配网自动化技术在配电网中的应用(共50页).doc

精选优质文档-倾情为你奉上配网自动化技术在郸城配电网中的应用目 录第一章 绪论1.1实现配网自动化的意义1.2 配网自动化的研究现状1.3郸城配电网运行现状1.4本文所做的工作第二章 配网自动化的基本原理2.1实现配网自动化的条件2.2 配网中心主站层2.3配网子站层2.4配网自动化DA功能2.5现场控制（FTU）设备功能2.6实现配网自动化基本要求第三章 郸城配网自动化的实现3.1郸城配电网的基本概况3.2郸城配网自动化的实现方案3.3配网自动化的技术方案分析第四章 配网可靠性分析4.1 配网可靠性分析意义4.2 配网可靠性分析方法4.3 郸城配电网可靠性评估结果4.4 提高配电网可靠性的措施 第五章 结论配网自动化技术在郸城配电网中的应用（ ）摘  要：介绍了配网自动化系统的概念及电网中采用配网自动化系统的优越性，阐述了配网自动化系统的体系结构及系统特点，并结合郸城配电网系统，对配网自动化结构进行了分析。最后提出了郸城配网自动化系统实施的具体方案。关键词：配电网；配网通信系统；配网自动化；可靠性第1章 绪 论1.1实现配网自动化的意义配网自动化简称DA(Distribution Automation)。该术语起源于90年代的美国。它所包括的内容较多，主要是计算机应用技术、自动控制、电子技术、现代通信技术以及配电自动化开关电器等技术在配电网运行中的综合应用，对配电网进行在线与离线的智能化管理。最终以实现对配电网正常运行时的控制、检测和故障处理自动化（故障检测、故障定位、隔离和非故障区的恢复供电）为主要目标。同时，具备一定的生产管理、设备管理的自动化。它可使配电网处于安全、可靠、经济、优质、高效的运行状态。配网自动化的研究在世界发达国家越来越受到广泛的重视。配电网是电力系统向用户供电的最后一个环节，它的覆盖面广，用户很多，而且线路复杂。配电网运行中出现的故障率远远高于高压输电网。配电网一旦出现故障，如何及时检测和识别故障点，隔离故障区段，合理转移负荷，尽快的自动恢复供电，缩短停电时间，使停电对用户造成的损失减少到最低程度，是配网自动化系统的研究的主要问题。配网自动化可以提高、改善配电系统三大指标，即供电可靠率、电压合格率和线损率。同时自动化系统对网络结构的优化运行，可以保持能量平衡，合理分配负荷。配网自动化系统是整个配电网络技术水平，管理水平的全方位、全过程的提高，能够产生多方面和可观的经济效益。配网自动化系统的应用,可使配电线路和变电站故障时查找和隔离故障，恢复供电的时间由原来的几天、几小时,缩短到几十分钟 ,甚至几十秒。通常采用性能优良的配电网系统,可使系统可靠性提高到99. 99%。在世界发达国家的电力市场,供电方和用电方对电价和电能质量都有合同约定。在我国, 电力市场方面的工作起步较晚。国家电力公司为了规范电力市场的运作，真正体现服务人民的企业宗旨，对电能质量提出了较高的要求，尤其对供电可靠性制定了明文规定：一般城市地区为 99.96%，使每户平均年停电时间不大于 3.5;重要城市中心区应达 99.99% ,每户平均年停电时间不大于 53。对照这一标准，我们还有很大差距。要实现这一目标，关键是要建设合理、完整、高效的配网自动化系统。根据国外运行经验，一个较完善的配网自动化系统的投资回报年限在4-5年左右，按我国现阶段配网状况及用电管理水平，仅从减少线损,及时计收电费及调峰填谷等项目,只需 2 3年即可收回全部设备和工程投资, 经济效益比国外还要明显。其社会效益和经济效益非常可观,所以配网自动化是配电系统发展的必然方向。1.2配网自动化的研究现状配网自动化的发展大致经历了三个阶段。第一阶段在上个世纪60年代，主要利用重合断路器及自动配电开关消除线路的瞬时性故障及隔离永久性故障。上个世纪70年代，增加了远方测控装置，实现了系统的遥控、遥测。第三阶段开始于计算机控制及通讯技术迅猛发展的80年代，配网自动化实现了以现代信息技术为基础的集中远控，发展成包括信息管理、调度等在内的多功能、开放型综合自动化系统。随着新设备、新技术及应用软件的不断发展，近年来配网自动化系统已有从集中远控向分布式控制发展的趋势。分布式现场控制设备（FTU）具有功能强大的智能控制软件，它一方面能与主站（子站）的SCADA系统通信，另一方面对现场事件独立作出判断并快速反应。主站（子站）系统的自动化软件能根据配电网络的实时拓扑结构，按照一定的算法进行故障定位，下达命令给相关的FTU跳闸隔离故障。此后，主站（子站）通过计算，考虑线损、过负荷等情况确定最佳恢复方案，命令有关FTU恢复非故障区的供电，又称之为DMS方式，有效地提高了系统的反应速度，增加了运行的可靠性。由于不同应用区域的配网结构不同，配网自动化模式肯定会有所不同，所以，配网自动化的实现不应局限于某一特定的功能。本文针对郸城配电网架的实际情况，提出了较为可行的解决方案。1.3 郸城电网运行现状郸城地处河南周口地区，经过近2年来的配网改造建设，已逐步将辐射型供电结构，过渡到环网供电开环运行方式（手拉手环网），同时采用新型的具有远方操作功能和长寿命免维护的一次开关设备。这些技术改造措施为实现配网自动化打下了基础。城区的线路总长度达 米，用户配电变压器达 台，总容量已达 Kva，覆盖面广。配电网主结线图如图1.1所示：表1.1 部分柱上开关的装机容量序号1#2#3#4#5#6#7#8#9#10#名 称场东场西百盛大十字化南路红旗路山巷轻工1轻工2轻工2容量(kVA)3460796022304080163052706250291029002950配电变压器数98888109998为了保证系统供电能达到最优化的方式如下：正常供电时，尽可能使各条线路负荷均衡；发生故障时，使停电区域最小，并尽可能使故障线路的非故障负荷均匀地由其他两条线路分担； 一处负荷单元发生故障时，其它正常负荷单元不停电。 鉴于系统中10个配网柱上开关的装机容量分布极不均匀，因此，必须先确定应保证的设计优先准则： 第一优先准则：为了方便扩展和调整，8个环网单元形成闭环联络；第二优先准则：保证每条馈线有两个后备电源，分担负荷；第三优先准则：尽量保证线路故障时，网络重构后各段正常馈线负荷不超限。现行配电网存在问题：（1）虽然采用了柱上断路器，但没有自动化配置，在故障发生时，由于无法自动消除故障，人为的判断及隔离故障点，需要很长时间，必须人工寻找故障点并解除故障后才能恢复供电。（2）无法及时恢复供电，造成全线停电，扩大了停电范围。（3）对用户的用电情况及过载状态无法进行在线检测。 统计的用户年度停电累计时间如表1.2所示。表1.2 部分柱上开关的年度停电累计时间序号1#2#3#4#5#6#7#8#9#10#名 称场东场西百盛大十字化南路红旗路山巷轻工1轻工2轻工2停电小时34162014162020212020第2章.配网自动化基本原理2.1 配网自动化的构成配网自动化实现了以现代信息技术为基础的集中远控，发展成包括信息管理、调度等在内的多功能、开放型综合自动化系统。随着新设备、新技术及应用软件的不断发展，近年来配网自动化系统已从集中远控向分布式控制发展。 配网自动化系统一般分为三层：（1）配网自动化中心主站层配网自动化中心主站层从各配网自动化子站层获取配电网的实时信息，从整体上对配电网进行监视和控制，分析配电网的运行状态，协调配电子站层之间的关系，对整个配电网络进行有效的管理，使整个配电系统处于优化的运行状态。它是整个配电网监控和管理系统的核心。同时与SCADA、MIS等其他网络系统交换信息。该层的计算机系统由多台工作站及服务器组成，并和配网自动化配电子站层的计算机形成一个广域网（局域网）。不同的工作站执行系统不同的任务，共同实现系统的功能。该层还包括一些网络设备和通讯设备。（2）配网自动化子站层配网自动化子站层系统一般放在变电站或开闭所内，实现辖区内配电网络的配电SCADA和故障处理功能。本期工程在郸掖城变和城东变内分别配置壹套子站，实现对电力环路配电线路的监控，并留有今后扩展的余地。该层由计算机系统和通讯设备组成。子站计算机系统既跟配电监控和管理中心层的计算机形成一个局域网，又和配网自动化终端设备层的各种终端通信，完成信息上传下达及对当地配网实时监控的功能。（3）配网自动化终端设备层配网自动化终端设备层包括各种类型的配电终端，柱上FTU，电缆环网柜FTU，开闭所DTU，配变终端TTU，抄表终端等。配网自动化终端是一种数据采集与控制的终端设备。本期工程主要是在光纤以太网光纤自愈环配网终端设备层配网终端设备层配网终端设备层配网终端设备层配网自动化配电子站层配网自动化配电子站层配网自动化中心主站层 图2.1 试点线路上的分段开关、联络开关、分支开关上配置柱上FTU。在系统的三个层面之间通过光纤建立通讯联系，进行信息交换，实现对整个配电网的实时监控。系统总体结构如图2.1所示：2.2配网自动化中心主站层配网自动化主站层是整个配网自动化系统的调度中心。亦是配电系统的信息中心。主要功能如下：l 配网SCADA监控功能 主站层实时采集子站实时信息及其它系统的实时信息，建立实时数据库和历史数据库,实现全配网系统SCADA监控功能。l 馈线故障自动诊断与处理功能(DA) 配电网中故障停电时有发生，配电自动化的一个重要任务就是尽快进行故障隔离和恢复供电。配网自动化配电主站层通过分析各子站上报来的DA子系统及FTU的相关信息，判断故障发生的区段，并实现全区的潮流计算分析和负荷快速转移,网络优化以最佳的运行方式恢复系统的供电。l 与调度SCADA系统联网功能配电网系统和调度网系统是同一电网不同电压等级的管理系统，两个网络需要大量的信息交换。系统设计时就充分地考虑到了这一点，从系统结构和网络设计上充分保留了和调度SCADA系统的接口。城区配电网和调度网之间采用网络连接方式，实现了两网的数据通讯，又具备物理隔离的特点。此外，系统可通过网桥机实现和MIS系统的接口。MIS系统可以读取存储在系统数据库中的信息，也可以访问MIS系统的信息。两个系统可以相互传递参数等。l 实现远程抄表功能,并向营业部门转发远程抄表数据，供营业部门电量计费用。可通过子站远程定时和随时抄收某一特定电表或一个台区的电表。能查询和打印各用户小时、日、月用电量。能统计、查询、显示用户每天用电一览表。能与营业系统接口。统计、计算各类用户的负荷率、用电同时率等。根据同一时段抄录某一台片的用户总用电量，与变台考核电度表电量对比计算，可以算出线损和分析窃电情况。l 高级应用软件配网系统（DMS）高级应用软件主要有两类，一类为确定并分析配电网当前或将来的运行状态，另一类为提高配电网当前或将来的可靠、安全、高效运行提供建议与决策。前者主要有网络拓扑与动态着色、配电网状态估计、配电网潮流分析、配电网短路分析、配电网故障定位、投诉热线电话管理等，后者主要有配电网电压和无功控制、配电网恢复、配电网负荷平衡、配电网变压器负荷管理等。目前，小型的配网系统主要软件模块如下：配电网拓扑与动态着色软件；电网潮流软件；电压/无功控制软件；地理信息系统(GIS)。2.3配网子站层区域工作站也称配电监控子站，可以根据配网的情况确定是否设立。如果网架中监控设备点多、面广，那么如果将所有的站端监控设备直接连到配电主站上，势必造成整个配电自动化系统的庞大和浪费。因此需增加一级中间层，称为配电区域工作站(子站)，住管理附近的开闭所、柱上断路器、配电变压器等站端设备，完成数据集中器的功能。如果网架中监控设备较少，可以取消中间配电监控子站。配网自动化配电子站层主要完成数据的采集和信息的上传下达，其所采集的数据有两类：a线路上FTU的数据与信息；b站内抄表数据（含变台参数及电量）及站内信息。主要功能：l 变电站辖区内配网子站SCADA监控功能采集配电终端FTU的实时数据，并进行处理，实现四遥功能。包括：1）数据采集与处理 ；2）事件报警处理；3）分布式全图形人机界面 ；4）监视控制 ；5）交互式操作。 l 向配网自动化配电主站层转发实时数据配电网的所有实时信息由配网自动化配电子站层传给配网自动化配电主站层，供后者进行分析和管理。l 向配网自动化配电主站层上报故障信息将故障信息及故障分析结果上报给配网自动化配电主站层。l 与站内其它自动化装置通信2.4配网自动化DA功能配网DA功能是建立在环网供电开环运行，开关必须有远方操作功能的基础之上。DA可实现的主要功能有：l 配网馈线运行状态监测。l 馈线故障检测。l 故障自动定位。l 故障区段自动隔离。l 负荷重新分配（网络重构）。l 非故障段电源自动恢复。l 馈线过负荷时，系统远方切换操作。l 正常计划，远方操作。l 无功补偿电容的切换操作控制。l 统计与记录开关动作次数，供电可靠性统计，事故记录报告，负荷记录等。配电自动化有三个基本的功能要求，对配电网进行安全监视、控制和保护。主要是针对馈线自动化部分，国际上实现馈线自动化的方案主要有二类：一类是重合器、分段器组合的配网自动化方案，另一类是智能型FTU配网自动化方案。1） 重合器、分段器组合的配网自动化包括以下几种类型：1. 电流方式的自动化电流方式主要是从中性点接地系统中发展而来，有重合器、分段器及利用电流方式的环网单元。中性点在非接地方式处理接地事故时，必须利用零序电压和零序电流继电器。重合器是本身具有控制及保护功能的高压开关设备，内装有电流互感器，过流继电器，过流接地继电器，重合继电器。重合器的开断时间与开断电流具有反时限的安秒特性曲线，一般有瞬时和延时两种。重合器按延时曲线操作时分闸时间较长，以便与线路上的其它保护设备相配合。 分段器具有能记忆故障电流通过次数的功能，若达到设定次数，在无电压状态下分闸，能分离故障线路区间。重合器能分4次闸，分段器设定最多计数次数为3次。理论上讲与重合器协调的设备台数最多是3台。实际上让重合器切除瞬间故障，分段器计数次数必需设定为2次以上，才能与重合器配合。通过重合器的多次跳合闸以及分段器的配合将停电区间限制在30%或50%的范围内。   优点： a 切除故障快，并很快恢复线路非故障区的供电；b 不要通讯配合。 缺点: a 因为欧美均采用大电流接地，所以这种方式在国内使用时，需要考虑小电流接地时，重合器不仅仅要检查电流，而且还要检查零序电压、零序电流等。 b在配电线路不长，断路点的故障电流相差不大时，重合器与重合器之间的串联配合比较困难。 c 利用重合器构成环网线路时，因串联台数增加，不容易配合，需要变更安秒特性等，故不适合采用。 d 在放射性线路中，只能采用12台。 e 没有通讯时，不能准确区分故障点。2电压方式的自动化日本广泛采用的电压-时间方式，主要针对中性点非接地而言，只依靠电压、时间等因素就可以区分故障点。设备包括：重合器（或断路器）、分段器、故障指示器等。 电压-时间方式的原理是当故障发生时，变电所的断路器能切除故障。这时全线路的负荷开关都分闸，随着断路器的再投入，电压恢复。它们将按顺序合闸，找出故障点。这种方法是由合闸时间和合闸闭锁功能构成的。断路器投入后，经过相邻的继电器来恢复电压，并开始闭锁，合闸时间设定的比断路器最大故障排除时间还要长。中途分闸时，通过零电压，判断前段的故障，并闭锁。合闸完闭后，自动负荷开关再合闸，并开始闭锁时间。优点： a 配合的分段器不受个数的限制； b 放射性线路和环网线路都可以采用； c 通过一种定时装置可以确定故障的位置； d不需要通讯，可以实现隔离故障和非故障区的供电恢复； 缺点： a 故障隔离和非故障区的供电恢复，时间比较长； b 不能区分瞬时故障和永久性故障，即使是瞬时性故障也会经历较长的时间才能恢复供电； c 由于该方式中，没有采用后备电池的方法，合闸状态是由保持线圈进行保持的，停电就无条件分闸，使得将来变更先进的配网方案成为不可能。   3环网电流电压配合方式的自动化该方式的基本原理和电压方式相同。区别在于通过判定故障电流，比以往单独的电压处理故障方式更加准确、可靠，同时也缩短了处理故障时间。   二）计算机加智能型FTU负荷开关的配网模式这种方式采用现代先进的计算机通信技术，智能型负荷开关将各种信息上传到后台计算机，由后台计算机进行综合判断，然后通过通讯命令智能型负荷开关分合闸，实现故障的隔离和非故障区域的恢复供电。   优点： a 能够很快隔离故障，实现非故障区的供电恢复，可以控制在510秒左右； b 智能型负荷开关的配合台数不受限制，线路可以较长； c 正常运行情况下，可以监视配电网，实现负荷转移，远程抄表等功能； d 通过更新智能型负荷开关的程序，可修改配电方式，实现将来的技术更新； e 结构简单，使用灵活，可以通过修改后台软件，实现更好的配电方案。 缺点： a 系统可靠性过多的依赖通讯，一旦通讯网络出现故障，或者后台计算机出现故障，配电系统就会瘫痪； b通讯网络建设初期投资比较大。 由于上述三种模式各有其优缺点，所以目前在国内电力配网自动化系统中，这三种模式都有相应的地区采用。但大部分设备厂家在研发和生产上趋向于使用计算机加智能型的负荷开关的处理方案。在总结了电压型和智能型配网模式优、缺点的基础上开发和生产出的JSY2000系列产品是目前较为先进的配电网方案：它采用了独特的计算机加智能开关与电压、电流方式相结合的方案。该方案除了在通讯方面采用可靠性比较高的光纤自愈环结构以加强通讯系统的可靠性外，在软件设计中也考虑到一旦通讯中断时的应急处理方案。 优点： a 在主计算机和通讯正常的情况下，可以实现上述计算机智能化的全部优点，可以实现99.99%的时间内，快速隔离故障等功能。 b 在主计算机出现故障，或者通讯网络中断的情况下，整个系统会自动转为电压-时间方式，在没有通讯的情况下，同样也可以实现配网的功能。 c 该方案方便采用积木式的实现，在初期缺少投资的情况下，可以先采用电压-时间方式的配电方案，不进行光纤通讯的敷设。待以后扩建的时候，可以增加光纤通讯，实现更为完善的配电功能。 我认为，对农村的配电网辐射形网络宜采用重合闸分段器组成的馈线自动化，因为农网线路一般较长、分支线路较多，故障机率较高，采用这种方案造价相对较小，对主站的依赖性不强，实现了故障范围不扩大，对电网冲击少等优点。在县城网配电网络中，由于网络结构复杂，单条配网线路相对距离较短，供电可靠性要求高，并且要求实现远方遥控到闸、操作频繁，要求实现实时监视线路的负荷。因此，宜采用FTU的馈线自动化系统。2.5现场控制（简称FTU）设备功能FTU配网监控终端具有遥测、遥信、遥控功能。主要测量配电线路和配变的电流、电压、有功、无功、功率因数、零序电流、零序电压和负序电流、负序电压等基本量值和开关、刀闸的运行状态，进行相应处理后，按选定规约上报，并接受遥控命令完成相应控制操作。是综合电力电子装置，具有功能强大的智能控制软件，它们一方面能与SCADA系统通信，另一方面能对现场事件独立作出判断并快速反应。主站系统的自动化软件能根据配电网络的实时拓扑结构，按照一定的算法进行故障定位，下达命令给相关的FTU跳闸隔离故障。此后，主站通过计算，考虑线损、过负荷等情况确定最佳恢复方案，命令有关FTU恢复非故障区的供电，又称之为DMS方式，有效地提高了系统的反应速度，增加了运行的可靠性。配网自动化的最终目的是实现故障检测、故障定位、隔离和非故障区的恢复供电，同时，具备一定的生产管理、设备管理的自动化。目前，国内的县级配电网络已改造完成，运行方式多是环网结构开环运行。所以，配网自动化的基本原理就是基于将该环网结构开环运行的配网线路通过分段开关（柱上自动开关）分割成各个供电区域。当某区域发生故障，及时检测到故障发生（故障检测），判断故障的发生区域（故障定位），及时将分割该区域的开关跳开，实现故障区的隔离。随后，将因线路发生故障而失电的非故障区域迅速恢复供电。从而避免了因线路出现故障而导致整条供电线路连续失电，因为停电区域仅在故障发生的局部，大大减少了停电范围，最终提高了供电的可靠性。实际中如图2.2所示，常见的双电源手拉手环网上，双电源（变电所Q1、Q2）供电。变电所出口（站内）安装自动重合的开关CH1 、CH2 ，采用分段开关FDb8FDb7将线路分成9段，FDbJ为常分位置（开环点）。各开关配置了FTU，与变电所的控制中心管理机TX采用通讯光缆相连组成现场总线的网络结构。（1） 配置了FTU的重合开关（CH）的功能T1 Id图2.4 I-T特性曲线a. 自动重合闸（重合1-4次，时间、次数可调）。操作循环为：“分 t1 合分 t2 合分 t3 合分”，t1=0.5-1S可调, t2及 t3 、t4=10-100S可调。b合闸涌流抑制：变电站出口 处FTU合闸时会遇到较大的涌流（以及涌流导致的开关误分闸）。FTU有合闸涌流抑制功能，不会误发分闸指令。c. 过流保护：定时限和多条反时限过流保护特性IT曲线供用户选用（调节系数K=1-10），可实现全段线路间FTU的过流保护IT自动配合（如右图2.4所示）。过流定值可在520%I1n（I1n为CT的额定一次电流）范围内连续可调。图2.4中的T1为智能装置内的反时限过流保护特性，而R为所配合的熔丝的保护特性，T2、T3为装置设计的与R所配合的模拟熔丝的保护特性。在故障电流Id时的动作时间可以选择有配合的特性设置，按照靠近电源点断开时间小于终端的原则，合理设计配网故障的动作值。使得装置的自动配合趋于技术上的合理。该功能运用于没有通信的自动重合器的配合。d. 速断保护：故障合闸时,速断保护跳闸并闭锁在分闸位置。速断电流值可在（10-20）I1n范围内连续可调。e. 单相接地保护：12KV中性点不接地系统发生单相接地故障时，故障相的零序电流等于电网中各条线路所有非故障相零序电流之和。其值较大；而非故障相的三倍零序电流仅仅是该线路非故障相对地电容电流的向量和，其值很小。利用这一特点，其智能保护控制将使接地故障相的FTU发出告警。在允许的2小时之内,维护人员处理好接地故障后恢复电网运行。FTU具有高灵敏的零序电流测量功能。f. 四遥功能：遥控、遥信（自动检测FTU的运行状态、过流状态等信息向控制中心上报）、遥调（主控室通过通信控制可对线路上的各FTU的运行参数的各种整定值进行远方调节、校验），遥测（控制中心可随时观察到各FTU的运行状态：线路电压、电流及开关操作次数等）。g. 开关档案：累计开关断开操作次数、故障电流及其故障开断次数累计值，还可提取各开关FTU的事故档案：故障时间、地点、电流及重合次数。h. 记忆：各种设定值和档案保留，失电记忆不丢失。智能单元各种定值一经设定将记忆。i. 直观显示：可配移动监测模块，液晶屏幕显示线路工作电流、电压、开关动作次数及分合状态，便于现场维护。j. 电源在线状况监测及告警：可PT充电的免维护电池状态正常，保证DC/AC逆变电源提供的操作电源及通信电源的正常连续运行。k. 控制箱内温湿度在线监测及告警。（2）配置了FTU的分段器FDb的主要功能：FDb分段器由柱上真空隔离负荷开关和智能保护控制装置FTU组成。其功能与CH不完全一样：a过流保护，同CH项c。 b单侧失压延时tF后分闸，tF=1-2S可调，tF应大于t1。c单侧受电后瞬时合闸。d合闸在短路故障后，按I-T整定特性分闸并闭锁在分闸位置。e单相接地保护同CH项e。f四遥功能同CH项f。其他功能同CH项g、h、i、j、k功能。可设置的指令分闸后自动闭锁在分闸位置，直到再次接受到合闸指令。（3）工作原理 环网上的瞬时故障依赖CH1(或CH2)一次重合闸处理，不影响供电。由于环网供电的两端电源（变电所）与上级变电站间有严格的保护时限配合关系，而且留给CH1(或CH2)的故障跳闸时间很短（不足1秒）。因此，在这种配网中各FTU间不宜采用反时限配合的过流保护。分布式的控制应用于环网，将使各FTU的操作变得复杂，处理故障时间冗长；而采用集中式控制却能带来操作简单、快速的效果，满足了供电的需要。例如：图2.2中K点永久故障时：Ø CH1重合一次不成功再分。Ø CH1、FDb1、FDb2、FDb3、FDb8将故障信息（短路电流iK、 零序电流i0、故障电压UK及故障时间tk及电流方向等）发送到子站控制中心。Ø TX将各条信息进行分析判断：由UK3 UK2UK1（UK3UK1分别为线路L3L1上的故障残压）以及FDb8发送的i0信息，判断出故障点在L3上。并且由控制子站自动向K故障点周围的FTU发出分闸指令。Ø 在CH1分闸线路无电流期内，FDb2、FDb3及FDb8分闸，并闭锁在分闸位置，将故障段L3隔离。Ø 控制子站接到以上三个FTU分闸完成的信息后，再指令CH1第二次重合和开环点FDb7合闸（电网重构）。恢复L1、L2及L4供电。并发出故障段告警信号,通知维修人员。 令FDb2、 FDb3及FDb8 合闸并断开FDb7，整个环网恢复正常供电。CH1FDb1FDb2Q1FDb3FDb8KQ2FDb4FDb5FDb6CH2控制子站通信光缆FDb7 图2.2 架空线环网的的应用CH1FDb1FDb2（FDb3 FDb8同）FDb7 图2.3 环网K点永久性故障时各FTU的操作时序（4） 通信系统故障的转换：实现自动化的关键在于FTU间的通信，所以，要尽量降低通信故障对自动化的影响。由于FTU的智能功能，在通信故障后，装置内设置了通信状态检测程序，可以自动的检测并转换为自动配合的反时限过流的方式运行。（5） 由于不同应用区域的配网结构不同，配网自动化模式肯定会有所不同，所以，配网自动化的实现不应局限于某一特定的功能。本文针对郸城配电网的实际情况，提出了较为可行的解决方案。2.6 实现配网自动化基本要求1）网架逐步改造成环网供电开环运行的供电模式：供电线路要连接成环网，至少应具备双电源，对供电密集区甚至要考虑构成多电源供电系统。采用环网供电开环运行的供电模式，保证环网内的重要用户达到N-1供电可靠性准则。2） 线路要分段。这样，才能避免线路某处出现故障导致整条线路都连续失电，即通过分段开关的倒闸，将非故障区域负荷转移。分段原则可根据具体情况，或按负荷相等，或按线长相等，或按用户数量均等原则。根据部颁文件199995号10千伏配网自动化发展规划要点，考虑投资效益，一般线路长度在3公里以内的宜分3段，线路更长时，分段不超过5段。3） 对一次设备开关的自动化要求馈线中的环路开关、分段（负荷）开关的操作机构和操作电源应满足自动化的要求，主要条件如下： 开关应具有电动/手动操作功能； 开关操作机构应是电动储能操作机构； 作为充电电源的PT，容量50VA； PT、CT与开关尽可能一体化设计； 开关应是免维护长寿命。分段开关只需使用负荷开关，无需断路器。这将节省部分一次设备的投资。线路发生故障后，分段开关作用是故障区域的隔离，而不是切除故障电流。当故障发生后，变电站内10kV出口断路器跳闸，切除故障电流，此后，划分故障区域的分段开关才跳开隔离故障。但由于真空断路器与负荷开关的价格相差不大，目前，多采用真空断路器。4） 建立配网通信系统 建立可靠的配网通信系统是配网自动化系统中一个极其重要的环节，配电系统的实时数据采集与控制，配电网的优化控制，配电网运行方式的改变等等均需要通过配网通信系统来实现。配网系统测点多而分散，覆盖面广，这就决定了配网通信应采用一点对多点的通信方式。配电网覆盖整个城市，根据市中心、城区、郊区等不同特点，选用不同方式的通信的组合。电缆通信（有线通信）：导引电缆具有一定耐压水平，可以与电力电缆同沟铺设，但价格较贵。只适宜配变近距离的通信。配电载波（DLC）：DLC载波频率为几KC-100KC，变电站端配电载波注入功率比较大，一般需要100瓦以上，才能实现一点对多点的通信。DLC通信采用10KV电力线数字载波，通道是电力系统10KV传输导线，使用十分方便，通信较可靠。用于配电网SCADA监控，或配网远方读表及负荷管理系统。但与线路的运行状况有关，配置的设备多。多用于配电网的SCADA监控，或配网远方读表及负荷管理系统。光纤通信：光纤通信是一种高速、可靠、不受干扰，先进的现代通信方式，随着光端设备的大幅降价，已得到大量使用，越来越多地被人们所认识。目前，在配网中已得到广泛的使用。配网控制中心与用户FTU之间的通信是配网自动化的主要通信系统，其可靠性、经济性至关重要，因此选择单模光纤，通信网路结构采用主/从式自愈环形通信网。正常情况下，只有一个环路在使用。当发生故障时（装置故障或光缆故障），光端机能自动测量故障点，信息在到达故障点之前又返回，使用第二个环路完成通信。用这种方法，对其余的正常装置或正常光缆仍能保持通信畅通和链路完好。其结构及主要工作形态如图2.5所示。正常运行时数据信道FTU故障时的数据信道光缆故障时的数据环路图2.5 自愈式环形光缆通信网的结构及其主要形态在通信系统中预留了远方抄表系统的通道，它是负荷管理的一个重要组成部分，自动抄表系统由控制中心的计算机系统与配电变压器数据采集装置TTU通信。第三章. 郸城配自动化的实现3.1郸城配电网概况郸城县地处周口地区，为主要的农业人口密集区，电力负荷近两年来增长迅速，城区的配电网已进行了部分改造。为了进一步提高配电系统供电可靠性，提高配网管理现代化水平，满足广大电力用户日益增长的电力需求。我们根据电网实际情况，提供了郸城配网自动化规划目标及技术实施方案。配网网架及一次设备已进行了改造，已具备的条件为：电源容量及分布点基本合理，城区有电源点三个：郸城110KV变电站，城郊110KV变电站，新区35KV变电站为电源点。图3.1 郸城县城区线路配网图配网10KV主网架已基本形成,主干线或主支线具备互联的条件；根据网架改造基本要求，郸城配网的网架，以郸城110KV变电站，城郊110KV变电站，新区35KV变电站为电源点，由郸12线，郸13线，北12线，北14线及新10线，新11线组成手拉手环网供电基本网架，采用双回线（双环网）结构的主网架配置。网架主干线或主支线供电能力按规划的负荷增长和负荷转带的需要而设计。网络结构图如图3.1所示。3.2 配网自动化实现方案配网自动化的目标： 制定自动化应用目标是利用2-3年的时间，使郸城10KV配网的运行管理基本实现自动化目标，市区供电可靠率达到99.99%以上，安全经济运行和供电服务水平上一个新台阶。基本要求：实现10KV配网SCADA实时监控，10KV线路实现故障处理的自动化（DA）功能；根据实际需要，可远方对配网进行网络重构和负荷转带；与调度系统、MIS管理系统等其它系统进行信息交换，资源共享；实现配电变压器的远方抄表；优化系统无功配置，保证供电质量。配网自动化的一次设备、通信设备和自动化设备应满足相关行业标准的要求。郸城配网自动化，先考虑在郸城电网基本条件比较好的区域实施。为此郸城配网自动化，优先在两个变电站，四条线路的城区电网实现。变电站：郸城110KV站，新区35KV站；馈线：郸12线，郸13线，新区10线，新区11线；郸城配网自动化分期目标一期目标：郸城县区的环网供电线路，开环运行主网架已基本形成，10KV主干线具有负荷转移和互带能力。四条主干线郸12线，郸13线，新区10线，新区11线，实现配网自动化。同时，在县调建立老城区配网自动化分站。二期目标：进一步完善配网主网架，实现所有主干线配网自动化和建立郸城配网自动化管理中心。三期目标：城区主网架和主支线建设工程基本完成，并基本实现配网自动化和配电管理自动化。主干线和主支线的用户的供电可靠率达到99.99%以上。配网自动化的技术方案分析一期工程规模设立配网自动化子站1 座：郸城城区配网自动化子站l 在电力局调度室内建立一套配网子站自动化系统。l 对2条10KV线路进行技术改造，对原线路的10台柱上真空开关进行自动化改造，包括：联络1#、2#、5#、6#、7#、8#、11#、12#及两台新增联络1#、2#柱上开关，加配JSY2000系列PWX测控箱(FTU),实现该区域配网供电的自动化功能。l 增加2台真空柱上开关，同杆架设。l 在联络1、2、7、8、11、12电源点的开关处增设6组PT，用于电源段的电压测量及有源判定。l 架设光缆，建成配网通信环路系统。 一期工程的目标提高配网供电可靠性，保证环网内用户达到N-I供电安全准则，供电可靠率达到99.99%。郸城变联络12#35KV新区变联络1#联络8#联络7#城3#联络5#联络6#联络2#联络11#新增联络2#电力局光缆图3.2 郸城配网一期工程示意图建立配网实时监控系统，改善供电质量，使电压合格率达98%以上。环路内10KV馈线，发生永久性故障时，系统能自动进行故障检测，故障自动定位，故障自动隔离和恢复非故障段供电功能。实现对配变实时监测，远方抄表等负荷管理功能。对供电环路实现SCADA监控，灵活进行负荷转移，倒闸操作，转供10KV干线的负荷，优化负荷分配，降低线损率。 一期工程系统改造部分接线图如图3.2所示。l 工作环境: 海拔： 2000m环境温度：-25- +55湿度：5-95%技术指标子站系统的技术指标实时性指标变化遥测传送时间3秒遥信变位传送时间3秒事故变位报警响应时间5秒调用画面响应时间2秒画面数据响应时间5秒全系统数据更新周期3-10秒事故推画面时间2秒遥控返校时间3秒变位响应时间2秒遥控命令响应时间3秒事件顺序记录分辨率5毫秒(站内) 20毫秒(站间)遥信动作准确率99.99%计算收敛时间