海南配网自动化培训0507.docx

海南配网自动化方案培训2017年5月海口目 录一、相关定义及名词解释3二、海南地区自动化配置原则6（一）城镇地区架空网6（二）农村地区架空网7（三）城镇地区电缆网8三、自动化设备的配置要求10四、配电自动化设备电源配置方案12五、部分自动化设备131、馈线终端132、站所终端133、配电变压器监测终端144、故障指示器远传终端145、智能跌落15六、典型配置方案17一、相关定义及名词解释1、 城镇地区：海口三亚除了中心城区之外的市区及各市县县城区域。2、农村地区：海口三亚除了中心城区和城镇地区之外的区域。各市县除了县城之外的区域。3、配电自动化：配电自动化是以一次网架和设备为基础，综合运用计算机技术、自动控制技术、电子技术、通信技术，实现对配电网的监测与控制。4、配电自动化主站：主要实现配电网数据采集与监控等基本功能和电网分析应用等扩展功能。5、配电自动化远方终端：配电自动化远方终端（简称配电终端）安装在中压配电网的各种远方监测、控制单元的总称。主要包括馈线终端（FTU）、站所终端（DTU）、配电变压器监测终端（TTU）及故障指示器远传终端等。采用通信通道，完成数据采集和控制等功能。6、馈线终端（FTU）：安装在配电网馈线回路的柱上开关等处并具有遥信、遥测、遥控等功能的配电终端。7、馈线终端（DTU）：安装在配电网馈线回路的开关站、配电站等处，具有遥信、遥测、遥控等功能的配电终端。8、故障指示器远方终端：以故障指示器为基础的一遥或二遥配电终端，实现故障指示器的状态和（或）测量信息的采集和上传。（故障指示器通过检测线路电流、电压的变化或注入的工频特征信号，来识别故障特征，从而判断是否给出故障指示。按照使用场合不同，故障指示器又细分为电缆型故障指示器和架空型故障指示器。原则上每回10kV线路主干线环进环出及出线处可设置一套三相-零序电缆故障指示器，均接入同一台通信终端，实现故障指示自动定位和信息远传。电缆型故障指示器的通信终端采用PT或CT供电方式，也可就近从配变或市电取AC220V电源作为工作电源。）电缆型故障指示器安装原理图9、馈线自动化（FA）：利用自动化装置或系统，监测配电线路的运行状况，实现配电线路的故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电。10、一遥：指具有遥信功能，即开关位置和故障信息等。11、二遥：是指具有遥信和遥测功能，即开关位置、线路电流等。12、三遥：是指同时具有遥信、遥测和遥控功能。13、电压电流型馈线自动化是指以失压分闸、故障电流闭锁合闸的一种就地式馈线自动化，主要有不依赖通信和基于对等通信两种工作模式。不依赖通信模式：当线路发生故障时， 变电站馈出线开关保护跳闸并首次重合闸，自动化开关来电延时合闸，利用故障电流闭锁合闸，自动判断与隔离故障区段，变电站开关保护跳闸并二次重合闸，非故障区域前段恢复送电。基于对等通信模式：当线路发生故障时，变电站馈出线开关保护跳闸后，延时5秒启动重合闸，期间配网线路上自动化开关的配电自动化终端相互通信共享采集到的故障信息，确定并控制故障两侧最近的开关分闸，隔离故障，变电站开关延时5秒后重合闸，非故障区域前段恢复送电。14、就地型馈线自动化具备的优点：可自适应线路运行方式变化，不用调整保护定值，减少运维工作量，特别是在恶劣天气下线路大面跳闸时，可实现不依赖主站介入的快速就地自动隔离故障，大大减轻了配调人员的工作强度。就地型馈线自动化主要分为电压电流型和智能分布式两种。15、电压型负荷开关功能 延时合闸功能。当开关两侧失压（变电站出线断路器分断后），脱扣自动快速分闸，当开关一侧有压延时合闸。 闭锁合闸功能。若合闸之后在设定时限之内失压，则自动分闸并闭锁合闸。若没有检测到失压，则分闸不闭锁合闸。 闭锁分闸功能。若合闸之后在设定时间之内没有检测到失压，则闭锁分闸功能，延时设定时间后闭锁复归。16、电压电流型负荷开关功能 延时合闸功能。当开关两侧失压（变电站出线断路器分断后），脱扣自动快速分闸，当开关一侧有压延时合闸。 闭锁合闸功能。若合闸之后在设定时限之内失压，且检测到故障电流，则自动分闸并闭锁合闸。若未检测到故障电流，则分闸不闭锁合闸。 闭锁分闸功能。若合闸之后在设定时间之内未检测到故障电流，则闭锁分闸功能，延时设定时间后闭锁复归。17、联络负荷开关功能 失压分闸功能。当开关两侧失压后，则脱扣快速自动分闸。 两侧有压闭锁功能。开关两侧有压，闭锁合闸。 一侧失压延时合闸功能。当开关一侧失压时，延时设定时间后自动合闸二、海南地区自动化配置原则（一）城镇地区架空网线路主联络开关、关键分段开关配置“电压-时间”型负荷开关，与变电站出线开关重合闸配合判断并隔离故障。故障率较高的分支线配置“电压-电流”负荷开关，确保主干线的供电可靠性。按照线路故障发生率配置一定数量的二遥故障指示器，采集故障信息及分支线运行负荷。1主干层：采用“电压-时间”逻辑。当线路出现故障时，变电站10千伏出线跳闸，切断故障电流，通过逐级延时合闸送电，判断故障段位置并发出闭锁信号，从而自动隔离故障段线路，并恢复非故障段线路供电。2分支层：采用“电压-电流”逻辑。当分支层线路出现故障时，故障线路所属的馈出开关根据过流信号触发启动，同时变电站10千伏出线跳闸，切断故障电流；故障线路馈出开关再根据线路无压无流的状态自动脱扣，从而自动隔离故障段线路；一定延时后，主干层逐级延时合闸，恢复非故障段线路供电。CB：带时限保护（限时速断，过流和零序）的馈线出线断路器。F1F3：“电压-时间”型“三遥” 分段负荷开关。FB1 FB2：“电压-电流”负荷开关L1：“三遥” 联络负荷开关（二）农村地区架空网主干线路中段加装1台断路器，配合增加一级电流速断保护和零序保护，缩小故障停电范围、减少故障停电时间；故障率较高的大分支线配置“电压-电流”负荷开关，故障率较高的小分支线配置智能跌落分段器，确保主干线的供电可靠性。按照线路故障发生率配置一定数量的二遥故障指示器，采集故障信息及分支线运行负荷。1主干层：采用级差保护。合理设定变电站10千伏出线断路器、主干线分段断路器的速断保护动作时间级差，当线路后段出现故障时，分段断路器优先于变电站10千伏出线跳闸，切断故障电流，自动隔离故障段线路。 2分支层：采用“电压-电流”逻辑。当分支层线路出现故障时，故障线路所属的馈出开关根据过流信号触发启动，同时，变电站10千伏出线断路器或者主干线分段断路器保护跳闸，切断故障电流；故障线路馈出开关再根据线路无压无流的状态自动脱扣，从而自动隔离故障段线路；一定延时后，主干层断路器延时合闸，恢复非故障段线路供电。 CB为变电站出口断路器。 FB为智能断路器。 K1为智能跌落分段器。 FS1为“电压-电流”负荷开关 GZ1 GZ4为故障指示器。（三）城镇地区电缆网1、主干节点主进线开关，配置“电压-时间”负荷开关，与变电站出线开关重合闸配合判断并隔离故障。主干节点上的开关柜，配置电缆型故障指示器。分支线馈出开关，配置“电压-电流”负荷开关。当分支层线路出现故障时，故障线路所属的馈出开关根据过流信号触发启动，同时变电站10千伏出线跳闸，切断故障电流；故障线路馈出开关再根据线路无压无流的状态自动脱扣，从而自动隔离故障段线路；一定延时后，主干层逐级延时合闸，恢复非故障段线路供电。主干节点主进线开关，配置“电压-电流”负荷开关。 主干节点主进线开关，配置“电压-时间”负荷开关。 2、对于B类供电区现有电缆线路、C类供电区域现有及新建的10kV电缆线路的环网柜，选择关键分段点，线路联络点、大支线处配置带远传功能的故障指示器。三、自动化设备的配置要求1、故障指示器基本功能对于电缆线路及架空线路建设的故障指示器应具备以下功能要求：（1）故障指示器可安装在电力线路上，能够检测电流（和电压）、判断是否有故障电流流过安装点，并就地显示和通过网络传输故障指示信号。（2）故障指示信号包括短路故障和单相接地指示信号故障。指示信号可以是翻牌指示或（和）闪灯指示，闪光间隔不大于5秒钟，而且可以输出无线编码信号。（3）指示器应具有延时自动复位（手动复位）的功能；自动复位时间可由用户指定，出厂前设定，短路故障指示器默认是24小时，接地、面板故障指示器默认是24小时。所有类型指示器返回时间误差不大于10%。（4）故障指示器采用微功耗设计。（5）短路故障检测灵敏度：自动适应负荷电流和变电站出线保护定值（速段/过流大于150A,延时时间小于3S，重合间隔大于0.2S），整定值可设。接地故障检测灵敏度：零序电流大于1.1倍整定值应可靠动作，整定值可设。2、电压型或电流电压混合型开关成套设备1）本规划选取电压型开关成套设备，即电压-时间型就地重合器方式所采用的成套设备。2）设备可安装于架空线路上，具有遥测、遥信、遥控的功能，能检测线路电压、线路电流；3）设备具有数据通信功能，光纤通信模块能与监控主站进行通信，实现故障信息上报、和线路设备信息的实时上送。4）开关在分闸且无闭锁状态时，当其电源侧来电，延时合闸，延时值可设定；当延时时间内失压，则设置反向闭锁；当延时时间内检测到受电侧瞬时电压，则设置正向闭锁，开关不关合；5）开关合闸确认时间内（可设定），若检测到线路失压，则设置合闸闭锁；6）线路失压时，若开关电流值未超出及分断能力，则开关自动分闸；7）当开关自动分闸且设置闭锁后，线路从其闭锁侧再来电时，开关不会延时自动关合；8）线路正常时，设备可接收监控主站下发的分合闸命令，并执行开关分合闸，也可进行就地控制操作和开关操作杆手动操作实现开关分合闸；9）设备具有装置自检功能，装置异常状态下，可上送异常信息并闭锁其控制输出；10）设备具有参数设置功能，可就地或远方设定或更改其工作模式和控制参数。四、配电自动化设备电源配置方案从实际需求和长远规划综合考虑，配电自动化设备电源按以下方案配置：1、架空线路智能开关与配电终端FTU成套安装，装置电源、主干线分段开关电源配置为两侧PT，分支线分界开关电源配置要求为内置电源侧单侧PT，综合考虑电源的稳定性和使用寿命，备用电源采用超级电容器。目前架空PT（非柱上开关内置）安装运行数量较少，故障情况较少，可采取架空PT两侧加装避雷器方式避免PT遭受过电压而发生故障。2、架空线路配置的带有远传功能的故障指示器，其主电源采用太阳能板光伏取电，也可单相CT取电即采用带电作业更换绝缘子方式将普通绝缘子更换为带单相取电CT的绝缘子，在负荷电流不满足要求时可考虑采用PT取电，备用电源采用超级电容。3、对于电缆线路开关站，优先考虑增加线路PT取电，如果电源点离开关站距离较近，具备公用变压器取电条件的，可考虑公用变压器取交流220V电源。4、在站所具备直流屏的情况下，配电终端的主电源应优先采用直流屏供电，不配置独立备用电源。五、部分自动化设备1、馈线终端安装在配电网馈线回路的柱上开关等处并具有遥信、遥测、遥控等功能的配电终端。与馈线开关配合使用。一般海南现在不采用老开关配FTU的改造方式。2、站所终端安装在配电网馈线回路的开关站、配电站等处，具有遥信、遥测、遥控等功能的配电终端。3、配电变压器监测终端用于配电变压器的各种运行参数的监视、测量的配电终端。4、故障指示器远传终端以故障指示器为基础的一遥或二遥配电终端，实现故障指示器的状态和（或）测量信息的采集和上传。5、智能跌落与重合器(或具有重合闸功能的断路器)配合使用，自动隔离故障区段，使无故障区段正常运行的自动保护开关。分段器具有记忆复位功能，即分段器能够记住故障电流出现次数的时间(记忆时间)，分段器每次计数后，恢复到计数前初始状态所需要的时间(复位时间)。分段器自动跌落分闸必需具备三个条件：第一、故障电流超过整定的额定启动电流值；第二、计数次数达到整定值(1、2、3、4次)；第三、线路失压，线路电流低于300 mA，三者缺一不可，才能自动分闸。FDK系列户外交流高压三相连动跌落式自动分段器采用微电脑控制及操作分闸机构。无须外加辅助电源。六、典型配置方案1、电压-电流型电压-电流型馈线自动化为就地重合器方式中的一种。适用于配网架空、架空电缆混合网的任一种接地系统（中性点经小电阻、消弧线圈接地或不接地系统）的单辐射、单环网等网架。主干线分段开关、分支线开关和联络开关配置配电自动化终端与变电站出线断路器或上级分段断路器保护和重合闸配合，依靠配电自动化终端自身的电压-时间和故障电流复合判据实现故障隔离和非故障区间的快速恢复供电。典型接线图如下图所示：其中：CB：变电站出口断路器；FB1：主干线分段断路器；FS1-FS2：主干线分段负荷开关；FB2：分支线断路器；LS：联络开关。a) 主干线分段负荷开关配电自动化终端功能要求1) 可采集三相电流、三相电压，具备电压-时间的时序逻辑判别和故障过流记忆判别的复合判据闭锁控制功能。2) 失压分闸功能：当开关两侧失压且无电流流过（断路器分断后），脱扣快速自动分闸，当开关一侧有压后延时合闸。3) 闭锁合闸功能：若合闸之后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸。4) 闭锁分闸功能：若合闸之后在设定时间内没有检测到故障电流，则闭锁分闸功能，延时后闭锁复归。b) 主干线分段断路器配电自动化终端功能要求在主干线设置分段断路器后，将主干线分为两段，第二分段发生故障由主干线分段断路器自动切除，可以有效躲避瞬时性故障，相当于减少了50变电站出线断路器的跳闸，同时缩小了故障引起的停电范围，保障了上一级线路的正常供电。配套配电自动化终端应具有如下功能：1) 可采集三相电流、三相电压，配备速断、过流、零序保护。2) 具有二次重合闸功能。3) 闭锁二次重合闸功能：一次重合闸后在设定时间内检测到故障电流，保护动作跳闸，则闭锁二次重合闸功能。4) 具备失压分闸、一侧有压延时合闸功能。5) 具备闭锁合闸功能：若合闸之后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸。c) 分支线断路器配电自动化终端功能要求在大的分支线设置断路器，在分支线发生故障由分支线断路器自动切除，可以有效躲避瞬时性故障，避免引起主干线路停电及变电站出线断路器跳闸，缩小故障引起的停电范围，保障了上一级线路的正常供电。配套配电自动化终端应具有如下功能：1) 可采集三相电流、三相电压，配备速断、过流、零序保护。2) 配电自动化开关分闸时间在50ms以内。d) 联络开关配电自动化终端功能要求1) 可采集三相电流、开关两侧三相电压，具备闭锁合闸功能：当开关两侧有压时，开关分闸且闭锁合闸。2) 失压合闸功能：当开关一侧失压，开关另一侧有压，则延时后合闸。e) 互感器配置要求PT、CT配置应满足10kV柱上真空断路器成套设备技术规范（Q/CSG1203014-2016）及10kV柱上真空负荷开关自动化成套设备技术规范（Q/CSG1203015-2016）相关要求。f) 配电自动化终端功能要求1) 具备电压时间的时序逻辑判别和故障电流过流记忆判别的复合判据闭锁控制功能。2) 配备速断、过流、零序保护和重合闸功能。3) 若应用于小水电上网线路时，配置过电压保护功能，即在设定时间内检测到线路电压超出过电压保护整定值时输出分闸控制信号。g) 保护配合要求执行南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程（Q/CSG110037-2012）及继电保护整定相关规范标准要求，根据具体接线和保护配置要求设置定值。h) 电源配置要求应统筹考虑配电自动化设备、通信设备及开关操作对电源容量的需求，合理选择工作和后备电源。1) 主干线分段开关两侧各配置一台取电PT，首个分段开关仅在电源侧配置。电源侧配置三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT，负荷侧配置单相PT，容量均为500VA、变比10/0.22，一次侧配置保护熔丝；2) 分支线开关只需在电源侧配置一台三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT供电，一次侧配置保护熔丝；3) 联络开关两侧各配置一台三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT供电，一次侧配置保护熔丝；4) 配电自动化终端后备电源可选用锂电池或免维护的超级电容。其容量满足工作电源掉电后，维持配电自动化终端持续8小时正常工作及3次以上开关分合闸操作。后备电源采用超级电容时，其容量应保证在交流失电后保证装置正常工作15分钟以上，确保故障信息传输至主站端。i) 配电自动化信息主站系统接入通过无线公网等通信方式，配电自动化终端将开关动作、电流电压越限告警和故障信号等配网实时信息上传至配电自动化主站。2、电压-时间型电压-时间型馈线自动化为就地重合器方式中的一种。适用于配网架空、架空电缆混合网线路的单辐射、单环网等网架。主干线分段负荷开关配套配电自动化终端与变电站出线断路器保护、重合闸配合，依靠配电自动化终端自身电压-时间逻辑判断功能实现故障隔离和非故障区间的恢复供电。典型接线图如下图所示：其中：CB1CB2为变电站出线断路器；FS1FS5为主干线分段开关、分支线负荷开关；LS为联络开关。a) 主干线分段（分支线）负荷开关配电自动化终端功能要求1) 可采集三相电流、三相电压、零序电流，具备电压-时间的闭锁逻辑控制功能。即当开关两侧失压后自动分闸，当开关一侧有压后延时合闸。2) 开关具备非遮断电流保护功能，开关失电后延时分闸、得电延时合闸功能、单侧失压延时合闸、双侧有电压开关合闸逻辑闭锁和闭锁合闸功能。3) 闭锁合闸功能：若合闸之后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸。4) 若应用于小水电上网线路时，配置过电压保护功能，即在设定时间内检测到线路电压超出过电压保护整定值时输出分闸控制信号。b) 联络开关配电自动化终端功能要求1) 可采集三相电流、开关两侧三相电压，具备闭锁合闸功能：当开关两侧有压时，开关分闸且闭锁合闸。2) 失压合闸功能：当开关一侧失压，开关另一侧有压，则延时后合闸。c) 主干线分段断路器配电自动化终端功能要求若在主干线设置分段断路器，配套配电自动化终端应具有如下功能：1) 可采集三相电流、三相电压，配备速断、过流、零序保护。2) 具有二次重合闸功能。3) 闭锁二次重合闸功能：一次重合闸后在设定时间内检测到故障电流，保护动作跳闸，则闭锁二次重合闸功能。4) 具备失压分闸、一侧有压延时合闸功能。5) 具备闭锁合闸功能：若合闸之后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸。d) 互感器配置要求PT、CT配置应满足10kV柱上真空断路器成套设备技术规范（Q/CSG1203014-2016）及10kV柱上真空负荷开关自动化成套设备技术规范（Q/CSG1203015-2016）相关要求。e) 保护配合要求执行南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程（Q/CSG110037-2012）及继电保护整定相关规范标准要求，根据具体接线和保护配置要求设置定值。f) 电源配置要求应统筹考虑自动化设备、通信系统及开关操作对电源的需求选择工作和后备电源。1) 主干线分段开关两侧各配置一台取电PT，首个分段开关仅在电源侧配置。电源侧配置三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT，负荷侧配置单相PT，容量均为500VA、变比10/0.22，一次侧配置保护熔丝；2) 分支线开关只需在电源侧配置一台三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT供电，一次侧配置保护熔丝；3) 联络开关两侧各配置一台三相-零序一体型PT（若需监测零序电压）或单相PT供电，一次侧配置保护熔丝；4) 配电自动化终端后备电源宜采用免维护的超级电容。其容量应保证在交流失电后保证装置正常工作15分钟以上，确保故障信息传输至主站端。g) 配电自动化信息主站系统接入通过无线公网等通信方式，配电自动化终端将开关动作、电压越限告警和故障信号等配网实时信息上传至配电自动化主站。3、电流级差保护方式电流级差保护方式是通过主干线分段断路器、分支线分界断路器设备实现线路故障分级处理的一种方式，适用于配网架空、架空电缆混合网以及电缆线路。可独立配置，也可结合集中控制型、电压-电流型、电压-时间型混合应用。独立配置典型接线图如下图所示：其中：CB1：变电站出口断路器；FB1：主干线分段断路器；ZB1-ZB2：分支线分界断路器； LS：联络开关。a) 主干线分段断路器配电自动化终端功能要求在主干线设置分段断路器后，将主干线分为两段，第二分段发生故障由主干线分段断路器自动切除，可以有效躲避瞬时性故障，相当于减少了50变电站出线断路器的跳闸，同时缩小了故障引起的停电范围，保障了上一级线路的正常供电。配套配电自动化终端应具有如下功能：1) 可采集三相电流、三相电压，配备速断、过流、零序保护。2) 具有二次重合闸功能。3) 闭锁二次重合闸功能：一次重合闸后在设定时间内检测到故障电流，保护动作跳闸，则闭锁二次重合闸功能。4) 具备失压分闸、一侧有压延时合闸功能。5) 具备闭锁合闸功能：若合闸之后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸。b) 分支线断路器配电自动化终端功能要求在大的分支线设置断路器，在分支线发生故障由分支线断路器自动切除，可以有效躲避瞬时性故障，避免引起主干线路停电及变电站出线断路器跳闸，缩小故障引起的停电范围，保障了上一级线路的正常供电。配套配电自动化终端应具有如下功能：1) 可采集三相电流、三相电压，配备速断、过流、零序保护。2) 配电自动化开关分闸时间在50ms以内。c) 联络开关配电自动化终端功能要求3) 可采集三相电流、开关两侧三相电压，具备闭锁合闸功能：当开关两侧有压时，开关分闸且闭锁合闸。4) 失压合闸功能：当开关一侧失压，开关另一侧有压，则延时后合闸。d) 互感器配置要求PT、CT配置应满足10kV柱上真空断路器成套设备技术规范（Q/CSG1203014-2016）及10kV柱上真空负荷开关自动化成套设备技术规范（Q/CSG1203015-2016）相关要求。e) 配电自动化终端功能要求1) 具备电压时间的时序逻辑判别和故障电流过流记忆判别的复合判据闭锁控制功能。2) 配备速断、过流、零序保护和重合闸功能。3) 若应用于小水电上网线路时，配置过电压保护功能，即在设定时间内检测到线路电压超出过电压保护整定值时输出分闸控制信号。f) 保护配合要求执行南方电网10