1、第八章第八章 配电网自动化配电网自动化 8.1 配电网自动化概述配电网自动化概述 8.2 配电网自动化的通信配电网自动化的通信 8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化 8.4 配电及用电管理自动化配电及用电管理自动化 8.1 配电网自动化概述配电网自动化概述一、配电网自动化的产生一、配电网自动化的产生我国电网现状：前些年加大了发电厂及输电网的建设，实我国电网现状：前些年加大了发电厂及输电网的建设，实现了输电网自动化，当前的主要矛盾出现在配电环节。现了输电网自动化，当前的主要矛盾出现在配电环节。我国配电网现状：配电网结构不合理，供电可靠性差、设我国配电网现状：配电网结构不合理，供电可靠性差
2、、设备落后、自动化水平低。备落后、自动化水平低。国家电力公司从国家电力公司从1998年起对全国城乡电网开始进行大规模年起对全国城乡电网开始进行大规模的建设与改造，并从总体上提出了明确目标：提高供电的可的建设与改造，并从总体上提出了明确目标：提高供电的可靠性，使我国城市供电可靠性达到靠性，使我国城市供电可靠性达到99.99%；提高供电质量，；提高供电质量，使电压合格率使电压合格率98%。要达到上述指标，必须实施配电系统自动化。要达到上述指标，必须实施配电系统自动化。二、配电网自动化的定义二、配电网自动化的定义 配电网自动化是利用计算机技术、现代电子技术和通配电网自动化是利用计算机技术、现代电子技
3、术和通信技术，将配电网在线数据和离线数据、配电网数据和用信技术，将配电网在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制以及用电和配电管理的自动化，使配的监测、保护、控制以及用电和配电管理的自动化，使配电网始终处于安全、可靠、优质、经济、高效的最优运行电网始终处于安全、可靠、优质、经济、高效的最优运行状态。状态。8.1 配电网自动化概述配电网自动化概述8.1 配电网自动化概述配电网自动化概述三
4、、配电网自动化的内容三、配电网自动化的内容远方抄表与计费自动化（远方抄表与计费自动化（AMR）负荷监控与管理（负荷监控与管理（LCM）需方管理（需方管理（DSM）配电自动化系统（配电自动化系统（DAS）地理信息系统（地理信息系统（GIS）变压器巡检与无功补偿变压器巡检与无功补偿配电配电SCADA系统系统进线监控进线监控馈线自动化（馈线自动化（FA）10kV开闭所、变电站自动化开闭所、变电站自动化 配电自动化系统（配电自动化系统（DAS）是配电管理系统（）是配电管理系统（DMS）中最）中最主要的内容，它是一种可以使配电企业在远方以实时方式监主要的内容，它是一种可以使配电企业在远方以实时方式监视、
5、协调和操作配电设备的自动化系统，包括以下内容：视、协调和操作配电设备的自动化系统，包括以下内容：1. 配电配电SCADA系统系统 （配电网数据采集与监控系统）（配电网数据采集与监控系统）8.1 配电网自动化概述配电网自动化概述 SCADA包括配电网进线监控、变配电站自动化、馈线包括配电网进线监控、变配电站自动化、馈线自动化和配电变压器巡检及无功补偿四个部分自动化和配电变压器巡检及无功补偿四个部分 ：配电网进线监控：配电网进线监控：对配电网进线变电所开关位置、保护对配电网进线变电所开关位置、保护动作信号、母线电压、线路电流、有功和无功功率以及电动作信号、母线电压、线路电流、有功和无功功率以及电度
6、量的监视。度量的监视。 配电配电SCADA系统系统 采集安装在各个配电设备处的终端单采集安装在各个配电设备处的终端单元上报的实时数据，并使调度员能够在控制中心遥控现场元上报的实时数据，并使调度员能够在控制中心遥控现场设备，它一般包括数据库管理、数据采集、数据处理、远设备，它一般包括数据库管理、数据采集、数据处理、远方监控、报警处理、历史数据管理以及报表生成等功能。方监控、报警处理、历史数据管理以及报表生成等功能。8.1 配电网自动化概述配电网自动化概述馈线自动化（馈线自动化（FA）：）：在正常情况下，远方实时监视馈线分在正常情况下，远方实时监视馈线分段开关与联络开关的状态和馈线电流、电压情况，
7、并实现线段开关与联络开关的状态和馈线电流、电压情况，并实现线路开关的远方合闸和分闸操作；在故障时获取故障记录，并路开关的远方合闸和分闸操作；在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域供电。自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域供电。闭所和配电变电站自动化（闭所和配电变电站自动化（SA）：）：对配电网中对配电网中10kV开闭开闭所和小区变的开关位置、保护动作信号、小电流接地选线情所和小区变的开关位置、保护动作信号、小电流接地选线情况、母线电压、线路电流、有功和无功功率以及电度量的远况、母线电压、线路电流、有功和无功功率以及电度量的远方监视、开关远方控制、变压器
8、远方有载调压等。方监视、开关远方控制、变压器远方有载调压等。变压器巡检与无功补偿：变压器巡检与无功补偿：变压器巡检是指对配电网中变压变压器巡检是指对配电网中变压器、箱变的参数进行远方监视，无功补偿是指对补偿电容器器、箱变的参数进行远方监视，无功补偿是指对补偿电容器进行自动投切和远方投切等。进行自动投切和远方投切等。8.1 配电网自动化概述配电网自动化概述2. 地理信息系统（地理信息系统（GIS） 配电自动化中的配电自动化中的GIS主要包括设备管理、用户信息系统、主要包括设备管理、用户信息系统、SCADA功能及故障信息显示等。功能及故障信息显示等。设备管理（设备管理（FM）：）：将变电站、馈线、
9、变压器、开关、电杆将变电站、馈线、变压器、开关、电杆等设备的技术数据反映在地理背景图上，便于进行设备及其等设备的技术数据反映在地理背景图上，便于进行设备及其静态信息的查询。静态信息的查询。 地理信息系统是将配电网设备的地理位置与一些属性地理信息系统是将配电网设备的地理位置与一些属性数据库（如用户信息、需方管理上报的实时数据等）结合，数据库（如用户信息、需方管理上报的实时数据等）结合，以便操作和管理人员更加直观地进行配电网的动态分析和以便操作和管理人员更加直观地进行配电网的动态分析和运行管理。运行管理。8.1 配电网自动化概述配电网自动化概述用户信息系统（用户信息系统（CIS）：）：指借助指借助
10、GIS对大量用户信息，如用对大量用户信息，如用户名称、地址、账号、电话、用电量和负荷、供电优先级、户名称、地址、账号、电话、用电量和负荷、供电优先级、停电记录等进行处理，以便于迅速判断故障的影响范围，而停电记录等进行处理，以便于迅速判断故障的影响范围，而用电量和负荷的统计信息还可作为网络潮流分析的依据。用电量和负荷的统计信息还可作为网络潮流分析的依据。SCADA功能及故障信息显示：功能及故障信息显示：指指GIS通过调用通过调用CIS和和SCADA功能，迅速查明故障地点和影响范围，选择合理的操功能，迅速查明故障地点和影响范围，选择合理的操作顺序和路径，并自动显示故障处理过程的进展信息。作顺序和路
11、径，并自动显示故障处理过程的进展信息。3. 需方管理（需方管理（DSM） 需方管理是指电力的供需双方对用电市场进行管理，以需方管理是指电力的供需双方对用电市场进行管理，以达到提高供电可靠性，减少能源消耗及供需双方的费用支出达到提高供电可靠性，减少能源消耗及供需双方的费用支出的目的。的目的。 8.1 配电网自动化概述配电网自动化概述负荷监控与管理（负荷监控与管理（LCM）：）：根据用户情况进行综合分析，根据用户情况进行综合分析，确定最优运行和负荷控制计划，对集中负荷及部分工厂用电确定最优运行和负荷控制计划，对集中负荷及部分工厂用电负荷继续监视、控制和管理，通过合理的电价结构引导用户负荷继续监视、
12、控制和管理，通过合理的电价结构引导用户转移负荷，平坦负荷曲线，降低运行成本，实现负荷均衡化。转移负荷，平坦负荷曲线，降低运行成本，实现负荷均衡化。远方抄表与计费自动化（远方抄表与计费自动化（AMR）：）：通过各种通信手段读取通过各种通信手段读取远方用户电表数据，并将其传至控制中心，自动生成电费报远方用户电表数据，并将其传至控制中心，自动生成电费报表或曲线等。表或曲线等。 它包括负荷监控与管理和远方抄表与计费自动化两个方它包括负荷监控与管理和远方抄表与计费自动化两个方面内容。面内容。四、实施配电网自动化的目的和意义四、实施配电网自动化的目的和意义 当配电网发生故障或异常运行时，迅速查出故障区段及
13、当配电网发生故障或异常运行时，迅速查出故障区段及异常情况，快速隔离故障区段，及时恢复非故障区域用户的异常情况，快速隔离故障区段，及时恢复非故障区域用户的供电，缩短对用户的停电时间，减少停电面积。在正常运行供电，缩短对用户的停电时间，减少停电面积。在正常运行情况下，通过监视配电网运行工况，优化配电网运行方式；情况下，通过监视配电网运行工况，优化配电网运行方式；根据配电网电压合理控制无功功率和电压水平，改善供电质根据配电网电压合理控制无功功率和电压水平，改善供电质量，达到经济运行目的；合理控制用电负荷，提高设备利用量，达到经济运行目的；合理控制用电负荷，提高设备利用率；自动抄表计费，保证抄表计费的
14、及时和准确，提高企业率；自动抄表计费，保证抄表计费的及时和准确，提高企业的经济效益和工作效率，降低劳动强度，达到减人增效的目的经济效益和工作效率，降低劳动强度，达到减人增效的目的；提高管理现代化水平和服务质量，并可为用户提供自动的；提高管理现代化水平和服务质量，并可为用户提供自动化的用电信息服务等。化的用电信息服务等。8.1 配电网自动化概述配电网自动化概述8.2 配电网自动化的通信配电网自动化的通信一、配电自动化通信系统的层次一、配电自动化通信系统的层次 配电自动化通信系统一般可分为用户级通信、主站级通配电自动化通信系统一般可分为用户级通信、主站级通信和现场设备级通信三个层次。信和现场设备级
15、通信三个层次。v用户级通信：用户级通信：指配电控制中心或配电子站的各计算机之间指配电控制中心或配电子站的各计算机之间的相互通信，一般通过局域网相连，本书不作讨论。的相互通信，一般通过局域网相连，本书不作讨论。v主站级通信：主站级通信：指配电自动化主站和子站间的通信、子站和指配电自动化主站和子站间的通信、子站和现场监控单元间的通信。现场监控单元间的通信。v现场设备级通信：现场设备级通信：指各种远方监控单元相互之间的通信，指各种远方监控单元相互之间的通信，包括馈线远方终端包括馈线远方终端FTU相互间的通信，配电变压器远方终相互间的通信，配电变压器远方终端端TTU相互间的通信，以及相互间的通信，以及
16、FTU和和TTU之间的通信。之间的通信。8.2 配电网自动化的通信配电网自动化的通信二、配电自动化对通信系统的要求二、配电自动化对通信系统的要求 配电自动化对通信系统的要求，取决于配电网的规模和配电自动化对通信系统的要求，取决于配电网的规模和要求实现的具体希望水平。选择配电自动化系统的通信方式要求实现的具体希望水平。选择配电自动化系统的通信方式应综合考虑以下几点：应综合考虑以下几点： 通信的可靠性；通信的可靠性；双向通信的要求；双向通信的要求；通信速率的要求；通信速率的要求；通信不受停电的影响；通信不受停电的影响；通信系统建设费用；通信系统建设费用；使用和维护的方便性；使用和维护的方便性；可扩
17、充性。可扩充性。8.2 配电网自动化的通信配电网自动化的通信三、配电自动化的通信方式三、配电自动化的通信方式1. 主站级通信方式主站级通信方式有线通信：有线通信：包括架空明线或电缆、配电线载波、邮电本地包括架空明线或电缆、配电线载波、邮电本地网、租用电话线、光纤、有线电视网（网、租用电话线、光纤、有线电视网（CATV）、专线等。）、专线等。配电线载波通信（配电线载波通信（DLC） ：是在是在610kV配电线路上的载配电线路上的载波通信，其载波频率为波通信，其载波频率为540kHz。 配电载波通信所用到的主要设备有：在主变电站安装的配电载波通信所用到的主要设备有：在主变电站安装的多路载波机（称主
18、站设备）、在线路各测控对象处安放的配多路载波机（称主站设备）、在线路各测控对象处安放的配电线载波机（称从站设备）和高频通道。电线载波机（称从站设备）和高频通道。 高频通道主要由高频通道主要由10kV配电线路、高频阻波器（简称阻波配电线路、高频阻波器（简称阻波器）、耦合电容器和结合滤波器组成。器）、耦合电容器和结合滤波器组成。 8.2 配电网自动化的通信配电网自动化的通信高频阻波器的作用：防止高频信号向不需要的方向传输；高频阻波器的作用：防止高频信号向不需要的方向传输；耦合电容器的作用：将载波设备与馈线上的高电压、操作耦合电容器的作用：将载波设备与馈线上的高电压、操作过电压及雷电过电压等隔开，以
19、防止高电压进入通信设备，过电压及雷电过电压等隔开，以防止高电压进入通信设备，同时使高频载波信号能顺利地耦合到馈线上；同时使高频载波信号能顺利地耦合到馈线上；结合滤波器的作用：与耦合电容器配合将载波信号耦合到结合滤波器的作用：与耦合电容器配合将载波信号耦合到馈线上，并抑制干扰进入载波机。馈线上，并抑制干扰进入载波机。 结合滤波器由接地刀闸结合滤波器由接地刀闸QS、避雷器、避雷器F、排流线圈、排流线圈L1、调谐网络调谐网络C1、L2和匹配变压器和匹配变压器T组成，如图组成，如图8-1所示。所示。图图8-1 结合滤波器的组成结合滤波器的组成8.2 配电网自动化的通信配电网自动化的通信光纤通信：光纤通
20、信：是以光波作为信息载体，以光导纤维为传输媒是以光波作为信息载体，以光导纤维为传输媒介的一种崭新的通信方式。介的一种崭新的通信方式。 优点：优点：传输频带宽、通信容量大、传输速率高、传输损耗小、误码率低、传输频带宽、通信容量大、传输速率高、传输损耗小、误码率低、可靠性高、不受电磁干扰、组网灵活方便。可靠性高、不受电磁干扰、组网灵活方便。 优点：优点：配电载波机的传输率可达到配电载波机的传输率可达到150300bit/s，可满足双向通信的，可满足双向通信的要求，在配电网监控、远方抄表和负荷控制等领域得到广泛的应用要求，在配电网监控、远方抄表和负荷控制等领域得到广泛的应用。 光纤通信系统由电端机、
21、光端机、中继器和光缆组成，光纤通信系统由电端机、光端机、中继器和光缆组成，如图如图8-2所示。所示。 图图8-2 光纤通信系统的组成光纤通信系统的组成8.2 配电网自动化的通信配电网自动化的通信电话线通信：电话线通信：分为租用电话专线和公用电话拨号两种方式。分为租用电话专线和公用电话拨号两种方式。 租用电话专线方式：传输速率高，但租金较贵，成本高，租用电话专线方式：传输速率高，但租金较贵，成本高，适用于对通信速率要求较高的场所，如配电子站与主站之间适用于对通信速率要求较高的场所，如配电子站与主站之间的通信；的通信；公用电话网拨号方式：费用较低，但拨号电话的连接时间公用电话网拨号方式：费用较低，
22、但拨号电话的连接时间长且有时接不通，因此只适用于对通信速率要求不高的场所，长且有时接不通，因此只适用于对通信速率要求不高的场所，如远程抄表等。如远程抄表等。 电话线通信的缺点：电话线通信的缺点：电力部门无法完全掌握电话线通信电力部门无法完全掌握电话线通信的维护以确保其可靠运行，而且还有许多电话线未能覆盖到的维护以确保其可靠运行，而且还有许多电话线未能覆盖到的区域。的区域。 8.2 配电网自动化的通信配电网自动化的通信无线通信：无线通信：包括调幅（包括调幅（AM）广播、调频（）广播、调频（FM）广播、无）广播、无线寻呼网、高频通信（线寻呼网、高频通信（HF）、无线扩频通信、微波通信、）、无线扩频
23、通信、微波通信、卫星通信、数控电台等。卫星通信、数控电台等。 高频通信：高频通信：扩频通信的频率范围在扩频通信的频率范围在150800MHz。特点：特点：通信速度不高，传输距离较短，但绕射能力较强，比较适合中小通信速度不高，传输距离较短，但绕射能力较强，比较适合中小城市和大城市近郊及广大农村地区的配电自动化设备间的通信。城市和大城市近郊及广大农村地区的配电自动化设备间的通信。扩频通信：扩频通信：扩频通信的频率范围为扩频通信的频率范围为9001000MHz。特点：特点：传输速率高，发射功率小，抗干扰能力强，但要求通信两端无阻传输速率高，发射功率小，抗干扰能力强，但要求通信两端无阻挡挡，因此对位于
24、高楼林立之中的城市配电网应用效果不佳。用于通信点因此对位于高楼林立之中的城市配电网应用效果不佳。用于通信点不多，通信速率要求较高的场合，例如子站与配电控制中心间的通信。不多，通信速率要求较高的场合，例如子站与配电控制中心间的通信。微波通信（也称视距通信）：微波通信（也称视距通信）：微波通信是采用微波通信是采用1GHz以上的以上的频率，外加特有的设备构成的通信方式。频率，外加特有的设备构成的通信方式。特点：特点：传输容量大，传输距离长，稳定性能好，配置灵活传输容量大，传输距离长，稳定性能好，配置灵活 。微波通信同光波一微波通信同光波一样是直线传播的，样是直线传播的，因而也称视距通信因而也称视距通
25、信 8.2 配电网自动化的通信配电网自动化的通信卫星通信：卫星通信：卫星通信是通过同步轨道上的通信卫星作为中卫星通信是通过同步轨道上的通信卫星作为中继站来转发或发射无线电信号，在地面站间进行通信的。继站来转发或发射无线电信号，在地面站间进行通信的。优点：优点：不受地形和距离的限制，通信容量大，不受大气层骚动的影响，不受地形和距离的限制，通信容量大，不受大气层骚动的影响，通信可靠。通信可靠。2. 现场设备级通信方式现场设备级通信方式现场总线：现场总线：是连接智能现场设备与控制系统和控制室之间是连接智能现场设备与控制系统和控制室之间的一种数字式、双向、串行、多点通信的系统。其传输介的一种数字式、双
26、向、串行、多点通信的系统。其传输介质主要采用双绞线。质主要采用双绞线。优点：优点：可靠性高，稳定性好，抗干扰能力强，通信速率高，造价低廉，可靠性高，稳定性好，抗干扰能力强，通信速率高，造价低廉，维护成本低维护成本低 。 在配电自动化系统中，在配电自动化系统中，LonWorks总线和总线和CAN总线是较常总线是较常用的两种现场总线通信方式。用的两种现场总线通信方式。8.2 配电网自动化的通信配电网自动化的通信LonWorks总线总线：LonWorks技术是由美国技术是由美国Echelon公司开发，公司开发，并与并与Motorola和东芝公司共同倡导的现场总线技术。它采用和东芝公司共同倡导的现场总
27、线技术。它采用了了ISO/OSI开放系统互联模型全部的七层协议结构，是唯一开放系统互联模型全部的七层协议结构，是唯一提供全部服务的现场总线。提供全部服务的现场总线。CAN总线：总线：CAN最早由德国最早由德国Bosch公司推出，是一种具有公司推出，是一种具有很高可靠性、支持分布式实时控制的串行通信网络。它是目很高可靠性、支持分布式实时控制的串行通信网络。它是目前唯一被批准为国际标准的现场总线。前唯一被批准为国际标准的现场总线。LonWorks支持双绞线、电力线、同轴电缆和光纤等多种网络传输介质支持双绞线、电力线、同轴电缆和光纤等多种网络传输介质并支持多种拓扑结构，组网方式灵活，其通信速率为并支
28、持多种拓扑结构，组网方式灵活，其通信速率为78kbit/s/2700m、1.25Mbit/s/130m，节点数，节点数32000个。个。 CAN可以采用点对点、一点对多点及全局广播多种方式发送接收数据，可以采用点对点、一点对多点及全局广播多种方式发送接收数据，可以多主方式工作。可以多主方式工作。CAN总线采用双绞线或光纤串行通信方式，其通信总线采用双绞线或光纤串行通信方式，其通信速率为速率为5kbit/s/10kM、1Mbit/s/40m，节点数，节点数110个。个。 8.2 配电网自动化的通信配电网自动化的通信RS-485标准接口：标准接口：RS-485是一种改进的串行接口标准，其是一种改进
29、的串行接口标准，其接口环节简单且不含接口环节简单且不含CPU。RS-485最多可支持最多可支持64256个发个发送送/接收器对，最远传输距离为接收器对，最远传输距离为2.5km（9600bit/s），最高），最高传输速率为传输速率为2.4Mbit/s。 用于一些对实时性要求不高的场合，比如远方自动抄表。用于一些对实时性要求不高的场合，比如远方自动抄表。四、配电自动化系统的通信方案四、配电自动化系统的通信方案 配网自动化工程所使用的通信介质主要有光纤、屏蔽双配网自动化工程所使用的通信介质主要有光纤、屏蔽双绞线和配电线。配网自动化系统一般可分为主站层、子站层绞线和配电线。配网自动化系统一般可分为主
30、站层、子站层和馈线层三层，在不同的层次上应采用不同的通信介质。和馈线层三层，在不同的层次上应采用不同的通信介质。主站与子站之间：一般采用单模光纤通信。光纤通信的组主站与子站之间：一般采用单模光纤通信。光纤通信的组网方式一般分为两种：光纤以太网和光纤环网。网方式一般分为两种：光纤以太网和光纤环网。子站与馈线之间：一般采用光纤、双绞线、电力线载波、子站与馈线之间：一般采用光纤、双绞线、电力线载波、无线等多种通信手段混合的方式。无线等多种通信手段混合的方式。低压抄表系统：采用低压配电线载波通信。低压抄表系统：采用低压配电线载波通信。8.2 配电网自动化的通信配电网自动化的通信 图图8-3为北京四方华
31、能公司生产的为北京四方华能公司生产的CSDA2000配网自动化配网自动化系统的总体结构图，各层之间采用的通信介质如图所示。系统的总体结构图，各层之间采用的通信介质如图所示。图图8-3 配网自动化系统的总体结构配网自动化系统的总体结构8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化一、概述一、概述 馈线自动化的实现方式有以下两种：馈线自动化的实现方式有以下两种：当地控制方式：当地控制方式：依靠智能配电开关设备（重合器和分段依靠智能配电开关设备（重合器和分段器等）间的相互配合来实现故障区域自动隔离和健全区域器等）间的相互配合来实现故障区域自动隔离和健全区域自动恢复供电的功能；自动恢复供电的功能；远方控
32、制方式：远方控制方式：通过通信网络及配电子站把户外分段开通过通信网络及配电子站把户外分段开关处的柱上关处的柱上FTU和配电网控制中心的和配电网控制中心的SCADA计算机系统连计算机系统连接起来，由计算机系统完成故障定位，然后以遥控方式隔接起来，由计算机系统完成故障定位，然后以遥控方式隔离故障区域，恢复非故障区域供电。离故障区域，恢复非故障区域供电。8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化二、当地控制方式的馈线自动化二、当地控制方式的馈线自动化 1. 重合器与分段器重合器与分段器重合器：重合器：是一种自身具有控制及保护功能的开关设备。它是一种自身具有控制及保护功能的开关设备。它能进行故障电流
33、检测和按预先整定的分合操作次数自动完能进行故障电流检测和按预先整定的分合操作次数自动完成分合操作，并在动作后能自动复位或闭锁。成分合操作，并在动作后能自动复位或闭锁。重合器的功能：重合器的功能：当线路发生故障后，重合器通过检测确认当线路发生故障后，重合器通过检测确认为故障电流时将自动跳闸，并按预先整定的动作顺序及时间为故障电流时将自动跳闸，并按预先整定的动作顺序及时间间隔进行若干次合、分循环操作间隔进行若干次合、分循环操作。重合器的时间重合器的时间电流特性曲线电流特性曲线TCC：指重合器的开断时间指重合器的开断时间与开断电流之间的关系曲线。与开断电流之间的关系曲线。 重合器一般有两种重合器一般
34、有两种tI特性曲线，一种为快速动作特性曲线，一种为快速动作tI特性曲线，一特性曲线，一般只有一条；另一种为慢速动作般只有一条；另一种为慢速动作tI特性曲线，可以有多条。特性曲线，可以有多条。8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化分段器：分段器：是一种与电源侧前级开关（重合器或断路器）配是一种与电源侧前级开关（重合器或断路器）配合，在失压或无流的情况下自动分闸的开关设备。合，在失压或无流的情况下自动分闸的开关设备。分段器与重合器的主要区别是不能开断短路电流，但是能分段器与重合器的主要区别是不能开断短路电流，但是能在线路短路时承受短路电流的力效应和热效应。在线路短路时承受短路电流的力效应和热
35、效应。分段器的关键部件是故障检测继电器，根据判断故障方式分段器的关键部件是故障检测继电器，根据判断故障方式的不同，分段器可分为过流脉冲计数型分段器和电压的不同，分段器可分为过流脉冲计数型分段器和电压时间时间型分段器两类。型分段器两类。过流脉冲计数型分段器：过流脉冲计数型分段器：又称自动分段器，它是以检测线路电流来又称自动分段器，它是以检测线路电流来判断故障并进行分合闸操作的。判断故障并进行分合闸操作的。电压电压时间型分段器：时间型分段器：又称自动配电开关或重合分段器，它是凭借又称自动配电开关或重合分段器，它是凭借加压或失压的时间长短来控制其动作的，失压后分闸，加压后合闸或加压或失压的时间长短来
36、控制其动作的，失压后分闸，加压后合闸或闭锁。闭锁。8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化 2. 重合器与其它元件的配合重合器与其它元件的配合重合器与重合器的配合重合器与重合器的配合 图图8-4所示是一个由五台所示是一个由五台重合器配合隔离环网故障过重合器配合隔离环网故障过程示意图，每条线路设置一程示意图，每条线路设置一台出线重合器和一台中间重台出线重合器和一台中间重合器，两条线路通过一个常合器，两条线路通过一个常开的联开的联 络重合器相连。这些络重合器相连。这些重合器在线路发生过电流或重合器在线路发生过电流或低电压时动作。低电压时动作。图图8-4 多个重合器配合隔离环网故障过程多个重合器
37、配合隔离环网故障过程8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化重合器与过流脉冲计数型分段器配合重合器与过流脉冲计数型分段器配合图图8-5 重合器与过流脉冲计数型分段器配合隔离永久性故障过程重合器与过流脉冲计数型分段器配合隔离永久性故障过程 图图8-5为一树状网采用重合器与过流脉冲计数型分段器配为一树状网采用重合器与过流脉冲计数型分段器配合隔离永久性故障过程示意图。图中合隔离永久性故障过程示意图。图中A采用重合器，采用重合器，B和和C采采用过流脉冲计数型分段器，它们的记数次数均整定为用过流脉冲计数型分段器，它们的记数次数均整定为2次。次。8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化重合器与电压
38、重合器与电压时间型分段器配合时间型分段器配合简单辐射状网的故障处理过程：简单辐射状网的故障处理过程：图图8-6为一简单辐射状网采为一简单辐射状网采用重合器与电压用重合器与电压时间型分段器配合隔离故障区段的过程示时间型分段器配合隔离故障区段的过程示意图。意图。 图中图中A采用重合器，整定为一慢一快，即第一次重合时采用重合器，整定为一慢一快，即第一次重合时间为间为15s，第二次重合时间为，第二次重合时间为5s。B、C、D和和E均采用电压均采用电压时间型分段器，其中时间型分段器，其中B和和D的的X时限均整定为时限均整定为7s；C和和E的的X时时限均整定为限均整定为14s；它们的；它们的 Y时限均整定
39、为时限均整定为5s。分段器均设置在。分段器均设置在第一套功能。第一套功能。8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化图图8-6 辐射状网隔离故障区段的过程辐射状网隔离故障区段的过程8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化图图8-7 辐射网分隔故障区段的时间特性辐射网分隔故障区段的时间特性上述辐射网分隔故障区段过程的时间特性如图上述辐射网分隔故障区段过程的时间特性如图8-7所示。所示。8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化简单环网的故障处理过程：简单环网的故障处理过程：图图8-8为一典型的开环运行的环为一典型的开环运行的环状网采用重合器与电压状网采用重合器与电压时间型分段器配合隔离故
40、障区段的时间型分段器配合隔离故障区段的过程示意图。过程示意图。 图中图中A采用重合器，整定为一慢一快，即第一次重合时采用重合器，整定为一慢一快，即第一次重合时间为间为15s，第二次重合时间为，第二次重合时间为5s。B、C和和D采用电压采用电压时间时间型分段器并且设置在第一套功能，它们的型分段器并且设置在第一套功能，它们的X时限均整定为时限均整定为7s，Y时限均整定为时限均整定为5s；E也采用电压也采用电压时间型分段器并且设置在时间型分段器并且设置在第二套功能，它的第二套功能，它的XL时限均整定为时限均整定为45s，Y时限均整时限均整 定为定为5s。8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化图
41、图8-8 环状网开环运行时隔离故障区段的过程环状网开环运行时隔离故障区段的过程上述辐射网分隔故障区段过程的时间特性如图上述辐射网分隔故障区段过程的时间特性如图8-9所示。所示。8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化图图8-9 环网开环运行时分隔故障区段的时间特性环网开环运行时分隔故障区段的时间特性8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化三、远方控制方式的馈线自动化三、远方控制方式的馈线自动化 远方控制方式的馈线自动化系统是建立在计算机监控系远方控制方式的馈线自动化系统是建立在计算机监控系统和通信网络的基础上，它所需用的主要设备是具有数据采统和通信网络的基础上，它所需用的主要设备是具有
42、数据采集和通信能力的馈线远方终端单元（集和通信能力的馈线远方终端单元（FTU）。）。 它的功能有：它的功能有： 在正常情况下，远方实时监视馈线开关的状态和馈线电流、在正常情况下，远方实时监视馈线开关的状态和馈线电流、电压情况，实现线路开关的远方合闸和分闸操作；电压情况，实现线路开关的远方合闸和分闸操作；在负荷不均匀时，通过负荷均衡化达到优化运行方式的目在负荷不均匀时，通过负荷均衡化达到优化运行方式的目的；的；在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区段的供电。以及恢复对非故障区段的供电。 8.3 配电网的馈线自动化配电
43、网的馈线自动化1. FTU的基本功能和性能的基本功能和性能FTU的基本功能：的基本功能：遥信功能；遥测功能；遥控功能；统计遥信功能；遥测功能；遥控功能；统计功能；对时功能；事件顺序记录（功能；对时功能；事件顺序记录（SOE）；事故记录；定值）；事故记录；定值远方修改和召唤定值；自检和自恢复功能；远方控制闭锁与远方修改和召唤定值；自检和自恢复功能；远方控制闭锁与手动操作功能；远程通信功能。手动操作功能；远程通信功能。 FTU除上述功能外，还有以下三项可选配的功能：电度除上述功能外，还有以下三项可选配的功能：电度采集；微机保护；故障录波。采集；微机保护；故障录波。FTU的性能要求：的性能要求：抗恶
44、劣环境的能力；具有良好的维修抗恶劣环境的能力；具有良好的维修性；可靠的电源。性；可靠的电源。 8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化2. FTU的组成的组成远方终端控制器：远方终端控制器：作为整个作为整个FTU的核心模块需完成的核心模块需完成FTU的的主要功能，如模拟和数字信号测量、逻辑计算、控制输出和主要功能，如模拟和数字信号测量、逻辑计算、控制输出和通信处理。通信处理。充电器：充电器：完成交流降压、整流及隔离，蓄电池充放电管理，完成交流降压、整流及隔离，蓄电池充放电管理，多电源自动投切，蓄电池容量监视等功能。多电源自动投切，蓄电池容量监视等功能。蓄电池：蓄电池：作为作为FTU所有供电
45、电源的后备电源。所有供电电源的后备电源。机箱外壳：机箱外壳：由于大多由于大多FTU安装在户外，受酸雨等的腐蚀较安装在户外，受酸雨等的腐蚀较严重，因而机箱外壳宜采用耐腐蚀的材料做成，最好采用不严重，因而机箱外壳宜采用耐腐蚀的材料做成，最好采用不锈钢材料锈钢材料。 8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化各种附件：各种附件：包括远方控制闭锁开关、分合闸按钮、跳合位包括远方控制闭锁开关、分合闸按钮、跳合位置指示灯、接线端子排、航空接插件、空气开关、除湿和加置指示灯、接线端子排、航空接插件、空气开关、除湿和加热器等。热器等。3. FTU的分类的分类柱上柱上FTU：安装在户外柱上或路边等处，主要监视
46、的是单安装在户外柱上或路边等处，主要监视的是单一的柱上开关。一的柱上开关。环网柜环网柜FTU：安装在环网柜内，环网柜一般都为两路进线，安装在环网柜内，环网柜一般都为两路进线，多路出线，因此环网柜多路出线，因此环网柜FTU至少要监控四条线路，要求至少要监控四条线路，要求FTU有很大的数据容量。有很大的数据容量。开闭所开闭所FTU（或者称（或者称DTU）：）：所要监控的开关和线路的数所要监控的开关和线路的数量就更多了，因此对数据容量的要求就更大，但对体积的大量就更多了，因此对数据容量的要求就更大，但对体积的大小要求不是很严。小要求不是很严。8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化4. 远方控制
47、方式馈线自动化系统的组成远方控制方式馈线自动化系统的组成 典型的由典型的由FTU、计算机系统和通信网络组成的远方控制、计算机系统和通信网络组成的远方控制方式馈线自动化系统如图方式馈线自动化系统如图8-10所示。所示。图图8-10 远方控制方式馈线自动化系统的组成远方控制方式馈线自动化系统的组成四、两种馈线自动化系统的总体评价四、两种馈线自动化系统的总体评价（见表（见表8-2）8.3 配电网的馈线自动化配电网的馈线自动化表表8-2 两种馈线自动化系统的总体评价两种馈线自动化系统的总体评价当地控制方式的馈线自动化系统当地控制方式的馈线自动化系统远方控制方式的馈线自动化系统远方控制方式的馈线自动化系
48、统主要优点主要优点结构简单，建设费用低，不需要建设通信结构简单，建设费用低，不需要建设通信网络，不存在电源提取问题网络，不存在电源提取问题故障时隔离故障区域，正常时监控配网运故障时隔离故障区域，正常时监控配网运行，可以优化运行方式，实现安全经济运行，可以优化运行方式，实现安全经济运行；适应灵活的运行方式；恢复健全区段行；适应灵活的运行方式；恢复健全区段供电时，可以采取安全和最佳措施；可以供电时，可以采取安全和最佳措施；可以和和GIS、MIS等联网，实现全局信息化等联网，实现全局信息化主要缺点主要缺点只在线路发生故障时起作用，正常运行时只在线路发生故障时起作用，正常运行时不能起监控作用，因而不能
49、优化运行方式；不能起监控作用，因而不能优化运行方式；调整运行方式后，需要重新到现场修改元调整运行方式后，需要重新到现场修改元件整定值；恢复健全区段供电时，无法采件整定值；恢复健全区段供电时，无法采取安全和最佳措施；需要经过多次重合，取安全和最佳措施；需要经过多次重合，对设备的冲击大对设备的冲击大结构复杂，建设费用高，需要建设通信网结构复杂，建设费用高，需要建设通信网络，存在电源提取等问题络，存在电源提取等问题所需主要所需主要设备设备重合器、分段器等重合器、分段器等FTU、通信网络、区域工作站、配电自动、通信网络、区域工作站、配电自动化计算机系统化计算机系统适用范围适用范围 农网、负荷密度小的偏
50、远地区、供电途农网、负荷密度小的偏远地区、供电途径少于两条的网径少于两条的网城网、负荷密度大的地区、重要工业园区、城网、负荷密度大的地区、重要工业园区、供电途径多的网格状配电网、其他对供电供电途径多的网格状配电网、其他对供电可靠性要求较高的区域可靠性要求较高的区域一、配电图资地理信息系统一、配电图资地理信息系统8.4 配电及用电管理自动化配电及用电管理自动化1. 地理信息系统的概念与功能地理信息系统的概念与功能地理信息系统（地理信息系统（GIS）是在计算机软件、硬件支持下，以是在计算机软件、硬件支持下，以采集、存储、管理、检索、分析和描述各种地理空间信息，采集、存储、管理、检索、分析和描述各种
