FDR-113FB智能配电终端运行规程

IDA-5101智能配电终端运行规程IDA-5101智能配电终端运行规程 1、总则1.1、随着智能电网建设的深入推进和电力工业的迅速发展，用户对供电质量和供电可靠性要求越来越高，这就需要电力部门提供安全、经济、可靠和高质量的电能。为了加强吴忠城网智能配电终端的运行管理，提高吴忠城市电网供电安全稳定运行水平，确保电网可靠运行，特制定本规程。1.2、本规程适用于吴忠城网各环网柜、分支箱相对应的智能配电终端。吴忠城网各级自动化管理人员、调试人员、调度人员及配电运维人员应熟悉本规程有关条文并严格执行。1.3、在执行本规程过程中，若发现有与上级相关规程规定不一致，或发现问题，应及时配电自动化班组联系，由配电自动化班人员协调解决。1.4、本规程修订权、解释权属于国网吴忠供电公司输电运维组配网自动化班。1.5、本规程自公布之日起生效。2、装置概述智能分段真空断路器成套装置安装于10KV馈线主干线或大分支线上，设备安装投运后，能够根据设定的技术参数和变电站保护参数相配合，自动切除单相接地故障和相间短路故障，执行二次重合闸，完成线路故障检测、隔离及非故障区段恢复供电功能。控制器预留通信接口，可实现除GPRS通信方式之外的CDMA、3G、光纤及载波有线方式通信，适应多通信方式的后台实时状态监视及远方遥控功能。3、控制器操作4、定值设定10KV馈线或设备的故障主要有相间短路和单相接地两种类型，控制器对这两种故障分别进行处理。相间短路故障的处理：故障点现场定值设置情况 保护处理负荷侧上级保护动作定值及动作时限大于分段断路器保护动作值分段断路器跳闸，上级保护不动作上级保护动作定值及动作时限小于分段断路器保护动作值不与上级速断保护或过流保护动作电流定值和动作时限配合，分段断路器与上级保护同时动作，直接切除短路故障（上级保护断路器可能保护动作也可能不动作，若上级保护先动作，则主干线瞬时停电，需上级保护自动重合闸恢复主干线的供电）电源侧分段开关没有故障电流通过，不动作单相接地的故障处理： 故障性质及故障点 保护处理单相接地故障中性点不接地系统负荷侧中性点经消弧线圈接地系统负荷侧经延时判定为永久性接地后先于上级保护动作跳闸中性点不接地系统电源侧中性点经消弧线圈接地系统电源侧不动作中性点经小电阻接地系统负荷侧先于上级保护动作跳闸中性点经小电阻接地系统电源侧不动作4.1定值窗 用户可通过控制器的定值窗设定或修改下述定值： 1）相间I段短路保护电流定值； 2）相间I段短路保护延时时间； 3）相间II段短路保护电流定值； 4）相间II段短路保护延时时间； 5）零序（接地故障）电流保护定值； 6）零序（接地故障）保护延时时间； 7）一次自动重合闸延时时间； 8）二次自动重合闸延时时间。 定值窗没有列出的参数，可通过测试维护软件设定，具体参数如： 1）链路地址、波特率、奇偶校验 2）重合闸复归时间 3）遥信、遥测个数 4）模拟量校正系数4.2定值表 打开定值窗盖后，可见定值窗盖上贴有定值对照表。通过改变定值拨码可设定或修改上述8种保护定值。 定值设定可在控制器无电的状况下修改，也可在控制器带电运行的状况下修改。当拨码数值大于定值表中的最大拨码档位时，控制器将按最大档位取值。4.3定值选择 1）相间速断、过流定值和零序保护定值的选择：仅与分段断路器负荷侧的线路状况（负荷侧容量、线路长度以及是架空线路还是电缆）和下级保护的配合相关。按下表进行选择。 零序保护电流定值计算仅依据分段断路器负荷侧的架空线或电缆对地电容值，下表为概算后乘安全系数后的结果。用户可根据分段断路器负荷侧线路的实际情况自行计算。如分段断路器负荷侧线路既有架空线也有电缆，则将两者对地电容计算值相加。 安全系数选1.53之间（建议在定值较小时安全系数取大一些，在定值较大时，安全系数可取小一些）。相间速断、过流保护延时定值的设置需考虑与上级速断、过流保护的配合。零序保护延时定值的设置需考虑与上级零序保护的配合。2） 控制器一次、二次自动重合闸延时时间的设置，需结合馈线自动化保护方案和用户的需求进行。5、运行、维护5.1投入运行的步骤 第一步：检查 1）检查并确认断路器本体合闸位置（指针在合位），储能位置（手柄在“合闸后储能”位置）； 2）目视检查控制器外观，无异声、异味和其他构造上异常； 3）目视检查确认控制电缆和接地线连接正确可靠； 4）检查并确认整定值是否符合应用要求； 5）检查并确认控制器的控制旋钮手柄在自动位置。 第二步：送电 上述各项检查确认后可执行线路送电，线路送电后，检查控制器外部告警指示灯应在熄灭状态。 必要时可开启控制器定值设定窗，检查设定窗面板上的各指示灯指示情况：TV指示灯亮、合闸指示灯亮、储能指示灯亮、运行指示灯间歇亮，其余各指示灯应熄灭。检查完毕应锁紧定值设定窗小盖。定值窗检查1） 对照定值表检查拨码号对应的定值设定是否正确。2） 检查发光二极管指示是否是表中所示正常状态。3） TV指示灯亮（绿色）表示开关外置电压互感器（PT）有正常电压输出，灭表示无电压输出，在确认线路有电时，可判定设备异常。4） 合闸指示灯亮（绿色）表示分段断路器本体处于合位。5） 储能指示灯亮（绿色）表示分段断路器本体处于已储能状态。6） 运行指示灯间歇亮（绿色），约1Hz表示装置运行正常，长亮、长灭、快闪均表明装置异常；7） 异常、接地、短路、闭锁指示灯如出现长亮（红色）均属异常。5.2控制器的告警指示复位 下图所示三种方式可使控制器告警指示复位。5.3通信5.3.1局端数据监测及站端数据监测 1）控制器均具有串口通信功能，根据电力部门设计的通信方式选配对应的通信模块和建立局端数据监测站后即可实现远方数据监测。 2）局端数据监测站可由1台PC机安装测控系统软件构建，可通过GPRS、CDMA、手机GSM短信转发、或有线方式对控制器进行通信、管理； 3）控制器的GPRS、CDMA等通信模块固定安装在控制器检查盖内部。！提示：通信接口介质依据产品规格型号进行配置。5.3.2通信功能描述及参数 1）站端（控制器）可实时发送数据到局端（监控系统）。 2）上传数据可反映线路发生故障的时间。 3）上传数据可反映设备状态改变的时间，如开关变位、手柄操作等。 4）通过读历史数据可读取就地存储遥信SOE记录60条，就地存储故障告警遥测SOE记录220条（装置掉电保存），SOE数据能识别开关变位时是自动操作还是手柄操作。 5）变位信息发生时能主动上送。 6）可接收远方遥控命令，实现对开关的远方操作。5.3.3通信设置有内置GPRS/CDMA无线通讯模块时，安装、设置如下： 1）安装SIM卡于SIM卡座上。 2）设置GPRS/CDMA无线通讯模块的通讯参数-本地串口设置、工作模式设置、拨号参数设置、企业网关设置、多IP数据中心、扩展参数相关设置、其他配置等参数。 3）启动相应的无线模块参数配置软件进行相应设置。 4）启动控制器设置软件设置控制器的通讯参数-链路地址、通信速率、校验方式、终端类型配置、遥信消抖时间、电压比例系数、电流比例系数（如下图）。6、设备异常处理 分段断路器在使用中，如出现不明的状况，用户请对照下表查找原因及进行处理。现象原因调查处理方法告警灯闪亮，分段断路器在分位是否因故障引起分段断路器保护动作并闭锁？检查变电站出线是否有故障记录，如有则判定为分段断路器负荷侧有接地故障或短路故障且已成功隔离。上级保护跳闸，分段断路器在合位是否电源侧主干线其他段引起上级保护跳闸？如上级保护跳闸因电源侧主干线引起，则判定分段断路器运行正常。如确认上级保护跳闸因本分段断路器负荷侧故障引起，则可能是保护定值设定不正确。分段断路器经常自动分闸是否负荷侧有频发故障？如确认分段断路器负荷侧无频发接地故障，应检查定值设定，可能对负荷侧线路长度估算不足、设定值偏小，应调整设定值。！控制器产品在出厂时已经过严格的试验检验，但仍有可能在复杂的运行现场环境中出现不可预测运行故障，如经检查出现下述情况之一时，应进行整体更换：*受外力冲击造成控制器严重密封不良。*确认控制器已接入电源而无状态指示或状态指示严重错误。*在确认保护定值设定正确而又出现保护拒动时。！断路器本体内置的电流互感器均有防开路保护措施，且电流电缆在拔出控制器插座时能自动短接，因此允许控制器带电进行更换，但应有制造厂技术人员到场指导。4. 遥信表定义序号信息体地址 名称ON（2） OFF（1）备注000001H装置故障有无010002H开关位置合分020003H储能位置有无030004H接地报警有无040005H过流报警有无050006H保护动作标志有无060007H重合闸动作标志有无070008H电池欠压告警有无080009H电池活化状态有无09000AH速断告警有无10000BH遮断闭锁标志有无11000CH闭锁合闸标志有无12000DH闭锁分闸标志有无13000EHUab电压状态有无14000FHUbc电压状态有无150010H有压延时合闸标志有无160011H遥控动作标志有无17 0012H手柄复位/合有无180013H手柄分有无190014开关分异常标志有无200015开出自检反馈标志有无210016备用有无220017备用有无230018备用有无*根据具体配置参数上送相应遥信点数，默认配置参数，只上送前个遥信。6 遥测表定义序号信息体地址名称数据长度倍率备注004001H线电压Uab2100014002相电流Ia21000024003相电流Ib21000034004相电流1000044005零序电流1000054006线电压Ucb2100064007备用1000074008备用1000084009备用100009400频率10010400直流电压100011400拨