用分组无线业务(General Packet Radio Service)的英文简称，是在现有GSM系统上发展出来的一种新型的高效、低成本的无线分组数据业务。GPRS采用TDMA 时分多址方式（Time-division multiple Access）传输语音，采用分组的方式传输数据。GPRS网络是一个传输承载平台，提供的是端到端分组传输模式下数据的发送和接收。随着移动通信技术的迅猛发展，GPRS通信业务已经具备了承载专业数据通信的能力。

GPRS无线接入系统组网形式的选择主要由业务数据量、可靠性要求、数据保密性、网络状况决定。考虑到电力公司对数据安全性和网络安全性的要求，一般采用专用APN接入方式。为每个TTU终端配置一个GPRS通信模块，电力公司通过专线和移动公司GPRS网的GGSN（网关服务支持节点）服务器相连，在移动GGSN服务器上为电力公司设置一个专用APN(Access Point Network：接入点网络)接点，在GPRS（TTU）终端和电力公司配电主站网络之间构建一条无线虚拟专网（VPN：虚拟专用网，Virtual Private Network）通道。专用的APN在GGSN上体现为专用的网络地址段。GPRS（TTU）终端在进行GPRS附着时，SGSN（短信服务支持节点）首先查询GPRS（TTU）终端所允许使用的APN，通过DNS将APN解析成相应的IP地址，然后通过GGSN服务器向电力公司的数据采集服务器发送数据。由于电力公司通过GGSN专线和移动公司连接，GPRS（TTU）终端通过此连接，在GPRS网络的基础上，与配电主站建立了专用的数据传输通道。

第二篇：配电自动化简介

配电自动化简介

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110 kV及以下的电网。在配电网中，通常把110 kV，35 kV级称为高压，10 kV级称为中压，0.4 kV级称为低压。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。

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。对用户电能质量的评价主要有以下几个指标：一是电压质量，它包括电压偏差、电压波动和电压闪变3个方面的要求；二是频率；三是供电可靠率，它是配电网对用户持续供电能力的量度，有多至11项的评价指标，其中主要是年平均供电可靠率，即用户年平均供电时间的百分数；四是谐波含量，应不高于规定的含量。

提高电能质量要由改善整个电力系统的装备和运行来达到。显然，限于配电网络设备及用户所具有的能力，配电网只能对电能质量中的某些指标起到显著的作用，如提高供电可靠率和电压质量。而且，众所周知，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至关重要，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达到自动化，对于配电网的运行也十分重要，且其重要性和作用正逐渐增大，在某些方面，如故障隔离，是必不可少的。

当然，电力系统应以最经济的能源消耗、最有效的运行管理，以最合理和便宜的价格向用户供电。配电网及其控制和用户管理也关系到供电的经济性。因此，可以说，实现或实施配电自动化的目的是采用现代电子、通信和计算机等技术和装备对配电网和用户在正常运行和事故情况下实行监测、保护、控制和管理，提高供电质量和经济性，改善服务和提高工作效率。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，因而信息搜集量少，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，一些地区发生电网事故，导致重要用户停电，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，其薄弱的程度大大甚于输电网。因此国家在近期内投资建设的重点在改造和建设配电网，合理增加变电站，完善配电网络，更换陈旧的开关设备，提高配电自动化水平，这是非常正确的，也是迫切需要的。在建设过程中首先要做好规划，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……，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，如电流(或电压)互感器等，也与配电自动化的实施方案有关。2 配电自动化的内容

配电自动化是80年代末首先由美国而后到其他工业发达国家逐步发展起来的，其内容也在不断变化。

配电自动化发展到今天，其内容大致可以分为4个方面：一是馈线自动化，即配电线路自动化；二是用户自动化，这与需方管理含义是相同的；三是变电站自动化，它常常是输电和配电的结合部，因此，这里仅指其与配电有关的部分；四是配电管理自动化，其中包括网络分析。

目前还没有哪一个权威机构对配电自动化下过严格的定义，也有人把这4个方面的内容统称为配电管理系统(distribution management system，简称为DMS)，也有人把上述前3个方面的内容称为配电自动化系统(DAS)。事实上，上述4个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方面的存在为前提，也不存在孰低孰高的问题，但有一点必须指出，它们之间的联系十分密切，特别是信息的搜集、传递、存储、利用以及这些信息经过处理作出的决策和控制是相互影响的。应在通盘设计的前提下，分步骤地从纵向和横向两个方向逐步实施、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。它又可以与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(information management system)。馈线自动化

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10 kV馈线。因此下面的叙述是指此范围。

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、功率因数、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的复杂程度和对控制方式的适应性等要求而确定，SCADA—mate方式适应性强，可用于各种结构复杂的配电网络和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动作实现故障区隔离；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 用户自动化

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。我国传统的负荷管理(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进行操作，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，必须通过立法和制订相应的规则，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。变电站自动化

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。6 配电管理自动化

顾名思义，配电管理自动化是指用现代计算机、通信等技术和设备对配电网的运行进行管理，从信息的角度看，它是一个信息收集和处理的系统。

首先，要有一个计算机平台，它在操作系统、数据库、人机界面、通信规约上遵守现行的工业标准，是一个开放系统，因此是一个可以不断集成和扩展的灵活的计算机系统。在这一点，与调度自动化系统的计算机平台是一样的。所不同的是，它面对的是信息量特别大，通信又较为薄弱的一个配电网。

由于配电网直接面向用户，尤其是城市配电网，电器设备的布局、馈线的走廊与地理位置、城市房屋、街道走向关系密切。如果把配电网的设备和运行信息与地理信息、自动绘图(GIS/AM)相联系，将使配电网信息的含义表示得更直观，也对运行带来极大的方便(而在输电网中，地理位置与输电网的信息关系就较疏远些)。因此与调度自动化系统不同，配电管理自动化中GIS技术十分必要。

从某种意义说，GIS/AM是计算机平台的一部分，它可以在许多离线和在线的应用功能中使用。

配电管理自动化可以是集中式，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，这个系统可以称为配电管理系统(DMS)。配电管理系统也可以是分层、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、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，这样信息的收集和处理也是分层和分布的，这种结构最适合采用计算机网络技术。

实现配电管理自动化，可以有这样的设计思想，一种思路是从配电自动化的目的是提高供电质量和经济性出发，提出对功能的要求，从而确定需要哪些信息；另一个思路是从所能获得的信息出发，对信息加以处理，以获得有用的信息和决策。后一种思路就是我们所说的从IMS到DM(data mining)。因此，归纳起来主要功能有：数据采集与控制，运行状态监控，配电设备管理，停电管理，检修管理，计量计费，负荷管理，网络分析，营业管理，工作管理，网络重构，与相关系统通信。这些功能及其所需要的信息，有的属于馈线自动化、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，信息之多不胜枚举，这里不再一一罗列。

下面对几个功能及GIS/AM作一简单说明。

a.关于GIS/AM应用。有些文献将设备管理(FM)与GIS/AM写在一起(AM/FM/GIS)，给人感觉GIS/AM只用于FM。其实这是一种误解。GIS/AM是一种技术，可以离线应用，如设备管理(FM)，用电管理；而且很适合用于规划设计，如馈线扩充、走线路径选择、配电设备定位等。GIS/AM的在线应用可与SCADA系统的动态着色相接口，在地理图上显示配电网带电状况和潮流、电压分布；也可与TCM相接口，显示故障位置，以便选择合理的操作顺序和恢复供电路由。

b.网络分析。它包括负荷预测、网络拓扑、潮流计算、线损计算分析等一些应用软件。这些软件与调度自动化系统的相类似，所不同的是在配电网中由于不对称程度较严重，可能要采用三相计算。另外由于配电网络结构与输电网的不同，其算法也有较大的不同。网络分析功能旨在全面了解配电网的运行状态，以便进一步减少线路损耗和提高供电质量。

c.网络重构。由于计划检修或事故，以及扩建、业扩等各种原因导致配电网内某些设备的停运，需要改变原来的正常运行方式，这就有可能引起某些设备的过负荷或损耗的增加，导致不安全或降低经济性。在这种情况下，就要将配电网结构加以调整，对各种可能的运行方式进行比较，选择最好的配电网连接方式，这个过程叫作网络重构。它本质上是一个离线的优化计算过程，不是一个闭环的自动控制过程，需要配电网实时的或预计的数据以及网络的参数和结构数据。在获得网络重构的结果后，由调度员操作实施。

d.停电管理。现在普遍认为，故障处理的快慢及停电期间对用户质询的答复，是供电部门服务的重要内容，因此停电管理是DMS中的重要内容，在电话通信已经普及的情况下，尤其如此。从自动停电监测系统或电话投诉获得信息后，停电管理进程就会启动GIS，CIS，SCADA等相应的功能模块和检索有关数据库，迅速判断故障地点和范围，作出事故处理的决策，然后将决定送达工作管理模块，必要时还要查询备品备件状况。工作管理程序启动后，就会派出人员，调动车辆，并根据操作票的内容携带必要的工具和备品备件去处理事故。一个好的停电处理功能能够在有关的控制室显示处理过程。与此同时，还会把处理过程中的重要信息和结果送入投诉电话的应答装置。7 几个重要的技术问题 7.1 通信

7.1.1 通信设计

配电自动化需要有效的通信手段，以便在主站与大量远方终端之间传递信息和控制信号。虽然有多种通信技术和装备可以使用，但配电网结构复杂，城市和农村各有特点，新建的和原有的配电网在设备和网络结构上也不尽相同。配电自动化的通信点较多，且分布极为分散，但单个通信点信息量少，通信设备环境条件差。因此目前还难有某个单一的通信方式可很好地满足所有配电自动化的需要。

配电自动化使用的通信还应考虑到：

a.配电设备大多安装在室外，因此FTU也大多是在户外或在开关柜中，它受到高温、低温、雨、雪、风等的影响和强电、磁场的干扰，所以要求通信设备应能适应恶劣的工作环境。

b.不同的通信方式，其建设、安装、运行费用差别较大。由于配电网中通信点多，其费用是一个敏感的问题。

c.因为配电自动化需要对停电区内的配电设备采集数据和输送控制信号，因此它要有在停电区通信的能力。

配电网因扩建等原因经常变化，因此与其配套的通信也处于同样的状况，这就要求配电自动化的通信易于扩充，易于维护。

7.1.2 通信方式

目前主要有配电载波、无线、电话线、光纤、微波、卫星、电缆等，在某些场合也可采用RS—422/485的低速总线，也有用局域网/现场总线，其媒介可用光纤、同轴电缆或双绞线。重要的变电站有些已采用卫星通信技术。实际上，在配电自动化中，在不同地区、不同投资条件、不同场合、不同设备之间采用混合通信方式更符合实际。7.1.3 通信规约

目前输电网中普遍采用的CDT和Polling规约不完全适用于配电自动化，它的主要问题是没有事件驱动上报功能。在我国已经实施配电自动化的一些工程中，采用了DNP 3.0规约或Modbus规约。但是，根据国家对于标准的使用原则，我国应采用或等效采用IEC的规约，即IEC 60870—5系列规约。因此这个问题应该及早研究解决。7.2 开关设备和终端设备

配电网中许多开关设备和终端设备是在户外使用的，且常常要在停电区内进行操作，因此，其抗恶劣环境(包括气象环境和电、磁环境)的能力是一个必须解决的问题。另外，除了在正常运行时用电压互感器提供电源外，停电时的工作电源也必须解决。电源本身也要适应高、低温差大的环境。对当前配电自动化工作的几点意见

我国政府决定投资改造、建设城市、农村配电网。应该趁这个机会把配电网、配电自动化和配电设备的制造以及有关的科学研究和开发工作扎扎实实地向前推进。我们有许多有利的条件：政府的重视和资金的投入；几十年来电力建设的经验；已有一支相当水平的电力自动化研究和工程队伍和较强的配电设备制造能力。但是正如前面已经提到的，在技术上还有若干问题需要解决，在经验上还比较缺乏；配电设备的某些性能还不能适应配电自动化的要求；还没有一个较完善的配电管理系统的实践经验。因此必须十分认真地来迎接这一挑战。

a.做好规划，首先是配电网络一次系统的规划，与此同时做好配电自动化的规划，要考虑多个方案，并进行比较。在规划中对配电自动化几个方面的功能，都应全面考虑到，但不一定要同时实施，而应选择对改善供电质量最有效、技术上较成熟的先实施，然后逐步扩充功能，不断完善，以便保护投资，避免浪费。在选择采用的技术和设备时，应该按照先进、实用的原则，在选择实施方案时应按照各自配电网的不同情况，遵循因地制宜的原则。

b.在设计计算机系统(主站)、数据采集和传送方案时，要从信息化的角度统一考虑EMS，DMS，MIS等，尽量利用计算机网络技术，做到信息资源共享。

c.提高开关设备、FTU、控制终端等设备的技术性能和质量，特别是提高它们抗恶劣环境的能力。

d.加强配电自动化的通信技术、设备的开发及规约的规范化。

e.加强配电自动化应用软件的开发。EMS的应用软件可以借鉴，但是配电网的结构和运行有其自身的特点，有许多功能是配电自动化所特有的。软件生产周期较长，投入大，要早作安排。

f.加强科研、生产制造和工程的结合，走国产化道路。这是利国利民的大好事。

g.加强人才培养。多年来已经培养了一批调度自动化专业技术人才，但从事配电自动化的技术人员，无论是数量还是学识、技术水平都远远不能满足配电自动化的需要，配电自动化的建设和运行维护都需要人才。

h.当前配电自动化的重点应是中压配电网(10 kV)的馈线自动化。因为这与配电网的改造和建设关系最密切，对提高供电可靠率有明显的作用，且技术上较为成熟。

i.研究配电网一次系统的几个问题。主要是中压配电电压采用20 kV的可行性研究；变电站变压器配置(2台还是3台)的研究，这涉及到在变电站中变压器发生故障停运时对供电可靠性的要求；还有高可靠性配电网络结构和开关配置的研究，例如对4×6网络开关配置配电网系统的研究等。

j.加强指导。除了采用发文件、规范等作指导外，还可以用示范、交流、现场会等各种方式进行指导，以减少盲目性，避免错误和浪费，使配电自动化真正为国民经济和人民生活服务。

第三篇：电网配网自动化通信系统规划

电网配网自动化通信系统规划

摘要：可靠的电力供应是保证现代生活方式的先决条件，随着我国经济社会持续健康发展和人民生活水平不断提高，对坚强电网建设、电网安全稳定运行、电能质量和优质服务水平提出了更高要求。如何建设自愈、优化、互动、兼容的智能配电网，进一步提升电力生产过程的自动化，提高企业信息化管理和服务水平，实现配网精益化管理是目前主要需解决的问题。本文主要讨论电网配网自动化通信系统规划。

关键词：配网自动化，通信系统，电网 正文：

一、配电自动化的定义

通常，110KV 及以下电力网络属于配电网络，配电网直接供电给用户，通过众多挂接于上面的配电变压器，将电能分配给诸用户。随着国民经济的高速发展，电力用户对电能质量和供电可靠性的要求越来越高，电压波动和短时的停电都会造成巨大的损失。因此，需要结合电网改造在配电网中实现配电自动化，以提高配电网的管理水平，为广大电力用户不间断的提供优质电能。

配电自动化（Distribution Automation，简称 DA）就是利用现代电子技术、通讯技术、计算机及网络技术，将配电网在线数据和离线数据、用户数据、电网结构数据和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电系统正常运行及事故情况下的监测、保护、控制和配电管理的现代化。配电系统自动化是配电系统运行、管理的有机组成部分。

配电自动化系统（Distribution Automation System，简称DAS)，从功能上可以分为两大部分内容，即包括基础配电自动化和配电管理层。基础配电自动化主要实现数据采集、运行工况监视和控制、故障实时处理，主要包括变电站（配电所）自动化系统、馈线自动化（Feeder Automation，简称为FA)、配电SCADA系统。配电管理层主要实现配电管理、停电管理、工程管理、电能计量管理及配电高级应用。其主要内容包括配电工作管理系统、用电管理自动化系统、配电高级应用软件（D-PAS）。

通常把从变电、配电到用电过程的监视、控制和管理的综合自动化系统，称为配电管理系统（Distribution Managerment System，简称为DMS）。

配电自动化从功能上讲应包括配电网络的数据采集与控制(SCADA)、馈线自动化(FA，即故障定位、隔离、非故障区段的恢复供电）、负荷管理/地理信息系统（AM/FM/GIS）、配电应用分析(PAS)等。配网自动化系统的特点是：信息量大；在线分析和离线管理紧密结合；应用分析和终端设备紧密结合；一次设备和二次设备紧密结合。

二、配电自动化的建设内容

配电网自动化系统的建设应包括以下五方面：配电网架规划、馈线自动化的实施、配电设备的选择、通信系统建设和配网主站建设。

1、配电网架规划

合理的配电网架是实施配电自动化的基础，配电网架规划是实施配电自动化的第一步，配电网架规划应遵循如下原则：

遵循相关标准，结合当地电网实际；

主干线路宜采用环网接线、开式运行，导线和设备应满足负荷转移的要求；

主干线路宜分段，并装设分段开关，分段主要考虑负荷密度、负荷性质和线路长度；

配电设备自身可靠，有一定的容量裕度，并具有遥控和某些智能功能。

2、配电网馈线自动化

配电网馈线自动化是配电网自动化系统的主要功能之一。配网馈线自动化是配电系统提高供电可靠性最直接、最有效的技术手段，目前供电企业考虑配网自动化系统时，首先投入的是配网馈线自动化的试点工程。

馈线自动化的主要任务是采用计算机技术、通信技术、电子技术及人工智能技术配合系统主站或独立完成配电网的故障检测、故障定位、故障隔离和网络重构。目前通过采用馈线测控终端（FTU）对配电网开关、重合器、环网柜等一次设备进行数据采集和控制。因此，FTU、通信及配电一次设备成为实现馈线自动化的关键环节。

配网馈线自动化主要功能包括：配网馈线运行状态监测；馈线故障检测；故障定位；故障隔离；馈线负荷重新优化配置（网络重构）；供电电源恢复；馈

线过负荷时系统切换操作；正常计划调度操作；馈线开关远方控制操作；统计及记录，包括开关动作次数累计、供电可靠性累计、事故记录报告、负荷记录等。

配电网馈线自动化系统与其它自动化系统关系密切，如变电站综合自动化系统、集控中心站、调度自动化系统(SCADA)、用电管理系统、AM/FM/GIS地理信息系统、MIS系统等。因此必须采用系统集成技术，实现系统之间信息高度共享，避免重复投资和系统之间数据不一致。

3、配电自动化系统的设备选择

在配电自动化系统中，配电设备应包括一次设备如配电开关等，二次设备如馈线远方终端（FTU）、配变终端单元（TTU）等，以及为一、二次设备提供操作电源和工作电源的电源设备。

实施配电自动化，必须以重合器、分段器、负荷开关等具有机电一体化特性的自动配电开关设备为基础。在架空线路上作为分段和隔离故障用的开关应该具有免维护、操作可靠、体积小和安装方便的特点，并且能适应户外严酷的环境条件。

馈线远方终端（FTU）用于采集开关的运行数据、控制开关的分合，为了达到“四遥”的功能，必须具有通信的功能。

配变终端单元（TTU）用于采集配电变压器低压侧的运行数据，控制低压电容器投切用于无功补偿，通信的实时性要求低。

4、配电自动化的通信系统

通信系统是主站系统与配电网终端设备联接的纽带，主站与终端设备间的信息交互都是通过通信系统完成，因此必须有稳定可靠的通信系统，才能实现配电自动化的功能。

配电自动化系统的通信方式有：光纤通信、电力线载波、有线电缆、无线扩频、借助公众通信网等多种。

配网自动化系统的通信具有终端设备多，单台设备的数据量小，实时性要求不同的特点，因此应因地制宜，根据当地环境和经济条件确定合理的通信系统，同时要考虑调度自动化通信系统的建设。

5、配电自动化系统的主站系统

主站是整个配电自动化系统的监控管理中心。

三、配电自动化通信系统

本文主要讨论配网自动化通信系统的规划，其他方便不作讨论。

1、配网通信网络架构

配网通信网络可分为通信主站、通信汇聚设备、通信终端三类通信节点，各类节点定义，及与配电网业务节点对应关系如下：

a)通信主站：负责将通信汇聚设备传送的信息送到配电网自动化主站系统（包含配电主站与区调分站系统），一般设置在地调或区调分局。

b)通信汇聚设备：一般设置在 110kV 或 220kV 变电站。通信汇

聚设备设备的功能：作为通信中继，负责汇聚接入层的各个通信终端的数据信息帧，并将其重组，转换为骨干层传输的数据，完成传输数据所必要的控制功能、错误检测和同步、路由选择、传输安全等功能。因此通信汇聚设备设备需要具

备支持多介质和多协议的能力。

c)通信终端站：与配电终端设置在一起，直接接收配电终端的 数据，负责传输各 10kV配电信息的通信终端站点，包括各室内开关站、配电房、带开关的户外开关箱、环网柜等。

根据配电网通信网络节点功能及配网业务流向，可将配电网通信分为主干层和接入层两层网络结构，其层次结构示意如下图所示：

各网络层次的定义如下：

a)配网通信主干层：指各通信汇聚设备与通信主站之间的通信。

b)配网通信接入层：指通信终端站与通信汇聚设备之间的通信。在通信终端站较集中的区域宜设置汇聚通信终端站，实现对附近区域通信终端站的汇聚功能。

四、、规划方案

以肇庆供电局为例。

1、主干层网络技术方案

目前，广东电网肇庆供电局已建设主干网的传输A 网、传输B 网和调度数据网。中压配电网作为输电网及高压配电网（110kv）的延伸，中压配电网主干网的建设必须依靠输电网及高压配电网（110kv）的通信网络对数据进行传输。

考虑配网通信点独立性，并结合广东电网各地供电局已有的配网自动化主干层网络现状，供电局主干层传输网优先采用全部具备MSTP功能的传输B 网承载，对不具备传输B 网的站点临时采用传输A 网（不采用光端机、光收发器作临时通道），待传输B 网完善后逐步转移。

根据肇庆地区传输 B 网现状，传输B 网使用同一厂家设备，并且所有站点设备均具备 MSTP 功能，主站与汇聚站点之间能够实现MSTP 互联互通。由配网自动化数据通信带宽分析可看出，每个通信汇聚设备带宽需求为 3.12M。现在肇庆传输网接入层带宽容量为155M，可满足配网通信需求。

每个通信汇聚设备采用一个MSTP 百兆口与汇聚交换机互联，传输带宽为N×2M（N根据归属节点数量，一般配置 2～5个）。

2、接入层网络技术方案

通信技术选择

目前，肇庆供电局已经建设的配网自动化系统接入层网络的通信方式全部采用光纤通信和无线。具体技术选择原则如下：

C类区域

1.C 类区域实现“三遥”功能的终端设备点，全部采用光纤通信方式；对于光纤不能到达或者难于建设的偏远终端节点可考虑采用载波通信方式，作为光线通信的补充；

2.C 类区域主干线路实现“二遥”功能的终端设备点(占 40%，不含架空开关)采用光纤通信方式，支路的终端设备点(占60%，不含架空开关)采用 GPRS/CDMA 等无线公网通信方式。

3.C 类区域主干线路实现“一遥”功能的终端设备点全部采用

GPRS/CDMA 等无线公网通信方式。

4.C 类区域光缆建设分三层建设，即骨干层、汇聚层和接入层，其中骨干层光缆规划 48 芯，汇聚层和接入层光缆为 24 芯。

5.光纤通信方式采用工业以太网交换机和PON 两种技术。6.架空开关全部采用无线公网通信方式。

3、设备配置方案

根据前面对工业以太网与 PON 技术分析比较，综合考虑现有配网自动化配网终端规划方案，建议优先考虑采用工业以太网技术组网，其网络结构如下图所示：

如上图所示，设备配置方案如下：

1.每个通信汇聚设备分别配置 1 台汇聚三层交换机；

2.采用光纤通信方式的通信终端站分别配置 1 台二层工业以太网交换机； 3.采用无线公网方式的通信终端站分别配置1套无线设备终端。

采用工业以太网交换机和PON 两种技术组网珠海供电局实例方案：

珠海局1网管终端1珠海局2已有网管交换机网管终端2网管终端3兰埔站夏湾站拱北站白石开关站银海开关站侨光开关站拱北站OLT拱北片区#7光交接箱ODN拱北片区#1光交接箱ODN白石开关站OLT拱北片区#3光交接箱ODN兰铺站OLT拱北片区#11光交接箱ODN银海开关站OLT银海开关站 拱北片区#8ODN光交接箱ODN侨光开关站OLT 侨光开关站ODN夏湾站OLT 拱北片区#9光交接箱ODN跨境＃3户外环网柜ONU跨境＃4户外环网柜ONU金河湾ONU百合花园三期电房ONU富祥花园电房ONU跨境＃1户外环网柜ONU跨境＃2户外环网柜ONU跨境＃5户外环网柜ONU百合花园电房ONU南苑电房ONU海荣新村电房ONU夏一Ⅰ线3＃户外环网柜ONU夏一Ⅰ线1＃户外环网柜ONU莲花路电缆分接箱ONU银海开关站户外环网柜ONU西南资源1#电缆分接箱ONU拱北污水厂2＃电缆分接箱ONU市政处户外环网柜ONU粤海国际花园一、二区电房ONU海关大院户外环网柜ONU粤华路电缆分接箱ONU三层工业以太网交换机ODN二层工业以太网交换机ONU以太网线OLT光纤

五、结论和建议

展望未来，随着智能配网技术的发展，如何为配网自动化业务 提供可靠、高效的通信通道是建设智能配电网的关键所在。十二五期间，应该积极关注光纤、WiMAX 无线通信等通信新技术，选择合适时机进行试点，为实现数字供电发展战略目标，为建设智能配电网奠定坚实的基础。

--------------------参考文献：

[1] 陈晖.GPRS通信技术在配电网自动化监控系统中的应用[D].济南:山东大学, 2006.[2] 刘广友.县级配网自动化系统的研究[D].济南:山东大学, 2005.[3] 刘健,倪建立.配网自动化新技术[M].北京:中国水利水电出版社, 2003.[4] 康恩婷,侯思祖,高宇.配网自动化无线通信方案的探讨[J].电力系统通信, 2005, 26(2): 29-32.[5] 刘健.城乡电网建设与改造指南[M].北京:中国水利水电出版社, 2001.

第四篇：集中供热配电系统施工方案

集中供热系统改造工程锅炉配电安装工

程

施 工 组 织 设 计 方 案

施工单位：山西通理大机电公司编

制：耿拓

日

期：2013年8月27日

集中供热配电系统改造工程施工组织方案

一、组织机构： 工程负责 人： 现场负责 人： 安全负责 人： 施 工 监 理：

二、施工准备：

根据确定的现场管理机构建立项目施工管理层，选择高素质的施工作业队伍进行该工程的施工。

1）根据本工程的特点、施工进度计划及实际情况，我公司派出本公司最优秀的成建制的劳务队伍进驻现场，进场前进行入场教育，特殊工种持证上岗，入场后迅速进入工作状态，我们将保证劳动力的质量和数量不受季节影响。

2）对工人进行必要的技术、安全、思想和法制教育，教育工人树立“质量第一、安全第一”的正确思想；遵守有关施工和安全的技术法规；遵守地方治安法规。

3）生活后勤保障工作：在施工人员进场前，做好后勤工作的安排，为职工的衣、食、住、行、医等予以全面考虑，认真落实，以充分调动职工的生产的积极性。

三、施工工器具及机械 仪器仪表：电缆线路测试仪、绝缘电阻表、万用表、兆欧表等。机 械：吊车、货车、工地用车。

工 具：电焊机、电钻、喷灯、梯子、组合工具、电锤、砂轮机等。

四、工程简要内容

1、在原有配电柜拆除之前对线缆做好标记

拆除原有配电柜前在甲方的配合下先统计清楚本配电室具体有哪些重要设备是在施工过程中绝对不能停电的设备，然后统计这些设备的总负荷量，将这些负荷用接临时电缆分接到其他变压器的负荷侧，来对这些设备进行临时供电，待新设备安装完毕后恢复原有的供电方式。当得到甲方的书面停电口令时，按照相关停电规程进行准确无误的操作，确认停电后，在进线负荷开关前挂设接地线并监护。然后对这些设备的电缆一一做好标记，将这些相关电缆和配电柜拆除并将所拆除的配电柜移至室外。

2、变压器的安装

新变压器的规格尺寸为（宽*深*高）800*1500*2300mm，共计十二台。新高压配电柜背面距后墙面600—700mm为标线，做新的配电柜基础。将原有电缆沟进行调整并并前移，将水泥地面切割，土建备料（沙子、水泥、砖等），现场观察合理安排物料位置。做新的、符合要求的电缆沟。当基础做好后，用12号槽钢加工配电柜底座，并对底座进行除锈及防腐处理，找水平等工作。

3、新配电柜安装就位

将22台新的配电柜小心地搬运至配电室内，分别进行就位、固定，搬运、移动设备注意安全，互相提醒，做好联防互保。工作时注意周围人员和周围环境，防止碰伤他人、设备。工作中与运行设备保持安全距离，距离不足必须采取防护措施。配电柜安装固定完毕后，测量制作进线母排，进行安装，并将所有螺栓检查紧固。

连接电缆。将所有设备电缆及进线连接完毕后，由工作负责人检查工作质量，固定牢固，电缆连接紧固。

4、配电柜的实验与送电

a、配电柜在试验和送电前要进行详细的检查，防止遗漏工具、材料。

b、准备材料、配件、工具、测试仪器仪表及工作中其它使用的用具。

c、穿工作服、绝缘鞋，携带验电笔和绝缘用具，工作服要扎紧袖口。工作前先进行检查，经验电、放电、装设短路地线后再进行工作。

d、配备电气设备打压合格的绝缘用具，包括高低压验电笔、绝缘靴、接地棒等。

e、在技术负责人或工作负责人主持下组织有关人员复核配电系统图，检查安装工程情况，制订送电程序和操作要点。

f、检查电气设备的试验及调整资料。g、检查各开关是否处于“断开”状态。h、重要部位派专人看管或挂牌标示。i、送电试验时要严格遵守电力操作规程，确定线路无人作业后方可进行操作。

j、操作电气设备时必须按下列规定执行

（1）操作高低压电气设备时严格执行工作票制度。必须遵守停电、验电、放电、挂短路地线的顺序进行工作。装设短路地线应先接地端，后接导体端，拆短路地线时顺序与此相反，并在停电开关上悬挂“有人工作，禁止送电”标志牌。

（2）在由变电站（所）配出线路的各机房、配电室内进行停送电工作时，应事先与变电站（所）联系，与变电站（所）的值班员配合好，按照工作票的顺序进行操作。

（3）在有可能反送电的开关上工作时，必须切断前一级反送电的电源开关，并在前后两级反送电的开关上悬挂“有人工作，禁止送电”的标志牌和装设短路地线。送电时必须联系好，由专人联系，专人送电，严禁不经联系盲目送电或定时间送电。

（4）在有可能反送电的开关的门上应加锁和悬挂“反送电开关，小心有电”标志牌。

（5）操作高压开关应按下列顺序操作：

a、送电全闸操作顺序应为：先全电源侧刀闸（隔离开关），后全负荷侧刀闸，最后合油断路器；

b、停电拉闸操作顺序应为“先断开油断路器开关，后拉负荷侧刀闸（隔离开关），最后拉电源侧刀闸（隔离开关）；

c、禁止带负荷拉合刀闸（隔离开关）； d、操作刀闸（隔离开关）时应果断迅速。

五、工程质保服务承诺

为创造名牌，提高企业知名度，树立企业形象，我们本着“一切追求高质量，用户满意为宗旨”的精神，以“最优惠的价格、最周到的服务、最可靠的产品质量”的原则向您郑重承诺：

（一）产品质量承诺：

1、产品的制造和检测均有质量记录和检测资料。

2、对产品性能的检测，我们诚请用户对产品进行全过程、全性能检查，待产品被确认合格后再安装调式。

（二）产品价格承诺：

1、为了保证产品的高可靠性和先进性，系统的选材均选用国内或国际优质名牌产品。

2、在同等竞争条件下，我公司在不以降低产品技术性能、更改产品部件为代价的基础上，真诚以最优惠的价格提供给贵方。

（三）交货期承诺：

1、产品交货期：按用户要求，若有特殊要求，需提前完工的，我公司可特别组织生产、安装，力争满足用户需求。

2、产品交货时，我公司向用户提供下列文件： ① 技术保养维修手册1套

（四）后服务承诺：

1、服务宗旨：快速、果断、准确、周到、彻底。服务目标：服务质量赢得用户满意。

3、服务效率：保修期内或保修期外如设备出现故障，供方在接到通知后，维修人员在24小时内可达到现场并开始维修。

4、服务原则：我公司工程竣工验收后的所有产品保修期为一年，保修期内免费上门维修和更换属质量原因造成的零部件损坏，（人为因素或不可抗拒的自然现象所引起的故障或破坏除外）。维修保修期外零部件的损坏，提供的配件只收成本费和人工费，由需方人为因素造成的设备损坏，供方维修或提供的配件均按成本价和人工费计收。

5、用户可以通过售后电话咨询有关技术问题，并得到明确的解决方案。

6、接到故障申报，保证在4小时之内赶到现场，保证在最短时间内排除故障。

用户在正常使用中出现性能故障时，本公司承诺以上保修服务。除此以外，国家适用法律法规另有明确规定的，本公司将遵照相关法律法规执行。

7、在保修期内，以下情况将实行有偿维修服务。（1）由于人为或不可抗拒的自然现象而发生的损坏。（2）由于操作不当而造成的故障或损坏。

（3）由于对产品的改造、分解、组装而发生的故障或损坏。售后服务电话:

六、安全施工技术措施

严格执行各项安全管理制度和安全操作规程，并采取安全可靠的防范措施。

1、施工人员必须穿戴劳保用品。

2、装在车上的货物必须放稳栓牢，严禁人货混装。

3、按章操作、杜绝“三违”现象的发生。

4、听从指挥认真工作。

5、严格按照规范规定进行施工。

6、严格按照电缆卸载及施工注意事项施工。

7、健全和完善各类安全管理制度，强化安全管理工作。

8、经常性检查及早发现不安全隐患提前处理，形成自检与互检相结合，做到人人心中有安全。

七、质量技术措施

1、经会审和批准的设计文件和施工图纸齐备，施工人员熟悉各有关图纸资料，了解整个工程的施工方案、工艺要求、质量标准。

2、施工所需的设备、仪器、工具、部件、材料等应提前准备就绪，施工现场有障碍物时应提前清除。(附施工管理流程图)。

根据当地天气等特殊情况，考虑到工期和进度，我们将针对实际施工面积合理调配机具。在发包方规定工作日内彻底施工完毕。

后附:见施工管理流程图

3、施工工序

确保工程施工保质、有序的进行，工程按期竣工，对作业流程要严格控制。并制定相应的质量保证措施和安全措施。

在施工过程中，施工方法的选择很重要。首先必须严格按图施工，同时还必须以现场实际情况作为作业指导。对施工班组、人员进行科学合理的任务分配，详细的技术交底。层层落实责任，各班组严格控制施工质量和工程进度，上道工序没达到要求的情况下不得进行下道工序的施工。

4、施工前准备

1、保证所需的材料及时到场（三证齐全）。

2、材料供方须对到达现场的所有主材，负责质量验收和送检，并保证提供的每批材料是符合图纸设计技术要求的。

3、组织有关人员认真细致地看图，熟悉施工图及有关技术资料。

4、施工现场条件现场“三通一平”，保证符合要求施工电源接到各分项施工现场，道路畅通保证运料车能到现场。

5、落实完善施工工具房及堆放少量材料的场地。

5、机械设备、工艺、着装准备

1、对已进入现场的各种施工机械进行必要的检查维修和试运行，以确保状态良好。

2、对施工用计量器进行校验，对板手、钳子、等工具进行检查，工具 11 加工件等全部运抵现场。

3、对施工主供货单位提供的技术文件等，应做到详细审核，发现问题及时处理。

4、检查安全带、安全帽是否结实、牢固、准备好劳保用品。

6、施工方案总体说明

1、施工准备

1、组织施工队伍，优选施工人员，优化施工管理。方案，全面控制施工环接。

2、组织有关施工人员熟悉图纸和实地考察，取得各项资料，并制定工程技术措施，选择最优施工方案。

3、组织施工人员学习安全知识及质量措施，掌握施工工艺和验收规范及质量评定标准。

4、确定施工机械台班数，进驻现场。

5、确定劳动人数和施工人员，为顺利施工创造条件。

7、施工阶段划分及衔接关系

在施工中，将工程施工分为三大阶段。

第一阶段：施工准备阶段。重点做好场地交接，调集人、材、物等施工力量，进行施工平面布置、图纸会审，办理开工有关手续，做好技术、质量交底工作，目标是充分做好开工前的各项准备工作，争取早日开工。

第二阶段：施工阶段。作好工序交接，工序检查，施工必须依照 各分项工程的作业指导书严格执行。每道工序自检后经监理、发包方代表认可后方可进行下道工序。

第三阶段：竣工验收阶段。整体工程竣工后，经监理、发包方代表进行竣工验收（初验），查找现场有缺陷部分，进行消缺。为最终验收铺平道路。

施工协调

1、与业主的协调

工程开工后，我们将以周为单位，向业主提交工程简报，以反映和通报工程进展状况及需要解决的问题，使业主和有关各方了解工程的进展情况，及时解决施工中出现的困难和问题。根据工程进展，我们还将不定期地召开各种协调会，协助业主协调与社会各业务部门的关系，以确保工程质量和施工进度。

2、与监理工程师的协调

在施工过程中，我公司将严格遵守施工监理制度，和负责本工程的监理工程师紧密配合，工程施工、验收严格按照业主和监理单位的有关规定进行，规范工程施工。

参加工程监理会议，服从业主、监理工程师对施工的调整和安排，配合业主、监理工程师推进工程施工。

3、与其他施工单位的配合协调措施

本工程确立项目经理部现场指挥中心的管理机构，全权处理现场 13 施工中一切对外事宜，负责与各有关协作单位进行业务联系，疏通协调施工中的各种关系，确保以最短的时间，最快速度解决施工中涉及与其他施工单位的各种问题。

项目经理全面统筹和协调整个施工现场管理工作，我们将按计划，密切与业主、其他施工单位的项目经理、工程师及技术人员配合，齐心协力为按期、优质完成施工任务而努力

4、施工现场总平面布置及准备

施工队进入现场前要彻底清除场内的障碍物，做到“三通一平”和搭建好其它为施工服务的必要的临时设施，准备好施工用水用电，为整个工程施工作好服务。

八、工程验收评定标准

1、确立“自检、互检、专检”的质量管理体系，严格遵守操作规程，每道工序必须经发包方质检人员验收签字方能进行下道工序。

2、格按照施工图设计中的要求和行业现行施工规范和“工程质量检验评定标准”，执行质量管理必须明确目标，抓好重点制定计划采取措施。

3、落实各级人员质量责任制，做到各级人员明确质量职责。

4、明确质量目标和要求，做好各级技术交底工作。

5、事先控制与事中检查相结合，以预防为主。把质量隐患消灭在萌芽状态。

6、按照行业技术规范要求进行质量标准验收

九、施工日期：

2013年8月30日至2013年9月24日

山西中煤电气有限公司

2013年8月27日

第五篇：变电站综合自动化系统的通信技术

浅谈变电站综合自动化系统的通信技术

【摘要】变电站综合自动化功能的实现，离不开站内工作可靠、灵活性好、易于扩展的通信网络，以来满足各种信息的传送要求。在变电站综合自动化系统中，通信网络是一个重要的环节。本文对通信网络的要求和组成、信息的传输和交换及通信的功能作了有详细的介绍。

【Abstract】In the transformer substation synthesis automation function realizes cannot leave stands the communication network which is highly reliable and flexible, can be expanded.It fulfills demands of all types of data transmission.In transformer substation synthesis automated system, communication network is very important.The requirement and composition of network, transmission and commutation of data and function of communication network are introduced in detail.【关键字】变电站综合自动化系统；信息传输；数据通信

【Key Word】transformer substation synthesis automated system information transmission data communication

引言

变电站综合自动化系统实质上是由多台微机组成的分层分布式的控制系统，包括监控、继电器保护、电能质量自动控制系统等多个子系统。在各个子系统中，往往又由多个智能模块组成，例如微机保护子系统中，有变压器保护、电容器保护和各种线路保护等。因此在综合自动化系统内部，必须通过内部数据通信，实现各子系统内部和各子系统间信息交换和实现信息共享，以减少变电站二次设备的重复配置和简化各子系统间的互连，提高整体的安全性。[

2、5]

另一方面，变电站是电力系统中电能传输、交换、分配的重要环节，它集中了变压器、开关、无功补偿等昂贵设备。因此，对变电站综合自动化系统的可靠性、抗干扰能力、工作灵活性和可扩展性的要求很高，尤其是无人值班变电站。综合自动化系统中各环节的故障信息要及时上报控制中心，同时也要能接受和执行控制中心下达的各种操作和调控命令。[2] 因此，变电站综合自动化系统的数据通信包括两方面的内容：一是综合自动化系统内部各子系统或各种功能模块间的信息交换；而是变电站与控制中心的通信。

一、变电站内的信息传输[2、3、5]

现场的综合自动化系统一般都是分层分布式结构，传输的信息有以下几种：

（一）现场一次设备与间隔层间的信息传输

间隔层设备大多需从现场一次设备的电压和电流互感器采集正常情况和事故情况下的电压值和电流值，采集设备的状态信息和故障诊断信息，这些信息主要是：断路器、隔离开关位置、变压器的分接头位置、变压器、互感器、避雷针的诊断信息以及断路器操作信息。

（二）间隔层的信息交换

在一个间隔层内部相关的功能模块间，即继电保护和控制、监视、测量之间的数据交换。这类信息有如测量数据、断路器状态、器件的运行状态、同步采样信息等。

同时，不同间隔层之间的数据交换有：主、后备继电保护工作状态、互锁，相关保护动作闭锁，电压无功综合控制装置等信息。

（三）间隔层与变电站层的信息

1、测量及状态信息。正常及事故情况下的测量值和计算值，断路器、隔离开关、主变压器分接开关位置、各间隔层运行状态、保护动作信息等。

2、操作信息。断路器和隔离开关的分、合闸命令，主变压器分接头位置的调节，自动装置的投入与退出等。

3、参数信息。微机保护和自动装置的整定值等。

另外，变电站层的不同设备之间通信，根据各设备的任务和功能的特点，传输所需的测量信息、状态信息和操作命令等。

二、综合自动化系统与控制中心的通信[

2、3]

综合自动化系统前置机或通信控制机具有执行远动功能，能将变电站所测的模拟量、电能量、状态信息和SOE等类信息传送至控制中心，同时又能从上级调度接收数据和控制命令。变电站向控制中心传送的信息称为“上行信息”；控制中心向变电站传送的信息称为“下行信息”。这些信息主要包括遥测信息、遥信、遥控和遥调。

图1

分布式综合自动化系统通信框图

为了保证与远方控制中心的通信，在常规远动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。一般根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信接口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应满足调度中心的要求，符合国标和IEC标准。

三、变电站综合自动化系统通信的要求

（一）变电站通信网络的要求

由于变电站的特殊环境和综合自动化系统的要求，其数据网络具有以下要求：

1、快速的实时响应能力。变电站综合自动化系统的数据网络要及时地传输现场的实时运行信息和操作控制信息。在电力工业标准中对系统的数据传送有严格的实时性指标，网络必须很好地保证数据通信的实时性。[

2、5]

2、很高的可靠性。电力系统是连续运行的，数据通信网络也必须是连续运行的，通信网络的故障和非正常工作会影响整个变电站综合自动化系统的运行，设计不合理的系统，严重时甚至会造成设备和人身事故。因此，变电站综合自动化系统的通信子系统必须具有很高的可靠性。[1、2、5]

3、很强的抗干扰能力。变电站是一个具有强电磁干扰的环境，存在电源、雷击、跳闸等强电磁干扰和地电位差干扰，通信环境恶劣，数据通信网络须注意采取相应的措施消除这些干扰。[1、2、5]

4、分层式结构。这是由整个系统的分层分布式结构决定的，也只有实现通信系统的分层，才能实现整个变电站综合自动化系统的分层分布式结构。系统的各层次又有其特殊应用和性能要求因此每一层都要有合适的网络环境。[1、2、5]

（二）信息传输响应速度的要求[2]

不同类型和特性的信息要求传送的时间差别很大，举例说明：

1、经常传输的监视信息。（1）监视变电站的运行状态，需要传送母线电压、电流、有功功率、频率等测量值，这类信息经常传输，响应时间需满足SCADA的要求，一般不宜大于1~2s。（2）计量用的信息如有功电能量，传送的时间间隔较长，传送的优先级可降低。（3）刷新变电站数据库所需的信息可以采用定时召唤方式。

2、突发事件产生的信息。（1）系统发生事故的信息要求传输时延最小，优先级最高。（2）正常操作的状态变化信息要求立即传输，传输响应时间要小。（3）故障下，继电保护动作的状态信息和时间顺序记录，不需立即传送，故障处理完后再传送。

（三）各层次之间和每层内部传输信息时间的要求[2]

1、设备层和间隔层，1~100ms。

2、间隔层内各个模块间，1~100ms。

3、间隔层的各个单元之间，1~100ms。

4、间隔层和变电站层之间，10~1000ms。

5、变电站层的各个设备之间，≥1000ms。

6、变电站和控制中心之间，≥1000ms。

四、变电站综合自动化系统的通信功能

变电站综合自动化系统由微机保护子系统、自动装置子系统及微机监控子系统组成，其通信功能可以从以下三个方面了解。

（一）微机保护的通信功能[3]

微机保护的通信功能除与微机监控系统通信外，还包括通过监控系统与控制中心的数据采集和监控系统的数据通信。

1、接受监控系统查询。

2、向监控系统传送事件报告，具有远传数据功能，失电后这些信息还能保留。

3、向监控系统传送自检报告，包括装置内部自检及对输入信号的检查。

4、校对时钟，与监控系统对时，修改时钟。

5、修改保护定值。

6、接受调度或监控系统值班人员投退保护命令。

7、保护信号的远方复归功能。

8、实时向监控系统传送保护主要状态。

（二）自动装置的通信功能[

3、4]

目前微机保护装置以综合了原自动装置的重合闸、自动按频率减负荷等自动功能，其通信指：接地选线装置、备用电源自投、电压和无功自动综合控制与监控系统的通信。

1、小电流接地系统接地选线装置的通信内容。母线和接地线路，母线TV谐振信息接

2、时间，开口三角形电压值等。

3、备用电源自投装置的通信功能。与微机保护通信功能类似。

4、电压合无功调节控制通信功能。除具有与微机保护类似的通信功能外，电压和无功调节还具有接收调度控制命令的功能。调度中心给定电压和无功曲线时，切换为变电站监控后台机自动就地控制。

（三）微机监控系统的通信功能[

3、4]

1、具有扩展远动RTU功能

传统变电站的远动RTU功能是指遥控、遥测、遥信、遥调的“四遥”功能。在综合自动化的变电站中，大大扩展了传统变电站远动RTU功能的应用领域，主要是对保护及其他智能系统的远动功能。此外，还包括变电站其他信息的监视和控制功能，如温度、压力、消防、直流系统等，几乎整个变电站的所有信息均通过网络通信传送至调度中心，相应地调度中心下传的信息也增加了许多。

2、具有与系统通信的功能

变电站微机监控系统与系统的通信具备两条独立的同通信通道。一条是常规的电力载波通道，一条是数字微波通信或光纤通信信道。

结束语

当代计算机技术、通讯技术等先进技术的应用，已改变了传统二次设备的模式，在简化系统、信息共享、减少电缆、减少占地面积、降低造价等方面已改变了变电站运行的面貌。虽然国内的变电站综合自动化技术还不够成熟，在某些方面还存在着不足，但随着通信技术和计算机技术的迅猛发展，变电站综合自动化技术水平的提高将会注入了新的活力，变电站综合自动化技术将朝着网络化、综合智能化、多媒体化的方向发展。

参考文献：

[1]许克明.熊伟.配电网自动化系统.重庆：重庆大学出版社，2007.8 [2]黑龙江省电力调度中心.变电所自动化实用技术及应有指南.北京：中国电力出版社，2004 [3]崔明.21世纪变电站与水电站综合自动化.北京：中国水利水电出版社，2005 [4]王国光.变电站综合自动化系统二次回路及运行维护.北京：中国电力出版社，2005 [5]江智伟.变电站自动化及其新技术.北京：中国电力出版社，2006