高级配电自动化技术.ppt

第二章 高级配电自动化技术,2023/4/3,1,高级配电自动化技术,2,2023/4/3,2.1 配电自动化系统的构成,配电自动化系统的组成结构,3,2023/4/3,地区调度自动化系统接入所辖的35kV及以上的高压变电所的信息，监控范围包括220kV变电所在内的整个高压配电网。区级调度自动化系统（又称配电网调度自动化系统），负责中低压配电网的监控。,2.1 配电自动化系统的组成结构,2023/4/3,4,调度自动化系统的基础都是数据采集与监控子系统，分别称为地调SCADA系统与配调SCADA系统。由于地调还负责本地区分布式发电厂的调度管理，在SCADA功能基础上，地调自动化系统还具有自动发电控制（AGC）、负荷预测、网络安全分析等高级应用功能，因此，又将地调自动化系统称为能量管理系统。,2023/4/3,5,我国DAS的模式有两种：一种是每一个区建设一套DAS，优点是系统规模小，容易建设，易于管理；不足之处是一个供电企业内要建设多套系统，投资大，不利于管理。另外一种是建设一套DAS，负责本地区整个中、低压配电网的监控，在各个区调设置远程用户终端，供值班人员及时了解本区配电网运行状况，获取调度管理信息。这种模式需要的管理人员少，节约投资，有利于信息共享。随着配电自动化技术的成熟以及管理水平的提高，地级及以上城市供电企业可优先考虑建设统一管理的DAS，除监控本地区中、低压配电网外，还要将高压配电网纳入其监控范围。,2.1 配电自动化系统的组成结构,2023/4/3,6,2.1 配电自动化系统的组成结构,DAS的结构,2023/4/3,7,DAS由主站、通信网络、各种现场监控终端组成.(1)现场终端：包括安装在变电所、开闭所的站内监控终端RTU，安装在线路环网柜内、柱上开关上的线路监控终端FTU（Feeder Terminal Unit），安装在配电变压器上的配电变压器检测终端TTU（Transformer Terminal Unit）。(2)通信网络：提供现场终端与DAS主站之间的通信通道。,2.1 配电自动化系统的组成结构,2023/4/3,8,(3)主站：是一个安装在配电网调度中心内的计算机局域网络系统，它收集并保存来自现场自动装置的实时数据；录入并保存反映配电网和设备状态、接线关系以及用户情况的离线数据；提供图形化用户界面供调度值班人员对配电网进行实时监控、管理以及系统本身的维护；提供与其他系统（如GIS、MIS）的接口等。,2.1 配电自动化系统的组成结构,DAS的主站（1）DAS主站的要求 安全、可靠、开放、实用,2023/4/3,9,2.1 配电自动化系统的组成结构,（2）DAS主站的硬件,2023/4/3,10,数据库服务器系统的核心 可靠性要求很高，通常采用高档PC服务器或RISC服务器，并且采用多种容错措施，如双CPU、双电源、双风扇等。注释：RISC为Retrenched Injunction System Computer精简指令系统计算机（简称RISC），起源于80年代的MIPS主机（即RISC机），RISC机中采用的微处理器统称RISC处理器。RISC典型范例如：MIPS R3000、HPPA8000系列，Motorola M88000等均属于RISC微处理器。,2023/4/3,11,（2）DAS主站的硬件,2023/4/3,12,为了获得更好的安全性能，服务器可以采用冗余配置。一种模式是双服务器镜像系统；另一种模式是可靠性更高的磁盘阵列（RAID）系统，两台服务器互为热备用，共享一个大的逻辑磁盘，磁盘阵列中的任意一块硬盘数据损失都能通过其他磁盘恢复数据，任意一块硬盘都可以进行热插拔更换，确保系统不会停顿。,（2）DAS主站的硬件,2023/4/3,13,RAID是英文Redundant Array of Inexpensive Disks的缩写，中文译作独立冗余磁盘阵列又被称为廉价冗余磁盘阵列，简称磁盘阵列。简单的说，RAID是一种把多块独立的硬盘（物理硬盘）按不同方式组合起来形成一个硬盘组（逻辑硬盘），从而提供比单个硬盘更高的存储性能和提供数据冗余的技术。在这一组硬盘中，数据按照不同的算法分别存储于每块硬盘上从而达到不同的效果这样就形成了不同的RAID级别（RAID LEVEL）。,（2）DAS主站的硬件,2023/4/3,14,前置通信处理机前置通信处理机与现场终端装置通信，对数据预处理，以减轻主机（服务器）负担；此外，还有系统时钟同步、通道的监视与切换以及向其他自动化系统或MIS系统转发数据等功能。前置机向上接入主站局域网，与后台机交换数据；向下与各种现场终端装置通信，采集配电网实时运行数据，下发控制调节命令。所以前置机功能实时性很强，可靠性要求较高，一般采用高可靠性的工控机，并采用双机热备用工作方式。,（2）DAS主站的硬件,2023/4/3,15,调度员工作站（调度中心、一区）一般双机配置、互为备用。管理员工作站（信息自动化科）管理员工作站负责整个系统的协调和管理，系统管理员对主站系统进行配置、维护，如修改数据库，设置工作人员操作口令与权限等。,（2）DAS主站的硬件,2023/4/3,16,Web服务器（三区）主站一般采用Web服务器与MIS接口。Web服务器从DAS接收实时数据，形成实时数据库，向MIS提供配电网运行信息。Web服务器同时又是MIS的组成部分，MIS中的所有节点上的计算机都可以通过标准的Internet浏览器访问该服务器，获取配电网运行信息。主站与Web服务器之间的通信一般是单向的，即MIS无法通过Web服务器访问主站的数据库服务器，而是由主站服务器将配电网的实时数据传送到Web服务器上供MIS系统访问，以保证整个DAS系统的安全性。与其他系统的接口,（2）DAS主站的硬件,（3）软件,2023/4/3,17,2023/4/3,18,系统软件 Windows系统：易学、易用、便于维护、运行稳定，兼容性好用户工作站 Unix系统：性能稳定、扩展方便，但使用复杂、支持开发的软件少服务器,（3）软件,2023/4/3,19,支撑平台数据库管理系统 一个通用的管理机制用来搜索和更新数据，称为数据库管理系统。DBMS不仅为计算机内部的应用程序或用户提供数据，同时也为支撑平台的其他软件模块提供基础的数据存储和处理。,（3）软件,2023/4/3,20,（3）软件,2023/4/3,21,（3）软件,历史数据主要记录保持配电网运行数据，如电压值、电流值、负荷曲线、开关动作时间顺序记录、电网故障信息以及管理数据（电网拓扑关系、设备信息等），一般选用Oracle、SQL Server、Sybase等专业软件商开发的商用关系型数据库。这些数据库由表格构成，用户可以使用标准的SQL语言访问数据库。这些商用关系数据库功能完善，可以进行数据库内数据运算，对数据进行加密保护；通过通用的、标准的数据库应用程序接口（Application Program Interface）可将这些数据提供给其他系统使用。,2023/4/3,22,商用关系数据库响应速度慢，难以满足实时性要求。实时数据库一般采用电力软件商自行开发的数据库来保存反映配电网实时运行数据。实时数据库采用内存共享技术，数据保存在网络上各节点计算机内存里，支持应用数据的软件程序对其进行快速访问与处理，具有很好的实时性。使用网络通信模块，同步各节点计算机上的数据库，以保持各节点上实时数据的一致性；同时借用了关系数据库的设计原理，用户可使用SQL语言访问数据库，方便对其进行管理。,（3）软件,2023/4/3,23,网络管理系统 按国际标准开发的分布式网络管理软件，驻留在每一台机器中，负责网络信息的接受和发送。主站网络各机器上层软件之间的通信，都要经过网管系统进行，由其选择路由、控制流量、判断数据完整性。网管系统还提供标准的应用程序接口，上层软件以及用户自己开发的程序都通过此接口实现进程之间的通信。上层软件在与其他进程交换信息时，只需要指明通信的进程名，把信息发给网管系统即可，具体的路径判断和收发控制由网管系统负责。这样，上层软件不需要考虑具体的信息交换问题，只要关心如何实现自己的功能就行了，使得程序的模块化好，易于编写、调试、维护。,（3）软件,2023/4/3,24,图形管理系统（软件演示）系统用户界面需要绘制大量的接线图、地理图、曲线图、棒图以及各种电力应用图形，以对配电网进行监视、控制和管理。图库一体化技术：在绘制接线图的同时，由系统自动生成网络拓扑关系，和相应设施的属性数据加以整合，并保存至拓扑关系库；拓扑关系可以在线动态更新。在拓扑关系的基础上利用连通图的方法，方便地完成局部或全局动态着色。,（3）软件,2023/4/3,25,（3）软件,2023/4/3,26,报表管理系统 报表是电力企业进行生产管理的主要手段。报表管理系统主要完成报表的编制与报表的预览和打印功能，现在还包括报表的流转审核。一般利用EXCEL。安全管理系统 防止外部干扰以及黑客恶意侵入。系统要有物理隔离措施，通过路由器、网桥与其他系统相连。要设置防火墙阻断恶意访问；必要时，可采取单向信息流的措施，即完全阻断外部访问，只允许DAS向外发送数据。,（3）软件,2023/4/3,27,应用软件基本应用软件：数据采集、报警事件处理、数据统计、事故追忆等功能的软件。高级应用软件：馈线自动化、网络拓扑、状态估计、潮流分析、负荷预测、无功优化等高级配电自动化功能的软件。,（3）软件,SCADA系统功能,2023/4/3,28,2.1 配电自动化系统的组成结构,SCADA(Supervisory Control And Data Acquesition)系统完成数据采集与监控功能，是基本的调度自动化子系统，也是实现各种高级DA应用功能的基础平台。,SCADA系统的功能,2023/4/3,29,1.运行数据的采集及处理状态量遥信量量测量 遥测量电能量脉冲量,2.运行监视与事件处理 3.控制与调节功能,2023/4/3,30,4.历史数据记录和统计5.事故数据记录 SOE是在状态量出现变化时，按现场终端内部时钟准确地记录下来，时间分辨率达到毫秒级。PDR用于记录电网事故前后量测数据和状态数据，供事后在接线图上“实时”再现事故过程，以方便事故的研究和分析。典型的记录时间长度是事故前10min，事故后5min。,高级DA应用功能,2023/4/3,31,2.1 配电自动化系统的组成结构,EMS=输电网SCADA+输电网自动化高级应用软件（PAS）DMS=配电网SCADA+配电自动化高级应用软件,高级DA应用功能,2023/4/3,32,DAS的PAS包括：馈线自动化（FA）、网络拓扑、状态估计（ES）、潮流分析（PF）、负荷预测（LF）、无功优化等。实际工程中，应避免追求“大而全”，要本着可靠、实用、经济的原则对高级应用功能进行取舍，一般是把SCADA和馈线自动化作为DAS的基本功能。,2.2 高级配电自动化系统结构和功能,从便于自动化系统建设与管理的角度出发，高级配电自动化技术内容限定为中低压配电网运行自动化与管理自动化两个方面，包括配电SCADA、变电站自动化SA，馈线自动化FA三个方面内容。,2023/4/3,33,2.2.1 高级配电自动化系统的结构,2023/4/3,34,营销管理系统CIS,企业GIS应用系统,生产管理系统PMS,企业管理计划ERP,基于IEC61968的信息交换总线或综合数据平台（安全和区）,安全隔离,上级调度自动化系统,配电主站,负控系统,配变采集与监测系统,基于IEC61968的信息交换总线或综合数据平台（安全和区）,通信网络,配电子站,通信网,FTU,FTU,FTU,柱上开关,重要配变,柱上开关,馈线自动化区域,配电子站,通信网,DTU,DTU,FTU,环网柜,环网柜,柱上开关,DTU,开闭所,简易型配电自动化,2.2.1 高级配电自动化系统的结构,2023/4/3,35,集成型配电自动化系统,分布式电源接入,高级配电自动化,与智能用电系统互动,微网及储能装置接入,2.2.2 高级配电自动化的功能,2023/4/3,36,馈线自动化 馈线运行数据的采集和控制，故障定位、隔离及自动恢复供电。配电SCADA配电线路运行监测、评价、优化故障定位、隔离、恢复基于负荷、系统效率、电压和无功控制、电能质量、可靠性评估的配电网拓扑重构和优化基于系统配置的保护系统升级（自适应保护）结合DER的系统监视和控制智能报警,2023/4/3,37,2.2.2 高级配电自动化的功能,自动电压及无功控制系统和电能质量管理 通过双向通信系统和完善的监测系统，利用先进的电力电子技术和分布式发电资源，由公司做迅速、无瞬间时电流的电力电子开关装置，来更加有效地进行连续电压、无功和谐波控制。停电管理系统 集成地理信息系统、电网拓扑结构和用户信息系统的软件系统，用于配电网故障检测、定位、隔离和恢复。,2023/4/3,38,2.2.2 高级配电自动化的功能,配电系统实时状态估计与控制 能够分析配电系统状态，持续预测配电系统可能存在的风险值，有助于提高未来配电系统的安全性和可靠性。分布式电源的集成 ADA支持DG的“即插即用”与优化调度，其核心支撑技术除广域保护、电压无功控制外，还包括微网技术、虚拟发电厂技术。与其他系统的接口,2023/4/3,39,2.2.2 高级配电自动化的功能,2.3 馈线自动化及其及其发展趋势,2.3.1 馈线自动化的实现方式当地控制方式（电压型实现方式）远方控制方式（电流型实现方式）,2023/4/3,40,2.3.1 馈线自动化的实现方式,当地控制方式通过重合器来实现，馈线失压时开关跳开，然后依时间顺序试合分段开关，最后确定故障区段在隔离故障并恢复非故障区供电。优点：由重合器完成，不需要主站控制，对通信系统没有要求，投资省见效快。缺点：这种实现方式只适用于配电网相对比较简单的系统，而且要求配电网运行方式相对固定。对开关性能要求较高。,2023/4/3,41,远方控制方式由FTU检测电流以判别故障，故障信息传送到主站，由主站确定故障区段，然后由主站系统发遥控命令控制开关动作，完成故障隔离并恢复非故障区供电。优点：定位迅速，快速实现恢复供电，开关动作次数少，对系统冲击小。缺点：需要高质量的通信通道及计算机主站，投资大，工程涉及面广、复杂。关键：故障时信息能送到主站，控制命令也能下发到FTU。,2023/4/3,42,总体价格上，当地控制方式对通信系统没有要求，具有一定优势，当就配电网本身的改造来看，当地控制方式所依赖的重合器的价位要远高于负荷开关。,2.3.2 分段器和重合器,分段器（过流脉冲计数型分段器）分段器是一种智能化的负荷开关，它能和断路器或重合器配合使用。在线路发生永久性故障时，能记忆断路器或重合器的分合次数，当达到预先整定的动作次数后，分段器能在无故障电流情况下自动分闸（滞后0.10.25s）并闭锁，保持分闸状态，起到隔离线路故障区段的作用。,2023/4/3,43,分段器,分段器的技术参数：（1）起动电流：使分段器开始计数的电流，应为上级断路器或重合器最小分闸电流的80%。（2）复位时间：分段器每次计数后，到复位所需时间，即延时时间。（3）累计时间：从首次计数电流消失到分段器完成整定的计数次数所需时间。,2023/4/3,44,2023/4/3,45,分段器,重合分段器,重合分段器（自动配电开关，电压时间型分段器）重合分段器是一种带自动重合功能和智能判据的负荷开关。在判别线路有电压时自动合闸，无电压时自动分闸。它能分合负荷电流，关合短路电流，但不能开断短路电流。重合分段器由开关本体、电源变压器SPS、故障检测器FDR和控制器构成。重合分段器的底部有操作手柄，可以选定重合分段器正常运行时为闭合或断开。,2023/4/3,46,2023/4/3,47,重合分段器的技术参数：（1）X时限，重合分段器恢复至自动合闸的时延；（2）Y时限，重合分段器合闸后又失压的时限，如未超过此时限，重合分段器分闸后闭锁，不再重合。,2023/4/3,48,工作原理 F点发生瞬时故障，QF跳闸，RS1和RS2因失压而分闸。QF重合后，RS1检测到电压恢复合闸，接着RS2合闸。若F点为永久故障，RS2合闸后，QF再次跳闸，RS1、RS2在此失压分闸，由于RS2合闸后到再次失压的时间小于Y时限，使得RS2闭锁，隔离故障。,2023/4/3,49,电压时间型分段器有两种功能：第一种是在正常运行时闭合的分段开关；X时限Y时限t1(t1为从分段器电源侧断路器或重合器检测到故障起到跳闸的时间)。第二种是在正常运行时断开的分段开关。X时限失压侧断路器或重合器的重合时间+X（失压侧各分段器X时限总和）Y时限t1(同上，但为失压侧)两种功能的切换可利用故障检测器FDR底部的操作手柄来实现。,2023/4/3,50,重合器重合器是一种自身具有控制和保护功能的开关设备。它能进行故障电流监测和按预先整定的分合操作次数自动完成分合操作，并在动作后能自动复位或闭锁。类型：单相、三相；油、真空和SF6,2023/4/3,51,重合器,表5-1 重合器和断路器的比较表,2023/4/3,52,重合器,ZCW-12真空自动重合器,2023/4/3,53,重合器,重合器,不同类型的重合器，其闭锁操作次数、分闸快慢动作特性及重合间隔时间等不尽相同，其典型的四次分段三次重合的操作顺序为：，其中t1，t2可调，随产品不同而异。,2023/4/3,54,重合器对相间故障都采用反时限特性开断，以便与熔断器的安秒特性配合。重合器的工作特性可以分为瞬时动作特性和延时动作特性。瞬时动作特性是指重合器按照快速动作时间电流特性（tI特性）跳闸；延时动作特性是指重合器按照某条慢速tI特性跳闸。通常重合器的快速曲线只有一条，与断路器的速断保护类似；电子控制的重合器慢速曲线可以有多条，可整定为“一快二慢”和“一快三慢”等。,2023/4/3,55,重合器,电子控制的重合器对接地故障采用定时限开关。定时限特性共9条，对应的时间分别为：0.1s，0.2s，0.5s，1.0s，2s，3s，5s，10s，15s。所有电流曲线均由单独电路板形成，这些电路板插在定时插座上。,2023/4/3,56,重合器,2.3.3 当地控制方式的馈线自动化,重合器与电压时间型分段器配合（1）辐射状电网的故障隔离 A为重合器，整定为一慢一快，第一次重合时间为15s，第二次重合时间为5s。B、D为电压时间型分段器，它们的X时限均整定为7s；C和E也是电压时间型分段器，其X时限整定为14s；所有分段器的Y时限均整定为5s。分段器均处于常闭状态，设置在第一种功能。,2023/4/3,57,2023/4/3,58,（2）环网开环运行时的故障隔离 A、A为重合器，整定为一慢一快，第一次重合时间为15s，第二次重合时间为5s。B、C、D和F为电压时间型分段器，设置在第一种功能，它们的X时限均整定为7s，Y时限整定为5s。E为联络开关处的电压时间型分段器，设置在第二种功能，其X时限整定为45s，Y时限整定为5s。,2023/4/3,59,2.3.3 当地控制方式的馈线自动化,2023/4/3,60,重合器与电压时间型分段器配合 在隔离开环运行的环网的故障区段时，要使联络开关另一侧的健全区域所有的开关都分一次闸，造成供电中断。东芝公司的电压时间型分段器就这个问题作出了改进，在分段器上又设置了异常低电压闭锁功能，即当分段器检测到其任何一侧出现低于额定电压30%的异常低电压的时间超过150ms时，该分段器将闭锁。,2023/4/3,61,2.3.3 当地控制方式的馈线自动化,重合器与过流脉冲计数型分段器配合 A为 重合器，B、C和D为过流脉冲计数型分段器，C、D计数次数均整定为2次，B整定为3次。,2023/4/3,62,2.3.3 当地控制方式的馈线自动化,2023/4/3,63,多级重合器方案辐射状配网故障隔离,2023/4/3,64,2.3.3 当地控制方式的馈线自动化,手拉手环状配网故障隔离,2023/4/3,65,2.3.3 当地控制方式的馈线自动化,典型的出线重合器的最小分闸电流整定为800A，中间重合器的最小分闸电流整定为560/280A（可自动切换），联络重合器的最小分闸电流整定为400A。出线重合器的动作特性为一快二慢，中间重合器的动作特性为两次慢速，联络重合器的动作特性为一次慢速。出线重合器的失压后的动作特性整定为为：失压3s后分断；中间重合器：失压10s后将最小分闸电流整定值调节为280A，并将重合功能关闭，改为一次分闸后闭锁；联络重合器：任意一次失压15s后合闸。,2023/4/3,66,2.3.3 当地控制方式的馈线自动化,基于重合器的馈线自动化系统的不足（1）切断故障的时间较长。（2）依靠出线重合器或出线断路器保护整条馈线，降低了系统的可靠性。（3）由于必须分断出线重合器或断路器，因此实际扩大了事故范围；若重合器拒分或出线断路器的保护失灵，会进一步扩大事故范围。（4）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域的开关都分一次闸，造成供电短时中断，更加扩大了事故的影响范围。,2023/4/3,67,2.3.3 当地控制方式的馈线自动化,基于重合器的馈线自动化系统的不足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。基于重合器的馈线自动化系统不能实时监视线路的负荷，因此，无法掌握用户用电规律，也难于改进运行方式。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，也无法确定最优方案。,2023/4/3,68,2.3.3 当地控制方式的馈线自动化,2.3.4 远方控制的馈线自动化,2023/4/3,69,2.3.5 就地与远方并存控制的馈线自动化,就地与远方并存控制的馈线自动化是由开关设备自动重合器、自动分段器和FTU共同实现配电网馈线自动化功能。远方控制中心由通信系统搜集现场实时数据，通过软件实时故障检测、一次定位隔离及自动恢复供电，响应速度快。一旦通信系统故障，馈线安装的开关设备如分段器亦能检测到故障并将其隔离。两者互为备用，远方集控优先。既不完全依赖于通信系统，又在通信系统完善时实现一次定位隔离故障。用软件实现相互协调和备用功能，提高了供电可靠性。,2023/4/3,70,2.3.6 馈线自动化的电源问题,（1）站内设备的电源馈线自动化控制中心，可以为SCADA网络系统安装大容量的UPS，以保证其在停电后仍能够长时间安全运行。区域站的集中转发系统，由于它集结了大量的分散馈线测控单元，所以也应采用加大容量的UPS，保证其在停电后仍能够长时间安全运行。对于开闭所和小区变的RTU，可以采用双电源供电，并通过自动切换装置保证当缺少任一回路供电时，其电源不间断。,2023/4/3,71,（2）FTU的工作电源操作电源和工作电源均取自馈线方式一，开关工作电源采用开关两侧单相变压器供电；方式二，低压线路与柱上开关同杆，采用一台单相变和一回低压线路供电；方式三，不同电源的两回低压线路与柱上开关较近，采用两回低压线供电。,2023/4/3,72,2.3.6 馈线自动化的电源问题,不足：采用方式一和方式而供电时，当馈线停电后，FTU将失去工作电源，从而无法上报信息和接收控制命令。采用方式三供电，有可能造成不同配电变压器台区的低压配网的耦合，这会对安全运行带来影响，且不是所有分段开关都能获得两路真正独立电源。,2023/4/3,73,2.3.6 馈线自动化的电源问题,操作电源和工作电源均取自蓄电池 这种方式有点在于即使馈线停电，FTU仍能工作，柱上开关也仍能操作。为了解决蓄电池的充电问题，必须从0.4kV的低压馈线或通过TV直接从10kV高压馈线上获得充电电源。这种方式下，提倡采用直流操作机构和直流储能电机的柱上开关（如DC48V，合闸电流10A），这样使得利用蓄电池供电的方案更方便。若采用交流操作机构和交流储能电机，则还必须设置一台将直流48V转换为交流220V的逆变器。但是采用直流48V，合闸电流为10A的柱上开关后，对FTU的中间继电器的触点容量和断弧能力提出了较高的要求。,2023/4/3,74,2.3.6 馈线自动化的电源问题,操作电源取自馈线，工作电源取自蓄电池 FTU的工作电源取自蓄电池，柱上开关的操作电源和蓄电池的充电电源通过TV直接从10kV馈线上获取或者取自0.4kV低压线路。由于馈线沿线的柱上开关的合闸操作是按顺序进行的，因此当某台开关需要合闸时，其电源侧的相邻开关已经处于合闸位置了，即已经将电供至了待合闸的开关处，所以总是可以以馈线为操作电源进行可靠的合闸。,2023/4/3,75,2.3.6 馈线自动化的电源问题,2.3.7 馈线自动化的发展新趋势,将配电自动化的紧急控制功能尽可能下放到馈线终端装置上实现，强调保护功能（故障识别、故障隔离）的独立性、完整性。基于IEC61850标准的数字化馈线自动化模式是一种最优的控制模式，它将保护功能完全下放，力求在分布的FTU/DTU终端装置上实现馈线保护功能，包括故障隔离和转移非故障区域负荷，可以极大地提高配电网故障处理的响应速度和供电的可靠性。,2023/4/3,76,光纤通信下基于广域保护技术的智能模式馈线自动化 广域保护的概念：参照输电网的纵联差动保护原理，在馈线故障时，相邻或相关智能终端直接交换各自的故障电流标志，就可判断出故障线段，从而实现快速可靠地消除或切除故障，隔离故障线段。这种建立在众多保护装置相互交换信息基础上的整体保护方案就是“广域保护”。,2023/4/3,77,广域保护模式是一种崭新的分布式智能故障处理模式，它是利用良好的光纤网络通信和分散安装的配电终端实现的具有特殊原理的全线速动式区域性馈线保护。该方式一个突出的优点是将对故障的处理封装在一条馈线中去完成，具有全线速动的特点，这无疑对提高配电网供电的可靠性和改善电能质量都起到很到的作用，因此它代表了最先进的技术方向。,2023/4/3,78,配电线路上的各智能终端分别采集相应柱上开关的运行情况，如电流、电压、功率和开关当前位置，并将上述信息由智能终端经过通信网络发送至远方的配电网自动化控制中心。在故障发生时，智能终端根据采集到的故障电流信息、失压信息和开关状态，按照驻留的故障处理程序，通过通信网络向相邻或相关智能终端发送分闸闭锁命令或分闸命令，并接受相邻智能终端发送的分闸闭锁命令或分闸命令。,2023/4/3,79,各智能终端根据自身的故障信息和接收到的其他智能终端发送的命令独立判断出故障区段，就地发操作命令，实现故障定位、隔离及非故障区段恢复供电，这一过程不受任何远方的配电网自动化控制中心控制，由智能终端独自完成。,2023/4/3,80,为了确保电网安全性，预置了无通信模式的馈线自动化控制策略，作为防止因通信故障产生的广域保护失效的后备。在馈线首端开关配置延时速断保护，作为馈线的后备保护。在广域保护失灵情况下，系统切换为基于重合失败的加速速断保护：馈线上出现永久性故障时，变电站出口断路器动作时间小于其他断路器，首先跳闸。其他分段断路器失压跳闸。出口断路器重合闸成功。各分段断路器在一次有压后依次重合。,2023/4/3,81,某一分段断路器重合于永久故障，加速跳闸，隔离故障区域。如果为分支线路的用户侧内部故障，故障区域由分支负荷开关隔离，则各个分段断路器全部能够重合成功。这种模式可以适应复杂的多电源环网结构。,2023/4/3,82,无通信环境下分布智能模式馈线自动化 分布式智能保护模式馈线自动化通过馈电线路上分布安装的FTU自动进行故障判别、故障锁定，与出线开关重合闸配合，通过出线开关的一次重合闸操作，实现在无通信条件下的快速故障隔离和恢复供电。,2023/4/3,83,分布智能模式是一种电流电压复合模式，靠FTU对电流电压的检测进行故障处理。分布智能模式中分段开关为断路器，分段开关处装设FTU，使分段开关变成智能开关。这种模式不需架设通信通道，不需改变变电站出线开关和保护配置，出线开关仅需一次重合就能实现故障隔离及非故障区域的供电恢复。,2023/4/3,84,分布智能模式与重合器分段器模式不同之处是，无需改变出线开关和保护的配置，出线开关仅需一次重合，就能实现故障隔离和非故障区域的供电恢复，对整个电网的冲击很小，并且速度快，整个故障隔离和非故障区域供电恢复时间为3s左右。该模式适合城区和农村辐射线路和手拉手线路。,2023/4/3,85,基于GPRS通信方式的馈线自动化 该方法依靠负荷开关相互间的通信功能和自身高智能化的故障方向性判别功能，使多个开关组成智能化网络，在极短的时间内进行故障区域判断和隔离的功能，而完全不需要后台的支持，具有以下功能特点：依靠GPRS的APN专网通信，实现各个FTU、TTU之间的点对点通信，无需通信系统的维护，通信可靠性高，方案实现便捷。故障定位准确，只有故障区域停电，停电范围小，有效避免非故障区域的陪停电。,2023/4/3,86,故障隔离迅速，在站内断路器一次重合之前完成故障隔离，保证重合成功，非故障区域迅速恢复供电。无需后台支持，依靠开关自身的智能功能和GPRS通信，以最小的成本实现整个馈线系的智能化。在故障发生后第一时间通过GPRS将监测信息上送主站，同时通过短信方式告知运维人员动作开关的状态。便于维修人员以最快的速度到达故障点进行抢修。控制器可根据需要配置不同的通信模块，通过光纤、无线、载波通信进行数据上传功能。,2023/4/3,87,与之前的故障抢修相比，因系统第一时间隔离并定位了故障区域，把故障隔离在一个局部进行了告知，所以不用沿线排查，减少了非故障区域的停电时间和范围。大幅降低了故障的排查工作量，为抢修故障节约了大量时间，缩短了故障区域的恢复供电时间。,2023/4/3,88,在采用GPRS通信的条件下，该方案实施效果最好。同时以无通信条件下的分布智能模式馈线自动化作为GPRS通信失效时的后备措施。该方案具有以下优点：（1）采用GPRS专网通信，满足实时性要求，方案实现便捷，以最小的成本实现整个馈线系统的智能化。（2）故障定位准确，只有故障区域停电，停电范围小，有效避免非故障区域的陪停电。,2023/4/3,89,（3）故障隔离迅速，在站内断路器一次重合（3s）之前完成故障隔离，保证重合成功，非故障区域迅速恢复供电。（4）任何一点故障的隔离和恢复时间基本相同。（5）安全可靠，对整个电网的冲击很小。（6）故障隔离与恢复不依赖于主站系统。,2023/4/3,90,2.4 配电网广域测控技术,智能化电力调度或控制的目标是建立一个基于同步信息的广域测量、保护和控制一体化理论与技术，协调电力系统元件保护和控制、区域稳定控制系统、紧急控制系统、解列控制系统和恢复控制系统等多到安全防线的综合防御体系。鉴于电力系统具有广域动态的特征，智能电网的保护、控制必然要进一步在数据信息交换的基础上，解决全局与局部的功能协调和速度协调，实现广域控制与分布保护控制的协调性。,2023/4/3,91,配电网广域测控体系（Distribution Wide Area Monitoring and Control Infrastructure,DWAMCI)即是基于广域测量技术的电力系统综合防御体系在配电网中的应用，它是智能配电网的关键技术之一，是智能配电网实现全局和广域监测、保护、控制的重要解决方法，主要应用于以下领域：运行监视与控制，即传统的SCADA应用。故障测距与定位，故障自动隔离与恢复。,2023/4/3,92,2.4 配电网广域测控技术,电压无功优化控制电能质量监测与调节DFACTS控制分布式电源孤岛保护与控制分布式电源调度,2023/4/3,93,2.4 配电网广域测控技术,2.4.1 广域测量和信息交换,智能电网广域测量手段主要包括SCADA/EMS、广域测量系统（WAMS）等。SCADA/EMS将向可视化方向发展。但SCADA/EMS不能刻画电网的动态行为，较难实现保护控制设备的局部快速动作与全局决策的协调统一。以全球定位系统GPS为基础的同步测量技术是电网广域测量、实时监控的主干支撑技术，在配电网测量、保护、控制领域具有广阔的应用前景。,2023/4/3,94,面向数据信息交换的通信体系是实现智能配电网的关键，而广域测量与数据交换是实现电网智能化和建设配电网广域测控体系的重要基础。针对配电网的运行管理，电网数据信息的交换应重点考虑配电网的控制中心内外部、变电站内外部、控制中心与变电站及其与输电网之间的数据通信。,2023/4/3,95,2.4.1 广域测量和信息交换,IEC61970通信体系定义了EMS相关的公共信息模型（Common Information Model，CIM）和组件接口规范（CIS），其主要目的是实现EMS软件的组件化和开放化，实现对控制中心内部以及控制中心之间的信息交互。IEC61850主要针对变电站自动化的分层分布控制体系，定义了数据通信接口与交换技术。,2023/4/3,96,2.4.1 广域测量和信息交换,随着同步测量技术的迅速发展，同步相量测量与数据通信也日益受到业内的广泛关注。同步相量测量技术正在向暂态信息测量的方向发展。可以预见，基于同步测量技术的WAMS将能够准确描述系统的动态行为，为智能电网的保护、控制系统提供必要地技术手段。,2023/4/3,97,2.4.1 广域测量和信息交换,2.4.2 广域测控与保护的特征,仅采集本地信息量的后备保护无法自适应智能配电网灵活的运行方式与拓扑结构的变化，在大电网特殊运行情况下很难保证后备保护动作的可靠性，进而造成系统失稳。,2023/4/3,98,面向灵活的拓扑结构、允许多种分布式电源接入、具备高水平供电质量要求的智能配电网，其广域测控与保护必须具备以下能力：支持广域信息测量：基于同步测量技术，拓展稳态和暂态条件下的量测性能，实现空间上不同位置的保护控制单元可以利用区域动态测量结果实现自适应和相互协调。支持故障或扰动录波，具有网络与系统管理功能，能够收集网络管理信息，向网管工作站报告网络与终端设备的错误。,2023/4/3,99,2.4.2 广域测控与保护的特征,支持子站的应用，收集、分析一个局部区域内的运行数据，并对区域内设备进行相应的控制操作，包括用于故障自愈操作、电压无功调整、DER保护控制等方面，可以提高系统响应速度，减轻主站实时处理数据的压力。支持相关监控节点间（如相邻开关、IEDs之间）实时数据交换与控制命令传输，使其能够不依赖于主站或子站完成局部区域保护控制功能，进一步提高控制速度、简化系统构成。,2023/4/3,100,2.4.2 广域测控与保护的特征,支持配电网自愈。主保护具有更好地性能、更快的动作、更高的可靠性，自适应系统运行方式、拓扑结构的变化，支持微电网的并无与孤岛运行方式。具有良好的开放性，支持“即插即用”，关键是通信协议的标准化，具体措施是扩展用于SA的IEC61850标准，使其覆盖DER、配电FACTS装置等配电设备。集中控制与分布自治单元相互协调，保护与控制集成。能够提供安全访问控制。,2023/4/3,101,2.4.2 广域测控与保护的特征,2.4.3 基于广域测量信息的测控与保护系统,广域保护与传统保护的区别和联系传统的继电保护主要集中于元件保护，其工作方式是采集装置安装处的系统电流、电压，若状态参数超过整定门槛值则动作。传统保护以切除被保护云间内部故障为己任，主要通过开关动作来实现故障隔离。在传统保护中，各电力设备的主保护相互独立，不顾及故障元件被切除后，剩余电力系统中潮流转移引起的后果。,2023/4/3,102,广域保护更注重保护整个系统的安全稳定运行，可识别系统的各种运行状态（正常状态、警戒状态等），通过实施相应地控制手段和各种保护措施，同时实现继电保护和自动控制的功能。其中，可能会有本地、远程开关的动作，以避免局部或整个系统大面积停电或崩溃等严重事故的发生，保证电网在故障后仍能保持安全稳定运行。,2023/4/3,103,2.4.3 基于广域测量信息的测控与保护系统,传统