浅谈配网自动化典型应用模式.doc

　　浅谈配网自动化典型应用模式 　　摘要：随着国家电网对智能电网建设的重视程度越来越高，配电网自动化运行水平的高低直接关系到配电网智能化水平。现农配网改造已基本完成，一次网架的强壮必然要求提高配电网自动化运行水平，并实现配电管理现代化。我国配网自动化系统正是在这一背景下逐步发展起来的。 　　本文主要分析论述配网自动化系统的典型模式，即：配电网故障定位系统、分布式智能馈线自动化和基于主站的配网自动化系统，以期望对配网自动化建设提供依据。 　　关键词配电自动化；主站；终端；故障；馈线自动化；中图分类号：TM6文献标识码：A 　　1引言 　　目前国内中压配电网主要指10kV电压等级，10kV线路由于数量多、分布面广、运行环境复杂，尤其是架空裸导线受气候等因素影响较大，经常发生单相接地故障或短路以及断线故障，中断对电力用户的供电，直接影响用户的生产和生活。 　　随着经济发展以及人民生活水平的提高，电力用户对供电可靠性的要求越来越高，10kV中压电网的可靠运行是电网可靠性考核的重要指标。据统计，因电网故障而导致的停电占整个停电时间的80%以上，其中由于线路故障而导致的停电达到60%以上，由于配电网分布面广，情况复杂，配电网故障占有较大比重。在配电网故障处理中，查找故障的时间占整个故障处理时间的70%～90%，由于线路的互联以及电源布点较多，配电线路呈现网状结构，而不是原来的单辐射拓扑结构。在发生故障后采用人工巡线方式，存在故障区段定位困难、抢修流程不科学等问题，不仅耗费大量的人力物力，而且还延长了停电时间，影响供电可靠性。 　　因此，选择一种切实可行的配电网自动化系统对配电网运行管理非常重要。 　　2配电网故障定位系统 　　配电网故障定位系统是通过安装故障指示器或故障短信报警装置，在配电线路发生故障时，相关人员通过人工巡视或根据上报的故障短信息，确定故障区域，该系统仅仅在故障时起作用。 　　配电网故障定位系统的基本模式的组成如图1所示（图中圆圈表示故障指示器，它仅具有在流过故障电流时反转变色的功能，它本身不具备远方数据通信功能，但可与数据转发装置配合使用）线路发生故障时，故障路径上的故障指示器翻牌动作变色，而其余故障指示器不变色，从而可以判断出故障发生区域。 　　如果是配置了带通信故障指示器，可以将故障信息通过数据转发装置上报到主站，根据这些信息可以判断出故障发生的区域。并以短信的方式发送给运检人员。 　　与不带通信模式相比，扩展模式不必到现场巡示就可确定故障区域，大大提高了抢修速率。 　　3分布式智能馈线自动化 　　分布式智能馈线自动化不需要主站，通过自动化开关设备相互配合或采用“面保护”等措施，在配电线路发生故障时，实现故障区域自动判断和隔离，并自动恢复受故障影响的健全区域供电的系统。 　　分布式智能馈线自动化一般分为两种典型模式，即基于自动化开关设备相互配合馈线自动化模式和“面保护”模式。有4种典型的基于配网自动化开关设备相互配合馈线自动化模式：即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、重合器和过流脉冲计数型分段器配合模式和“合闸速断”模式。 　　“面保护”模式是一种发生在故障时通过相邻开关的智能控制器间的相互通信实现开关配合，跳开故障区域周围的开关，实现故障隔离并确保健全区域正常供电的技术。 　　图2 　　以图2所示的配电网为例论述故障的处理过程（图中的矩形框表示开关、其中红色代表合闸、绿色代表分闸，每台开关分别和相应的面保护终端设备（FTU）相连，下面的数字为其编号） 　　分段开关处的FTU具有速断保护功能，当速断保护启动后，FTU立刻向其上游相邻FTU发送分闸闭锁报文、向其下游相邻FTU发送分闸报文；若速断保护启动且延时时间已到，或收到分闸报文，并且没有收到分闸闭锁报文，则FTU控制相应的开关分闸；若收到分闸闭锁报文，则FTU无论什么情况也不使开关分闸。联络开关处的FTU在开关一侧失压并且未收到分闸报文的情况下，经过一段时间延时后合闸，若收到分闸报文，则即使一侧失压后延时时间到也不合闸。 　　假设故障发生在开关B和H之间，则B检测到故障电流而启动速断保护。同时，B向与其上游相邻的A发出分闸闭锁报文、向与其下游相邻的H发出分闸报文；A向与其下游相邻的B发出分闸报文。B和H随即立刻驱动相应的开关分闸，A因收到分闸闭锁报文而维持相应的开关处于合闸状态这样最终隔离了故障区段，恢复了受故障影响的健全区段供电。 　　基于自动化开关设备相互配合馈线自动化模式和“面保护”模式都可以进一步扩展，建设主站和通信网络，实现主站与终端设备（包括重合器、电压时间型分段器、过流脉冲记数型分段器、“合闸速断”控制单元和“面保护”终端设备）间的通信，并具有遥信、遥测和遥控等功能。 　　4基于主站的配网自动化系统 　　本系统是由终端设备和