电网技术论文（多篇）范文

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电网技术论文范文 篇一

关键词：无线通信；电网通信；技术分析

一、概述

电力通信网是为了保证电力系统的安全稳定运行应运而生的。它同电力系统的安全稳定控制系统、调度自动化系统被人们合称为电力系统安全稳定运行的三大支柱。我国的电力通信网经过几十年风风雨雨的建设，已经初具规模，通过卫星、微波、载波、光缆等多种通信手段构建而成为立体交叉通信网。随着无线通信技术的发展，无线通信系统的特性发生巨大的变化。鉴于采用无线通信网不依赖于电网网架，且抗自然灾害能力较强，同时具有带宽大、传输距离远、非视距传输等优点，非常适合弥补目前通信方式的单一化、覆盖面不全的缺陷。本文简单介绍一下无线通信传输体制的应用特点和优缺点，并分析其在电力系统的应用前景。

二、无线技术介绍

（一）无线通信技术的概念

目前，无线通信及其应用已成为当今信息科学技术最活跃的研究领域之一。其一般由无线基站、无线终端及应用管理服务器等组成。

（二）无线通信技术的发展现状

无线通信技术按照传输距离大致可以分为以下四种技术，即基于IEEE802.15的无线个域网（WPAN）、基于IEEE802.11的无线局域网（WLAN）、基于IEEE802.16的无线城域网（WMAN）及基于IEEE802.20的无线广域网（WWAN）。

总的来说，长距离无线接入技术的代表为：GSM、GPRS、3G；短距离无线接入技术的代表则包括：WLAN、UWB等。按照移动性又可以分为移动接入和固定接入。其中固定无线接入技术主要有：3.5GHz无线接入（MMDS）、本地多点分配业务（LMDS）、802.16d；移动无线接入技术主要包括：基于802.15的WPAN、基于802.11的WLAN、基于802.16e的WiMAX、基于802.20的WWAN。按照带宽则又可分为窄带无线接入和宽带无线接入。其中宽带无线接入技术的代表有3G、LMDS、WiMAX；窄带无线接入技术的代表有第一代和第二代蜂窝移动通信系统。

1.主流无线通信技术

从技术发展的趋势可以看出，以OFDM+MIMO为核心的无线通信技术将成为未来无线通信发展的主流方向。而目前基于该技术的无线通信技术主要有：B3G、WiMAX、WiFi、WMN等4种技术。

2.其他无线通信技术

除了上述主流的无线通信技术外，目前已存在的无线通信技术还包括：IrDA、Bluetooth、RFID、UWB、集群通信等短距离通信技术及LMDS、MMDS、点对点微波、卫星通信等长距离通信技术。

（1）IrDA：InfraredDataAssociation，是点对点的数据传输协议，通信距离一般在0～1m之间，传输速率最快可达16Mbps，通信介质为波长900纳米左右的近红外线。

（2）Bluetooth：Bluetooth工作在全球开放的2.4GHzISM频段，使用跳频频谱扩展技术，通信介质为2.402GHz到2.480GHz的电磁波。

（3）RFID：RadioFrequencyIdentification，即射频识别，俗称电子标签。它是一种非接触式的自动识别技术，通过射频信号自动识别目标对象并获取相关数据。RFID由标签、解读器和天线三个基本要素组成。

（4）UWB：UltraWideband，即超宽带技术。UWB通信又被称为是无载波的基带通信，几乎是全数字通信系统，所需要的射频和微波器件很少，因此可以减小系统的复杂性，降低成本。

三、无线技术优劣分析

（一）WLAN技术分析

Wi-Fi的技术和产品已经相当成熟，而且大批量生产。该技术适用于无线局域网，作为有线网络的延伸，对于特殊地点宽带应用，尽管Wi-Fi技术应用非常广泛，但是它依然在安全性上存在一定的安全隐患，Wi-Fi采用的是射频（RF）技术，通过空气发送和接收数据。由于无线网络使用无线电波传输数据信号，所以非常容易受到来自外界的攻击，黑客可以比较轻易地在电波的覆盖范围内盗取数据甚至进入未受保护的公司内部局域网。

（二）WiMax技术分析

WiMax是一个先进的技术，推出相对较晚，存在频率复用性小、利用率低的问题，但由于最近才完成标准化，该技术的大规模推广还需要实践考验。从应用前景看，该技术可以在较大范围内满足上网要求，覆盖可以包括室外和室内，可以进行大面积的信号覆盖，甚至只要少数基站就可以实现全城覆盖。WiMax由于其技术的先进性和超远的传输距离，一直被业界看好，是未来移动技术的发展方向，并提供优良的最后一公里网络接入服务。

（三）WMN技术分析

WMN是正在研究中的技术，在研究中不断地在不同方面结合各种技术的特点进行融合，而且暂时没有一个成熟的产品系列来支持该技术的大规模应用。从应用前景看，WMN这一新兴网络不仅在无线宽带接入中有着广阔的应用空间，在其他方面如结合数据、图像采集模块可以对目标对象进行监控或数据采集，并广泛应用到环境检测、工业、交通等领域。随着其他技术的不断更新完善，WMN更好地与之相融合、互补，从而能够扬长避短，发挥出各自的优势。

（四）3G技术分析

3G于1996年提出标准，2000年完成包括上层协议在内的完整标准的制订工作。3G网络部署已具备相当的实践经验，有一成套建网的理论，包括对网络的链路预算、传播模型预算以及计算机仿真等。从商用前景看，目前，3G在部分地区已得到大规模的商业应用，比如欧洲很多国家、日本、韩国等都已经建设了3G的网络。3G技术已经进入可以实用的阶段，还有很多国家和地区正在建设或将要建设3G网络。

（五）LMDS技术分析

本地多点分布业务系统LMDS是一种提供点对多点通信的固定宽带无线接入技术，其工作频率在20GHZ以上，利用毫米波传输，可在一定的范围内提供数字双工语音、数据、因特网和视频业务，是一种非常好的宽带固定无线接入解决方案。在最优情况下，距离可达8公里；但是由于受降雨的原因，距离通常限于1.5公里。

其主要工作原理是通过扇区或基站设备将ATM骨干网基带信息调制为射频信号发射出去，在其覆盖区域内的许多用户端设备接收并将射频信号还原为ATM基带信号，在无需为每个用户专门铺设光纤或铜缆情况下，实现数据双向对称高带宽无线传输。

（六）MMDS技术分析

MMDS的主要缺点是有阻塞问题且信号质量易受天气变化的影响，可用频带亦不够宽，最多不超过200MHz。其次，MMDS对传输路径要求非常严格。由于MMDS采用的调制技术主要是相移键控PSK（包括BPSK、DQPSK、QPSK等）和正交幅度调制QAM调制技术，无法做到非视距传输，在目前复杂的城市环境下难以推广应用。另外，MMDS没有统一的国际标准，各厂家的设备存在兼容性问题。

（七）集群通信技术分析

数字集群系统具有很多优点，它的频谱利用率有很大提高，可进一步提高集群系统的用户容量；它提高了信号抗信道衰落的能力，使无线传输质量变好；由于使用了发展成熟的数字加密理论和实用技术，所以对数字系统来说，保密性也有很大改善。

数字集群移动通信系统可提供多业务服务，也就是说除数字语音信号外，还可以传输用户数字、图像信息等。由于网内传输的是统一的数字信号，因此极大地提高了集群网的服务功能。

（八）点对点微波通信技术分析

微波传输的优势主要体现在以下几个方面：第一，可以降低运营商的运营成本。与租用线路相比，微波系统的投资只要一年左右即可收回。第二，微波传输系统部署简洁快速。与传统的传输手段相比，其快速部署的优势可以更快地满足新业务发展的需要。第三，目前的微波产品对未来的发展是有保障的，对于运营商的新业务和新需求都可以给予很好的支撑。未来，微波传输系统将升级到全IP的平台之上，可以全面支持运营商未来的发展。

（九）卫星通信技术分析

利用卫星在有些人口不很密集的地区来配合陆地通信。在这些地区散布着范围较广但不密集的用户，可以利用卫星作为用户连至固定有线网的接入设施。在陆地通信网已经构成宽带多媒体通信网的环境下，利用卫星建成宽带卫星接入系统是比较好而切合实际的方案，经济又可靠。

但是卫星通信毕竟是采用卫星作为通信平台，其地面站的建设、通信信道租用费用都需要花费大量资金，而且通信资源为卫星通信公司所有，受其带宽的限制，使得大量数据的传输需要付出非常大的代价。因此，作为日常生产、生活使用是极为不经济的；而将卫星通信作为应急通信、作战通信、海外通信等则比较适合。

四、无线技术综合比较

目前无线通信领域各种技术的互补性日趋鲜明。这主要表现在不同的接入技术具有不同的覆盖范围、不同的适用区域、不同的技术特点、不同的接入速率。3G可解决广域无缝覆盖和强漫游的移动性需求，WLAN可解决中距离的较高速数据接入，而UWB可实现近距离的超高速无线接入。

首先，从标准化程度上看，本报告所涉及的技术中，仅仅WMN技术没有成熟的标准体系，LMDS、MMDS、集群通信均有多种标准，只是没有统一的国际标准，其余的技术均已经完成标准化工作，并且都进行了试验网建设和商业网建设。

从频率上看，Wi-Fi技术、WMN均使用的是开放频段，WiMax技术、3G技术等其他技术使用的是授权频段。

从覆盖范围上看，Wi-Fi技术、WMN技术属于局域网无线接入技术，仅覆盖35m～100m；WiMax技术、3G技术、LMDS技术、MMDS技术、集群通信属于城域网接入技术，覆盖范围在1km～54km不等，而卫星通信、点对点微波则属于广域网技术，通常用于通信主干组网建设。

从传输速率上看，点对点微波和卫星通信属于干线传输技术，不同的情况速率变化较大，而其余的技术均为接入技术，仅仅是3G技术接入速率最小，仅为384k，而其余技术均为几十M甚至上百M的速率。

从调制技术上看，其中WiFi技术、WiMax技术、WMN、3G技术均采用最新的调制技术OFDM，其余的技术均未采用OFDM调制技术。

从天线技术上看，仅仅3G和WiMax技术采用了MIMO技术，而其他技术均未采用MIMO技术；从传输环境上看，仅仅WiMax技术和3G技术支持非视距传输，其余技术均要求视距传输环境；从网络安全和QoS机制上看，WiMax技术和3G技术在这方面做得比较优秀、完善，其余的均存在较大的问题。

电网技术范文 篇二

【关键词】 广电网络 电气技术 电子技术 应用

前言：电气技术和电子技术的发展进一步实现了生活、生产智能化，为人们的生活提供了便捷性的同时，进一步优化了网络传媒的发展。近几年随着电气技术及电子技术在网络传媒中的应用，对网络传媒整体效能的优化起到了至关重要的作用。因此，进一步对电气技术及电子技术在网络传媒中应用进行分析具有重要的研究价值和意义。

一、广电网络中电气技术

1.1照明电气技术

就当前广电网络中来看，其在演播室、控制室均需要照明电器技术的支持。目前，广电网络已经将电器照明技术应用在整个设备中[1]。广电网络在照明系统构建的过程中坚持以构建应急照明系统为主，降低由于紧急停电而造成的内部供电中断的现象。广电网络整个照明电气技术按照48h紧急供电中断的照明计算方法对其整体应用供电体系实施构建，进而从根本上保障照明的稳定性和可持续性。

1.2防雷电气技术

防雷电气技术主要是利用各种仪器和设备在保障基础工作正常运行的基础上，对防雷系统实施保护和构建[2]。由于广电网络传媒中心的整体特殊性，在其综合防雷电气体系构建的过程中采用了当类装置等电位链接，进而形成一个统一的防雷到点系统，对整个系统的线路实施布置，有效的预防雷电电磁波脉冲对广电网络电流和电压带来的影响，进而保障设备运行的稳定性和安全性。此外，广电网络还利用防雷电气技术实现了消防联动系统的构建，实现24H监测联动消防指令，进而为广电网络的整体安全性提供了保障。

1.3变电电气技术

变电控制是维持广电网络电源稳定，实现广电网络中心合理用电的关键。其在变电控制的过程中利用电气技术实现了核心变电控制系统，对整个广电网络中心计算机的系统和各个演播室、演播厅的用电实时集中配置，以保障高强度符合支撑。此外，广电网络在变电电气技术的应用上还是实现了高低电压系统等级控制系统，进而对供电故障时电流和电压突然降低和故障排除后电流电压突然升高带来了供电系统稳定性实施技术处理，实现变电系统的稳定性和灵活性。

二、广电网络中电子技术

2.1双向改造电子技术

双向改造电子技术主要是利用FTTH技术和无源光网络PON技术实现光纤到户和纯介质网络传输的一种电子技术。广电网络应用双向改造电子技术将内部的数据传输实现光波传输，加强了数据协议灵活性，进而优化了数据传输的可靠性，实现网络透明化安全传输。便给利用无光源网络PON技术降低了数据传输过程中电磁波对传输网络造成的影响，实现多兆为双向改造。广电网络应用双向改造电子技术进一步对内部网络的传输和改造提供了技术支持。就当前广电网络双向改造电子技术的应用来看，其实现有线电视服务下的单向下行广播传输方式就是利用了双向改造电子技术。

2.2 HFC电子技术

HFC电子技术是利用大容量传输实现双向传输的一种电子技术，广电网络利用HFC电子技术实现了光纤与同轴电缆结合的传输技术构建，实现了帧频变换，多兆位数据服务的功能，进而完成了电子技术工作的开展。此外，广电在应用HFC电子技术的过程中利用工作人员全程根本实现了视频服务和IP服务技术改进，提高了整体网络视频的输出质量和输出纠错能力。

2.3数据传输电子技术

广电网络中应用数据传输电子技术主要是对网络内信号、音频、视频等实现基本数据传输凭条的构建[3]。在数据传输电子技术的应用下广电网络实现了射频总线与双绞线结合的长距离、大范围数据传输，保障了不同用户之间数据传输的距离。

2.4智能化电子技术

智能化电子技术的应用进一步促进了广电网络智能化发展，从网络运营的角度，实现了整个广电IT系统的智能化设计，进而优化了广电网络的工作效率，为广电网络传媒的发展提供了业务升级。

三、总结

通过本文的分析能够看出当前我国广电网路技术改革和创新的过程中应用了照明、防雷和变电电气技术，并且结合了双向改造、HFC、数据传输和智能化电子技术，为广电传媒的安全、运行和传输等提供了保障，进一步优化了而广电网络核心技术，优化了广电网络在传媒领域的市场竞争优势，进一步为我国网络传媒的发展指明了方向。

参 考 文 献

[1]万志豪。论电力电子技术在电气控制中的应用[J].电子技术与软件工程，2016，04（24）：243.

电网技术 篇三

【关键词】配电网技术；配电网建设；技术方案；优化建议

1 前言

我国在电网规划方面主要的工作重点为35kV以上的配电网，而对于10kV这种低级别的配电网有着一定的忽略，从而使得我国大部分的10kV配电网都不能很好的满足其必要的可靠性与经济性。不仅如此，我国目前10kV的配电网大多都建立在乡镇区域，其外在条件的约束和内在因素的限制更加大了配电网建设的难度。但相对来说，我国大部分的10kV配电网都有了相当的规模，其结构也逐渐趋向完整。下面主要通过探究10kV配电网建设存在的问题，谈一谈其技术方案和优化建议。

2 10kV配电网技术存在的问题

2.1 10kV配电网的建设问题

首先，10kV配电网的网络架构不合理，其主要是因为一些历史原因形成的，并且不合理的网络架构给配电网的计划检修与故障处理等多方面的活动带来了很大的阻碍；其次，10kV电源点的布点不足、不合理，其主要是因为我国大部分10kV配电网建设早期都没有必要的整体规划计划。这些不合理直接导致10kV配电网的线路半径过大，增大了配电网的功率损失，并且电源点不足还使得部分地方负载不平衡，影响了整个配电网系统的经济性；再次，10kV配电网的线路故障率较高。目前我国大部分10kV配电网的输电线路大都采用架空线路的方式，其很容易受到外界各种因素的干扰，因此也很容易发生各类事故，影响了10kV配电网的供电可靠性；最后10kV配电网的负荷增长速度过快，特别是一些经济较为发达的沿海地区，每年的负荷增长率已经超过了百分之二十，给10kV配电网带来了巨大的供电压力。

2.2 10kV配电网的管理问题

我国长期的电网规划对于10kV配电网都有着一定的忽略，因此其系统规划工作和项目管理体制还不健全，主要集中在以下四个方面。第一是我国的电网规划工作重心主要在35kV以上的配电网，而对于10kV配电网并没有稳定的定期规划工作。从而使得我国大部分的10kV配电网都没有较为系统的负荷预测方法与系统规划体系，进而影响了10kV配电网的正常发展；第二是我国目前在10kV配电网方面基本上还没有形成一个较为统一的主推接线模式，并且还没有考虑到变电站运行等关键部分；第三是我国10kV配电网的相应项目立项与后续的评估机制还不完善，存在着一定的漏洞和残缺；第四是10kV配电网的工作方案还没有一个完善的制定流程。

3 10kV配电网的技术方案

3.1 设备施工阶段的质量控制

10kV配电网正常运转是保证其能够不断供电的基础，所以说在施工各个阶段必需要做好高低压桥架安装、遵循母线安装等各个方面的安全控制。首先整个配电网的安装工作都要遵循电气工程相应的法律法规，保证每一个电气元件的安装都能满足技术理论上的要求；其次在实际施工中应该做好问题预案工作，即如果配电网建设过程中出现了问题，应该及时的采用相应的措施进行解决，并且其每一个安装元件都应该经过严格的排查和验收，一旦发现质量和安装不过关的现象，应立即进行相应的改进；最后还要做好10kV配电网变压器的质量控制工作。变压器在整个配电网系统中主要承担着增大电力输送距离并且降低电能损失的任务。而在10kV配电网系统中，因为其变压器数量一般都很多，所以带来的电能损耗也较大。据统计，在10kV配电网所有种类的功率损耗中，变压器带来的损耗是整个损耗量的百分之八十以上，所以说降低10kV配电网电能损耗的工作重点在于降低变压器的功率损耗。配电网变压器的功率损耗一般由两个部分组成：第一是配电网变压器的固定损耗，其与配电网的输出电量无关，又被叫做是空载损耗。第二是配电网变压器的可变损耗，其与变压器的电流平方有着正比关系。

3.2 设备调试阶段的质量控制

10kV配电网的设备调试阶段主要是指对其母线。断路器、变压器、高压电缆等进行必要的调试实验。这些调试实验相对来说都比较专业和繁琐，并且其过程还有着安全隐患，因此其需要一些专业人员在做好充分准备的前提下，逐步的进行调试工作。在这之中，断路器对于10kV配电网有着尤为重要的作用，在其安装以前应该熟悉其产品的设计说明与安装技术等，并通过相应的途径了解其工作特点与性能，并结合布设现场的实际情况，制定出10kV配电网中断路器的安装方案。安装方案应该囊括其施工各个环节与调试方法等，从而保证断路器能够正确规范的完成安装与调试工作。在10kV配电网中各个设备都进行完调试工作以后，还要进行最后的检核，确保没有问题以后，进行下一步工作。

4 10kV配电网技术的优化建议

4.1 网络构架建设

10kV配电网应该做到能够独立的带动所有的负荷，进而保证在发生意外情况的时候能够不断电，在实际规划工作中，应该遵循三个方面的原则：第一是10kV环网接线的时候，应该保证线路中的工作电流处于安全电流的1/4到3/4之间，一旦工作电流超出，那么就应该立即采用必要的措施进行分流工作；第二是应该在相邻的变电站之间设定必要的10kV环网接线，进而保证10kV配电网的供电可靠性；第三是在保证10kV配电网中线路电流处于正常的前提下，在10kV的线路段布设多个负荷开关，从而减小10kV配电网线路故障时的停电范围。

4.2 导线截面的选择

在进行10kV配电网技术的规划时，应该有长远的眼光，使配电网能够满足其供电区域的发展需求。在导线截面选择方面，首先要以经济电流密度为主要的参考依据，并且还要对导线承受的电压降与发热电流进行必要的检测。此外需要注意的是，正常工作中的导线电流应该满足经济电流的要求，而检修工作中的导线电流应该满足发热电流的要求。

4.3 10kV中性点接地方式

首先10kV配电网应该在其内部各个构件的电源处布设相应的避雷装置，并且要保证期接地电阻阻值低于4Ω。而对于10kV架空网来说，一般都采用中性点不接地的方式。而当其接地电容的电流大于10A的时候，为了避免谐振电压过大发生，通常在10kV中性点处构建消弧线圈作为其主要的接地方式。而当其接地电流继续增大，直到电流超过了消弧线圈中的电流以后，可以考虑将10kV中性点处的接地转变成低电阻的接地系统，从而增强整个10kV配电网系统的可靠性和安全性。

5 结语

随着我国社会经济的不断发展，社会各个方面对于电力的要求也越来越高。而10kV配电网作为促进我国配电网系统稳定和发展的重要部分，在未来的发展中必将有其新的意义和内涵。本文经过科学合理的探究，较为系统的阐述了10kV配电网技术，给广大的配电网技术人员带来了操作性较强的实践经验。因此，作为一名优秀的配电网技术人员，在当下更应该对10kV配电网的核心技术进行深入的掌握，并积极借鉴其他区域在此方面的先进技术经验，以促进10kV配电网的稳定协调发展。

参考文献：

[1]蔡金立。10kV配电网可靠性影响因素及对策探析[J].广东科技，2013（18）.

[2]郭建文。10kV配电网存在的问题及线路安全运行的管理方法[J].中国电业（技术版），2013（01）.

电网技术 篇四

关键词：微电网技术；主动配电网；实际运用

随着能源危机的日渐加重，传统被动式电网不得不开始向主动式电网转变，以便实现对大量间歇性能源的吸纳。而在主动配电网中进行微电网技术的运用，可以实现对这些能源的有效控制和管理，继而更好的促进主动配电网的建设与发展。因此，有必要对微电网技术在主动配电网中的实际运用问题展开探讨，以便更好的促进我国电力事业的发展。

1接入主动配电网的微电网结构分析

在接入主动配电网的过程中，微电网需要形成独立的微电网模式、电源模式和电网间互动联合模式，以便形成一种多模式共存的主动配电网结构。而利用该种结构，可以实现对主动配电网、分布式电源和微电网等各个能量管理系统的统一调度，并且保证信息、能量的双向流通，继而使电网运行的可靠性和经济性都得到提高。分析这种结构的形成原因可以发现，在主动配电网中进行微电网技术的应用，需要采取单点接入的方式将微电网接入到主动配电网。所以，为了避免微电网与分布式电源对配电网运行产生不良影响，需要进行联合运行系统的构建，以便消除各种电能系统接入带来的影响，继而使电网对分布式电源的利用效率得到提高。因此，接入的微电网需要有主动管理各类负荷的特征，并且主动进行不同分布式电源的协调控制[1]。为此，微电网需要根据电网特点进行能量管理系统的构建，并且结合电网运行状态和现有资源配置情况实现电网用电、发电和配电的管理，继而使电网的运行得到优化。

2接入主动配电网的微电网设计规划

在主配电网接入微电网时，需要面对微电网接入位置的选择、接入点功率的交互约束和分布式电源种类繁多等多种问题。而想要顺利进行微电网的接入，就需要将这些因素纳入到主动配电网的规划设计考虑范围。所以，由于需要考虑主动配电网和微电网这两个系统的设计问题，就需要实现对二者的双层综合规划设计。其中，主动配电网与微电网网架的规划应该划分成两类，即长期规划和中短期规划。而微电网中分布式电源的规划也应该有两个方面，即技术方案设计和接入效益分析。在长期规划设计中，需要对电网运行的负荷需求、网络拓扑扩展、经济性和灵活性等多个因素指标进行分析。在短期规划中，要对电网可靠性、运行成本、网络损耗和建设环境等问题进行分析。在技术方案中，需要分析分布式电源的接入位置、类型和储能配套等问题。而在效益分析的过程中，需要对电网运行的社会效益、经济效益和环境效益等问题进行分析[2]。实际上，由于微电网接入后主动配电网将成为互动性较强的网络，所以需要涉及多层次、多模式和多约束的规划设计问题。只有解决这些问题，才能够合理进行微电网的接入。就目前来看，主要开展的规划设计工作主要有几类，即分布式电源互补性设计、电网多层次网架结构设计和多目标的微电网选址定容与优化配置等工作。

3接入主动配电网的微电网的控制

随着大量微电网的不断接入，主动配电网的结构将发生改变。同时，随着微电网的分布式特性的增强，其对主动配电网的渗透程度也将越来越深。而此时，只有做好微电网群的协调控制工作，才能够确保整个电力系统的可靠运行，从而提供高质量的电能。就目前来看，用于进行电网中微电网群控制的方案有三种，即集中式控制、分布式控制和集中-分散式控制。其中，集中式控制是由一个主动配电网控制中心进行各微电网的控制。该中心需要收集所有电网的信息，并制定相应的发电计划，以便对电网群的能量输出进行控制。而这种控制方案虽然可以实现对电网的优化调度，但是需要处理大量数据信息，所以需要有一定的兼容性和扩展性。分布式控制方案中则包含多个微电网控制中心，可以收集本地微电网信息，并对本地微电网进行控制。而采取这种控制方式将保证系统运行的可靠性，但也会导致微电网之间的协同运行难以实现。此外，还可以使用集中-分散式控制方案进行电网的控制。具体来讲，就是由各微电网控制中心进行微电网的控制，并由主动配电网控制中心进行所有电网信息的整合，然后通过向各微电网控制中心分配任务实现对整个电网的控制[3]。而使用该种控制方案，可以使电网运行具有较好的实时性和扩展性。

4在主动配电网中运用微电网技术的效益

利用微电网技术进行分布式电源的接纳，给主动配电网的运行带来了更多效益。首先，利用微电网技术使不同分布式电源接入的兼容和扩展问题得到了解决，从而使主动配电网对分布式电源的利用效率得到了提高。其次，各类分布式电源的接入，容易引起主动配电网电压分布的变化，继而影响到电网电压质量和稳定性。而微电网技术的应用为主动配电网提供了电压协调控制方法，可以实现对各类电源和储能装置的协调控制，从而使电网的电力质量和稳定性得到了改善。再者，运用微电网技术就地为负荷供电，使过去长距离输电产生的网损得到了减少。同时，通过对各类电源和储能装置进行合理布局，主动配电网也利用微电网技术实现了对配电网潮流的优化调控，从而通过降低电网网损给自身带来了更多的经济效益。此外，在微电网并网与主动配电网的共同运行的情况下，即使发生电力故障也可以保证为用户提供不间断的电能，所以使电网运行的可靠性得到了提高。因此，在主动配电网中进行微电网技术的应用，实际上为电网运行带来了更多的经济效益和社会效益。

5结语

总而言之，做好接入主动配电网的微电网的规划和建设工作，可以使主动配电网的能源利用率和稳定性得到提高。因为微电子技术的使用可以将分布式电源多余的电能通过主动配电网传递给大电网，并且实现对主动配电网内部的可控电源和不可控电源的协调管理，所以可以为主动配电网的建设和发展提供技术支持。因此，本文对在主动配电网中使用微电网技术的问题展开的分析，可以为实现稳定、安全和低碳的电力系统建设提供思路。

参考文献：

[1]孙鸣，骆燕，谭佳楠。主动配电网运行模式对微电网可靠性的影响评估[J].电力建设，2015,(1).

[2]董开松，谢永涛，贾嵘，等。面向主动式配网的微电网技术探究[J].高压电器，2015,(6).

智能电网技术 篇五

关键词：智能电网；智能输电技术；智能变电站；特高压输电

中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）23-0096-02

在经济技术的推动下，国内电网事业进入到了一个新的发展阶段，加上用电需求的增长，对供电质量要求的提高，各大电力企业纷纷引进高科技，逐渐实现了智能化，大大提高了运行效率。输电和变电是电力系统中的重要环节，直接关系着系统能否正常运行，进而影响到企业效益，因此必须不断完善智能输变电技术。

1 智能输电技术

输电线路是连接变电站和用户之间的桥梁，负责整个电力过程的传输，面临着当前大机组和高电压的发展趋势，为提高传输效率和质量，也逐渐实现了智能化。智能化输电技术通常包括以下三种：特高压输电、柔性输电技术、轻型高压直流输电。

1.1 特高压输电技术

通常分为交流输电和直流输电两种，前者的电压等级多在1 000 kV以上，运输容量大、损耗少，能够实现长距离传输，而且比较经济。国内电网事业正面临着大容量、长距离的发展趋势，该技术非常适宜，且有利于解决走廊布置困难等问题，因此极受重视，2006年建设的1 000 kV特高压输电工程自山西晋南到湖北荆门，全长645 km，有效地缓解了华中、华北电网供电紧张的局面。

关于该技术的研究，有以下几个重点：

①输电能力尤为重要，与电压和阻抗都有关系，电压越高，传输能力越强；线路阻抗越大，传输能力越弱。如两条线路，一条为500 kV，另一条为1 200 kV，后者的传输能力要比前者高出4倍之多，同时产生的容性无功也远远超过了前者。为防止出现工频过电压，通常会并联电抗器，用以弥补容性无功。

②因电流在传输中会产生一定的功率损耗，对线路构成破坏或引起浪费，以至于增加成本，而如何降低损耗是当前研究的重点问题之一。假如传输的功率一致，1 000 kV线路的电流约为500 kV线路的50%，电阻是其25%左右，而功耗与电流、电阻皆成正比，这表明1 000 kV特高压线路的功耗只有500 kV线路的6.25%。

③稳定性对输电能力有着直接影响，尤其是传输距离较长时，功角稳定对输电能力的限制极为明显；而在中短距离的输电过程中，电压稳定是影响传输能力的主要因素。

1.2 柔性输电技术

也包括直流和交流两种，前者主要是建立在PWM和VSC技术之上的，使用的电子设备都比较先进，柔性直流输电的优势多通过转换和控制体现出来，如系统中的换流站可以无源环流的方式运行，不需要外加的换相电压，进而对有功和无功均能够实现精确控制。

与直流不同，柔流输电使用的电子器件较多，包括可控并联电抗器、串联电容器及无功补偿器等，该技术的优势在于能够对电能质量和无功补偿进行精确有效地控制。

1.3 轻型高压直流输电技术

该技术使用的电压源换流器主要是由绝缘栅双极晶体管器件构成的，具有自行关断的功能，与普通的高压直流输电技术相比，该技术可以向无电源负荷区或弱交流系统供电，在降低无功需求的同时，还可动态补偿交流母线的无功功率，有助于稳定交流母线的电压，环保价值和经济效益都比较高，加上该技术灵活性强，在小型输电工程中较为适宜。

2 智能变电技术

2.1 智能变电站

变电站在电力系统的重要性是不可代替的，采用先进的科学技术，借助具备低碳环保作用的设备对普通变电站加以改进，以网络化、数字化和自动化等技术为基础，实时对变电站的动态进行完全自动化的监控，进而形成自动采集信息并具备计量控制功能的变电站，即为智能变电站。

智能变电站可分为过程层、间隔层和控制层三个层次，各自发挥着应有的作用。当前的关键问题在于如何保证智能变电站稳定运行，在诸多影响因素中，新型设备无疑是最重要的。新型设备主要包括电子互感器、交换机等。交换机一旦发生故障，必须及时调查故障原因，同时可以重启机器，如果重启无效，需通知专业的检修人员对交换机进行维修。智能端发生故障时，维护工作与交换机类似，先重启，若无效在由专业人员维修。电子互感器主要起着测量电力系统内部电压电流的作用，各项设备都要通过电子传感器获得信号，然后经采集器分析处理，屏蔽线多选择专用的，主要起传输信号的作用。在确定电子互感器是否处于正常状态时，可通过其外形的完整性、接线是否良好、线路间是否有断路现象等来判断。

2.2 智能变电技术

①智能感应技术。电力系统结构庞大，为实现对系统的有效控制，应从整体进行把握，测量获取系统的运行状态和各项设备的准确信息。在智能电网中，无线感应器或智能感应器占据着相当重要的地位。智能变电站使用的智能设备最多，温度传感器、湿度传感器等在变压器监测中的作用尤为重要，需按照设计需要获取有用的变压器信息。

②信息通讯技术。智能电网需应用到诸多现代化技术，如3 S技术、信息智能处理技术等，发挥着重要作用。而通信技术则以无线通信和光纤通信为代表，尤其是光纤通信，在实际中的应用十分广泛，在高新技术不断完善的情况下，无线通信需要进一步发展，以扩大使用范围。

③同步相量测量技术。该技术在电网事业中应用十分广泛，而GPS技术的发展，为其提供了高度精确的同步时标，能够保证系统内多个站点的电压或电流信号保持同步，实现共享。而变电站是电力系统的关键节点，也是布置同步相量测量点的理想位置。

④控制决策技术。为保证电力系统能够安全正常地运行，需对其状态进行实时监测，并做好分析决策工作，这就要求强化仿真分析、控制决策等技术，而实现这些技术需要用到大量的参数和信息，通常是依靠智能变电站中的传感装置来获取。

⑤智能设备装置。智能设备和智能装置覆盖了整个智能电力系统，尤其是变电站，安装的智能设备最多，智能设备具有可视化、数字化等功能，都体现出了新技术的优越性。

3 结 语

电网事业不断进步，逐渐朝智能化的方向发展，这也必将是今后的主流，智能输变电技术意义重大，在所取得的成就的基础上，需要进一步完善，进而促进国内电网事业的进一步发展。

参考文献：

[1] 王淼。智能电网中的智能输变电技术[J].科技创新与应用，2012，（19）.

电网技术论文范文 篇六

关键词：配电网馈线自动化重合器分段器

我国原来的配电网大多采用放射型供电。这种供电方式已不能适应社会经济发展和满足用户供电质量要求，因为一旦在某一点出现线路故障，便会导致整条线路停电，并且由于无法迅速确定故障点而使停电检修时间过长，大大降低了供电的可靠性［1］。为此，现在供电网广泛采用环网接线，即两条线路通过中间的联络开关连接，正常运行时联络开关为断开状态，系统开环运行；当某一段出现故障时，可以通过网络重构，使负荷转移，保证非故障区段的正常

供电，从而可大大提高配网供电的可靠性。

目前，我国投入巨额资金来改造城乡电网，以提高整个电力系统的可靠性。在这种形势下，选择一种符合我国电力行业的实际情况，既有较高可靠性又有较好经济性的配电方式是摆在我们面前的一项迫切任务。

1馈线故障的定位、隔离及恢复供电模式

配电网自动化主要包括变电站自动化和馈线自动化。在配电网中由馈线引起的停电时有发生，故障发生后，如何尽快恢复供电是馈线自动化的一项重要内容。实际上，配电自动化最根本的任务也就是在最短的时间内完成对故障的定位、隔离和恢复供电。它们的发展可分为3个阶段［2］：

（1）利用装设在配电线路上的故障指示器，由电力检修人员查找故障区段，并利用柱上开关设备人工隔离故障区段，恢复正常区段的供电。该方式的停电时间长，恢复供电慢。

（2）利用智能化开关设备（如重合器、分段器等），通过它们之间的相互配合，实现故障的就地自动隔离和恢复供电。该方式的自动化水平较高，无需通信就可实现控制功能，成本较低。缺点是开关设备需要增加合、分动作的次数才能完成故障的隔离和恢复供电。

（3）将开关设备和馈线终端单元（FTU）集成为具有数据采集、传输、控制功能的智能型装置，并与计算机控制中心进行实时通信，由控制中心以遥控方式集中控制。该方式采用先进的计算机技术和通信技术，可一次性完成故障的定位、隔离和恢复供电，避免短路电流对线路和设备的多次冲击。存在的主要缺点是：要依赖于通信，结构复杂，影响配电系统可靠性的因素较多。

配电网馈线自动化的目的是提高供电的可靠性，所以系统的功能固然重要，但其自身的运行可靠性和经济性则是电力部门最关心的问题［2］。因此，相对而言，以上3种模式中的第二种模式最为符合我国电力行业的实际情况。其主要特点是：

（1）可利用重合器本身切断故障电流，实现故障就地隔离，缩小停电范围；

（2）无需通信手段，可利用重合器多次重合以及保护动作时间的相互配合，实现故障的自动定位、隔离和恢复供电；

（3）可直接从电网上获取电源，不需要外加不间断电源；

（4）对过电压、雷电、高频信号及强磁场的抗干扰能力强，可靠性高；

（5）增加通信设备可很容易升级到上述第3种模式，使配电网自动化分步进行。

2几种以重合器和分段器为主构成的馈线自动化方式的比较

以重合器和分段器为主构成的环网配电模式中，又可以分成3种方式：断路器＋电压型分段器、重合器＋分段器（以分段器作为联络）、完全采用重合器。这几种方式各有优缺点，具体分析如下［3］。

（1）“断路器＋分段器”和“重合器＋分段器（以分段器作为联络）”的配电模式。

特点：无需通信设备，由分段器对线路进行分段，通过分段器检测电压信号，根据加压时限，经断路器或重合器的多次重合，实现故障自动隔离，投资少，易于配合。

缺点：隔离故障需要多次重合，增加了对系统的冲击次数；隔离故障时会波及非故障区段，造成非故障区段的停电；馈线越长，分段越多，逐级延时时间越长，从而使恢复供电所需时间也越长。

（2）“完全采用重合器”的配电模式。

特点：无需通信设备，利用重合器本身切断故障电流，通过多次重合以及保护动作时限的相互配合，实现馈线故障就地自动隔离，避免了因某段故障导致全线路停电的情况，同时减少了出线开关的动作次数。

缺点：投资大，分段越多，保护配合越困难，变电站出线开关的速断保护延时就越长，当出线端发生故障时，对系统的影响较大。

针对以上3种配电方式的优缺点，我们设计了一种新型的较为实用的配电模式：环网供电的两个变电站出线端为改进后的普通型重合器，中间联络开关为联络型分段重合器（兼具联络开关、分段器和重合器的功能），线路以改进后的分段器分段。这种方式虽然仍由重合器和分段器构成，但是通过对这些重合器和分段器进行改进，将联络型分段重合器作为联络开关，则可以使该配合方式具有以上3种模式的优点，避免了大多数的不足。系统接线如图1所示。

下面分别以线路中区段b发生瞬时性故障和永久性故障来说明该模式的工作过程。

假设在区段b发生瞬时性故障。VW1分闸后延时T1重合，QO1～QO3失压后延时T2再分闸，设定T1＜T2，因此当VW1重合闸后，QO1～QO3仍未完成分闸动作，处于合闸状态。这样，VW1就可以在T1（0．5s）内切除瞬时性故障，避免了分段器的逐级延时，大大减少了发生瞬时性故障时的停电时间。

假设在区段b发生永久性故障。VW1经一次重合，使QO1合闸闭锁，VW1再次重合，由变电站1供电到a段。在这个过程中QO2检测到一个持续时间很短的小电压，QO2在QO1合闸闭锁的同时也执行合闸闭锁，这样就将故障段b的两端同时闭锁住，实现了对故障的隔离。故障发生后，VW3在检测到单侧失压后延时XL合闸，QO3在VW3合闸后延时X后也合闸，由变电站2供电到c、d段。如果在这个过程中，c或d段又发生故障或者QO2未完成合闸闭锁（这种情况出现的概率极小），则VW3合闸后检测到故障又跳闸，在第一次重合闸后实现故障的隔离和供电恢复。所以，无论在哪种情况下，这种配电模式都可以避免VW3至变电站2线路段的停电。也就是说，在隔离故障区段时不会波及非故障线路，不会造成非故障线路段的无谓停电。发生故障后，在线路上重合器和分段器动作的同时，装设在变电站内部的故障定位器根据各开关设备的动作时间配合，可迅速地确定出故障区段的准确位置，以便进行检修。

从上面的分析可以看出，这种配电方式虽然无法一次性完成对故障的定位、隔离和恢复供电，但是它可以快速切除瞬时性故障；在发生永久性故障时，可以同时完成对故障区段两端的闭锁。这种方式与传统的“重合器＋分段器”配电方式相比，缩短了停电时间，减少了短路电流对线路的冲击次数。因为整条线路中只在变电站出线端和线路中间装设有重合器，所以保护配合易于实现；虽然线路分段较多，但变电站出线断路器的速断保护延时无需太长，所以当变电站出线端发生短路时，对配电系统的影响也就较小。同时，由于采用分段重合器作为联络开关，在隔离故障时就避免了非故障区段的停电。另外，这种配电方式虽然没有象第3种配电模式那样切除故障快和功能强大，但它也有自己的优势，即无需通信设备，完全依赖于线路中的智能化开关设备就地完成对故障的定位、隔离和恢复供电，简化了配电系统的结构，也使影响可靠性的因素大大减少；并且这些智能化开关设备都留有通信接口，如有必要，可以方便地加上通信功能，使该配电网馈线自动化达到更高的水平。

3提高可靠性和减少线路停电时间的措施

对于配电自动化来说，自动化程度的高低和功能的强弱固然重要，但整个系统的可靠性应该放在第1位。此外还要考虑到经济性［2］。为了保证上面介绍的以分段重合器为联络开关的“重合器＋分段器”模式的可靠性，采取了以下措施：

（1）重合器的开关本体为真空断路器，采用真空灭弧室外装复合绝缘的专利技术。它具有无油、无气、免维护、寿命长、无火灾、无爆炸危险的优点，机构采用电机快速储能的弹簧操作机构，无需高压合闸线圈。

（2）选用高性能PLC（可编程逻辑控制器）作为重合器和分段器的控制中心。简化了线路，大大提高了整机可靠性和抗干扰能力。

（3）直接从线路上获取电源，无需任何外加电源。选用美国的开关电源模块，抗干扰能力强，工作范围广，可在30％～120％输入范围内输出稳定的额定电压。

此外还有冗余设计和降额使用等措施，也可以提高整机的可靠性。

为了减少这种配电模式中的停电时间，采取了以下措施：

（1）快速切除瞬时故障，减少停电时间在电力系统中，线路故障的62％～85％为瞬时性故障，如果把瞬时性故障按永久性故障等同处理，则会造成较长时间（数十秒以上）的停电。为此，在重合器中增加了首次快速重合功能（可选），在分段器中增加了完全失压后延时分闸功能。这两者互相配合，可以在0．5～1s内切除瞬时性故障，大大降低了瞬时故障时的停电时间。

（2）故障区段的两端同时完成闭锁

传统的分段器当线路发生故障时，只能一次闭锁故障线路的一端，改进后的分段器可以在线路发生永久性故障时使故障区段的两端同时实现隔离，避免了非故障区段的停电，使恢复正常供电的时间缩短，同时减少了重合器或断路器的重合次数，对系统的冲击也就相应地减少了。

（3）躲涌流功能

配电系统最主要的负荷是变压器和高压电机，所以在重合器首次合闸或重合时，会出现比额定电流高得多的启动电流，有可能导致重合器的误动。改进后的重合器在软件和硬件两个方面增加了躲涌流措施，可以自动地区别合闸产生的涌流和故障电流，很好地解决了涌流问题。

4结束语

本文介绍了配电网馈线自动化的3个发展阶段，经过比较认为，采用以“重合器＋分段器”为主构成的配电系统较为符合我国目前电力行业的具体情况。分析了以“重合器＋分段器”为主构成的配电网馈线自动化的几种方式，提出了一种新的实用的配电方式，既可以减少故障时的停电时间和短路电流对线路的冲击次数，又易于实现保护时间的配合。该配电模式已经在浙江黄岩供电局试运行，到目前为止，运行效果是令人满意的，达到了设计要求。

参考文献：

［1］孙寄生．10kV环网供电技术研究与应用［J］．中国电力，1999，32（2）．

智能电网技术 篇七

关键词：智能电网；关键技术；

中图分类号： F407 文献标识码： A

引言

智能电网技术的发展日新月异，随着科学技术的发展，智能电网技术应用越来越广泛，但是还是存在很多问题，因此需要我们花更多的精力去探讨和研究，确保电网稳定运行。

1、智能电网概述

1.1、智能电网的含义

智能电网顾名思义是在传统电网的基础上发展而来的。传统电网系统的体系内部以多处的单独信息模块组成，信息共享能力差，且智能化程度相对较低。而智能电网则可以规避由于信息孤立带来的不便，获取较为完整和联通的信息，使资源配置利益最大化。智能电网利用大型传感设备对电力发起、电力传送、电力分配和电力供给等中间环节中至关重要的各种电力设备的使用和工作情况进行实时把控；将以上设备传来的信号与data通过内网或更广泛的网路系统进行收集与整理；通过对相关数据的分析、发掘，达到对整个电力体系运行的监管与优化。

1.2、智能电网的特点

智能电网的功能特点主要包括：可视性、可操纵性、可变性、非封闭性、安全性、兼容性、可预防性、高效性、安全互、广度覆盖性、节能性等，有减少电力消费端的用电损耗、实时监控系统能够第一时间排查和消除安全隐患、减少电力污染排放、降低耗能损耗、实现电力企业集成管理等优点。

2、智能电网的关键技术

2.1、智能信息技术

如将信息技术运用到智能电网关键技术中，就能有效的将电网技术运用到电力企业发展中，该技术的运用主要是将企业电网信息资料实现智能信息化，并通过电网发电厂进行输电配送，直至电网终端用电；其中每个环节均要该技术形成一个保障系统，同时采用该项技术在企业智能电网中给予运行的优点较为显著，首先，由于该项技术数据信息量较大，而当前企业智能电网中的数据信息量较低，数据化系统还未获得完善，因此采用这一技术利于为智能电网技术提供一个数据信息保障中，而数据信息量的大小重点在于企业中电网的技术含量。

其次，可以采用SAO对系统中不同数据给予集合操作，并根据信息特点构建一个统一的信息平台，利于将数据进行分类[4]。最后，采用先进的信息技术不仅可以将运营、销售、人力资源、生产等在企业信息实施调节整合，还可以构建信息处理平台，并根据市场需求扩展企业运营量，利于把电力企业信息进行集中管理储备，大大提高了系统中信息数据的安全性以及可靠性。

2.2、通信系统与参数量测技术

智能电网实现高效调度依托于双向集成的通信系统，在建立开放的通信架构，采用统一的技术标准后，智能电子设备、控制中心、传感器、应用系统将会被高效连接实现信息高速传输以及监测与校正。参数量测技术则是将所获取数据转化为数据信息进而提供给智能电网其他部门使用。参数量测技术要开发出新型多功能的表计与软件系统，如智能固态表计取代电磁表计，不仅对电量电费做统计，还进行电力高峰及费率的运算，或开发新的程序与软件系统对相位关系、设备运行参数、线路负荷、线路设备故障等数据进行更为全面的综合分析，推动电力调度工作的高效化、精确化。

2.3、网络拓扑构造技术

计算技术的运用与发展充分显示出网络拓扑构造的重要性，电网中运用网络拓扑构造利于加强电网运行操作、建设和发展，是电网运行操作的基础；其重点可以将电网中的在故障因素降至最低限度，并能较快的恢复电力企业电网运行，消除影响电网运行的障碍，保证电网顺利运用。同时网络拓扑构造技术在使用时包含了以下几项内容，如：可采用全新方式重新实现环式降压配电，并同时可以使电网电路间电流的交换，以及使电流形成环形线路。采用此项技术可以全面解决企业中电网障碍，并对障碍进行及时清除补救，防止因此故障因素致使电电网运行受到影响。

2.4、分布式能源智能管理系统

分布式能源(DR)指的是安装在用户端的能源综合利用系统，其主要功能是针对用户端的情况，使用一种针对需求是新型能源系统。国际分布式能源联盟WADE对分布式能源定义为：安装在用户端的高效冷/热电联供系统，系统能够在消费地点（或附近）发电，高效利用发电产生的废能--生产热和电；现场端可再生能源系统包括利用现场废气、废热以及多余压差来发电的能源循环利用系统。

2.5、智能监控仪器和辅助决策系统

当前电网大都采用的软件为EMSSCADA系统，这些软件属于西方长期使用的系统，他们在稳定和安全方面具有非常大的作用，但是他们具有采集速度慢，信息收集有限、分析能力差等，对于出现一些特殊的故障时，这些系统无法能够及时提出相应的解决方案。而智能电网需要全面监控电网的所有相关节点，在出现故障时能够通过先进的计算机系统，及时通过各种海量信息、解决方案制定出相应的解决方案，并提供给运行人员进行决策，从而实现了电网的实时动态管理。

2.6、新型的电网元件技术

新型电网元件是智能电网在硬件上的一个新的发展。通过不断发展的新材料和新科技，新一代的电力电网技术已经不是原先那种简单拉线工程，而是复杂的电力输送、电网控制、节能供电的复杂工程。当前新型的电网元件已经得到了丰富的发展，有：高温超导电缆HTS、故障电流限制器FCL、超导储能装置SMES等。

2.7、电网实时动态监测与预警技术

电网实时动态监测是在全球定位系统的相量测量单元（PMU）的成功研制基础上进行拓展研究的，在电力系统运行工作时应用广域网的动态测量技术可以在特定的时间坐标轴收集到大量电力系统准确的动态与稳态数据信息，通过对这些信息与数据有效地整理与记录再将其传输到下一级数据系统或分析模型中，进行参数辨识、电网扰动分析或低频震荡分析，从而对电网运行状况作出判断。

实现了动态监测，可以再在此基础上运用预警与辅助决策系统将运行状况信息系统发送给相关调度决策人员，完成预警工作，紧急情况下完成控制辅助决策工作。例如在发生严重外部灾害时，可通过研究外部灾害信息，采用调度防御技术进行有效预测与调整，减轻外部灾害对电网运行的影响。2013年1月浙江智能电网电力调度技术就曾经保护浙江电网应对冰雪灾害，智能分析与实时告警推送功能为调度运行人员快速处理电网故障发挥了重要作用。

3、我国智能电网未来发展的建议

（1）发挥整体多向性管理优势，积极有序推行智能电网研究及建设

建议以国家宏观政策为指导，立足于世界电力发展技术的前端，从我国电力行业实际需要出发，依托科技创新和管理创新，充分调动系统内外资源，形成前瞻研究、试点应用、大范围推广梯级推行机制，建立技术标准和管理标准体系，建设贯穿于电力行业全领域、全过程、全寿命的广域全景分布式整体多向性架构，建成符合我国能源战略和企业发展要求的智能电网。

（2）开展我国智能电网架构设计

应该以我国电网自身的特点和现有的信息、控制、管理系统发展为立足点，综合考虑未来相关技术的发展方向，参考国外的研究成果，提出我国发展智能电网的构架和体系，保证我国智能电网具备可靠、灵活、开放的特点，能够同时满足电网规划建设、运行控制、资产管理、用户管理等方面的需要。

（3）形成完整的智能电网规范和标准体系

建立统一的规则和标准体系是我国智能电网建设的关键环节，也是智能电网能够正常运行的基本保证。建议统一部署，通过组织各方面的研究力量集中科研攻关，把电力工业的标准、通信标准集成到电力系统的架构中，形成完整的智能电网规范和标准体系。最终目标是实现从发电到用电各个环节中相关信息的集成与共享。

结束语

虽然智能电网的发展有很多的优势，但是还是存在很多的问题，就目前的情况，智能电网技术的发展还不成熟，智能电网所遇到的问题，主要还是技术问题。我们必须根据我国具体国情，进一步的研究和探索，制定出相应的研究方案，使智能电网得到进一步的发展。

参考文献

[1]史添，林俐。浅谈智能电网关键技术[J].科技情报开发与经济，2010,36:131-133.

电网技术论文范文 篇八

1.1保障充换电设施及时接入

标准第4.1条规定，配电网发展应考虑充换电设施的发展与建设的需求，合理满足电动汽车接入及充电负荷增长的要求，有利于促进电动汽车的应用与发展。目前，我国电动汽车仍处于发展初期，充换电设施所提供服务的便捷性，对拓展电动汽车市场具有十分重要的促进作用。电网企业一方面要履行企业责任，从电网供需角度满足用户的充电需求，另一方面要承担社会责任，从国家战略角度推动电动汽车的应用。标准第4.2条规定，充换电设施接入电网所需线路走廊、地下通道、变/配电站址等供电设施用地应纳入城乡发展规划，与配电网规划相协调。充换电设施已经成为保障城市交通运输系统顺畅运转的重要基础设施之一，其建设用地被纳入城市总体规划统筹进行考虑。因此，要求充换电设施布局规划及其接入系统的电网规划应同步开展，协调衔接，落实并保障充换电设施接入系统工程的用地需求，从源头上避免城市土地资源紧张导致的工程落地困难。

1.2保障充换电设施可靠用电

标准第4.3条规定，充换电设施接入电网应充分考虑接入点的供电能力，便于电源线路的引入，保障电网安全和电动汽车的电能供给。研究表明，电动汽车的大量应用，将带来系统峰谷差增大、电压骤降、谐波污染等多方面的问题，充换电设施的接入首先要从供电电源着手，从电网的基础条件上满足充换电设施的用电需求，并提供合格的电能质量。标准第4.4条规定，当充换电设施建设在规划实施配电自动化的地区，接入设备应满足配电自动化技术相关标准要求。配电自动化是通过安装在一次设备上的自动化终端装置实现对配电网运行的监测和控制，通过对故障判断、隔离和修复的快速响应，提高配电网供电可靠性，改善电能质量。以二次系统的丰富和建设为拓展手段，有计划地对充换电设施配套的电网工程实施配电自动化建设与改造，充分保证充电用电的可靠性和安全性。

1.3满足电动汽车双向互动要求

标准第4.5条规定，当充换电设施具有与电网双向交换电能的功能时，应符合Q/GDW1738《配电网规划设计技术导则》关于电源接入的相关标准要求。随着电池价格的降低和循环寿命的延长，动力电池可以作为分布式储能单元向电网输送电能，发挥削峰填谷的调节作用。当电动汽车反向送电时，应遵循以下原则：1）应对充换电设施接入的配电线路载流量、变压器容量进行校核，并对接入的母线、线路、开关等进行短路电流和热稳定校核。2）在满足供电安全的条件下，接入单条线路的送电总容量不应超过线路的允许容量；接入本级配电网的送电总容量不应超过上一级变压器的额定容量以及上一级线路的允许容量。3）具有双向交换电能的充换电设施接入后，配电线路的短路电流不应超过该电压等级的短路电流限定值，否则应重新选择接入点。4）具有双向交换电能充换电设施接入点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。5）具有向电网输送电能的充换电设施，其向电网注入的直流分量不应超过其交流定值的0.5%。

2技术原则

2.1电压等级选择

标准第5.1条规定，充换电设施所选择的标称电压应符合国家标准GB/T156《标准电压》的要求。供电电压等级应根据充换电设施的负荷，经过技术经济比较后确定。当供电半径超过本级电压规定时，应采用高一级电压供电。标准特别强调了要根据充换电设施的负荷选定供电电压等级，负荷范围按照导线的安全载流能力，并考虑一定裕度予以确定。如单相220V的240mm2的铜缆，最大供电负荷不超过11kW，因此单台充电机按10kW控制；三相380V供电负荷，参照《国家电网公司业扩供电方案编制导则》的要求，按接入单台充电机不超过100kW考虑，允许多台充电机同时接入。对于站内布置的直流充电机，380V线路也允许120kW的充电设备接入。供电半径的校核，除了要考虑线路载流能力外，还要结合线路功率损耗、电压损失等情况综合确定，并按照国标GB/T12325《电能质量供电电压允许偏差》的要求进行控制。1）10kV及以下三相供电电压允许偏差为标称电压的±7%。2）220V单相供电电压允许偏差为标称电压的–7％与10%。

2.2用户等级选择

2.3接入点选择

标准第5.3.1条规定，220V充电设备，宜接入低压配电箱；380V充电设备，宜接入低压线路或配电变压器的低压母线。标准第5.3.2条规定，接入10kV的充换电设施，容量小于3000kVA宜接入公用电网10kV线路或接入环网柜、电缆分支箱等，容量大于3000kVA的充换电设施宜专线接入。标准采用“宜”的口吻给出充换电设施的建议接入点，不强制执行，220/380V针对充电机，10kV针对充电站。国家标准规定的交流充电机额定电压为220V，额定电流16/32A，额定充电功率3.5/7kW；直流充电机额定电压380V，额定电流一般不超过250A，额定充电功率有40kW、80kW、120kW等几种。标准明确规定：专线接入的充换电设施，其容量应超过3000kVA。专线接入的优势在于便于容量的管理与控制，有利于提高电网运行的安全，但占用电网10kV间隔资源，因此标准对专线的使用没有做强制规定。但对于快速充电站，考虑到充电时间短，充电功率的冲击特性强等特点，标准的编制说明别强调容量大于3000kVA的快速充电设施，要采用专线接入。

2.4供电电源

标准第5.4.1条规定，充换电设施供电电源点应具备足够的供电能力，提供合格的电能质量，并标准第5.4.2条规定，供电电源点应根据城市地形、地貌和道路规划选择，路径应短捷顺直，避免近电远供、交叉迂回。这两项条款，分别从电源点的质量性能和空间布局的角度，规定了电源点确定的一般原则。一方面，电源点要能够满足充换电设施的用电需求，按照充换电设施的远景设计容量，选择上级电源，同时能够提供合格的电压、频率等电能质量；另一方面，要求结合地理环境，就近选择，减少与道路或其他线路的交叉，为充换电设施供电线路的安全运行、良好维护奠定基础。

2.5无功补偿及设备选型

标准第5.5.1—5.5.4条规定了充电设施无功补偿的要求，充换电设施的本质为用电客户，其无功补偿遵循用户无功补偿的规定配置即可。即按照“同步设计、同步施工、同步投运、同步达标”的原则规划和建设，接入10kV电网的充电设施功率因数应不低于0.95，非车载充电机功率因数应不低于0.9，不能满足要求的应安装就地无功补偿装置。标准第5.6.1条规定，充换电设施接入的供电线路、变/配电设备选择应满足Q/GDW1738《配电网规划设计技术导则》的有关要求。即供电线路应有较强的适应性，导线截面宜综合充换电设施远期规划容量、线路全寿命周期一次选定。220/380V线路原则上不宜超过400m，10kV供电半径原则上不宜超过5km，超出范围的应核定末端电压质量。标准第5.6.5条特别强调，负荷大于100kW的充换电设施，宜采用专用配电变压器供电。本条款主要针对分散式充电桩，采用专用配电变压器，将充电负荷与其他用电负荷分离，有利于无功补偿配置及谐波治理。

2.6电能质量

标准第6.1.1—6.1.2条规定，充换电设施接入公共连接点谐波电压的限值(相电压)要求应符合GB/T14549《电能质量公用电网谐波》规定，注入公共连接点的谐波电流允许值应符合GB/T14549规定。标准第6.3条规定，充换电设施接入公共电网，公共连接点的三相不平衡度应满足国标GB/T15543《电能质量三相电压不平衡》规定的限制，由各充换电设施引起的公共连接点三相电压不平衡度不应超过1.3%，短时不超过2.6%。充电机是一类典型的电子型AC/DC电能转换设备，其内部的电力电子元件在工作中会产生大量的谐波，因此要求严格控制充换电设施产生的谐波电压和谐波电流，满足国家标准的有关规定。此外，对于低压220V接入的充电设备，要特别注意保证三相平衡。

3典型应用

某城市的充换电站工程建设规模如表4所示。充电部分站区内设置乘用车快充车位2个(配置2台40kW直流充电机)和慢充车位4个(配置4台7kW交流充电机)，远景预留大巴车车位2个(配置2台100kW直流充电机)。换电部分内置乘用车换电工位1个，配置2个电池转运仓、2个移动充电仓(含40台3.5kW分箱充电机)、40箱标准电池箱以及一台手动电池运转小车，本期设计换电能力40车次/日。按照《规范》要求，3.5kW和7kW交流充电机选用低压220V供电，40kW和100kW直流充电机选用低压380V供电。该充换电站建设于次要交通干线，按照普通用户设计，采用单回10kV线路供电，供电电源取110kV变电站A的10kV出线。站内供电系统的主变容量一期为400kVA，二期为800kVA，故不选用专线接入。0.4kV一期按单母线建设，二期按单母线分段接线建设。由于城市主要采用10kV电缆供电，充换电站由环网柜(电缆分支箱)接入系统，因此，一期建设采用集中补偿的方式，在低压母线安装一台100kVA(380V，150A)的有源滤波器对无功功率和谐波进行综合补偿。二期需对每条低压母线分别进行补偿。

4结论

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