幼儿园小班常规教案-习武心得

2021年1月28日发(作者：什么什么什么)
^`
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。

配网自动化
主站系统
远程工作站FTU
DTU
TTU
无线终端
柱上开关
环网柜
配电变压 器

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。< br>
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、< br>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。

配调工作站< br>报表工作站
打印机
远程工作站
Ⅱ区其它系统
配网交换机
调度数 据网（需
配防火墙）或光
纤直连
维护工作站
通信接口
服务器
磁盘阵列
防火墙
SCADA
服务器
历史服务器
开发工作站
支 撑平台
服务器
配网分析
服务器
骨干网交换机
正向隔离装置
* 2
反向隔离装置
*2
数采服务器
数采交换机
数采交换机
正向 隔离装置
*2
反向隔离装置
*2
WEB
交换机
磁盘阵列防火墙
WEB
服务器
Ⅲ区其它系统
通信接口
服务器
防火 墙
GPS
防火墙
公网数采
服务器
公共通信网
公网调试工作站
调度数据网
网络终端
公网终端

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，< br>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
）
< br>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、< br>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
、
CD MA
、
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< br>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）
。< br>
环网柜
1
（改造）
环网柜
2
（新建）
D< br>T
U
环网柜
3
（改造）
D
T
U
k1
k2
k3
k4
变电站
1
CB1
k1
k2< br>k3
k4
k1
k2
k3
k4
D
T
U
环网柜
4(
改造）
环网柜
5
（新建）
D
T
U
环网柜
6
（原有）
D
T
U
k1
k2
k3
k4
变电站
2
CB2
k1
k2
k 3
k4
k1
k2
k3
k4

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。

变电站
1
CB1< br>A
FS1
B
FS2
LS
C
变电站
2
CB2
F
FS
3
E
FS
4
D
FS
5

^`
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< br>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 ）
。

CB1
FS1
FS3
FB
FS2
L S
用户
1
用户
2
用户
3

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< br>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。

环网柜
1
（改造）
环网柜
2
（新建）
D
T
U
环网柜
3
（改造）
D
T
U
k1
k2
k3
k4
变电站
1
CB1
k1
k2
k3
k4
k1
k2
k3
k4
D
TU
环网柜
4(
改造）
环网柜
5
（新建）
DT
U
环网柜
6
（原有）
D
T
U
k1< br>k2
k3
k4
变电站
2
CB2
k1
k2k3
k4
k1
k2
k3
k4

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< br>FTU
。

主干线
I
段

主干线
II
段


^`
CB
FSW1
FB
FSW2
ZSW1
LSW
ZB1
YSW2
YSW1
YSW3

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
、
YS W1
、
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

^`
CB
FSW1
FB
FSW2
ZSW1
ZB1
YSW2
YSW1
YSW3

（
2
）
CB
保护 跳闸，
FSW1
、
FSW2
、
ZSW1
、
YSW1
～
3
在失压后跳闸

CB
FSW1
FB
FSW2
ZSW1
ZB1
YSW2
YSW1
YSW3

（
3
）
CB
在
5s
后重合闸

CB
FB
FSW1
FSW2
ZSW1
ZB1
YSW2
YSW1
YSW3

（
4
）
FSW1
一侧有压，延时
5s< br>合闸。

^`
CB
FSW1
ZB1
FB
FSW2
ZSW1
YSW2
YSW1
YSW3

（
5
）由于是永久故障，
CB
再次跳闸，
FSW1
失压分闸，并闭锁合
闸。

CB
FSW1
FB
FSW2
ZSW1
ZB1
YSW2
YSW1
YSW3

（
6
）
CB
在< br>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。

CB
FSW1
FB
FSW2
ZSW1
ZB1
YSW2
YSW1
YSW3

2
、主干线分段断路器负荷侧发生永久故障

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