配电网馈线自动化系统

时间：2021-02-06 19:29:09 电大毕业论文我要投稿

配电网馈线自动化系统

　　配电网馈线自动化系统【1】

　　[摘要] 本文主要通过系统地对配电网自动化的介绍，详细地阐述了馈线自动化系统的各个部分，使大家对馈线自动化有更深入的了解。

　　[关键词] 配电网馈线自动化馈线智能化

　　改革开放以来，我国电力工业得到了快速的发展，电网建设逐年加强，与此同时，对电网自动化和智能化的要求越来越高。

　　如何提高自动化水平，如何扩展各种功能逐渐成为现在的发展方向。

　　在我国近几年配电系统的发展中，馈线自动化起着十分重要的作用。

　　本文主要对馈线自动化系统结构进行详细的研究和介绍。

　　配电线路(也称馈电线路、馈线)是配电系统的重要组成部分，智能配电网的研究尚处于摸索阶段[1-3]，而目前的馈线自动化是智能配电网的关键和核心。

　　馈线自动化主要指馈线发生故障后，自动地检测并切除故障区段，进而恢复非故障区段正常供电的一种技术。

　　长期以来，由于指导思想上的不重视和经济条件制约，馈线自动化水平不高，对用户供电的可靠性得不到保障。

　　馈线自动化系统结构馈线自动化系统主要由一次设备、控制箱、通信、控制主站4部分组成。

　　1.一次设备

　　1.1开关。

　　实现馈线自动化首先要求配电网采用环网、分段供电结构。

　　故障区段的隔离及恢复供电可分为按顺序重合及SCADA监视系统配合遥控负荷开关、分段器两种方式。

　　采用的开关设备有自动重合器、负荷开关及分段器等。

　　自动重合器是早期使用比较多的馈线自动化一次设备，应用V-T(电压-时间)配合原理实现。

　　在配电线路故障后逐个自动重合，若再次重合到永久性故障，便自动闭锁，隔离故障点。

　　自动重合器的优点是无需通信设备，这在早期电子、通信设备相对较贵的情况下有利于减少投资。

　　但用它恢复供电需要较长的时间，对开关开断能力要求较高，有可能多次重合到永久故障点，短路电流对系统冲击较大，众多开关反复动作及负荷冷启动要从配电网上摄取大量功率，给配电网带来了不利影响，现已逐渐被淘汰。

　　馈线自动化所选用的负荷开关、分段器要具备电动操作功能。

　　在电缆线路中采取台式安装方式，而在架空线路上采用柱上安装方式。

　　从实现故障区段的隔离及恢复供电的功能角度来说，线路开关是在变电站内断路器切除故障后，线路处于停电状态下操作的，因而可选用无电流开断能力的“死”线分段开关，以减少开关的投资。

　　1.2电压、电流互感(传感)器。

　　传统的电压、电流互感器体积大、成本高，不适于在变电站外的线路上使用。

　　馈电线路监控系统对电压、电流变换器的负载能力及精度要求相对较低，一般使用电压、电流传感器装置。

　　这些传感器体积小、造价低，它们内嵌在绝缘子内，配套安装在柱上开关上或线路开关柜内。

　　2 控制箱

　　控制箱起到联结开关和SCADA系统的桥梁作用，主要部件如下。

　　2.1开关操作控制电路。

　　该电路应具有防止操作安全闭锁的功能，可遥控或就地手动操作，还应有AC电源或蓄电池电压指示。

　　2.2不间断供电电源。

　　不间断供电电源为开关操作机构及二次电子设备提供电源，一般是采用2组12V直流可充电蓄电池串联供电，可由电压互感器的二次侧100V交流电充电，也可由220V低压电网充电。

　　在交流电源停电时蓄电池应能维持一段时间的工作。

　　2.3控制箱体。

　　在使用台式配电开关柜时，控制箱一般配套安装在柜内或柜体的一边;在使用柱上开关时，可安装在电力线杆柱上。

　　控制箱体一般是户外安装，需要有较强的防腐蚀、防寒、防尘、防潮能力，在气候特别潮湿和寒冷的地区，建议在箱内装一小功率电加热器，以提高控制器内电子元器件运行的稳定性。

　　2.4远方终端(FTU)。

　　馈线自动化远方终端(FA-RTU)，简称FTU，与传统调度自动化用的RTU有所区别，对其有一些特殊要求。

　　①能够正确测量和自动记录线路故障电流的幅值和方向，这是为了满足对故障线路迅速定位和隔离故障区段的要求;当配电线路单线接地时，FTU必须测量该线路零序电流的幅值和大小，以便迅速判定接地线路和相别;线路故障时电流比正常工作时电流大得多，FTU必须适应大电流的动态变化范围。

　　②能够对操作电源及开关状态进行实时监视。

　　对操作电源主要监视其电压，包括备用电源的剩余容量;对开关主要监视其动作次数、动作时间、累计切断电流能力等。

　　③能适应户外恶劣运行环境。

　　除能防尘、防潮、防寒等外，还必须具有抗御大电流、高电压、雷电等强烈干扰的能力。

　　④体积小、重量轻、功耗小，便于安装。

　　⑤价格低廉。

　　配电网自动化需要大量的FTU，比调度自动化系统所用RTU数量高一个数量级以上。

　　如果价格昂贵、成本高，势必大幅度提高配电网自动化系统投资，严重影响本项工作的开展。

　　2.5通信终端。

　　如无线电台、扩频电台、光端机、载波机等。

　　3.控制主站

　　3.1控制主站的主要功能。

　　自动处理来自FTU的数据;实施对故障线路定位、隔离及恢复供电;提供人机接口;作为配电网自动化系统一个结点时，必须具备信息转发功能，如与上一级SCADA系统或其他相关系统的通信。

　　3.2设置原则。

　　控制主站的设置应根据本地区配电网络现状、资金来源、数据流量等具本情况酌定。

　　一般有以下几种方式：①与相关变电站监控主站或主RTU综合考虑。

　　如果变电站监控主站容量允许，可与之共用，馈线自动化控制主站可作为变电站监控主站的一个工作站，只负责故障线路的定位、隔离和恢复供电工作，其余工作均由变电站监控主站完成。

　　②设置区域性控制主站。

　　根据区域特点，把控制主站设在附近变电所内或其他适宜的地方。

　　它的功能就是配电网自动化系统必须完成的功能。

　　这样一来，可大量节约通道投资，减小整个系统风险。

　　③与配电网自动化系统主站统一考虑。

　　这种设置方式的优点是减少了投资，简化了系统结构，但是带来的缺点是馈线自动化功能扩展困难，有可能影响系统的总体性能。

　　4.0总结

　　馈线自动化在运行的过程中存在着一定的缺陷，一般地，除过馈线出口断路器之外，馈线其他位置安装的都是没有切断短路电流能力的负荷开关，因此非故障馈线段被切断是不可避免的。

　　另外仅在馈线出口配置电流速断保护，必然盲目地动作并切断整条馈线，致使在切断的过程中没有选择性。

　　在以后的发展过程中，更应该创新地开发更高效益的`馈线自动化系统，为配电系统的能力提高起到很大的作用。

　　[1]薛志方，朱晓萍.智能型输电线路局部气象监测单元的设计与实现[J].南方电网技术，2010，4(1)：80-83.

　　[2]于永哲，黄家栋.基于混合智能算法的配电网络重构[J].南方电网技术，2010，4(1)：76-79.

　　[3]余贻鑫.智能电网的技术组成和实现顺序[J].南方电网技术，2009，3(2)：1-5.

　　配电网馈线自动化中分段器的应用【2】

　　摘要文章分析了分段器和配电网馈线自动化基本概念，针对环网与辐射网系统进行了探讨。

　　关键词分段器;配电网;环网;辐射网

　　分段器是配电网中用来隔离故障线路区段的自动开关设备，它一般与重合器、断路器或熔断器相配合，串联于重合器与断路器的负荷侧，在无电压或无电流情况下自动分闸。

　　分段器按识别故障的原理不同，可分为“过流脉冲计数型”(电流-时间型)和“电压-时间型”两大类。

　　电流-时间型分段器通常与前级开关设备(重合器或断路器)配合使用，它不能开断短路电流，但具有“记忆”前级开关设备开断故障电流动作次数的能力。

　　电压-时间型重合式分段器是凭借加压或失压的时间长短来控制其动作，失压后分闸，加压后合闸或闭锁。

　　1 配电网自动化系统

　　配电网自动化主要决定两个方面，一是设备的技术性能，二是配电接线方案，两者的统一和配合才能组成较理想的配电网自动化系统。

　　配电网的接线一般有环型和辐射型两大类，它们的配合形式主要以重合器(或断路器)与分段器、熔断器的配合使用，这样对提高供电可靠性，减小运行费用，提高配电网自动化程度能起到显著作用。

　　2 配电网馈线自动化

　　配电网自动化的一个主要任务就是要实现馈线自动化，这是衡量配电网自动化技术性能的重要指标。

　　馈线自动化是指当配电线路故障时能尽快找到故障线路，然后对故障线路进行隔离，对非故障线路尽快恢复供电。

　　2.1 同杆架设的杆上设备分段器

　　同杆架设的杆上设备由真空开关(PVS)、电源变压器(SPS)、带故障检测功能的遥控终端单元(PTV)和站内故障指示设备(FSI)共同构成。

　　2.2 杆上设备的连接

　　PVS在线路来电时由合闸线圈关合。

　　只要电压存在，它始终保持关合状态。

　　PVS在线路掉电时因线圈失压而自动打开。

　　3 在环网中的应用

　　随着配电自动化及电力市场的迅速发展，环网式网络结构已成为近几年来发展的主要趋势。

　　以图1为例，正常运行时联络重合器不接通，两个变电所的主干线建立起相互备用的联络关系。

　　而图1的环网结构适用于在配网自动化改造中只建立简单的通讯系统，资金投入不多的地区。

　　在通讯系统比较发达的地区，建议使用带后台控制的环网结构，带后台控制的环网结构自动化及通讯水平比较高，日本等发达国家在20世纪90年代就已实现配电系统自动化。

　　如图1所示，A、B为两个变电所，正常情况下，IRM、OSM、IRM、F1、F2、F3 处于合闸状态。

　　重合器IRM1、IRM2为电流―时间型户内重合器，设定为一快三慢(1A3C))，重合间隔为2 s。

　　OSM1、OSM2、OSM3 为电压―时间型户外重合器，OSM1、OSM3 的合闸顺延时差为3s，两次合闸不成功闭锁。

　　OSM2为联络重合器，线路正常情况下处于分闸状态设定为一次合闸不成功闭锁。

　　F1为计数次数2次的分段器，F2、F3 为计数次数1次的分段器。图1

　　如果D1处发生故障，出口重合器IRM1执行快曲线动作一次，重合器OSM1、OSM2检测到线路失压，OSM1分闸，分段器F2达到整定的计数次数分闸跌落，2 s后重合器ORM1重合，重合器OSM1延时3 s重合，恢复线路其他部分供电。

　　如果D2处发生故障，若为瞬时性故障，出口重合器IRM1执行快曲线动作一次，重合器OSM1、OSM2检测到线路失压，OSM1分闸，分段器F1没有达到整定的计数次数仍处于合闸状态。

　　若为永久性故障，出口重合器IRM1再次分闸，重合器OSM1再次检测到线路失压分闸，分段器F1达到整定的计数次数分闸跌落隔离故障区段，重合器合闸成功后，恢复其他线路供电。

　　如果D3处发生永久性故障，重合器IRM1分闸，最终闭锁。

　　重合器OSM1随即脱离原状态改为一次合闸不成功闭锁，重合器OSM2在比OSM1稍长的时限合闸，L1段线路由B所反送电，重合器OSM1由于合在故障点上而分闸闭锁。

　　L2段及分支线路由B所供电。

　　如果D4处发生永久性故障，出口重合器IRM1执行快曲线分闸，重合器OSM1、OSM2检测到线路失压，OSM1分闸，经2 s后重合器IRM1重合，重合器OSM1延时3 s合在故障点上，最终分闸闭锁。

　　联络重合器OSM2延时合闸，由于故障没有消除最终分闸闭锁。

　　4 用于辐射网系统

　　如图2所示。图2

　　图中：CB―安装在配电变电压中的断路器，受变电站中央控制单元控制;1PVS～4PVS―安装在架空线路电杆上的分段器。

　　若故障为瞬时故障：在CB重合之前故障已消除，CB重合后对线路恢复供电，IPVS的PTC检测到电源端有电压时，经X时间(关合时间)开始计数，PVS在X时间计数结束后关合。

　　同理2PVS经2X关合，3PVS经3X关合，4PVS经4X关合，全系统恢复供电。

　　若故障为永久性故障，当4PVS关合后，与此同时，Y时间开始计数，出于故障存在，CB第二次跳开，并快速重合。

　　1PVS～4PVS在CB跳开Y时间跳开。

　　1PVS～4PVS经整定的X时间关合，4PVS在Y时间计数中，检测到线路失压，则RTU锁扣，将故障隔离。

　　参考文献

　　[1]程红丽.重合器与分段器配合的馈线自动化改进方案[J].西安科技大学学报,2003,02.

　　[2]孙福杰,何俊佳，邹积岩.基于重合器和分段器的10 kV环网供电技术的研究应用[J].电网技术,2000,07.

　　[3]赵海应.重合器与分段器配合实现中小城市配网自动化[J].中国新技术新产品,2010,19.

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