配网自动化及其实现方式(电压时间型、电流计数型工作原

本章要求:第三章配网自动化及其实现方式理解与配电自动化相关的概念;了解各开关的特性;理解馈线自动化实现的基本原理;对各种馈线自动化实现原理会做基本分析;2第三章配网自动化及其实现方式3、1配网自动化的概念实施配电网自动化的目的：两方面：供电部门用户：★提高供电企业管理水平和劳动生产率★提高为用户服务水平和用户的满意程度★提高电能质量和供电可靠率；★降低线损，提高供电的经济性；★提高电能质量和供电可靠率；3配电系统自动化的概念配电系统自动化是利用现代电子技术、通信技术、计算机及网络技术，将配电网在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构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、用电和配电管理的现代化。定义一：定义二：利用现代通信和计算机技术，对电网在线运行的设备进行远方监视和控制的网络系统。4•3.1.1配网自动化与配电系统自动化的关系•3.1.2配网自动化与其它自动化的关系地理信息系统自动化的关系营业管理系统的关系电力负荷控制系统的关系低压集抄系统的关系53.1.1配网自动化与配电系统自动化的关系1、配电系统自动化功能分析*SCADA功能*变电站自动化SA*馈线自动化FA*自动绘图/设备管理/地理信息系统AM/FM/GIS*配电系统高级应用软件DPAS*配电工作管理DWM*故障投诉TC*用户信息系统CIS*负荷管理LM*远方抄表系统AMR配网自动化系统DAS配电需求侧管理DSM配电系统自动化DSA配电管理功能DMS由DA而来6DSA和DMS的区别和联系DSA：是功能意义上的概念，它除了包括实现配电自动化功能的计算机信息系统和控制系统，还包括一次开关设备。DMS：是DSA功能的实现，侧重于计算机信息系统和控制系统，它是配电控制中心的一个计算机平台或者作为开放式的支撑环境。7DMS各组成部分功能的概括*SCADA功能完成从为配电网供电网供电的110kV主变电站的10kV部分监视，到10kV馈线自动化以及10kV开闭所、配电变电所和配变的自动化，称为配电SCADA系统。*SCADA功能的组成：1）进线监视：2）开闭所和配电变电站自动化：3）馈线自动化：4）变压器巡检与无功补偿8DMS各组成部分功能的概括*地理信息系统GIS★是配电网的主要特点之一，因为配电网节点多，设备分散，其运行管理工作常与地理位置有关，将GIS与一些属性数据库结合起来，可以更加直观地进行运行管理。★GIS在电力系统是以AM/FM/GIS的形式提出的，AM/FM/GIS称为自动化绘图/设备管理/地理信息系统。★AM：要求直观反映电气设备的图形特征及整个电力网络的实际布设；★FM：主要对电气设备进行台帐、资产管理，设置一些通用的双向查询统计工具；制定检修计划★GIS：充分利用GIS的系统分析功能，利用GIS拓扑分析模型结合设备实际状态可进行运行方式分析；利用GIS网络追踪模型，进行电源点追踪；利用GIS空间分析模型，对电网负荷密度进行多种方式分析；9DMS各组成部分功能的概括*工作管理系统WMS是指对设备进行监测，并对采集的数据进行分析以确定设备实际磨损状态，并据此检修规划的顺序进行计划检修*配网高级应用DPAS包括潮流分析和网络拓扑优化，目的在于通过以上手段达到减少线损，改善电压质量等目的。此外，还包括降低运行成本，提高供电质量所必须的分析等。10DMS各组成部分功能的概括*故障投诉TC指接到停电投诉后，GIS通过调用GIS和SCADA，迅速查明故障地点和影响范围，选择合理的操作顺序和路径，显示处理过程中的进展，并自动将有关信息转给用户投诉电话应答系统*用户信息CIS借助于GIS，对大量用户信息，如用户名称、地址、帐号、电话、用电量和负荷、供电优先级、停电记录等进行处理，便于迅速判断故障的影响范围，而用电量和负荷统计信息还可以作为网络潮流分析的依据11需求侧管理系统DSM功能概括*负荷控制系统（LM）根据用户的用电量、分时电价、天气预报以及建筑物内的供暖特性等进行综合分析，确定最优的运行和负荷控制计划，对集中负荷及部分工厂用电负荷进行监视、管理和控制，并通过合理的电价结构引导用户转移负荷，平坦负荷曲线包括：负荷控制系统LM和远方抄表系统（AMR）*远方抄表系统（LM）通过各种通信手段读取远方用户电度数据，并将其传至控制中心，自动生成电费报表和曲线等。122、配电管理系统DMS与能量管理系统EMS的比较*组成*目标DMSEMS计算机硬件+SCADA+PAS计算机硬件+SCADA+DPAS+配电管理发电成本输电损耗静、动态稳定性降低输电损耗隔离故障并恢复供电改善与用户的关系*手段改变全网P、Q维护检修控制开关与用户接触133.1.2配网自动化DAS与其它自动化的关系1、DAS与GIS的关系DASGIS支持GIS的实时化支持供电企业内部的其他管理过程14采集信息、用户信息、地理信息的相互互补2、DAS与营业管理系统的关系DAS营业管理支持业扩报装等用电业务查询营业管理系统：3、DAS与LM的关系DASLM15提供通信信道，实现通信资源共享相互提供信息调度自动化包含DAS4、DAS与低压集抄系统的关系DASAMR低压集抄系统AMR：3、DAS与调度自动化的关系DAS调度自动化163、2配网自动化的实施实施范围10kV及以下配电系统，包括110kV变电站的10kV出现开关。实施对象配网改造基本完成、具备实施条件、用户反映强烈、对供电单位产生最大效益的区域实施步骤区域式扩展，初步采用简易自动化方式17DAS对配网改造的要求*10kV电源容量及分布点合理，满足N-1要求*10kV主网架已基本形成，主干线或主支线可相互联络*主干线或主支线供电能力可满足负荷增长和负荷转带的需要*线路参数和负荷资料等基本齐全。183、3变电站自动化（SA）实施SA的必要性1、提高变电站的可控性2、简化系统，信息共享，减少电缆等应用计算机技术、通信技术等实现无人值班变电站、提高劳动生产率、减少误操作SA的概念：以数字信号处理为基础，将保护、自动重合闸、故障录波等各种自动化装置以及测量、控制等结合在一起的系统193.３.１国内变电站自动化技术第一阶段：在RTU的基础+当地监控系统.未涉及继电保护,控制仍保留.彩显微机(当地监控系统)打印机打印机鼠标RTUMODEM调度中心变压器分接头调节YCYXYMYK20对第一阶段SA的评价2.各类装置之间功能覆盖,部件重复设置,耗用大量的连接线和电缆.表现在计量，远动和当地监测系统所用的变送器各自设置，加大了CT，PT负载，投资增加，并且还造成数据测量的不一致性1.由安装在大控制室内的各类仪表、中央信号屏及某些单项的自动化装置组成。213.没有做到资源共享，增加了投资且使现场造成复杂性，影响系统的可靠性；远动装置和微机监测系统一个受制于调度所，一个是服务于当地监测4.继电保护装置动作正确不能保证。整定以及故障录波等由现场人工进行。对第一阶段SA的评价22第二阶段：变电站控制室设置计算机系统，另设置一数据采集和控制部件。集中采集数据、集中计算与处理、再完成微机保护、监控和自动控制等。彩显微机(当地监控系统)打印机打印机鼠标数据采集及控制部件MODEM调度中心微机保护管理单元YCYXYMYK2324对第二阶段SA的评价1.数据采集与控制部件是一个信息“瓶颈”2.可靠性降低3.仍需铺设电缆，扩展功能困难。优点：*系统造价低、体积小、减少占地面积。缺点：*综合自动化本身已具有对各采集量进行处理能力，取消变送器和常规测量仪表，还收集保护信息，所以不必另设RTU，与调度通信。25测量方面的改进传统方式：模拟量→CT、PT→变送器→AD转换器→二进制码改进：模拟量→CT、PT→AD转换器→二进制码特点分析：★改进后的测量方式省去了变送器，直接通过A/D采集工频交流信号，经数据处理得到有效值。★交流采样解决了采用传统变送器的响应速度慢，稳定性差及工程造价高的问题。26第三阶段：*采用分散式系统，安装现场输入输出单元部件，完成保护和监控功能，构成智能化开关柜；*与变电站控制室内计算机系统通信。采用串形口或网络技术。*按每个电网元件为对象。2728对第三阶段SA的评价1.可靠性提高，任一部分设备故障只影响局部，即将‘危险’分散优点：2.简化了变电站二次部分的配置及二次设备之间的互连,节省占地面积和二次电缆的用量.3、减少了设备安装调试的工程量。缺点：1、抗电磁干扰、耐腐蚀和抗震动等的能力。用极少量的通信电缆来取代大量的长距离信号电缆，用软件闭锁来取代或简化二次闭锁回路。4、通过经常性的自检和提供多组整定值来提高系统的可靠性。291、现场单元功能与性能（针对第三阶段变电站自动化）现场单元功能监控功能保护功能*“四遥”信息的采集与发送*关键芯片的定时自检*与保护单元的通信*当地显示*接受后台机下发的保护定值的修改*自检功能*发送保护装置信息*保护装置复归、当地显示303.4.1馈线自动化的实现方式1、配电网各种开关介绍（1）交流高压断路器★能够关合、承载、开断运行回路的正常电流，也能够在规定时间内关合、承载及开关规定过载（包括短路电流）开关特性:★断路器的循环操作顺序常由标准统一规定如：分-0.5s-合分-180s-合分★断路器所配继电保护有定时限和反时限之分31断路器的定时限和反时限概念TL★断路器常用的速断与过流保护，也有不同的开断时延，但这种时延只与保护范围有关，一种故障电流对应一种开断时间双时限:两种动作特性12It1:定时限特性,t不随I变化.2:反时限特性,t随I变化.应用于l随电流变化不明显场合,如较短线路.应用于I随电流变化明显场合,如较长线路.dI大dI小32自身具有控制和保护功能的开关设备（4）重合器本质：*所谓自具：即本身具备故障电流（包括过流及接地电流）检测和保护、操作顺序控制与执行功能，无需附加继电保护装置和提供操作电源。*自具功能指两个方面：1）它自带控制和操作电源，如高效锂电池2）操作不受外界继电控制，而由自带的微处理器控制。其“智能”化程度比断路器要高得多33重合器检测电流，若为故障电流，则自动跳闸，并按预先整定动作，否则重合成功，无须接受遥控命令原理：特点：可以切断短路电流能检测故障电流，并按预先整定的分合操作次数自动完成分合操作，并在动作后自动复位或闭锁具有双时限和双时性34t1t2重合器的开断特性分析双时性:对于同一故障电流,有两个分闸动作延时.1tI1:快速动作曲线,通常有一条.2:慢速动作曲线,通常有多条.若重合整定为一快二慢(曲线1.2)23时序分析:(假设为永久性故障,发生在重合器后)t1合分t分闸闭锁t2t2(1)(2、3)35双时限:重合器的两种动作特性12It1:定时限特性,t不随I变化.2:反时限特性,t随I变化.应用I随电流变化不明显场合,如较短线路.应用I随电流变化明显场合,如较长线路.重合器的开断特性分析36重合器与断路器的比较重合器断路器结构功能动作方式开断特性安装地点由灭弧室.操动机构.控制系统和高压合闸线圈组成由灭弧室.操动机构.识别故障.断开故障电流.多次重合.分闸闭锁.断开故障电流.电路分合闸自身具有检测故障电流功能.自动分闸.再次重合.无需通信通道和接受遥控命令.职能接受保护信号动作分闸和控制室遥控命令分合闸.具有双时限和双时性开断.重合由控制保护系统决定.变电站内或架空线路上一般安装于变电站内37（2）负荷开关1）柱上负荷开关是指在架空线路上能够关合和开断负荷电流及过载电流，亦可用作关合和开断空载长线、空载变压器和电容器组的一种带有简单灭弧装置的配电开关电器。2）柱上负荷开关必须能承受其所在电路的短时和峰值耐受电流，同时要满足所在电路绝缘等要求3）负荷开关不同于断路器，不能进行短路开断，只能进行负荷开断38（2）负荷开关负荷开关在结构上应能满足以下要求：1）在分闸位置要有明显可见的间隙；2）要能够耐受尽可能多的开断次数，而无需检修触头和调换灭弧室装置的组成元件；3）负荷开关不要求开断短路电流，但要求能够关合短路电流，并能承受短路电流的动