珠海供电分公司配网自动化系统实施方案介绍

1、2005版权所有姬旭配电网分公司，姬旭配电网分公司珠海供电分公司配电自动化系统实施方案介绍，内容，1。珠海城市配电网概述，2。当前项目概述，3。配电自动化系统，5。当前项目的通信系统，4。主要设备和终端设备的配置，6。总结，1。珠海城市配电网概述。变电站下有36个开关站；变电站有405条10kV出线。1.珠海市区配电网概况，1.2市区地面电缆线路现状及特点，地面电缆网络的主要模式可分为以下三种：(1)变电站出线和开关站出线直接进入用户(主要是大用户)；(2)进入电缆分接箱并将其引出给用户；(3)进入室外环网机柜后接入用户。1.1.3珠海市配电网的概况，架空线路的现状和特点，我市有少数架空线路，

2、而我市周边大部分地区仍以架空线路为主；架空线主要设备采用SF6断路器；部分采用FZW28负载开关。二、当前项目概述，2.1项目概述，2003年11月，双方签订合同，引进TOSCAN-D3000C配电自动化系统；2004年7月，系统成功通过工厂验收；2004年10月底前，完成主站、变电站系统和配电自动化设备的安装和联调试验；2004年11月，该系统投入试运行。2.当前项目概况、2.2项目实施规模、1套配电主站系统和6个电子配电站、计划接入配电主站系统的20个开关站(本期接入2个)、22条10kV馈线自动化线路(6条架空线路和16条接地电缆线路)、16套柱上开关设备和23套环网柜设备。配电变压器监

3、控终端有25个测控单元，通信方式以光纤为主，辅以双绞线和GPRS通信方式。3.配电自动化系统，3.1系统结构。TOSCAN-D3000C配电自动化系统采用分层分布式架构模式，符合跨平台、完全开放的系统解决方案。整个系统分为三个层次：(1)配电自动化主站层，(2)配电电子站层，终端设备层，配电主站层，终端设备层，配电自动化系统，3.2系统主要功能，故障处理和负荷转移计算，系统在线维护，配电高级应用软件，配电地理信息系统(AM/FM/GIS)，数据采集和监控(SCADA)功能，与其他系统的接口，基于网络的浏览，3。配电自动化系统，3.3系统主要功能，安全性，集成性，扩展性，先进性，实用性，主站系统

4、，3。配电自动化系统，服务器机柜，通信网络机柜，3。配电自动化系统，变电站接线图，手动数据设置图，3。配电自动化系统、控制操作画面、事件记录画面以及与调度自动化系统的接口实现。实现与呼叫中心系统的接口，3.4实现与管理信息系统的接口，与管理信息系统的接口非常简单。通过配电自动化系统的防火墙和路由器，利用管理信息系统进行网络配置，通过连接配电自动化系统的网页，实现与配电自动化系统的单向数据传输。3.3.5配电自动化系统、配电电子站、室外RTU的采集和转发(包括FTU、DTU、TTU等。)数据、数据预处理和协议转换。配电自动化变电站包括凤凰站、崔翔站、香洲站、吉大站、九州站和南平站，主要功能如下：

5、就地维护功能、自诊断功能和3号变电站RTU数据。配电自动化系统，3.6配电电子站现场运行画面，一、二次设备及终端设备配置，4.1终端设备及其监控对象规模，序号，名称，单机，编号，备注，VSP5，16，一、二次设备及终端设备配置，4.2列开关设备配置改造内容：(1)北山变压器南平变压器双师线双师线环网中7台柱上开关设备原为手动SF6开关或无开关。此次更换或新增为VSP5开关，并配有相应的一体化光纤通信RTU-L3监控终端和干式电力变压器SPS；(2)凤凰变电站长沙线和介冲线两个环网中的9套同杆切换装置为VSP5开关、干式变压器SPS和故障搜索控制器FDR，具有馈线自动化的本地故障处理功能。这一次

6、，进行了简单的升级，用集成的光纤通信RTU-L3监控终端(包括FDR功能)代替了原来没有通信的FDR。4.4.2.1一次设备和终端设备的配置，4 . 2 . 1典型配电自动化设备，综合远程终端FTU，后真空开关(PVS)，干式电力变压器，一次设备和终端设备的配置，4.2.2产品特点，针对自动化，从原理、结构等方面设计，实现真正的免维护产品；不依靠沟通来完成事故的处理；明确配电自动化系统的功能分配，以确保各级性能更好；采用负荷开关以满足配电网自动化的经济运行要求。满足馈线自动化的要求并具有独特的就地保护功能；4.一次设备和终端设备配置，4.2.3现场运行图(杆)，4.2.3现场运行图(铁塔)，4

7、.3一次设备和终端设备配置，4.3环网柜设备和DTU配置，用于地面电缆环网线路的馈线自动化，本期共涉及16条线路，8实施范围如下：(1)分布式智能模式(简称电压模式):10条线路，共11套环网柜设备；(2)集中智能模式(简称当前模式):8条线路，共12套环网机柜设备。四。一次设备和终端设备配置、4.4电压型环网柜设备、11套环网柜均采用HXGW(N)-12/P智能环网开关柜设备，共有38个开关和37个独立智能终端(RTU-R21)，每个终端分别控制一个开关。这37个独立的智能终端与开关配合，并且已经有了故障处理的馈线。四。4.4.1产品特点，这11套HXGW(N)-12/P智能环网开关设备的主

8、要部件由进口真空自动开关、全绝缘密封电缆附件、环网柜监控终端、带电指示器等组成。机柜配有可提供测量信号的专用防洪PT，每条道路要求有三相贯通测量CT。环网机柜内置远程监控终端，具有手动和电动操作功能，设备可灵活设置在手动和自动状态。当开关设备处于手动状态时，远程监控终端的自动功能可以对线路和设备进行监控。在自动工作状态下，开关和监控终端可以完成线路和设备综合监控等自动“四遥”功能。4.一次设备和终端设备配置，4.4.2现场运行图，4.4.2现场运行图，1:元件电压互感器，2:元件单元控制监控终端，一次设备和终端设备配置，4.4.3吉大港站4.5电流模式环网柜设备标准线甲、乙段，包括12套电流模

9、式环网柜设备，其中6套为旧环网柜改造。 另外6套为新型HXGW-12系列环网柜，配有40个开关，配有12个DTU监控终端(WPZD-140/A)，并与系统相连，实现配电自动化功能。 统计数据显示在右边的表格中。第四，一次设备和终端设备的配置，4.5.1旧环网柜改造的难点，室外设备的制造技术水平有待提高；旧的环网机柜没有充分考虑配电自动化接口；FG环网柜和施耐德环网柜都只有手动操作机构；主要部件和操作机构的重构空间和可行性是一个大问题。4.一次设备和终端设备配置，4.5.2旧环网柜改造方案，(1)2台待改造VEI环网柜：进、出线每隔一段设置一台交流两相测量电流互感器，进线每隔一段设置一台零序电流

10、互感器，电流互感器二次额定电流为5A；每条进线或母线都装有电压互感器，提供工作电源和测量电压，测量电压为交流220伏；在不更换原有环网柜的基础上，在每个环网柜旁边扩展一个智能单元柜(包括DTU和PT)；完成监控终端DTU与环网柜电气机构二次线之间的连接。四。一次设备和终端设备的配置，现场操作画面，四。一次设备和终端设备的配置，4.5.2旧环网柜改造方案，(2)FG环网柜和施耐德环网柜(共4套):需要接入配电自动化系统的环网柜间隔安装电动操作机构。储能电机的额定功率不大于100瓦，额定电压为DC24V。进、出线每隔一段距离配置一个交流两相测量电流互感器，进、出线每隔一段距离配置一个零序电流互感器

11、，电流互感器的二次额定电流为5A；每条进线或母线都装有电压互感器，提供工作电源和测量电压，测量电压为交流220伏；在不更换原有环网柜的基础上，在每个环网柜旁边扩展一个智能单体柜(包括DTU和PT)；完成监控终端DTU与环网柜电气机构二次线之间的连接。四。一次设备和终端设备配置、现场操作画面(FG环网机柜)，说明：光缆接线盒为壁挂式；DTU PT机柜安装；电流互感器和电压互感器安装在环形网络机柜的电缆室内。四。一次设备和终端设备配置，现场运行画面(RM6环网机柜)，四。一次设备和终端设备配置(SM6环网机柜)，四。一次设备和终端设备配置，新增4.5.3 HXGW-12系列环网柜，HXGW-12系

12、列环网柜进出口线采用FTR1 SF6公共箱负荷开关。柜内所有负荷开关均为三工位(闭合、断开和接地)，并具有“五防”联锁功能。开关采用SF6气体作为灭弧和绝缘介质，气体箱防护等级为IP67；配有手动和电动操作机构；每个负荷开关柜面板都配有一个带电显示器，可以通过带电显示器的插孔检查相位；同时，DTU和PT的安装位置保留在机柜中。四。一次设备和终端设备的配置，现场操作画面，描述：光缆接线盒的底座安装；电流互感器安装在环形网络机柜的电缆室内。四。主要设备和终端设备的配置，4.6环网机柜支持终端的功能特性，WPZD-140术语WPZD-140终端主要依靠集中控制方式实现故障处理功能。DTU现场将检测到

13、的故障信息上传至变电站或主站，变电站/主站根据各DTU上传的信息和配电网的实时拓扑关系定位故障，同时命令相关DTU控制开关在非故障间隔内隔离故障并恢复供电。4.主要设备和终端设备的配置，产品外形图，4。一次设备和终端设备的配置，4.7配电变压器监控终端的配置。本项目涉及25台配电变压器监控终端，完成对25台配电变压器的监控。采用珠海许继电气有限公司生产的GTTU-04远程负荷监控终端，分为光纤通信模式和GPRS通信模式两种。基于GTTU-04的系统可以实现客户端的远程控制、远程通信和遥测功能，具有实时线损分析、异常用电信息报警、电能质量检测、无功补偿、配电变压器监测、远程抄表、提供遥测数据、电

14、压合格率数据和负荷管理、提供防盗判断等功能。同时，该系统可以通过网络为本地办公室的授权用户提供服务，为加强电力管理提供决策依据。四。一次设备和终端设备配置、现场操作画面、本项目通信系统、5.1环网机柜设备和DTU配置。本项目通信系统以光纤通信为主，辅以GPRS、音频电缆和屏蔽双绞线。整个配电自动化通信系统采用分层结构：(1)主站系统之间的通信，(2)主站与分站之间的通信，(3)分站与站外终端之间的通信，5.2系统通信模式，5.3主站系统之间的通信，采用双网络结构，100米局域网模式。通过交换机和网络隔离设备、路由器的其他系统接口和网络发布。5.本项目通信系统，5.4主站与分站之间的通信，主站与

15、分站之间的通信，使用珠海局与配电电子站之间现有的SDH光纤通信网络。当没有SDH光纤通信网络到达变电站时，采用专线进行通信。前端服务器和各子站通过接入设备连接到SDH网络，主站和子站通过E1-10Base-T转换器以10Base-T和RJ45接口的以太网方式连接到SDH光纤通信网络。当采用专线方式时，主站系统通过调制解调器和信道切换接入。5.本工程通信系统、配电主站系统与变电站之间的SDH通信连接示意图，5.5 FTU与DTU的通信方式光纤双环自愈，变电站与终端设备FTU、DTU及TTU部分之间的通信方式，采用光纤自愈双环网络方式，变电站位于变电站内，在FTU、DTU、TTU安装现场光调制解调器。变电站通过光纤自愈环与FTU、DTU、TTU等现场终端设备运行串行通信协议。光纤架设以每个变电站为中心，沿每条电力线形成一个主光缆回路。对于靠近主回路的分支开关和接触开关，主光缆是迂回连接的，对于远离环形网络机柜和主通信回路的分支开关和接触开关，可以根据具体情况使用点对点光纤接入主回路。本项目通信系统，通信原理为光纤自愈环，无线电光收发信机，无线电收发信机，无线电收发信机，无线电收发信机，无线电收发信机，无线电收发信机，无线电收发信机，无线电收发信机，无线电收发信机，无线电收发信机，无线电收发信机，无线电收发信机，无线电收发信机，无线电收发信机，无线电收发信机，无线