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1、配网自动化技术交流,南京电研电力自动化股份有限公司,总目录,配网自动化的概念、意义、发展现状与趋势 配网通信方式 网络式保护 故障指示器 配网自动化在油田的应用 配网自动化产品系列,定义：配网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。,配网自动化系统,常用术语 FTU- Feeder Terminal Unit：馈线终端单元 DTU- Distribution Te
2、rminal Unit：配电终端单元 TTU- Transformer Terminal Unit：变压器终端单元 DA- Distribution Automation：配电自动化 FA- Feeder Automation：馈线自动化,配网自动化系统,系统构成 配网自动化系统一般 由下列层次组成：配 电主站、配电子站（ 常设在变电站内，可 选配）、配电远方终 端（FTU 、DTU、TTU等）和通信网络。配电主站位于城 市调度中心，配电子站部署于110kv/35kv变电站，子站 负责与所辖区域DTU/TTU/FTU等电力终端设备通信，主 站负责与各个子站之间通信。,配网自动化系统,配电主站,
3、配网自动化系统,完成信息汇总，人机交互，操作控制，分析管理以及与其它系统的信息共享等,基于在遵循统一规划、分布实施的建设原则，配电自动化系统典型的三层结构： 配电主站 配电子站 配电终端,所辖区域内设备通讯，实现四遥数据的收集和转发,按规约完成远动数据采集、处理、接收以及输出、执行功能的设备,配电远方终端-馈线终端设备（FTU）: FTU是装设在馈线开关旁的 开关监控装置，完成对开关 设备的位置信号、电压、电 流、有功功率、无功功率、 功率因数等数据的采集与计 算，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。这些馈线开关指的是 户外的柱上开关，例如10k
4、V线路上的断路器、负荷开关、分段开关等。一般来说 ，1台FTU要求能监控1台柱上开关，主要原因是柱上开关大多分散安装，若遇同 杆架设情况，这时可以1台FTU监控两台柱上开关。,配网自动化系统,配电远方终端-配变终端设备（TTU）: TTU监测并记录配电变压器运行工况，根据低压侧 三相电压、电流采样值，每隔12分钟计算一次 电压有效值、电流有效值、有功功率、无功功率、 功率因数、有功电能、无功电能等运行参数，记录 并保存一段时间，记录数据保存在装置的不挥发内 存中，在装置断电时记录内容不丢失。配网主站通 过通信系统定时读取TTU测量值及历史记录，及时发 现变压器过负荷及停电等运行问题，根据记录数
5、据，统计分析电压合格率、供电 可靠性以及负荷特性，并为负荷预测、配电网规划及事故分析提供基础数据。,配网自动化系统,配电远方终端-开闭所终端设备（DTU）: DTU一般安装在常规的开闭 所（站）、户外小型开闭所 、环网柜、小型变电站、箱 式变电站等处，完成对开关 设备的位置信号、电压、电 流、有功功率、无功功率、 功率因数、电能量等数据的 采集与计算，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。部分DTU 还具备保护和备用电源自动投入的功能。,配网自动化系统,配网自动化面向的对象 通常把电力系统中二次降压变电站低压 侧直接或降压后向用户供电的网络称为 配
6、电网（Distribution Network）。国 内所说的配网自动化系统涉及范围主要 是指10kV或6kV中压系统，一般是从变 电站的主变低压侧和低压母线开始，直 至电力用户为止。配网自动化主要处理 此中压网的一次设备（开闭所、环网柜 、柱上开关、变压器）的监测与控制 。,配网自动化系统,配网自动化的作用,配网自动化系统,正常,故障,灾害,实施配网自动化的意义 提高供电可靠性，缩短故障判别、隔离及非故障段恢复供电时间；减少了因电网故障造成的巨大损失。 改善电能质量，把最优质的电能提供给用户。 提高配电网运行的经济性，提高设备利用率（减少备用容量）；降低配电网运行维护费用，降低线损，最大限度
7、地提高企业经济效益。 配网系统自动化技术的飞速发展，推动了配电网一次设施的科学合理规划，保证了配电系统的长期最优可持续发展。,配网自动化系统,智能配网自动化建设发展模式,配网自动化系统,智能型配网自动化系统是配网自动化系统建设的终极目标，实现需要一个不断发展的过程。,简易型,实用型,集成型,智能型,标准型,国内配网自动化的发展历程,配网自动化系统,1995,1997,2002,2004,起步,2006,试点,建设热潮,反思,制定标准 总结教训,平稳发展,30%,盲目建设 领导不重视 不注意维护 缺乏标准与规范 使用主体不明确。 导致大部分系统停用甚至瘫痪,配网自动化的发展现状与趋势 配电网自动
8、化从之前的试点逐步过渡到推广的阶段，由于国家尚没有 统一的标准，各地区的情况不尽相同。针对这种情况，国家电力公司安 全运行与发输电运营部公布了配电系统自动化规划设计导则试行方案 。 09年，国家倡导建设坚强智能电网，智能配电网是智能电网涉及的发 、输、变、配、用、调度最重要的环节之一，为配电自动化的发展带来 了机遇和挑战。 在大输电投资周期过后，配电网投资比例开始提升：经历了输电投资 2008-2010的高峰，输电投资已经逐步回落，在GDP增速和用电弹性双重 下滑的大背景下，短期无法出现较大的需求增量。未来电网将进入结构 性建设，即110kV以下的配网段将成为投资的重点。,配网自动化系统,主站
9、与子站之间通常采用以太网通信IEC870-5-104； 主站/子站与终端（FTU、DTU、TTU）的通信使用光纤自愈环网和光纤以太网方式；优点：通信速度快，可靠性高，方便实现网络式保护；缺点：施工难度大，投资多。 主站/子站与终端（FTU、DTU、TTU）的通信使用GPRS通信方式。优点：施工方便；缺点：网络式保护无法实现实时性。,配网通信方式,常用的光纤自愈环网和FSK总线组网示意图,配网通信方式,目前，大多数城区10KV配网自动化系统主干通信网络采用了以光纤为介质的以太网络或串行口通信方式，辅助以GPRS通信。载波通信有试点应用。,GPRS无线通信 GPRS是在GSM基础上发展起来的一种数
10、据传输方式。具有实时在线、按量 计费的特点。适合突发性、阶段性小流量数据传输。,配网通信方式,对采用公网无线通信作为信息传送通道时，应建立电力专用VPN通道，且不应传送“遥控”信息； 接入配电主站系统时，应充分考虑公网与电力专网的安全隔离措施。,如何有效降低数据流量,配网通信方式,由于GPRS数据网采用流量计费方式，为了减少数据流量，节约费用，FTU采用平衡通信的方式与配电主站通信。,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,传统电流保护的问题： 短线路、多开关串联，短
11、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，无法满足快速性的要求。 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,网络式保护,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 46网络接线 多回路平行式接线（开闭所接线）,网络式保护,常见配电网的网络结构双电源拉手网络,网络式保护,分段,分段,分段,分段,联络,常
12、见配电网的网络结构三电源拉手网络,网络式保护,常见配电网的网络结构四电源#字供电网络,网络式保护,分段,分段,分段,分段,联络,分段,分段,分段,分段,联络,联络,联络,常见配电网的网络结构4X6网络接线,网络式保护,常见配电网的网络结构电缆系统双电源拉手环,网络式保护,常见配电网的网络结构多路平行供电,网络式保护,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）,网络式保护,CB1,S1,S2,S3,S4,S5,CB2,S7,S6,不同分段数（不包括联络开关），故障时可
13、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,CB1、CB2、CB3开关为变电站的馈线开关，装设有保护，速断动作时间一般为0.3秒至0.5秒，而网络式保护装置的速断动作时间一般设置为0.1秒左右。为了方便解说网络式保护动作和闭锁过程，只看配网中的开关。,网络式保护-故障分析,故障发生在如图所示的A点位置 先看故障点左侧的开关，FS1开关能感知到故障电流，因此FS1保护起动。对于FS1开关来说，故障电流在自己的右侧，需要向自己的故障电流的反方向侧即闭锁区域（Closed area）发送闭锁命令，在FS1左侧的开关CB1不是网络式保护，虽然开关CB1的保护
14、已经起动，由于变电站侧的开关的速断时间比FS1开关速断时间较长，所以FS1开关先动作。 再看FS2的故障电流从右至左，依照原理法则，FS2的左侧为开放区域（Opened area），右侧为闭锁区域。需要向自己的故障电流的反方向侧（开关右侧）即闭锁区域（Closed area）发送闭锁命令给FS3和FS5。依照此方法FS3发闭锁命令给FS4。所以FS3，FS4，FS5开关都能收到相应的闭锁命令，保持开关不动。CB1、CB2、CB3由于时限设置较长而不会动作。其最终结果是FS1和FS2两个开关动作。 故障发生在如图所示的B点位置 先看故障点左侧的开关，FS1、FS2两个开关能同时感知到故障电流，因
15、此FS1、FS2两个保护都起动。依照上述方法，将是FS1开关闭锁，FS2开关动作。对于FS3开关来说，它检测到的故障电流在自己的左侧，则它的开放区就在左侧，向右侧的开关FS4发送闭锁命令。而FS3开关没有收到任何闭锁命令，所以FS3开关到保护应有的延时后，将开关跳开。同理，FS5也将开关跳开。及时准确地找到故障点并切除故障。,网络式保护-故障分析,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
16、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
17、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。,网络式保护,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。,
