配网自动化讲座20070815

配网自动化系统介绍中国电力科学研究院北京科锐配电自动化股份有限公司2007/8/15配电自动化及管理系统是利用现代电子技术、通讯技术、计算机及网络技术，将配电网实时信息和离线信息、用户信息、电网结构参数、地理信息进行集成，构成完整的自动化管理系统，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。它是实时的配电自动化与配电管理系统集成为一体的系统。配电自动化及管理系统主要内容一、一般配电网络结构二、配网自动化的几点认识三、配网自动化的层次结构四、满足自动化要求的一次设备五、配网自动化站端设备六、配网自动化的通信系统七、以故障处理为目的馈线自动化方案八、配网自动化的主站系统一、一般配电网络结构常见配电网络结构单电源辐射接线双电源拉手环网接线三电源拉手环网接线四电源拉手环网接线4×6网络接线多回路平行式接线（开闭所接线）双电源拉手网络分段分段分段分段联络设备利用率50%，可靠性N-1三电源拉手网络分段分段分段分段联络分段分段联络联络设备利用率67%，可靠性N-1四电源＃字供电网络分段分段分段分段联络分段分段分段分段联络联络联络设备利用率67%，可靠性N-14×6网络接线分段分段联络联络分段分段分段分段联络联络分段分段设备利用率75%，可靠性N-2电缆系统双电源拉手环变电站变电站配电室配电室配电室配电室设备利用率50%，可靠性N-1多路平行供电变电站进线开关变电站进线开关联络开关用户中压架空线网络接线接线方式可采用双电源手拉手环网接线、三电源拉手环网接线、四电源拉手环网接线可采用柱上负荷开关(或断路器)将线路进行适当分段（3分段）和联络（闭式环网）架空线路分段原则CB1S1S2S3CB2CB1S1S2S3S4S5CB2CB1S1S2S3S4S5CB2S7S6不同分段数（不包括联络开关），故障时可保持供电线路的比例：二分段：50％；三分段：66.67%；四分段：75％建议：二到三分段二、配网自动化的几点认识原则：简单、可靠、实用、经济与先进性相结合真正的需求，不搞大而全。通信是瓶颈问题适当的故障处理的控制原则配网自动化的实用性问题配网SCADA和GIS统一设计、分步实施在满足必要的功能要求的情况下，不推荐大而全的复杂系统大而全的系统往往投资很高、经济性差。结构复杂也会导致可靠性低、同时维护困难，也与大多数供电局配网运行人员的水平不相适应。有些功能设计理论上就有问题。必须重视解决通讯瓶颈问题过去已有的配电自动化系统中，通信是瓶颈，往往由于通信通道故障，导致使已有的系统运行结果不理想，甚至瘫痪。因此故障处理不能依赖于通信，应能够就地自动完成。中国大多数配网是简单的手拉手环网，很容易实现故障的就地处理。只在主环网和关键位置的自动化装置处装设通信监控的设备，不需要也没有必要全部实现通信、全部远程可控。解决问题的重点在于管理。适当的故障处理的控制原则停电范围最小、停电时间最短可用网络式保护实现分布式控制--可靠性高、实施简单就地完成局部处理（一个电气环内的开关自己互相协调）集中控制和分布式控制相结合单一的主站集中式控制方式处理故障运行结果不理想90％以上的系统投运一年后集中式自动控制功能失效通信系统也许不正常或局部不正常配电网络经常发生变化，但主站的网络拓扑结构来不及及时更新技术和管理上的原因影响网络拓扑更新主站系统的软件和硬件系统运行不正常对策：采用以分布式智能为基础的控制方案配网自动化的实用性问题配网SCADA馈线自动化配电GIS配网SCADA和GIS两个系统相互独立带来的问题一体化平台非常适合县级配网自动化系统配电GIS实施要注意的问题三、配网自动化系统的层次结构配电主站子站远方终端远方终端远方终端远方终端。。。。。。。。。管理信息系统负荷管理系统用电管理系统其它系统变电站自动化系统。。。四、满足自动化要求的一次设备开关可电动合分闸操作，即遥控接口；开关位置有辅助触点输出，即遥信接口；开关带3相CT和1～3相PT信号输出，即遥测接口；在电源测（辐射线路）和开关两侧（环网线路）安装一次PT，以提供装置电源和驱动电源，也可提供PT信号。断路器（重合器）还是负荷开关？五、配网自动化站端设备FTU—各类柱上开关及环网柜控制器DTU—配电站、开闭所控制器TTU—配变监测装置及无功补偿控制器RTU及变电站自动化系统FTUDTUTTU特点功能完善配网自动化各类FTU、DTU、RTU、TTU站端馈线自动化功能可靠性高多CPU并行、多级看门狗电磁兼容达到国家最高标准，多年恶劣环境的运行经验适用性强可与各种开关设备配合使用，支持多种通信方式和通信协议使用方便模块式结构，点阵液晶显示汉字六、配网自动化的通信系统主站（子站）采用标准的以太网通信设备；主站（子站）与站端（FTU、DTU）的通信使用较多的是光纤自愈环网和光纤以太网方式；主站（子站）与TTU（或多功能电度表）的通信可采用GPRS或采用FSK总线方式组网进行通信。常用的光纤自愈环网和FSK总线组网示意图有线通信网络光端机光端机光端机光端机光端机光端机光端机光端机两芯自愈环光纤通道(运行串行通信协议)RS-232RS-232RS-232RS-232RS-232RS-232RS-232RS-232FTUFTUFTUFTUFTUTTU主站（子站）光端机FTUTTUTTU用户表用户表用户表集抄器电力线路载波七、以故障处理为主要目的的馈线自动化方案集中控制装置、通信、主站计算机系统同步建立适应复杂网络对主站和通信依赖性强分布式智能控制—不依赖上级命令的自动控制网络式保护和控制分布式智能控制网络式保护原理—解决故障时谁先跳闸问题传统电流保护的问题：短线路、多开关串联，短路电流差别小，保护的电流定值配合困难。用时间配合，会造成出口保护的动作时间太长网络式保护原理：故障时上下级联的多级开关互相通讯根据级联关系，在感受到故障电流的开关中进行仲裁，让离故障点最近的开关速断跳闸，其余开关转为后备仲裁是基于各保护的“启动状态”，因此只需要简单的数字通讯，对纵向级联的各保护的“启动状态”进行逻辑比较介绍分布式智能和网络式保护相结合的控制为主、集中式控制为辅的方案当没有通信通道时，各配电终端独立工作。依靠分布式智能，自动确定故障位置，隔离故障区段，恢复非故障段的供电。该方式经济、灵活、有效，综合检测电压和电流，开关动作次数少、处理时间短；当有通信通道时，配电终端之间可以进行信息交换，从而更有效地对故障进行隔离和实现非故障段的转移供电（不需要试合闸，没有多余的开关动作）：配电终端与断路器配合使用时，在多级开关串联的环网中，故障时自动实现配电线路的上下级保护配合，可以让离故障点最近的电源侧开关速断跳闸，不需上级和变电站出口跳闸，保证了保护的快速性和选择性，使得故障点前的负荷不受故障影响；配电终端与负荷开关配合使用时，在多级开关串联的环网中，在变电站出口开关因故障跳闸后，可让离故障点最近的电源侧负荷开关快速跳闸，隔离故障，保证变电站出口开关0.3秒内重合成功，故障点前的负荷基本不受故障影响。当有主站存在时，根据需要可使用集中控制与分布式智能相结合的故障后网络重构方案，分布式智能与集中控制互为备用，网络重构方案的可靠性大大提高。1、断路器（重合器）开关构成的“手拉手”环网供电网络（无通信或通信系统故障）F1故障点。QF1延时0.3秒保护跳闸并闭锁，S1和S2失电延时100ms分闸，S3单侧失压延时10s合闸成功，S2得电延时2秒合闸成功，S1不整定负荷侧得电合闸功能，保持分闸状态，将故障隔离，转移供电结束。F2故障点。S1速断保护动作跳闸，QF1保护延时未到，自动返回。S2失电延时100ms分闸。S1延时1秒重合到故障上再次跳闸并闭锁；同时S2检测到残压脉冲并闭锁（处于分位），将故障隔离，S3单侧失压延时10s合闸成功，转移供电结束。F3故障点。S1速断保护动作跳闸，QF1保护返回。S2失电延时100ms分闸。S1延时1秒重合成功，启动短时10秒闭锁继电保护功能。S2得电延时2秒合闸到故障立即跳闸并闭锁，将故障隔离，此时S1短时闭锁了保护，不会动作，QF1保护返回,同时S3检测到残压脉冲并闭锁（处于分位），恢复供电结束。断路器（重合器）开关构成的“手拉手”环网供电网络（光纤通信并设置专用通道）F1故障点。QF1延时0.3秒保护跳闸并闭锁，S1失电延时100ms分闸，将故障隔离，S3单侧失压延时10s合闸成功，转移供电结束。F2故障点。S1跳闸，QF1保护返回，（S1根据需要可以设置一次重合闸，重合闸不成功后分闸闭锁）；S2通过通信知道故障在自己的上方，自动分闸闭锁，隔离故障，S3单侧失压延时10s合闸成功，转移供电结束。F3故障点。通过信息交互，已知故障点在S2下方，S2跳闸，将故障隔离，QF1、S1保护返回，S3通过通信知道故障在自己的上方，中止“失压延时合闸”功能，不再合闸转移供电，恢复供电结束。2、负荷开关构成的“手拉手”环网供电网络（无通信或通信系统故障）F1故障点。QF1保护跳闸，S1、S2失电延时分闸，QF1重合，如瞬时性故障则QF1重合成功，S1得电延时5s合闸成功，S2得电延时5s合闸成功，S3“单侧失压延时合闸”功能因延时未到复归，处理过程结束。如果是永久性故障则QF1重合闸失败并闭锁，S1检测到残压脉冲并闭锁（处于分位）将故障隔离，S3单侧失压延时10s合闸成功，S2得电延时5s合闸成功，转移供电结束。F2故障点。QF1保护跳闸，S1、S2失电延时分闸，QF1重合成功，S1得电延时5s合闸，如瞬时性故障则合闸成功，同时“短时闭锁失电分闸”功能启动，S2得电延时5s合闸成功，S3“单侧失压延时合闸”功能因延时未到复归，处理过程结束。如果是永久性故障，QF1再次跳闸，S1因Ty时间未到即电压再次消失，合闸不成功，再次分闸并闭锁，同时S2检测到残压脉冲并闭锁（处于分位）将故障隔离，QF1可再次试送电成功（人工送电或设置二次重合闸），S3单侧失压延时10s合闸成功，恢复和转移供电结束。F3故障点。QF1保护跳闸，S1、S2失电延时分闸，QF1重合成功，S1得电延时5s合闸，同时“短时闭锁失电分闸”功能启动，S1合闸后电压正常时间超过Ty时间，S1“短时闭锁失电分闸”功能执行，S2得电延时5s合闸，如瞬时性故障则合闸成功，S3“单侧失压延时合闸”功能因延时未到复归，恢复供电结束。如果是永久性故障，QF1再次跳闸，S2因Ty时间未到即电压再次消失，合闸不成功，再次分闸并闭锁，将故障隔离；由于S1执行“短时闭锁失电分闸”功能，不再分闸，S3检测到残压脉冲并闭锁（处于分位），QF1可再次试送电成功，恢复和转移供电结束。负荷开关构成的“手拉手”环网供电网络（光纤通信并设置专用通道）F1故障点。QF1保护跳闸，S1失电延时分闸，QF1重合，如瞬时性故障则QF1重合成功，S1得电延时5s合闸，S3“单侧失压延时合闸”功能因延时未到复归，恢复供电结束。如果是永久性故障则QF1重合闸失败并闭锁，S1检测到残压脉冲并闭锁（处于分位）将故障隔离，S3单侧失压延时10s合闸成功，转移供电结束。F2故障点。QF1保护跳闸，通过信息交互，已知故障点在S1下方，在无电状态下，S1跳闸闭锁，S2分闸闭锁，将故障隔离，QF1重合成功，S3单侧失压延时10s合闸成功，恢复和转移供电结束。F3故障点。QF1保护跳闸，通过信息交互，已知故障点在S2下方，在无电状态下，S2跳闸闭锁将故障隔离，S3分位闭锁，QF1重合成功，恢复供电结束。八、配网自动化主站系统主站配置支撑平台调度SCADA馈线自动化（FA）配电管理系统（AM/FM/GIS）计算机系统互连配电高级分析软件主站硬件系统配置示意图（配置较全）主站硬件系统配置示意图（配置较简单）主站平台结构硬件平台/软件平台历史数据库实时数据库GIS数据库信息一体化平台(CR6000)SCADA配网模