配网自动化基本学习知识介绍材料.doc

^` 配网自动化介绍 1 总体概述 1.1 配网自动化概念 配电自动化是以一次网架和设备为基础，利用计算机及其网络技术、通信技术、现代电子传感技术，以配电自动化系统为核心，将配网设备的实时、准实时和非实时数据进行信息整合和集成，实现对配电网正常运行及事故情况下的监测、保护及控制等。 配电自动化系统主要由配电自动化主站、配电自动化终端及通信通道组成，主站与终端的通信通常采用光纤有线、GPRS无线等方式。 1.2 配网自动化意义 通过实施配网自动化，实现了对配电网设备运行状态和潮流的实时监控，为配网调度集约化、规范化管理提供了有力的技术支撑。通过对配网故障快速定位/隔离与非故障段恢复供电，缩小了故障影响范围，加快故障处理速度，减少了故障停电时间，进一步提高了供电可靠性。 2 配网自动化基础知识 2.1 名词术语 2.1.1 馈线自动化 是指对配电线路运行状态进行监测和控制，在故障发生后实现快速准确定位和迅速隔离故障区段，恢复非故障区域供电。馈线自动化包括主站集中型馈线自动化和就地型馈线自动化两种方式。 2.1.2 主站集中型馈线自动化 是指配电自动化主站与配电自动化终端相互通信，由配电自动化主站实现对配电线路的故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电。 2.1.3 就地型馈线自动化 是指不依赖与配电自动化主站通信，由现场自动化开关与终端协同配合实现对配电线路故障的实时检测，就地实现故障快速定位/隔离以及恢复非故障区域供电。按照控制逻辑和动作原理又分为电压-时间型馈线自动化和电压-电流型馈线自动化。 2.2 配电自动化主站 配电自动化主站是整个配电网的监视、控制和管理中心，主要完成配电网信息的采集、处理与存储，并进行综合分析、计算与决策，并与配网GIS、配网生产信息、调度自动化和计量自动化等系统进行信息共享与实时交互，按照功能模块的部署可分为简易型和集成型两种配电自动化主站系统。 简易型配电自动化主站主要部署基本的平台、SCADA和馈线故障处理模块。集成型配电自动化主站是在简易型配电自动化主站系统的基础上，扩充了网络拓扑、馈线自动化、潮流计算、网络重构等电网分析应用功能。 配电自动化主站典型结构图 2.3 配电自动化终端设备 配电自动化终端主要指安装于开关站、配电房、环网柜、箱式变电站、柱上开关处，用于采集配电设备运行故障信息和进行控制的终端设备。根据应用场合不同分为配电房配电自动化终端（DTU）、架空线馈线自动化终端（FTU）、电缆型故障指示器和架空型故障指示器。 2.3.1 架空线馈线自动化终端（FTU） 架空线馈线自动化终端（FTU）适用于10kV架空线路的分段开关和联络开关的监测和控制，按照控制逻辑可设置成电流型、电压时间型两种工作模式。 FTU 2.3.1.1 电流型工作模式 可采集三相电流、两侧三相电压和零序电流。 具有过电流保护功能和零序电流保护、两次自动重合闸功能和闭锁二次重合闸功能， 2.3.1.2 电压时间型工作模式 1） 具有失电后延时分闸功能，即开关在合位、双侧失压、无流，失电延时时间到，控制开关分闸； 2） 具有得电后延时合闸功能，即开关在分位、一侧得压、一侧无压，得电延时时间到，控制开关合闸； 3） 具有单侧失压后延时合闸功能，即开关在分位且双侧电压正常持续规定时间以上，单侧电压消失，延时时间到后，控制开关合闸； 4） 具备双侧均有电压时，开关合闸逻辑闭锁功能，即开关处于分闸状态时，两侧电压均正常时，此时终端闭锁合闸功能。 5） 具有闭锁合闸功能。若合闸之后在设定时限之内失压，并检测到故障电流，则自动分闸并闭锁合闸。若合闸之后在设定时限之内没有检测到故障电流，则不闭锁合闸； 6） 具有闭锁分闸功能。若合闸之后在设定时间内没有检测到故障，则闭锁分闸功能，延时5分钟后闭锁复归； 7） 具有非遮断电流保护功能，即当检测到流过负荷开关的电流大于600A时，闭锁跳闸回路。 8） 可检测零序电压，具有零序电压保护功能，即在设定延时内检测到零序电压信号应立刻分闸，切除接地故障；在设定延时外检测到零序电压信号，终端不发出分闸控制命令。 2.3.2 配电房配电自动化终端（DTU） DTU PT DTU 站所终端DTU一般安装在常规的开闭所、环网柜、小型变电站、箱式变电站等处，完成对开关设备遥测、遥信数据的采集，对开关进行分合闸操作，实现对馈线开关的故障识别、隔离和对非故障区间的恢复供电。 2.3.3 故障指示器 故障指示器是指安装在架空线、电力电缆上，用于指示故障电流流通的装置。短路故障指示器分为户外型及户内型两种，架空线路安装户外型故障指示器，电缆线路安装户内型故障指示器。 2.4 配网通信方式 配网通信一般采用主干层和接入层两层结构组网，配网主站系统至变电站的主干通信网一般采用光纤传输网方式，变电站至配网终端之间的接入部分采用多种通信方式，主要有以下几种： 1） 工业以太网通信 有源光网络主要是利用工业以太网技术，具有技术成熟、性能稳定、组网灵活、便于升级扩容等优点，适合高温、潮湿环境、强电磁干扰等恶劣环境下的应用。不足之处是存在点对点结构纤芯资源浪费、相对投资高等缺点。 2） 无源光纤通信 无源光网络主要是利用以太网无源光网络（EPON）技术，采用点到多点结构，无源光纤传输，具有成本低、带宽高、扩展性强、组网快速灵和以及方便与现有以太网完全兼容等优点。不足之处是EPON组网方式以星型为主，对于链形和环形网络受技术本身限制支持较差，施工前需严格规划各节点的光功率，不利于灵活组网和未来扩容需求。 3） 无线公网通信 目前无线公网通信主要包括GPRS、CDMA、3G等。无线公网可节约光缆铺设费用，组网灵活，适用于无线公共网络覆盖完整却信号优良的城市，不足之处是只适合于实时性要求不高的数据采集应用，可靠性、安全性方面有待进一步提高。 2.5 馈线自动化技术原理介绍 2.5.1 主站集中型馈线自动化 主站集中型馈线自动化是指配电自动化主站与配电自动化终端相互通信，通过配电自动化终端采集故障信息，由配电自动化主站判断确定故障区段，并进行故障故障隔离和恢复非故障区域供电。适用于纯电缆、纯架空和架空电缆混合线路的任一种网架。 由于该方案对通信的可靠性要求较高，较依赖光纤通信，而铺设光纤施工困难、建设费用高，因此该方案主要应用于负荷密度大，且对供电可靠性要求很高的A、B类供电区域的城市中心区。例如广州的天河区和越秀区、深圳的福田区、佛山的东平新城和金融高新区。经估算一回10kV线路配网自动化改造造价约为150万元（按三分段一联络计算）。 图1主站集中型馈线自动化建设方案 建设实施内容： 1）变电站开关与保护装置不需要进行改造，保护定值无需配合； 2）开关柜（环网柜）的开关本体需三遥点需加装电动操作机构及铺设光纤； 3）加装DTU，加装A、C相CT、零序CT、PT柜。 2.5.2 电压时间型馈线自动化 电压时间型馈线自动化模式以电压时间为判据，适用于纯架空、架空电缆混合线路的单辐射、单联络等网架。 图2电压时间型馈线自动化建设方案 工作原理：以电压时间为判据，当线路发生短路故障时，变电站出线开关保护跳闸，线路分段开关失电后分闸。变电站出线开关第一次重合闸后，线路分段开关得电后逐级延时合闸，当合闸到故障点后，变电站出线开关再次跳闸，所有线路分段开关失电分闸，同时闭锁故障区间线路分段开关合闸；故障隔离后，变电站出线开关再次重合，非故障区段的线路分段开关再次延时合闸，恢复故障点前段线路供电，联络开关延时合闸，自动恢复故障点后段线路供电。 电压时间型馈线自动化不依赖与主站通信，投资小、见效快，因此适用于负荷密度小的C、D、E类供电区域，如城市郊区和农村地区。该模式经估算一回10kV线路配网自动化改造造价约为25万元（按三分段一联络计算）。 建设实施内容： 1）变电站开关、保护装置不需要进行改造，变电站保护重合闸定值需与线路开关重合及联络开关动作时间配合； 2）柱上开关需具备电动操作功能，否则需整体更换； 3）FTU与柱上开关成套配置。 2.5.3 电压-电流型馈线自动化 电压-电流型馈线自动化在电压-时间型馈线自动化基础上，增加了故障电流辅助判据。适用于纯架空、架空电缆混合线路的单辐射、单联络等网架。 工作原理：主干线分段负荷开关在单侧来电时延时合闸，在两侧失压状态下分闸。当分段负荷开关合闸后在设定时间内检测到线路失压以及故障电流，则自动分闸并闭锁合闸，完成故障隔离；当分段负荷开关合闸后在设定时间内未检测到线路失压，或虽检测到线路失压但未检测到故障电流，则闭锁分闸，变电站出线开关重合后完成非故障区域快速复电。 电压电流型馈线自动化在电压时间型基础上增加了电流判据，提高了故障隔离的准确性，适合于A、B、C类供电区域。估算一回线路造价约30万元人民币（按三分段一联络计算）。 图3电压-电流型馈线自动化建设方案 建设实施内容： 1）变电站开关不需要进行改造，变电站电流保护和重合闸定值需与线路分段断路器和分段负荷开关进行配合； 2）柱上开关需具备电动操作功能，否则需整体更换； 3）FTU与柱上开关成套配置。 2.6 故障自动定位技术原理 故障指示器是一种可以直接安装在配电线路上的故障指示装置，主要通过检测线路电流和电压的变化，来识别故障特征，从而判断是否给出故障指示。故障指示器动作后，其状态指示一般能维持数小时至数十小时，便于巡线工人到现场观察。故障指示器可通过GPRS无线通信将故障信息远传给配电自动化主站。 工作原理：当系统发生短路故障时，故障指示器检测流过线路的短路故障电流后自动动作（如通过翻牌指示或发光指示）并发出故障信息，按照电源与故障点经故障点形成回路的原理，该线路上最后一个发出故障信息的故障指示器和第一个没有发现故障信息的故障指示器之间的区段即为故障点所在。 图6故障指示定位型馈线自动化工作原理 架空线路故障指示器建设实施内容： 1）架空线引落电缆头处，当该电缆为线路联络电缆时，必须在两侧电缆头分别安装两组； 2）架空主干线分段开关处，应在分段开关负荷侧安装一组故障指示器；线路上没有任何分段，距离超过2000m的，应在适当位置安装故障指示器，原则上线路每隔1～2公里采用故障指示器分段，缩小故障区段范围； 3）线路重要分支处：对于支线长度超过3公里或支线承担重要负荷采用故障指示器指示线路故障分支。 电缆线路故障指示器建设实施内容： 1）全电缆线路按每段安装一组进行考虑，安装位置原则上要求在线路正常运行方式下的电源侧。 2）开关房内高压开关柜安装在电缆三叉头处，安装后应可通过柜门上的观察窗查看故障指示器的翻牌情况； 3）主干线每路进出线、长度超过300米的电缆分支线配置一套电缆故障指示器，与电缆通信终端连接。 2.7 主站集中型馈线自动化动作原理 2.7.1 主站集中型馈线自动化动作原理 主站集中型馈线自动化适用于各种网架的架空及电缆线路。该模式通过安装数据采集终端设备和主站系统，并借助通信手段，在配电网正常运行时，实时监视配电网的运行情况并进行远方控制；在配电网发生故障时，自动判断故障区域并通过主站自动或遥控隔离故障区域和恢复受故障影响的健全区域供电。 单环网电缆线路典型图例 2.7.2 电压-电流型馈线自动化 主干线及大分支线路首端分界点采用带电动操作机构的合闸闭锁型负荷开关，配备电压-时间和故障电流复合判据的馈线终端FTU。 主干线I段 主干线II段 其中：CB为带时限保护（限时速断，过流，零序）和二次重合闸功能的馈线出线断路器；FB为带时限保护（过流，零序）和重合闸功能的分段断路器；FSW1～FSW2为主干/分支线电压电流型分段负荷开关；ZB1为分支分界断路器；ZSW1为分支负荷开关；LSW为联络开关。 保护动作原理： 假设断路器CB、FB一次重合闸时间5S，二次重合时间为60S。负荷开关FSW1、FSW2、YSW1、YSW2、ZSW1、YSW3得电后5S延时合闸，合闸3S内未检测到故障电流闭锁分闸,否则分闸后闭锁合闸。ZB1为分支分界断路器，一次重合闸时间5S。 1、主干线分段断路器电源侧发生故障 （隔离故障恢复供电所需时间：70秒） （1）FSW1和FB之间发生永久故障 （2）CB保护跳闸，FSW1、FSW2、ZSW1、YSW1～3在失压后跳闸 （3）CB在5s后重合闸 （4）FSW1一侧有压，延时5s合闸。 （5）由于是永久故障，CB再次跳闸，FSW1失压分闸，并闭锁合闸。 （6）CB在60s后第二次重合闸，重合成功。FSW1成功隔离故障，隔离故障耗时约70秒。 2、主干线分段断路器负荷侧发生永久故障 （隔离故障恢复供电所需时间：70秒） （1）FSW2和ZSW1之间发生永久故障 （2）FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸。 （3）FB在5s之后重合闸 （4）FSW2一侧有压，延时5s合闸 （5）由于是永久故障，FB再次跳闸，FSW2分闸并闭锁合闸。 （6）FB在60s后第二次重合闸。FSW2成功隔离故障，隔离故障耗时约70秒 3、分支线分界负荷开关负荷侧发生永久故障 （隔离故障恢复供电所需时间：75秒） （1）ZSW1和YSW3之间发生永久故障 （2）FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸。 （3）FB在5s后重合闸。 （4）FSW2一侧有压，在延时5s后合闸。FSW2在3s后闭锁分闸。 （5）ZSW1一侧有压，在延时5s后合闸。 （6）由于是永久故障，FB再次跳闸，ZSW1分闸并闭锁合闸，FSW2保持合闸。 （7）FB在60s后第二次重合闸。ZSW1成功隔离故障，隔离故障耗时约75秒 4、分支线分界断路器负荷侧发生永久故障 （隔离故障恢复供电所需时间：5秒） （1）ZB1与YSW1/YSW2之间发生永久故障 （2）ZB1保护动作跳闸。 （3）ZB1在5s后重合闸 （4）由于是永久故障，ZB1再次跳闸并闭锁合闸。ZB1成功隔离故障，隔离故障耗时约5秒 5、分支线用户分界负荷开关用户侧发生永久故障 （隔离故障恢复供电所需时间：80秒） （1）用户YSW3发生永久故障 （2）若是相间短路故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸。（若是单相接地故障，YSW3跳闸隔离故障，其余开关不动作）。 （3）FB在5s后重合闸。 （4）FSW2一侧有压，在延时5s后合闸。FSW2在3s后闭锁分闸。 （5）ZSW1一侧有压，在延时5s后合闸。ZSW1在3s后闭锁分闸。 （6）YSW3一侧有压，在延时5s后合闸。 （7）由于是永久故障，FB保护动作跳闸，YSW3分闸并闭锁合闸，FSW2、ZSW1保持合闸。 （8）FB在60s后第二次重合闸。YSW3成功隔离故障，隔离故障耗时约80秒 F1.3电压-时间型技术方案 该方案在配电线路各分段点和联络点采用带电动操作机构的失压分闸型负荷开关，配套电压-时间型馈线FTU，成套设备与变电站重合闸相配合，依靠设备自身的逻辑判断功能实现故障点前后开关的自动分闸与闭锁，完成故障隔离。变电站第二次重合完成故障点前段复电，联络开关自动转供电完成故障点后段复电。下面以架空线单环网线路为例说明电压-时间型FA技术方案。典型接线图如下图所示： 其中：CB为带时限保护（限时速断，过流，零序）和二次重合闸功能的馈线出线断路器；FSW1～FSW3为主干/分支线电压-时间型分段负荷开关；LSW为联络开关。 保护动作原理： 假设断路器CB一次重合闸时间5S，二次重合时间为60S。负荷开关FSW1、FSW3、YSW1、FSW2均为得电合闸，失电分闸，在得电后7S延时合闸，合闸后3S内失压，则分闸闭锁；ZSW1、YSW2均为得电合闸，失电分闸，在得电后10S延时合闸，合闸后3S内失压，则分闸闭锁；ZB1为分支断路器，一次重合5S。 1、主干线发生故障 （自动隔离故障并恢复供电所需总时间：60秒） （1）FSW2和FSW3之间发生永久故障 （2）CB保护动作跳闸，FSW1～3、ZSW1、YSW1、YSW2在失压后跳闸。 （3）CB在5s后重合闸 （4）FSW1一侧有压，延时7s合闸。 （5）FSW2一侧有压，延时7s合闸； （6）当合到故障区段时，由于是永久故障，CB再次跳闸，FSW2合闸后5s内检测到失压闭锁合闸，隔离故障。CB跳开后，FSW1和FSW2失压分闸。 （7）CB在60s后第二次重合，FSW1一侧有压经延时7S后合闸，ZSW1一侧有压，经延时10S后合闸，FSW2闭锁合成功隔离故障。 2、分支断路器负荷侧发生永久故障 （自动隔离故障并恢复供电所需总时间：5秒） （1）ZB1与YSW1/YSW2之间发生永久故障 （2）ZB1保护动作跳闸。 （3）ZB1在5s后重合闸 （4）由于是永久故障，ZB1再次跳闸并闭锁合闸。ZB1成功隔离故障，隔离故障耗时约5秒。