配电网自动化技术培训专用ppt课件.ppt

配电网自动化技术Distribution Automation Technology,电气工程与自动化学院 郭谋发,内容提要,概述配电网自动化数据通信配电网馈线自动化电力用户用电信息采集系统配电网自动化系统主站配电网自动化五种模式,概 述,电气工程与自动化学院 郭谋发,配电网自动化系统,实现配电网（含分布式电源、微网等）的运行监视和控制的自 动化系统，具备配电 SCADA(supervisory control and data acquisition)、馈线自动化、配 电网分析应用及与相关应用系统互连等功能，主要由配电主站、配电终端、配电子站（可选）和通信通道等部分组成。,配电网自动化系统构成,系统中的配电主站是整个配电网自动化系统的监控、管理中心。配电主站通过基于IEC 61968的信息交换总线或综合数据平台与,实现配电网自动化的意义,1提高供电可靠性（1）缩小故障影响范围（2）缩短事故处理所需的时间2提高供电经济性3提高供电能力4降低劳动强度，提高管理水平和服务质量,缩小故障影响范围,图 馈线运行工况a）馈线正常运行 b）馈线发生故障 c）馈线故障隔离,提高供电经济性,网络重构及电容器投切优化潮流，降低线损用电信息采集抄表准确，降低管理线损,提高供电能力,将重负荷甚至是过负荷馈线的部分负荷转移到轻负荷馈线上，不需新建线路。,降低劳动强度，提高管理水平和服务质量,包括查抄用户电能表、监视记录变压器运行工况、监测配电站的负荷、记录断路器分合状态、投入或退出无功补偿电容器。配电网地理信息系统的建立。客户呼叫服务系统的应用。停电管理系统应用,国外配电网自动化发展,第一阶段：基于自动化开关设备相互配合的馈线自动化系统，其主要设备为重合器和分段器，不需要建设通信网络和主站计算机系统。代表：日本东芝公司，美国Cooper公司。第二阶段：一种基于通信网络、馈线监控终端和后台计算机网络的实时应用系统。第三阶段：一种集实时应用和管理应用于一体的配电网管理系统，系统结合了配电GIS应用系统、配电工作管理系统等，并且与需求侧负荷管理相结合，实现配电和用电的综合应用功能。代表：ABB、SIEMENS、GE。,国外配电网自动化发展,三个阶段的配电网自动化系统目前在国外依然同时存在 日本、韩国侧重全面的馈线自动化 欧美的配电网自动化除了在一些重点区域实现馈线自动化之外，在配电主站具备较多的高级应用和管理功能,国外配电网自动化发展,工业发达国家，城市配电网络都已经成型且网架结构比较完善，所以给配电网自动化创造了良好的基础。没有大面积搞馈线自动化，而是在一些负荷密集区和敏感区实施馈线自动化。重视配电网基础资料的管理及故障抢修管理，通过先进的工具和手段来提高配电网运行管理的工作效率和工作质量。,国内配电网自动化发展,1996年，在上海浦东金藤工业区建成基于全电缆线络的馈线自动化系统。这是国内第一套投入实际运行的配电网自动化系统。1999年，在江苏镇江和浙江绍兴试点以架空和电缆混合线路为主的配电网自动化系统。2003年，当时国内规模最大的配电网自动化应用项目青岛配电网自动化系统通过国家电力公司验收。,国内配电网自动化发展,20022003年，杭州、宁波配电网自动化系统和南京城区配电网调度自动化系统先后由ABB公司和南瑞公司实施。2005年，县级电网调度/配电/集控/GIS一体化系统，在四川省双流县成功应用。2006年开始，上海电力公司在所辖13个区供电所全面开展了采用电缆屏蔽层载波为主要通信手段、以两遥（遥信、遥测）为主要功能的配电网监测系统的建设工作。,国内配电网自动化发展,由于技术和管理上的许多原因，大多数早期建设的配电网自动化系统没有达到预期的效果，没有怎么运行就被闲置或废弃了。从2004年开始，国内许多电力公司和供电企业都对前一轮的配电网自动化进行反思和观望，慎重地对待配电网自动化工作的开展。,国内配电网自动化发展,国家电网公司近期颁布了Q/GDW 382-2009配电自动化技术导则Q/GDW 513-2010配电自动化主站系统功能规范Q/GDW 514-2010配电自动化终端/子站功能规范Q/GDW 436-2010配电线路故障指示器技术规范Q/GDW 567-2010配电自动化系统验收技术规范,国内配电网自动化发展,配电网一次设备、配电终端和配电主站的制造水平不断提高，为配电网自动化的建设奠定了良好的设备基础。配电网分析与优化理论的研究为配电网自动化的建设奠定了良好的理论基础。随着城乡配电网的建设与改造的推进，配电网网架结构逐步趋于合理，这为进一步发挥配电网自动化系统的作用提供了条件。,配电网自动化系统建设的难点,（1）测控对象多（2）终端设备工作环境恶劣、可靠性要求高（3）通信系统复杂（4）工作电源和操作电源获取困难（5）我国目前配电网现状落后,国内配电自动化系统建设概况,配电网自动化对一次设备的要求,配电网自动化实施区域的网架结构应布局合理、成熟稳定，其接线方式应满足Q/GDW 156城市电力网规划设计导则和Q/GDW 370城市配电网技术导则等标准要求；实施馈线自动化的线路应满足故障情况下负荷转移的要求，具备负荷转供路径和足够的备用容量。一次设备的建设与改造应考虑预留安装配电终端所需要的位置、空间、工作电源、端子及接口等。,配电网自动化对一次设备的要求,需要实现遥信功能的开关设备，应至少具备一组辅助触点；需要实现遥测功能的一次设备，应至少具备电流互感器，二次侧电流额定值宜采用1A 或5A；需要实现遥控功能的开关设备，应具备电动操作机构。需要就地获取配电终端的供电电源时，应配置电压互感器或电流互感器，且容量满足配电终端运行和开关操作等需求。配电网站所内应配置配电终端用后备电源，保证在主电源失电的情况下能够维持配电终端运行一定时间和开关分合闸一次。,配电网自动化数据通信,电气工程与自动化学院 郭谋发,数据通信系统的基本组成,数据通信是两点或多点之间借助某种传输介质以二进制形式进行信息交换的过程。将数据准确、及时地传送到正确的目的地是数据通信系统的基本任务。数据通信系统实际上是一个软硬件的结合体。,配电网数据一般指与配电网运行密切相关的数值、状态、指令等。开关量、模拟量,数据通信技术主要涉及通信协议、信号编码、接口、同步、数据交换、安全、通信控制与管理等问题。,数据通信系统构成,常见的DTE有馈线监控终端、专变采集终端、负荷控制管理终端、抄表集中器和抄表采集器等；常见的DCE有调制解调器、GPRS模块、载波机和光端机等；常见通信介质有双绞线、网线、光纤及无线电波等。,配电网自动化通信方式,表 RS-485、RS-422、RS-232的主要技术参数,配电网自动化通信方式,CAN总线配电网自动化工程中的应用。,图 环网柜FTU结构图,电力线载波通信,将载波设备与馈线上的高电压、操作过电压及雷电过电压等隔开，以防止高电压进入通信设备，同时使高频载波信号能顺利地耦合到馈线上,结合滤波器是与耦合电容器配合将载波信号耦合到馈线上去，并抑制干扰进入载波机的设备,图 结合滤波器的组成,低压电力线载波,低压电力线载波信道具有衰减较大，线路阻抗变化大，高噪声等传输特性，使其成为不理想的通信媒介。,为了提高通信的可靠性和有效性，一方面可以辅助性地采取一些措施，如增加发射信号功率、提高接收设备灵敏度以及采用合适的耦合电路及新的载波信号检测方法。另一方面是采用合适的调制技术或中继技术。,配电网自动化通信方式 光纤通信,（1）SDH主干网络 光纤同步数据体系SDH（Synchronous Digital Hierarchy）SDH可把2Mbit/s直接复接入140Mbit/s，不必逐级进行。每个2Mbit/s口还可以分接为64路64kbit/s串行同步口或9.6kbit/s串行异步口。复接、分接方便。,配电网自动化通信方式 光纤通信,（2）光纤以太网利用光纤介质实现以太网通信，从而构成光纤以太网通信方式。,图 配电子站到主站的点对点光纤以太网连接示意图,此时配电子站可以看成是“挂”在局域网延伸网线上的一个工作站。,配电网自动化通信方式 光纤通信,（2）光纤以太网,图 终端到配电子站的链状光纤以太网连接示意图,多个终端可以“挂在”同一个交换机下面并通过交换机与光端机连接，或通过10Base-T的“T”形接线方式构成“总线”并直接与光端机连接。,光端机和配电子站都连接到交换机上,配电网自动化通信方式 光纤通信,（3）串行异步光纤环网,图 配电终端到子站的8+1通道光纤自愈环连接示意图,利用RS-232或RS-485串行异步接口接入光纤环网的通信方式为串行异步光纤环网,具有“自愈”和“网管”功能。,配电网自动化通信方式 光纤通信,采用了时分复用技术，在同一对光纤上复用出多个独立的逻辑通道，每一个逻辑通道相当于一个普通光端机通道。一种8+1通道光端机可在同一对光纤环上复用出8个57.6K的数据口和1个9.6K的网管口。,配电网自动化通信方式 无源光纤网络,无源光纤网络EPON是基于以太网但光的传输及分配无需电源的光纤通信网络。始于20世纪90年代中期，经过十多年的发展已走向大规模商用。EPON设备：线路侧设备OLT（Optical Line Terminal）、中间无源分光设备POS（Passive Optical Splitter）、用户侧设备ONU（Optical Network Unit）。,配电网自动化通信方式 无源光纤网络,采用“单纤双向”技术，主干线路只需要一芯光纤，通过无源分光设备，最大可以辐射出64路光信号。,图 EPON系统构成,配电网自动化通信方式 无源光纤网络,每个ONU在各自预定时隙发送光信号。所有ONU的光信号通过ODN采用时分复用合成。时隙的预定靠OLT与ONU的距离判定分配,ONUOLT通信示意图,配电网自动化通信方式 无源光纤网络,OLTONU通信示意图,PON网络中，每个ONU可以接受到OLT所有下行数据，但ONU只根据下行数据的标识信息接收属于自己的数据，丢弃其他的数据,配电网自动化通信方式 无源光纤网络,EPON组网优势 光传输不需要额外电源，随着接入节点的增加，只需要相应增加分光器和ONU即可。可提供高带宽。1.25Gbit/s带宽，覆盖半径可达20km。各ONU与局端OLT设备之间是并联通信关系，任何一个ONU或多个ONU故障，不会影响其他ONU及整个通信系统的稳定运行，采用AES-128进行加密，保证数据的安全。,图 EPON网络结构a）基础树形 b）主干保护树形 c)全冗余保护树形 d）总线型（链型）e）全保护总线型（链型）,配电网自动化通信方式 无源光纤网络,以太网口语音接口RS-232/RS-485,ZigBee 无线传感器网络,IEEE 802.15.4仅处理MAC层和物理层协议。ZigBee在IEEE 802.15.4基础上定义了网络层以支持先进的网络路由功能。,ZigBee 无线传感器网络网络构成,协调：选择一个信道和64位及16位的个域网标识PAN ID（Personal Area Network Identification）来启动网络；协调器能够允许路由器和终端设备加入这个网络并协助路由数据；必须保持供电，不能睡眠。路由：在它能够传输、接收或者路由数据前必须加入一个ZigBee网络；加入网络后，能够允许路由器和终端加入这个网络；加入网络后，能够协助路由数据；必须保持供电，不能睡眠。终端设备：在它能够传输或者接收数据之前必须加入一个ZigBee 网络；它不能允许其他设备加入该网络；必须通过它的父设备传输和接收射频数据，不能路由数据；能够进入低功耗模式以节约电能，可采用电池供电。,GPRS通信,系统主站建立DDN专线或专用服务器或以其他方式具备固定IP地址，将IP地址设置到配电远方终端中；配电远方终端的GPRS模块连接上网络后将获得一动态IP地址；配电远方终端向预先设定的主站IP地址请求建立连接，当主站对建立连接回复响应后，主站与终端便建立了透明的数据网络传输通道。配电远方终端还应不断检测GPRS模块是否连接在网络上，一旦发生掉线，GPRS模块能即时联网，重新获得一动态IP地址并与主站再次建立连接。从而保证系统通信实时在线。,GPRS通信,多种通信方式综合应用,用电信息采集系统数据传输规约,配变终端与主站的通信协议应符合Q/GDW 130-2005。配变终端与电能表的通信协议应支持 DL/T 645-1996。集中器与主站的通信协议应符合Q/GDW 376.1-2009。集中器与本地通信模块的通信协议应支持Q/GDW 376.2-2009。智能电能表的载波模块与智能电能表通信协议应符合 DL/T 645-2007及其备案文件。,馈线自动化数据通信规约,IEC于2000年推出IEC 60870-5-104规约。国内，电力系统控制及其通信标准技术委员会于2002年推出DL/T 634.5 104-2002规约，等同采用IEC 60870-5-104规约。国家能源局于2009年发布DL/T 634.5 104-2009规约代替DL/T 634.5 104-2002规约。,配电网馈线自动化,电气工程与自动化学院 郭谋发,馈线监控终端功能及性能要求,馈线监控终端应具有功能：遥信、遥测、遥控对时事故记录、事件顺序记录定值远方修改和召唤定值通信功能 故障录波,馈线终端单元硬件,图 馈线终端单元硬件框图,交流量采集回路,交流量采集回路主要需考虑的是：该馈线终端单元的应用场合需要监视的交流通道数量和各通道的输入范围前置低通滤波器的参数AD转换的精度、输入范围和转换速度。,交流量采集回路-交流通道数量,交流通道数量取决于馈线终端单元需要监视的馈线数量。一条馈线需要监视的交流量主要有三相电压、三相电流共计6个交流量。如果馈线终端单元需要监视分段器，则需要考虑引入分段器两侧的馈线电压量以用于备用电源自动投入，此时馈线终端单元需要监视的量就达到了9个（6路电压、3路电流）。,交流量采集回路-交流输入的量程,在配电网自动化终端设计中，TA取了一个既能保证一定的测量精度，又能满足短路故障时不会深度饱和的TA。馈线终端单元内的电流互感器的输入范围不同于传统的保护或监控装置，一般来说，其动态输入范围为0-50A。,交流量采集回路-滤波及采样点数,由于采样频率为信号频率的几十倍甚至上百倍，使用FFT等数字滤波的效果极为明显。它能非常真实的分离出系统的基波分量和通常所关心的高次谐波分量，这样馈线终端单元中对前置低通滤波器一般采用一个一阶RC无源低通滤波器就足够了。由于一阶低通滤波器的滤波特性不太理想，考虑一定的裕度，截止频率取1 500Hz（30次谐波）左右，则采样频率为每周波64点或以上。,AD转换的速度、精度和范围,馈线终端单元内部经小TA、小TV变换后的信号的电压幅度越大，其受噪声干扰的影响也就越小。因而在选取小TA、小TV的输出范围和AD的输入范围时，应该越大越好。工作环境的电磁噪声强度往往处在110mV之间，AD转换的最小分辨率低于5mV无甚意义。以输入范围为10V的AD来说，12位（最小分辨率为5mV）或14位（最小分辨率为1.25 mV）精度已经足够了。至于AD转换的速度，取决于采样通道数量，另外与软件处理方式有一定关系，一般每秒采样1050万次已经足够。,数字量输入回路,开关位置信号，弹簧储能信号，接地刀闸信号，工作电源的失电信号等，因而每馈线提供68个数字量输入已能满足要求。硬件上一般增加低通滤波回路以防止高频电磁干扰造成遥信误报，软件上采用变位记录并延时确认的方式避免接点抖动造成遥信误报。由于许多馈线终端单元安装在户外甚至电线杆上，检修维护极为不便，设计时最好能考虑到遥信量自检功能。,数字量输出回路,控分、控合、开关储能等。提供返校通道能保证在错误的遥控命令已发出的情况下，通过返校回路还能及时发现错误命令并立即闭锁遥控出口，避免事故发生。返校回路也能保证馈线终端单元能定期地对遥控回路监视，防患于未然。,通信接口及人机界面,馈线终端单元除了需完成交流采样和故障检测外，更重要的是应与配电网主站或子站通信，及时将遥测、遥信和故障信号传到主站或子站，并执行主站或子站相应的遥控命令。馈线终端单元的人机界面包括按键及显示两部分。显示部分一般采用液晶显示器，也有采用便携电脑由软件提供数据显示及人机交互功能,CPU,按照功能划分，将不同的功能分配给不同的CPU来处理由DSP完成数据滤波和处理由网络协处理器完成以太网通信由主CPU完成逻辑运算和其他功能。,馈线终端单元软件,1.测控功能遥测：交流电压、电流信号的高速实时采样和有效值计算，有功、无功、功率因数计算，各交流量的216次高次谐波分量及谐波总量计算；遥信量的采集及上送；遥控返校及执行等功能。,馈线终端单元软件,2.故障检测功能（1）相间短路故障检测故障检测通过监视交流输入相电流或零序电流是否超过整定值，来判别短路故障。相电流的整定值一般是选为大于线路的最大负荷电流值；零序电流的整定值要躲过系统正常运行时的不平衡电流值。,馈线终端单元软件,2.故障检测功能（1）相间短路故障检测涌流电流最大时可以达到配电变压器额定电流的68倍，在配电网中励磁涌流通常需要0.10.12s才衰减完毕。在空投变压器时，通常会出现励磁涌流现象，涌流波形的二次谐波含量一般大于15%的基波电流。通过检测二次谐波含量的大小，可以有效地区分线路合闸送电和馈线短路故障。当并联电容器投入时，也会出现很大的合闸冲击电流，不过它衰减更快，可以通过二次谐波制动方案结合两个周波的故障延时确认。,馈线终端单元软件,2.故障检测功能（2）单相接地故障检测单相接地选线和定位在配电网中是一个技术难点，单相接地故障占配电网总故障的70%以上。配电网自动化的通信系统使得小电流接地系统接地故障检测方案可综合考虑各处馈线终端单元的零序电流数据。对零序电流测量，有直接和间接两种测量方式。直接方式是馈线终端单元直接接入零序电流互感器的二次输出，直接采集零序电流；间接方式是馈线终端单元接入三相电流互感器的二次输出，软件将采集的三相电流相加，间接计算出零序电流值。,柱上开关馈线终端单元,一般的馈线终端单元都是按监控一条线路设计的，在碰到同杆架设两条线路的情况时，可以用同时装设两台馈线终端单元的办法来解决这一问题。一般两台馈线终端单元用级连的方法相连，两台馈线终端单元一主一从，只有主馈线终端单元直接和主站系统通信，从馈线终端单元通过主馈线终端单元间接和主站系统通信。,环网柜的馈线终端单元,环网柜馈线终端单元安装在环网柜肉。环网柜一般都为2路进线，多路出线，因此环网柜馈线终端单元至少需要监控四条线路，要求馈线终端单元有很大的数据容量。采用柜式结构，多个带CPU的馈线终端单元板插到机柜的插槽中，采用CAN总线方式实现互联,开闭所的馈线终端单元,对开闭所馈线终端单元的实现，主要有两种方案：一种是每个馈线终端单元分别监视一条或几条馈线，同时各馈线终端单元间通过通信网络互联实现数据转发和共享。系统可以分散安装，各馈线终端单元功能独立，接线相对简单，便于系统扩充和运行维护。另一种方案是在传统的RTU基础上将功能增强，提供故障检测功能，甚至继电保护及备用电源自投等功能，由类似的成套设备来完成全部的功能。这种方案不利于安装及维护，系统扩充也不方便，另外整个系统稳定性也相对较低。,馈线监控终端实例,FD-F2010型馈线监控终端：1个或若干个F2010B型馈线终端单元多功能电源模块现地操作模块通信接口设备蓄电池模拟量输入板开关量输入/输出板机箱终端的维护软件。,馈线监控终端实例,F2010B型馈线终端单元可设置为主单元或子单元。其中主单元具有现地网络管理功能、与主站的通信管理功能、测控及线路故障监测功能，子单元仅具有测控及线路故障监测功能。柱上开关监控终端、环网柜监控终端采用一台F2010B型馈线终端主单元；开闭所监控终端采用一台F2010B型馈线终端主单元及若干台F2010B型馈线终端子单元，主单元和各子单元间采用CAN网络联接。,F2010B型馈线终端单元内部硬件结构,F2010B型馈线终端单元由控制板、电源板、底板组成。控制板包括微控制器系统、数字信号处理器系统、可编程逻辑器件等。底板与外部模拟量输入板、开关量输入板、开关量输出板等一起完成信号调理功能。,F2010B型馈线终端单元内部硬件结构,F2010B馈线终端单元采用双CPU结构，除了应用通用微处理器来控制系统运行外，还增加了一个数字信号处理芯片DSP，来完成模拟输入量的处理计算。,F2010B型馈线终端单元内部硬件结构,FPGA完成的主要功能有主CPU和DSP之间的接口控制、模拟输入量的多路选择等。由16位高速AD转换器转换为数字量，以串行数据流的形式送入DSP进行处理。,F2010B型馈线终端单元内部硬件结构,实现对状态量的取反处理和去颤处理，去颤时间可设 数字量输出采用两级继电器设计。CPU通过返校寄存器，检查校对继电器输出控制过程中硬件控制电路及继电器驱动器状态是否正确，实现了继电器的状态返校。,F2010B型馈线终端单元外部接口,F2010B型馈线终端单元软件,1基本测量模块每个周波采样64个点，每个点AD转换的精度为16位。采样速率可以自动调整以适应被测信号频率的变化。每路馈线的三相电压及零序电压、线电压、三相电流及零序电流、有功功率、无功功率、视在功率、功率因数、相角、频率、直流电压等。遥信量主要有：输入遥信、馈线电流过流、馈线电流方向、馈线电流倒送、零序过流、零序过压、开关动作、开关闭锁、中性点过流、接地故障、馈线终端单元运行状态等,F2010B型馈线终端单元软件,2.F2010B型馈线终端单元的通信规约DL/T634 104-2002 由馈线终端单元维护软件实现与主站通信的发送信息表灵活配置。3.故障检测（1）故障检测类型相间短路故障；中性点过流故障（电容电流）；小电流接地故障。,F2010B型馈线终端单元软件,（2）相间短路故障检测相间短路故障处理模块可以检测和区分负荷过流故障、瞬间故障和永久性故障产生各相电流过流、断路器重合成功、断路器闭锁等不同的告警信息并可以选择上报给主站。故障处理模块可以生成故障开始和故障结束几个周波的故障记录数据表供主站召唤。,相间短路故障检测,判断12种状态，包括：无压无流状态，确认无压无流状态，空闲状态，电压正常状态，过流状态，确认过流状态，确认复归状态，断路器动作状态，确认断路器动作，断路器闭锁状态，确认断路器复归状态，励磁涌流抑制状态。,小电流系统单相接地故障检测,通过检测零序电压或零序电流是否超过定值，来判断是否启动接地故障处理模块；零序电压启动的整定值一般设定为额定相电压值的16.6%(即相应3U0的门槛值设定为额定相电压值的50%)；零序电流启动的整定值一般设定为系统最大接地电流稳态值的1/2倍，最大接地电流稳态值即系统接地故障时的3倍最大零序电容电流稳态值；故障处理模块可以生成故障开始和故障结束几个周波的故障记录数据表供主站召唤。,馈线故障指示器,配网分支多，故障后一般只是上级断路器跳闸，但不能确定具体故障分支和位置。目前，配电系统大多还不能对配电线路进行全面的监测和控制，即使在主干线上有开关分段，也只能隔离有限的几段，故障后寻找故障点往往要耗费大量物力和人力。,配电网故障区段自动定位方法,（1）利用继电保护及配合，确定故障出线；（2）在线路上装上重合器、分段开关等，故障后自动隔离故障区段；（3）在分支上装设熔断器或分段开关等；（4）在线路分段开关处装设馈线监控终端；（5）安装故障指示器。,配电网故障区段自动定位方法,故障指示器是一种安装在架空线、电缆及母排上指示故障电流通路的装置。通过在分支点和用户进线等处安装故障指示器，可以在故障后借助于指示器的指示，迅速确定故障分支和具体区段，大幅度减少寻找故障点的时问，尽快排除故障，恢复正常供电，提高供电可靠性。第（5）种方法是近年来发展的一种有效的故障位置指示手段，根据故障指示器的指示，可以比较快地找到故障点。将第（4）（5）两种方法结合使用，既可进行故障区段隔离及恢复对非故障区段供电，又可较好地确定故障点。,短路故障指示器,图 故障指示器a）实物图 b）原理框图,短路故障指示器,当系统发生短路故障时，线路上流过短路故障电流的故障指示器检测到该信号后自动动作，如由白色指示变为红色翻牌指示，或给出发光指示。故障判别功能主要是通过检测电流和对地电场的变化，来识别故障特征，从而判断是否给出故障指示。,图 故障指示器故障指示原理,过流型故障指示器的原理,运行过程中当检测到流过指示器的线路电流大于设定值、故障电流持续时间大于设定值则判断为故障，自动给出故障指示。,（1）需仔细审核安装点正常运行时和故障状态下的电流，适当选择动作值，否则会造成拒动或误动；（2）当系统运行状态改变时，需更换不同动作值的指示器，否则不能保证指示器正确动作。,自适应型故障指示器原理和特点,配电线路故障时，线路电流有如下变化规律：（1）从运行电流突增到故障电流，即有一个正的变化。（2）上级断路器的电流保护装置驱动断路器跳闸或熔断器的熔丝熔断，其故障电流维持时间是断路器的故障清除时间（故障清除时间=保护装置动作时间+开关动作时间+故障电流熄弧时间），或熔断器的熔断及燃弧时间。（3）线路停电，电流和电压下降为零。,自适应型故障指示器的原理,当线路上的电流突然发生一个正的突变，且其变化量大于一个设定值，然后在一个很短的时间内电流和电压又下降为零，则判定这个线路电流为故障电流。,故障指示器的种类,1）旋转式翻牌显示 2）发光指示 3）旋转指示和发光指示结合，白天旋转指示的红色反光膜容易观察，夜晚发光指示容易观察。4）分离指示：将检测探头和指示部分分离，指示部分一般通过光纤或短距离无线通信的方式与探头相连，指示部分可以安装在容易观察的地方。5）短距离无线通信：故障指示器与现场的故障采集器间采用短距离无线通信实现双向数据通信。,故障指示器的一般安装位置,（1）变电站出线，用于判断短路故障在站内或站外。（2）长线路分段，指示短路故障所在的区段。（3）高压用户入口，用于判断用户故障。（4）安装于电缆与架空线路连接处，指示故障是否在电缆段。（5）环网柜或电缆分支箱的进出线，判断故障区段和故障馈出线。,馈线自动化模式,馈线自动化FA（Feeder Automation）是指在正常情况下，远方实时监视馈线分段开关与联络开关的状态和馈线电流、电压情况，并实现线路开关的远方合闸和分闸操作以优化配网的运行方式，从而达到充分发挥现有设备容量的目的；在故障时获取故障信息，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域的供电，从而达到减小停电面积和缩短停电时间的目的；在单相接地等异常情况下,对单相接地区段的查找提供辅助手段。,馈线自动化模式,1.就地控制方式（1）利用重合器和分段器（2）利用重合器和重合器（3）利用点对点通信现地隔离故障，故障信息上传2.远方集中监控模式远方集中监控模式由变电站出线断路器、各柱上负荷开关、馈线监控终端、通信、配调中心站组成。每个开关或环网柜的馈线监控终端要与配调中心站通信，故障隔离操作由馈线自动化主站以遥控方式进行集中控制。,基于重合器的馈线自动化,采用配电网自动化开关设备的馈线自动化系统，不需要建设通信通道，利用开关设备的相互配合，实现隔离故障区域和恢复健全区域供电。重合器和重合器配合模式，重合器和电压-时间型分段器配合模式及重合器和过流脉冲计数型分段器配合模式。,重合器与电压-时间型分段器配合 辐射状网故障区段隔离,重合器与电压-时间型分段器配合 环状网开环运行时故障区段隔离,基于重合器的馈线自动化系统不足,（1）为了隔离故障，重合器和分段器要进行多次分合操作，切断故障的时间较长，且对设备及负荷造成一定的冲击。当采用重合器与电压时间型分段器配合隔离开环运行的环状网的故障区段时，要使联络开关另一侧的健全区段所有的开关都分一次闸，造成供电短时中断，更加扩大了事故的影响范围。（2）基于重合器的馈线自动化系统仅在线路发生故障时发挥作用，而不能在远方通过遥控完成正常的倒闸操作。（3）基于重合器的馈线自动化系统不能实时监视线路的负荷。（4）当故障区段隔离后，在恢复健全区段供电，进行配电网络重构时，无法确定最优方案。,基于馈线监控终端的馈线自动化,系统由馈线监控终端、通信网络及主站系统构成。,基于馈线监控终端的馈线自动化,当配电网发生故障后，各相关馈线监控终端将相应的分段开关及联络开关处的实时信息通过数据通信传到主站系统，主站系统根据一定的故障区段定位算法自动定位出故障所在区段，并下发命令给相关馈线监控终端操作开关设备将故障区段隔离，并恢复非故障区段供电。,基于馈线监控终端的馈线自动化,对于辐射网、树状网和处于开环运行的环状网，故障区段定位只需要判断沿线的各个开关是否流过故障电流。假如线路出现单一故障，沿电源到负荷的方向最后一个经历了故障电流和第一个没有经历故障电流的开关之间为故障区段。为了确定开关上是否流过故障电流，需要对安装于其上的各台馈线监控终端进行整定，由于不是通过对各个开关整定值的区别来定位故障区段，所以这种整定较方便。配电网故障区段定位最基本的问题就是如何用合理的数学方式来描述故障区段定位问题，并快速求解。,基于网形结构矩阵的定位算法,网形结构矩阵C 若节点i和节点j之间存在一条馈线且该馈线的正方向是由节点i指向节点j，则对应的网形结构矩阵C中的元素cij=1，而 cji=0故障信息矩阵G 若第i节点存在故障电流，则该节点对应的对角元素gii=1，反之gii=0。故障区间判断矩阵P,基于网形结构矩阵的定位算法,故障区段定位判据 1）pii=1；2）对所有的pij=1（i不等于j），都有pjj=0。3）末梢情况：若pii=1，对于所有pij（i不等于j），都有pij=0。,电力用户用电信息采集,电气工程与自动化学院 郭谋发,电力用户用电信息采集系统,电力用户用电信息采集系统是用电信息采集、处理和实时监控的自动化系统，是智能配电网的一个重要组成部分。用电信息采集系统在逻辑上分为主站层、通信信道层、采集设备层三个层次。系统可以按照统一的接口规范和接口要求，实现与“SG186”等系统连接，实现数据共享。,系统方案-对象分类及采集要求,电力用户用电信息采集系统的采集对象包括所有电力用户，如：专线用户、各类大中小型专变用户、各类380/220V供电的工商业用户和居民用户、公用配变考核计量点等。将用户分为六大类：大型专变用户、中小型专变用户、三相一般工商业用户、单相一般工商业用户、居民用户、公用配变考核计量点,系统总体架构,图 系统逻辑架构图,系统总体架构,图 系统物理架构图,应用部署模式网省集中式部署方案,集中式系统逻辑结构,应用部署模式网省集中式部署方案,集中式系统物理结构,通信信道,远程通信网络完成主站系统和现场终端之间的数据传输通信功能，现场终端到主站的距离通常较远，在一到数百公里范围。适用于用电信息采集系统的远程通信网络主要有配电网光纤专网，GPRS、CDMA、3G等无线公网，230MHz负荷管理专用无线网络，中压电力线载波这四种网络，主站可以同时支持各种通信信道。,通信信道,本地信道用于现场终端到电表的通信连接，高压用户在配电房电表处就近安装专变采集终端，采用RS-485方式与电表连接。而在低压用户中，在一个公用配变下有大量电力用户，用电容量小，计量点分散。为了将信息采集系统的成本控制在一个可接受的范围内，需要通过一个低成本的本地信道方式将信息集中，再进行远程传输到系统主站。在低成本解决方案中，低压电力线载波、微功率无线网络、RS-485通信都是可选择方案。,公变监测系统,公变监测系统,图 公用配电变压器监测终端通信接口配置,集中抄表系统,集中抄表系统基本结构,通信组网,该通信方式适用于电能表集中安装、用电负载特性变化较大的台区。,RS-485总线通信组网,通信组网,该通信方式适用于电能表位置较分散、布线较困难、用电负载特性变化较小的台区。,低压电力线载波通信组网,通信组网,该通信方式适用于电能表位集中、用电负载特性变化较大的台区。,微功率无线通信组网,通信组网,网络通信组网,配电网自动化主站系统,电气工程与自动化学院 郭谋发,主站系统概述,配电网自动化主站系统是配电网自动化系统的核心部分，主要实现配电网数据采集与监控等基本功能以及配电网拓扑分析应用等扩展功能，并具有与其他应用信息系统进行信息交互的功能，为配电网调度指挥和生产管理提供技术支撑。,图 配电网自动化主站系统功能组成结构（软件）,图 主站系统硬件配置图,图 配电网自动化系统与相关应用系统的信息交互,主站系统工程实例（一）,在某省会城市，分三期建设一个完善的集成型配电网自动化系统，以满足智能配电网建设需要。I期将市中心区列入终端接入范围，具备3000台终端（实时信息量约38万点）接入能力；II期将市区（不含郊区）列入终端接入范围，具备超过5000台终端（实时信息量大于50万点）接入能力；III期则将终端接入范围拓展至全市。,主站系统工程实例（一）,配电网自动化主站系统功能应符合集成型配电主站技术规范和调控一体化建设要求。I期实现常规SCADA功能、馈线自动化功能、WEB发布及符合标准的信息交互接口；II期实现DPAS等高级应用，以及相关系统集成和信息交互；III期实现配电网自愈控制和经济优化运行等智能化应用。,主站系统工程实例（一）,将SCADA、GIS、DA等功能集于一体,主站的软件采用标准的三层结构：平台层（操作系统、通信中间件及数据库等支撑平台）中间层（业务逻辑、服务器层）应用层系统三层结构通过专用通信支撑软件软总线实现各层模块之间的数据传送，网络内每个运行软总线的机器都被认为成一个节点，节点机之间可以通过软总线通信，各个节点机之间建立对等关系。,系统功能,模型导入/导出、拼接/拆分：依据IEC 61970/61968标准的CIM、CIS从GIS系统导入配电网模型及图形信息，对分块的模型进行拼接，形成完整的配电网络拓扑，同时可以拆分配电网拓扑模型并导出至相关应用系统。常规SCADA功能 馈线自动化功能,系统功能,通过企业信息交换总线实现数据共享，在GIS与配电SCADA实时系统信息交互的基础上开发配电网运行分析系统、智能化现场作业管理系统、配电网设备在线监测管理系统，推广基于GIS的停电管理系统。,主站系统工程实例（二）,该市配电主站系统具有超过80万点的超大数据处理能力，可以满足配电网未来5到8年的发展需求；实现了配电SCADA、馈线自动化、网络拓扑、配电网仿真、统计分析等功能。系统集成实现了和95598系统、EMS系统、配电GIS系统的接口与数据交换。,原有分局终端直接连到分局主站的，将分局主站降级为该市子站；原有分局终端通过子站连接到分局主站的，考虑不增加体系结构级数，将该子站连接到集中的新主站，不再通过原分局主站，最终整合为一套集中的主站系统。,图 整合后配电网自动化主站系统配置图,该主站系统在配电网自动化平台基础上，实现配电SCADA、馈线自动化、配电网仿真、实时信息发布等功能。配电网自动化主站系统采用了基于IEC标准的信息系统应用集成，实现了基于CIM/XML的电网模型导入、基于SVG标准的图形导入、与EMS系统的数据接口与交互。,配电网自动化系统需要支持配电GIS系统导入配电网的建模方式，从配电GIS系统中导入馈线单线图以及系统联络图的图形文件、设备数据以及电气拓扑信息，直接用来形成配电网的网络拓扑，并通过模型拼接技术，形成配电网的全局网络拓扑，在配电网自动化系统中实现免维护。,配电网自动化五种模式,电气工程与自动化学院 郭谋发,五种建设模式,简易型配电自动化系统是基于就地检测和控制技术的一种系统。1）采用故障指示器来获取配电线路上的故障信息，由人工现场巡视线路上的指示器翻转变色来判断故障（也可将故障指示信号上传到相关的主站，由主站来判断故障区段）。,五种建设模式-简易型,2）在配电开关采用重合器或配电自动开关，可以通过开关之间的时序配合就地实现故障的隔离和恢复供电。,适用于简单接线的城乡配电线路（含单辐射配电线路）和城市中无专门通信条件区域的配电线路。,五种建设模式-实用型,