配电管理系统及配电自动化技术.ppt

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1、配电管理系统 及配电自动化技术,DA/DMS,DA/DMS概述 通信方式 馈线自动化（FA） 变电站综合自动化 负荷控制及需方用电管理 地理信息系统（GIS）,第一节 DA/DMS概述,1.1 概述 1、配电系统简述 是将发、输电系统与用户连接起来的重要环节。 我国：配电网指的是110kV及以下的电网。 110kV及35kV级成为高压配电网； 10kV级称为中压配电网； 0.4kV（380/220V）级称为低压配电网。 目前，我国配电网在经历了城网改造后，得到了一定的改善，标准电压等级为110/10/0.4kV，运行中一般是“环网结构，开环运行”。,第一节 DA/DMS概述,1.1 概述 2、

2、DA/DMS的概念 在本书中： DA：将具有就地控制功能的馈线自动化和变电站自动化列入配电自动化中，简称为DA。 DMS：DA+SCADA+GIS+PAS+DSM，是一个用现代计算机、通信技术和设备对配电网的运行进行控制管理的综合系统，与EMS不同的是它面对的是信息量特别大、而通信又相对薄弱的配电网。,第一节 DA/DMS概述,1.1 概述 3、DMS的典型结构配置图,第一节 DA/DMS概述,1.2 DMS系统特点 1、DMS的站端设备多，数据库庞大，设备的标准化程度低，管理复杂。 2、DMS的大量站端设备不在变电站内，运行环境恶劣，对设备可靠性要求更高。 3、DMS系统的通信方式多样而复杂

3、。 4、DMS系统需和配网的改造配套进行。,第一节 DA/DMS概述,1.3 DMS的功能 1、SCADA功能,从功能上看，配网SCADA与输电网SCADA没有本质的差别。 但结构上，配网SCADA面向数量极多而单位容量很小的户外分段开关，因此经常需要设置集控站。,第一节 DA/DMS概述,1.3 DMS的功能 1、SCADA功能 （1）远方网络监控 （2）故障报警 （3）事后故障分析 （4）事件顺序记录（SOE） （5）扰动后追忆（SOE加遥测量变化） （6）地理接线图 （7）馈线检修标识 （8）历史数据存储和报表管理 （9）支持无人值班的变电站综合自动化,第一节 DA/DMS概述,1.3

4、DMS的功能 2、需方管理功能（需求侧管理，DSM） （1）负荷管理 负荷管理主要是根据需求来控制用户负荷，并能帮助控制中心操作员制定符合控制策略和计划。（削峰、填谷、错峰） （2）用电管理 包括自动计量计费、业务扩充和用户服务等内容。 （3）需方发电管理 将用户的自备电源纳入直接或间接的控制之中。,第一节 DA/DMS概述,1.3 DMS的功能 3、馈线自动化（FA） 指配电线路自动化，在我国，尤其指10kV馈线自动化。 （1）馈线运行状态监测 利用馈线终端（FTU）实现正常和事故状态下的监测。 正常状态下：监视馈线分段开关状态和馈线电流、电压、有功、无功等，实现线路开关的远方或就地合、分闸

5、； 故障状态下：获取故障记录。 （2）馈线控制 从功能角度：包括远方控制和就地控制。 控制法方式：分为集中式和分散式。,第一节 DA/DMS概述,1.3 DMS的功能 3、馈线自动化（FA） （3）故障定位、隔离和自动恢复供电 利用断路器、重合器和分段器组成的系统，能在故障发生时自动判别和隔离馈线故障区段、区分永久性故障和瞬时性故障，并迅速对非故障区域恢复供电。 （4）无功补偿和调压 从安装位置角度：包括变电站和用户端两种。 前者：在变电站自动化中加以控制和调节（如变电站无功电压的九区图控制。） 后者：一般为就地补偿。 一般不作全网络的无功优化，而是以某个控制点的电压幅值或配网潮流的功率因数。

6、,第一节 DA/DMS概述,1.3 DMS的功能 4、变电站自动化及其综合自动化 包括：电器设备运行监测；开关就地或远方控制；与继电保护通信；与智能电子装置互连；与上级或其他控制系统通信；数据处理；集成微机保护功能（综自）。 5、配网高级应用软件（PAS） 包括：负荷预测、网络拓扑、状态估计、潮流计算、线损分析、电压/无功优化等。 6、配网的图资地理信息系统（GIS）,第二节 配电管理系统的通信方式,2.1 DMS通信要求 1、可靠性 2、足够的传输速率 3、双向通信 4、不受停电、故障影响 5、易于操作和维护量小 6、经济性,第二节 配电管理系统的通信方式,1.2 DMS通信方式 1、配电线

7、载波（DLC） 2、光纤通信 3、无线扩频通信 4、租用电话线 5、无线电通信 6、GPRS/CDMA 7、典型通信结构图,第二节 配电管理系统的通信方式,1.2 DMS通信方式,一、馈线自动化功能概述（FA） （1）馈线运行状态监测 （2）馈线控制 （3）故障定位、隔离和自动恢复供电 （4）无功补偿和调压 馈线自动化实现方案可分为就地控制和远方控制两种类型，但都需要三种重要元件：重合器、分段器和馈线FTU。,第三节 馈线自动化技术（FA）,二、自动重合器 （一）重合器的性能特点 自动重合器是一种能够监测故障电流、在给定时间内断开故障电流并能进行给定次数重合的一种有“自具”能力的控制开关。 开

8、断性能：与普通断路器相似。 工作特性：“智能”性，能够自身完成故障监测、判断电流性质、执行开合功能；记忆动作次数、恢复初始状态、完成合闸闭锁等。 典型工作过程： 进行三、四次重合 重合成功：则自动终止后需动作，经延时后恢复至预先的整定状态，为下次故障后的开合作准备。 重合不成功：达到预先整定的重合次数后，则不再重合，闭锁于开断状态，从而将故障线段与电源隔离开。,第三节 馈线自动化技术（FA）,二、自动重合器 （一）重合器的性能特点（操作顺序） 典型四次分断三次重合的操作顺序为： t1 t2 t2 分 合分 合分 合分 其中：t1，t2可调，随产品不同而异。重合次数及重合闸间隔时间可根据运行中的

9、需要调整。,第三节 馈线自动化技术（FA）,（一）重合器的性能特点（开断特性） 相间故障：采用反时限特性开断，以便与熔断器的安-秒特性配合。,A：快速操作曲线，相当于速断保护； B、C：延时和超延时曲线； R：为与其配合的熔断器曲线，位于快速曲线和慢速曲线之间的区域。 通常第一次开断都整定在快速曲线； 以后各次整定则根据保护配合的需要整定在某一条慢速曲线上。,（一）重合器的性能特点（开断特性） 对于接地故障：采用定时限特性开断。,定时限特性分为9条，对应的时间分别为： 0.1，0.2，0.5，1.0，2，3，5，10，15s 重合器之间即通过采纳不同的定时限特性进行配合。,（二）重合器的保护、

10、重合及相互间配合,图中： 网络是辐射型的配电网络，单侧电源。 QR1、QR2、QR3为自动重合器； FU1，FU2， FU5为熔断器。,（二）重合器的保护、重合及相互间配合,图 7-20,1、自动重合器时间-电流特性整定。 A：快速特性曲线； B、C：慢速特性曲线，B-C之间可以选择一组曲线。； r1，r2：熔断器曲线，位于与其配合的自动重合器的快速曲线和慢速曲线之间的区域。 注意：靠近电源侧的熔断器曲线应高于远离电源侧的。,二、自动重合器 （二）重合器的保护、重合及相互间配合,图 7-20,2、重合器动作顺序。 根据重合器在电网中的位置，预先整定为多次分、合循环操作。 如： “一快一慢” “

11、一快二慢” “一快三慢” 快：指快速动作特性跳闸； 慢：指慢速动作特性跳闸；,二、自动重合器 （二）重合器的保护、重合及相互间配合,图 7-20,3、重合器动作特性配合 假设： 重合器整定 QR3：一快一慢 QR2：一快二慢 QR1：一快三慢 熔断器选择合理 QR1、QR2、QR3的快速、最小动作电流、重合闸时间间隔整定均一致。 断路器QF的跳闸动作电流及动作时间比各重合器都大。,二、自动重合器 （二）重合器的保护、重合及相互间配合,图 7-20,3、重合器动作特性配合 瞬时性故障：（f处） QR3、QR2、QR1同时快速动作（最小动作电流一致，快速动作时间一致） FU4不会熔断 故障消失 t

12、2延时后，QR3、QR2、QR1重合，恢复供电,（二）重合器的保护、重合及相互间配合,图 7-20,永久性故障：（f处） QR3、QR2、QR1同时快速动作 FU4不会熔断 故障未消失 t2延时后，QR3、QR2、QR1重合，重合失败，准备延时跳闸。 由于熔断器电流-时间特性低于慢速动作的电流-时间特性，因此FU4先熔断 QR3、QR2、QR1全部复归。,（二）重合器的保护、重合及相互间配合,图 7-20,3、重合器动作特性配合 永久性故障：（d处） QR3、QR2、QR1同时快速动作 故障未消失 t2延时后，QR3、QR2、QR1重合，重合失败，延时跳闸。 QR3整定为一快一慢，QR3闭锁，

13、不再重合。 QR2、QR1再次重合，成功。 永久性故障：（b处） QR1经三次重合 故障未消失 QR1闭锁，不再重合。,三、分段器,图 7-21,（1）简述 用于提高配电网自动化程度和可靠性。 没有安-秒特性曲线，不进行特性曲线的配合 必须与电源侧前级主保护开关（断路器或重合器）配合，无电压时自动分闸。 工作过程： 永久性故障时，分段器在预定次数的分合操作后闭锁于分闸状态 瞬时性故障，未达到预定的分合操作次数，故障切除，则分段器保持在合闸状态，并经延时后恢复预先整定状态。,（2）电压-时间型分段器简述 检测网络电压，以电压的有无来关合和切断电路。 开关本体是真空开关，是按开断负荷电流和接通短路

14、电流设计的。 关键参数：X时限和Y时限。 X指从分段器电源侧加压开始，到该分段器合闸的时间，称合闸时间。 Y指从分段器合闸后，在Y时间内一直可以检测到电压，则在Y时间后发生的失压分闸，分段器不闭锁，重新来电时仍会合闸。 若在Y时间内监测不到电压，分段器分闸闭锁，重新来电时不再闭合。,（2）电压-时间型分段器简述 工作模式 常闭式分段开关，用于辐射网。各时限整定为：XYt1（重合器检测到故障起到跳闸的时间）。 常开式分段开关，用于环网的联络开关，当一侧失压后启动XL计数，达到XL后合闸（若在XL内该侧重新加压则返回）；合闸后启动Y计数，Y计数内未同侧未失压，则不闭锁，否则闭锁为分闸。 XL时限失

15、压侧断路器或重合器的重合时间+X（失压侧各分段器X时限的总和） Y时限t1,（3）过流脉冲计数型分段器 不能开断流过分段器的故障电流。 具备记忆流过自身的故障电流次数的能力 工作原理： 当达到预先整定的记忆次数后，在前级重合器跳开故障线路的瞬间，过流脉冲计数型分段器自动跳开，使故障线路与系统隔离。 若未达到预先整定的次数，分段器不分断，重合器再次重合，就恢复了线路的供电。 一般装设在重合器之后或重合器与熔断器之间。 电流配合范围很广。（只须监测是否超过指定电平的电流）,四、就地控制的馈线自动化,1、重合器与电压-时间型分段器配合 （1）辐射状网的故障隔离,图7-29，30,A为重合器，整定为一

16、慢一快（重合时间） 第一次重合：15s 第二次重合：5s B、D、E：分段器，X=7s C：分段器，X=14s 所有分段器Y=5s c处永久性故障,图7-29，30,发展过程： C处永久性故障 A分闸，线路失压，B，C，D，E各分段器分闸 15s，A第一次重合 7s后,B合,不闭锁 7s后,D合,不闭锁 B合闸后14s，C合闸，A再次跳闸 由于C合闸后未达到Y时限，线路再次失压，因此C闭锁于分闸 5s后，A第二次重合 再次重复其他分段器合闸过程。,1、重合器与电压-时间型分段器配合 （2）环网开环运行时的故障区段,图7-31，32,A为重合器，整定为一慢一快 第一次重合：15s 第二次重合：5

17、s B、C、D：分段器，X=7s E为联络开关，设为第二种功能（常开），X=45s，Y=5s。 c处永久性故障,图7-31，32,发展过程： A分闸，线路失压，各分段器开闸，E计数器启动。 15s，A第一次重合 7s后，B合，不闭锁 7s后，C合 A再次跳闸，C闭锁开闸状态。 5s后，A重新合闸，7s后，B合闸。 从A第一次分闸45s后，E合闸。 7s后D合闸，另一侧重合器跳开，失压，D、E跳闸，但D闭锁，E不闭锁（7s5s）。 E第二次合闸。,五、馈线FTU,（1）概述 类似于RTU在输电网监控中的作用 体积小、数量多，可安置在户外馈线电线杆上。 单个FTU采集数据量小，通信速率要求低 可靠

18、性要求高。 有些FTU无通信通道，须人工采集。 （2）功能 三遥：遥信、遥测、遥控功能+统计 对时（GPS）、事件顺序功能（SOE）、事故记录 定制远方修改和召唤定值 自检及自恢复功能 远方控制闭锁和手动操作 远程通信 可选：电度采集、微机保护、故障录波,六、区域工作站 七、远方控制的馈线自动化 八、就地与远方并存控制的馈线自动化,图7-37,一、概述 变电站综合自动化是将变电站的二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远东装置等）经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制

19、和保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。 配电变电站： （1）不必考虑系统稳定。 （2）量大面广的馈线开关体积小，易于与二次自动化设备组合成一体，构成综合性，集成型设备。,第四节 变电站无人化和综合自动化,传统变电站面向“功能”的设计 将变电站内分成保护、监控、录波、计费、通信、远动等不同种类的功能分别设计各自的系统,二、变电站自动化的设计思想变迁,综合自动化变电站面向“间隔（对象）”的设计 将变电站内分成主变、出线、母线、母联、分段开关等不同种类的间隔分别设计各个间隔的综合系统,传统变电站综合自动化变电站设计思想的改变 由“条条”到“块块”的改变,三、变电站综合自动化 （一）基本功能 1

20、、监控子系统 2、微机保护子系统 3、电压、无功综合控制子系统 4、低频减载及备用电源自投控制子系统 5、通信子系统,第四节 变电站无人化和综合自动化,三、变电站综合自动化 （二）变电站综合自动化系统的特点 1、功能综合化 2、分级分布式多CPU的系统结构 3、测量显示数字化 4、操作监视屏幕化 5、运行管理智能化,第四节 变电站自动化和综合自动化,（三）变电站综合自动化系统的结构形式 1、集中式的结构形式：集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量信息，集中进行计算和处理，再分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制功能。 图7-39,第四节 变电站自动化和综合自动化,2、分层分布式系统集中组屏的

21、结构形式 通常分为3层：变电站层、单元层（间隔层）和设备层 图7-40,第四节 变电站自动化和综合自动化,设备层： 指站内一次设备。 单元层： 按断路器间隔划分 包括测量、控制部件或继电保护部件。 本身就由各种单元装置组成。 变电站层：通常包括全站性的监控主机、远动通信机等。 单元层与变电站层通信：现代多数采用现场总线或局域网。,2、分层分布式系统集中组屏的结构形式 通常分为3层：变电站层、单元层（间隔层）和设备层 图7-40,第四节 变电站自动化和综合自动化,特点： 分层分布式，按照间隔配置，各间隔按功能划分。 继电保护相对独立。 具有和系统控制中心通信的能力，可以不必另设独立RTU。 模块

22、化结构，可靠性高。 集中组屏放在控制室内，工作环境好，电磁环境优于开关柜附近。,3、分布分散式与集中相结合的结构 高压线路保护和变压器保护配置，集中组屏。 配电线路保护和测控单元分散安装在开关柜附近。 图7-43,第四节 变电站自动化和综合自动化,优点： 简化变电站二次配置，缩小控制室。 减少设备安装工作量 简化了变电站内接线。 可靠性高，组态灵活，检修方便。,保护下放,节省大量电缆。 节省占地和现场施工时间（特别是集装箱小间）。 大大减少CT负担。 便于扩建。 必须做到装置基本免维护。,国 内 某 变 电 站 500KV 保 护 小 间,66KV 户 外 保 护 柜,不加控制的负荷曲线不平坦

23、，若要满足尖峰负荷，则会造成发电容量的巨大浪费；若按基本负荷安排，则会造成拉闸断电，同样造成巨大经济损失。 负荷控制和需方用电管理的目的就是削峰填谷，使负荷曲线变得平坦，既能满足负荷需求，又能使现有电力设备得到充分利用。,第五节 负荷控制和需方用电管理,第五节 负荷控制和需方用电管理,第五节 负荷控制和需方用电管理,（一）概述 包括： 1、自动绘图AM 2、设备管理FM 3、地理信息系统GIS 配电系统的数据模型： 1、设备层 2、地理层 3、物理层 4、拓扑层 其中设备层是最基础的，由设备管理系统支持，提供DMS所需的全部设备信息。地理层则由地理信息系统能够支持，提供上述设备的地理位置信息。,第六节 配电图资地理信息系统,（二）应用 包括： 1、AM/FM/GIS系统在离线方面的应用 设备管理系统中的应用 用电管理系统中的应用 在规划设计上的应用 2、AM/FM/GIS系统在在线方面的应用 反映配电网的运行状况 在线操作 3、AM/FM/GIS系统在投诉电话热线中的应用 结合DMS中的“故障定位与隔离”功能，结合设备的地理信息确定故障的实际地理、街道等位置。,第六节 配电图资地理信息系统,