馈线自动化范文

馈线自动化范文（精选9篇）

馈线自动化 第1篇

电力网则是由变电站和各种不同电压等级的线路组成的。配电系统在整个电力系统中的定界如图所示：

2 配电自动化近年来发展迅速

但是随着用户对供电的要求不断提高和科学技术的不断发展，配电自动化的内容也在不断的变化。发展至今，这些内容大致可归纳为四个方面：馈线自动化(FA);变电站自动化(SA);用花自动化，即需方管理(DSM);配电管理自动化。

配电自动化的实施是电力系统现代化的必然趋势，其目的是综合利用现代高科技和装备，配电网和用户在正常运行和事故情况下实行监测、保护、控制和管理，提供供电质量和经济性，改善服务和提高工作效率。

2.1 配电自动化系统

配电自动化系统一般由主站、通信网络、变电自动化系统或配电自动化二级主站、配电自动化远方终端DA-RTU等四个层次组成。

2.2 配电自动化的主要作用可以综合为以下几个方面

1)减少停电时间，提高供电可靠性;

2)提高供电质量，保证用户电压正常;

3)改善用户服务质量，提高对用户的应答能力;

4)降低电能损耗，减低线损;

5)有效地调整负荷，削峰添谷，提高设备利用率，推迟基本建设投资;

6)优化馈线网络结构，避免双线供电，发挥出设别的潜能，减少线路投资;

7)迅速掌握线路故障情况，缩短故障恢复时间，节省修复费用。

3 馈线自动化系统

馈线自动化系统，简称馈线自动化(FA)，就是实时遥测和遥控从变电站围墙外到用户电表之间的配电线路上的配电设备重合器、负荷开关、配变、电容器等的一个集成系统。它最重要的内容是当线路发生故障时，及时准确地确定故障区段，迅速隔离故障区段并恢复非故障区段的供电。

3.1 馈线自动化系统的结构

馈线自动化系统一般分为依次设备(开关、配电、电容器等)、线路FTU、通信网络、FA主控站、SCADA/DA主站(也可是SCA-DA/DMS主站)等五部分。其中FA主控站可单独设置，也可集成在变电站自动化SCADA系统中或集成设在SCADA/DA主站中，其构成如下图：

3.2 馈线自动化室配电自动化系统

馈线自动化室配电自动化系统的重要组成部分，具有减少停电时间、提供供电可靠性及供电质量、减少线路运行维护费用的作用。

馈线自动化的主要功能包括：1)运行状态监测。正常运行状态下实时的监测电压幅值、电流、有功、无功、功率因素、电量、开关设备的运行状态等。在有数传设备时，这些数据可送至某一级的SCADA系统，没有数传设备时，可以选择某些可以保存或指示的量加以监测，这种监测装置一般称为线路FTU。2)控制。如果采用重合断路器和自动分段开关配合实现馈线自动化，它们的分闸与合闸是由设定的自身功能所控制，这称之为就地控制方式;如果采用电动负荷开关配合线路FTU来实现馈线自动化，就可以实现远方控制。3)故障定位、隔离、恢复供电和负荷重新优化配置。对于瞬时故障，可以通过变电站出线开关第一次重合予以排除。对于永久性故障，若是重合断路器和自动分段器配合的馈线自动化，则由设备本身设定的顺序动作来完成故障的隔离和恢复供电;如果是电动式符合开关配合线路FTU实现馈线自动化，则由某一级SCADA系统根据收集到的FTU信息，分析判断后发出控制指令，快速的实施故障隔离，恢复供电和网络重构。4)无功补偿和调压。为了改善功率因数，减少线损，线路上的无功补偿电容组的自动投切控制很重要。需控制补偿电容时，要先控制接点Q1，如图所示：

当Q1闭合时，投入的补偿电容C引起的瞬间涌流先经过限流电阻R抑制，然后控制Q2闭合，短路限流电阻R，进入正常工作状态。线路上的电压波动既与线路长度有关，也与负荷变化有关，为了保证供电电压质量，线路上应加设自动调压设备，接受控制调整电压。目前的自动调压器可做到32级分布调压，调压范围正负10%。

4 结语

自动化及管理系统是提高电力供应商和用户经济效益的重要实施手段，应该遵循实用性、可行性、可发展性的原则，有效地完成各项功能的集成，并实现资源共用、信息可享。因此可以说，自动化的发展是电力系统的一场技术革命，它的发展完善必将给电力行业带来巨大的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]周仁华.DMS-1810配电自动化系统, 电力自动化设备, 1988,

配网线路馈线自动化的实施 第2篇

配网线路馈线自动化系统的运行需要结合现代计算机技术，使得整个配电网的运行及其它信息能够形成一种较为完整的信息，从而便于自动化及其信息化的管理，最终确保能够提高供电质量及配电效果，直到能够获得用户的最终满意。

另外，该方法也能够便于供电企业远距离控制各种配电设备。

二、我国配电网馈线自动化现状分析

我国配电网馈线自动化的发展是随着配电网自动化应用的发展而不断发展的。

本身我国的配电自动化研究的起步时间就很晚，导致很多试点工作都严重滞后于发达国家。

分析我国的实际状况，配电自动化的能够有效的提高对于配电网的运行监控力度，同时还对供电企业的信息化水平有所提升，另外，还能够通过优化网络接线及其系统运行的方法，来降低查找故障的时间，从而确保了供电可靠性的提高，尽管我国目前的配电网系统已经趋向于成熟期，凡是其馈线自动化存在的问题仍然不可忽视：

(一)通信问题

我国目前在配电网系统中应用馈线自动化系统并没有形成一种统一的模式，使用较为频繁的馈线模式主要有三种，分别是控制型馈线自动化模式、集中控制馈线自动化模式、分布式控制型馈线自动化模式。

其中涉及到通信网络的模式主要有集中模式与分布模式，其中需要将馈线终端装置的信息通过通信汇到子站或者主站去进行判断处理的主要是集中模式，这在无形之中就增加了主站或者子站的负担。

目前，我国的科技发展迅速，光纤设备的价格也在不断下降，现在存在的主要问题就是敷设的问题。

针对光纤难以到达的站点，可以选择使用电缆屏蔽层载波、公网GPRS等等其他的通信方式。

但是这两种通信方式的主要缺点就是极易掉线，需要引起注意。

(二)终端电源问题

一般选择使用蓄电池来进行储电的，会经常出现问题，并且其使用的寿命不长。

加之我国的一个城市内的站点就达千万个，要想做到准确的维护将会是一个非常浩大的工程。

随着超级电容这一科技的发展，类似于常规蓄电池的体积，其容量能够达到十几个法拉，可以持续工作近半个小时，若是选择一些较为特殊的技术方法，还能够满足馈线自动化应用的要求。

(三)小电流接地故障问题

在我中性点非有效接地这一系统中，小电流接地故障的概率已经达到了90%。

针对这种情况，在现有的馈线自动化系统中，一定要有能够检测小电流接地故障这一功能，否则将会严重影响其应用的效果。

但是目前的主要问题就是国内外都没有对此形成一种较为筒体的标准，就算是我国的自我研究，也没有成熟的产品及其颇为成熟的经验。

三、配网线路馈线自动化的实施

馈线的自动化功能是能够在重压配电线路故障已经发生的情况下，再对其故障进行自动定位、隔离及其恢复供电等功能。

这种方法在某种程度上能够减小由于配电网故障给与用户带来的影响，是一种具有较强故障自愈功能的控制技术。

(一)电压控制型

在我国，使用较为广泛的电网大多数都是选用“手拉手”这一环网方式运行的，如图1所示，手拉手环网A-V型馈线自动化系统的经典结构。

在开关S保持开状态，且一侧带电一侧不带电的情况下，经时限A重合之后再来恢复故障点下方没有发生故障区域的正常供电。

A1这一时限的选择要能达到一定的长度，从而确保只有在主供线路上重合器与分段器动作都完成以后联络开关才能开始合闸。

分段开关所选择的的工作方式是“常闭”型，当开关的两侧没有电压显示时就会自动分闸。

同时，若是一侧检测到有电压，则可以经过时限确认之后来保持合闸，分段开关合闸之后若是在预先规定的时限B中能够再一次检测到电压，则表面其故障典出于下一段线路，跳闸之后就闭锁，在下次线路检测中检测到电压就不再合闸。

为了充分保障上一级的开关能够可靠的检测并且排除故障，一定要保证实现A远大于实现B。

图1 手拉手环网A-V型馈线自动化系统的经典结构

(二)电流控制型

电流控制型的另外一种说法是过流脉冲计数型，可以简单的称之为A-I型。

该类型的主要特点是其分段开关能够在连着2次计数以上故障电流之后分闸，从而将故障隔离。

例如典型的架空线路电流控制型系统，其主要过程是由电流互感器给与分段开关供电，然后提供电流检测的信号，在主变出口处的重合器R计数达到4次过电流之后闭锁，分段开关FDK1、FDK2分别计数到3次、2次过流后分闸。

这样局可以以在线路L3或者L2上面大赛永久性故障的时候，在R经过1次或者2次重合并跳闸时，FDK1、FDK2跳闸隔离故障，R经过1次重合跳闸以后，恢复故障上游线路送电。

其中，分支线路的故障情况大致与主干线末端的故障一样，若是分支线Lb发生了永久性的故障，R会经过1次的重合跳闸，在此之后，分段开关Qb计数到2次过流之后回跳闸，同时还会关闭锁，直至R重修给与主干线供电。

在近几年的发展中，出现了一种被称之为“看门狗”的用户自动分解开关，并且其应用非常广泛。

在其使用过程中，原理与分支线路故障隔离原理相类似。

(三)电流电压控制型

另外一种名称则是电压-电流-时间控制型，也可以简单的称之为A-VI型。

该类型的他点主要是其分段开关可以选用断路器的同时来对其电压与电流信号进行检测，一旦与故障处重合，则立即跳闸隔离。

为了与之相互配合，其主变出口的重合器选用快慢交替的方式，若是线路出现故障，第一时间内会快速跳闸，变为带时限保护。

同时，也可以说是电流电压控制型的特点是有机的结合了“电压型”和“电流型”的优点，并在其不足之上进行不断的改进。

若是选用“电压型”的开关将其装置与线路的主干线上，选用“电流型”的开关将其安置在线路的分支上，这样所调配出来的模式将会是一种最为切实有效的保护方式。

因此，在我们加强力度改造配网线路馈线自动化的时候能够选用这种较为自动化的模式，可以将主干线上的两个开关设置为“电压型”开关，同时将分支线上的两个开关设置为“电流型”开关。

四、总结

配网线路馈线自动化的不断改革与发展加快了我国居民生活水平前景的步伐，但是同时也给与我国的电力负荷造成了许多困扰。

加之现代用户对已电力供应的要求越来越高，我国加速配电网线路馈线自动化改造技术已经是刻不容缓了。

更为重要的是，实现配网线路馈线自动化技术能够将配电网的故障定位处理能力提升，同时还能将其处理故障的实际爱你进行压缩，从而确保供电损失降到最低，最终实现配电网的安全可靠运行。

参考文献

[1]龚静.配电网综合自动化技术[J].北京：机械工业出版社，2008，25-36.

[2]徐靖东，张保会，尤敏，阎海山，等.基于暂态零序电流特征的小电流接地选线装置[J].电力系统自动化设备，2009，29(4)：101-105.

馈线自动化 第3篇

关键词：配电网;馈线自动化技术;应用;发展

中图分类号：TM727.2     文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2014）35-0018-01

配电网是我国电力系统中必不可少的一个组成部分，作为供电企业和用户之间的纽带，在电力系统中占据着重要地位。近年来，经济社会的发展促进了配电网的发展，同时也对配电网提出了新的要求和挑战。在这种形势下，为了更好地顺应时代发展潮流和满足现实发展需要，我们需要采取一些措施不断提高配电网运行的安全性和高效性，从而提高配电网供电的可靠性。其中在配电网运行过程中，馈线自动化（Feeder Automation，FA）技术的应用可以有效解决配电网中的各种故障，对于促进配电网的发展具有重要作用，适应了新时期电力的发展需要。

1  配电网馈线自动化技术的具体应用

在配电网中，所谓馈线自动化就是指当配电网中的馈线出现故障以后，自动化终端捕捉故障信息，自动判断、隔离馈线故障区域，并恢复配电网中非故障区域正常供电的一种技术，这种技术的应用在很多程度上提高了配电网供电的可靠性。以下，我就结合配电网实际情况，对馈线自动化技术的具体应用进行分析。

1.1  馈线终端的故障处理

在馈线终端故障处理过程中，首先，馈线终端通过对检测到的故障信息的分析，对故障的具体类型进行判断，识别其属于瞬时性故障还是永久性故障。然后，把分析的故障信息结果进行上报，配电主站向馈线自动化终端下发故障整定值，例如，电压和电流以及零序功率等，同时由多个配电自动化终端分别执行故障隔离和非故障区域恢复供电的控制命令。

1.2  配电子站故障处理

在配电自动化系统中，配电子站发挥着重要作用，它不仅要与变电站中的远程测控终端（RTU）相连接，负责变电站中各种数据信息的采集，而且还负责故障信息的查询、上报、故障区域的隔离等工作，在配电网恢复供电中发挥着重要作用。比如，如果配电网馈线终端检测到一些瞬时故障，就会上报到配电自动化子站，配电子站不进行操作，直接再上报给配电主站。如果馈线终端检测到的是永久性故障，上报给配电子站后，配电子站就会对其进行分析，判断故障发生的具体位置，并发出相关命令，远程控制开关操作，对故障区域进行隔离。

1.3  配电网主站故障处理

在配电网故障处理中，配电主站的功能主要表现为通过对参数的整定和管理，发挥隔离和恢复供电的作用。比如，配电网中的故障已经超出配电子站的区域或者配电子站对故障隔离没有成功，这时配电子站就会上报给配电主站，通过对各个配电子站的协调来完成故障隔离工作，然后再恢复程序，保证非故障区的正常供电。

1.4  配电网架空线路故障处理

架空线路是配电网中电力输送的主要途径，是保证配电网供电可靠性的一个重要方面。在处理架空线路中，首先由馈线自动化终端对架空线路故障进行检测，接着馈线自动化终端和配电子站对架空线路的故障进行分析和定位，最后由馈线自动化终端配合配电子站或者配电主站完成架空线路的隔离和恢复供电工作。

2  配电网馈线自动化的发展

馈线自动化是电力系统中的一个重要技术，经过多年的发展，馈线自动化技术正逐步完善，在配电网故障处理中的作用越来越明显。具体来讲，馈线自动化主要经过了以下几个发展阶段。

2.1  早期的配电网馈线自动化模式

早期的配电网馈线自动化模式如图1所示，在这种模式中，主要通过电流速短保护和断路器等发挥作用。具体来讲，当配电网中的馈线出现故障时，其中安装的电流速短保护和断路器做出保护动作，接着工作人员根据相关指示拉开馈线故障区域的隔离开关进行隔离处理，然后再操作闭合断路器对非故障区域恢复供电。这种馈线自动化模式中的自动化程度还比较低，并且停电的时间也相对较长。

2.2  20世纪80年代的配电网馈线自动化模式

随着经济社会的发展和科学技术的发展，到20世纪80年代又出现了一种新型的配电网馈线自动化模式，如图2所示，这种模式中主要使用的是重合器和分段开关。在具体的应用中，重合器和分段开关可以自动进行故障查找、故障隔离以及恢复供电等功能，大大提高了馈线自动化的水平，但是恢复供电的时间比较缓慢。

2.3  目前的配电网馈线自动化模式

近年来，随着通信技术的发展，又出现了一种基于网络通信和配电自动化终端的配电网馈线自动化模式，如图3所示。这种模式自动化终端把故障的信息传送给配电网调度中心，从而完成故障定位、隔离以及恢复供电等环节。这种模式的自动化程度得到了很大提高，恢复供电的时间也缩短了，但是在传输过程中对网络通信的依靠性比较大。

3  结  语

在社会发展新时期，我国对电力的需求不断增加，在这种形势下，我们必须提高配电网运行的水平。在配电网运行过程中，馈线自动化技术的应用在很大程度上提高了配网故障的处理效率，对于配电网的安全高效运行具有重大意义。近年来，随着经济社会的发展和科学技术的发展进步，配电网馈线自动化模式不断改进，向着更加智能化的方向发展，提高了故障处理的自动化水平，缩短了恢复供电的时间，在更大程度上提高了配电网供电的可靠性，使配电网能够更好地为我国经济社会发展和人们的生产生活提供电力服务。

参考文献：

[1] 杨建雄.馈线自动化技术在配电网中的应用[J].中国新技术新产品，2011，（2）.

[2] 张敏，崔琪，吴斌.智能配电网馈线自动化发展及展望[J].电网与清洁能源，2010，（4）.

[3] 王世果，杨红伟，王宁宁.浅谈配电网常用的馈线自动化模式[J].农村电工，2010，（9）.

[4] 吴洪勋，程法民，王伟，等.智能型馈线自动化实现方式的比较分析[J].山东电力技术，2011，（3）.

[5] 孙建.县级供电企业配网自动化的研究和建设[D].济南：山东大学，2014.

[6] 李海清.巴彦淖尔市配网自动化规划与效益分析[D].北京：华北电力大学，2013.

[7] 曾照新.配电网馈线自动化技术研究[D].长沙：湖南大学，2013.

[8] 程延龙.供电企业远程自动抄表系统建设与应用研究[D].北京：华北电力大学，2013.

[9] 李振全.10 kV架空环网快速故障自愈控制技术研究[D].济南：山东大学，2012.

[10] 王凯.基于IEC61850的智能配电终端模型的研究[D].北京：华北电

力大学，2012.

[11] 赵乐.房山区电网配电自动化系统设计与研究[D].北京：华北电力

大学，2012.

摘  要：配电网在我国电力系统中发挥着重要作用，对于电力系统的发展具有重大意义。在配电网运行中，馈线自动化技术的应用对于提高配电网故障处理水平具有重要作用。鉴于此，在电力发展新时期，我们需要加强对馈线自动化的研究和应用，不断提高馈线自动化的水平，进而保证配电网的安全高效运行。文章从实际情况出发，介绍了馈线自动化的发展现状，并在此基础上对其在配电网中的具体应用进行了分析，希望对我国配电网的发展能够有所帮助。

关键词：配电网;馈线自动化技术;应用;发展

中图分类号：TM727.2     文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2014）35-0018-01

配电网是我国电力系统中必不可少的一个组成部分，作为供电企业和用户之间的纽带，在电力系统中占据着重要地位。近年来，经济社会的发展促进了配电网的发展，同时也对配电网提出了新的要求和挑战。在这种形势下，为了更好地顺应时代发展潮流和满足现实发展需要，我们需要采取一些措施不断提高配电网运行的安全性和高效性，从而提高配电网供电的可靠性。其中在配电网运行过程中，馈线自动化（Feeder Automation，FA）技术的应用可以有效解决配电网中的各种故障，对于促进配电网的发展具有重要作用，适应了新时期电力的发展需要。

1  配电网馈线自动化技术的具体应用

在配电网中，所谓馈线自动化就是指当配电网中的馈线出现故障以后，自动化终端捕捉故障信息，自动判断、隔离馈线故障区域，并恢复配电网中非故障区域正常供电的一种技术，这种技术的应用在很多程度上提高了配电网供电的可靠性。以下，我就结合配电网实际情况，对馈线自动化技术的具体应用进行分析。

1.1  馈线终端的故障处理

在馈线终端故障处理过程中，首先，馈线终端通过对检测到的故障信息的分析，对故障的具体类型进行判断，识别其属于瞬时性故障还是永久性故障。然后，把分析的故障信息结果进行上报，配电主站向馈线自动化终端下发故障整定值，例如，电压和电流以及零序功率等，同时由多个配电自动化终端分别执行故障隔离和非故障区域恢复供电的控制命令。

1.2  配电子站故障处理

在配电自动化系统中，配电子站发挥着重要作用，它不仅要与变电站中的远程测控终端（RTU）相连接，负责变电站中各种数据信息的采集，而且还负责故障信息的查询、上报、故障区域的隔离等工作，在配电网恢复供电中发挥着重要作用。比如，如果配电网馈线终端检测到一些瞬时故障，就会上报到配电自动化子站，配电子站不进行操作，直接再上报给配电主站。如果馈线终端检测到的是永久性故障，上报给配电子站后，配电子站就会对其进行分析，判断故障发生的具体位置，并发出相关命令，远程控制开关操作，对故障区域进行隔离。

1.3  配电网主站故障处理

在配电网故障处理中，配电主站的功能主要表现为通过对参数的整定和管理，发挥隔离和恢复供电的作用。比如，配电网中的故障已经超出配电子站的区域或者配电子站对故障隔离没有成功，这时配电子站就会上报给配电主站，通过对各个配电子站的协调来完成故障隔离工作，然后再恢复程序，保证非故障区的正常供电。

1.4  配电网架空线路故障处理

架空线路是配电网中电力输送的主要途径，是保证配电网供电可靠性的一个重要方面。在处理架空线路中，首先由馈线自动化终端对架空线路故障进行检测，接着馈线自动化终端和配电子站对架空线路的故障进行分析和定位，最后由馈线自动化终端配合配电子站或者配电主站完成架空线路的隔离和恢复供电工作。

2  配电网馈线自动化的发展

馈线自动化是电力系统中的一个重要技术，经过多年的发展，馈线自动化技术正逐步完善，在配电网故障处理中的作用越来越明显。具体来讲，馈线自动化主要经过了以下几个发展阶段。

2.1  早期的配电网馈线自动化模式

早期的配电网馈线自动化模式如图1所示，在这种模式中，主要通过电流速短保护和断路器等发挥作用。具体来讲，当配电网中的馈线出现故障时，其中安装的电流速短保护和断路器做出保护动作，接着工作人员根据相关指示拉开馈线故障区域的隔离开关进行隔离处理，然后再操作闭合断路器对非故障区域恢复供电。这种馈线自动化模式中的自动化程度还比较低，并且停电的时间也相对较长。

2.2  20世纪80年代的配电网馈线自动化模式

随着经济社会的发展和科学技术的发展，到20世纪80年代又出现了一种新型的配电网馈线自动化模式，如图2所示，这种模式中主要使用的是重合器和分段开关。在具体的应用中，重合器和分段开关可以自动进行故障查找、故障隔离以及恢复供电等功能，大大提高了馈线自动化的水平，但是恢复供电的时间比较缓慢。

2.3  目前的配电网馈线自动化模式

近年来，随着通信技术的发展，又出现了一种基于网络通信和配电自动化终端的配电网馈线自动化模式，如图3所示。这种模式自动化终端把故障的信息传送给配电网调度中心，从而完成故障定位、隔离以及恢复供电等环节。这种模式的自动化程度得到了很大提高，恢复供电的时间也缩短了，但是在传输过程中对网络通信的依靠性比较大。

3  结  语

在社会发展新时期，我国对电力的需求不断增加，在这种形势下，我们必须提高配电网运行的水平。在配电网运行过程中，馈线自动化技术的应用在很大程度上提高了配网故障的处理效率，对于配电网的安全高效运行具有重大意义。近年来，随着经济社会的发展和科学技术的发展进步，配电网馈线自动化模式不断改进，向着更加智能化的方向发展，提高了故障处理的自动化水平，缩短了恢复供电的时间，在更大程度上提高了配电网供电的可靠性，使配电网能够更好地为我国经济社会发展和人们的生产生活提供电力服务。

参考文献：

[1] 杨建雄.馈线自动化技术在配电网中的应用[J].中国新技术新产品，2011，（2）.

[2] 张敏，崔琪，吴斌.智能配电网馈线自动化发展及展望[J].电网与清洁能源，2010，（4）.

[3] 王世果，杨红伟，王宁宁.浅谈配电网常用的馈线自动化模式[J].农村电工，2010，（9）.

[4] 吴洪勋，程法民，王伟，等.智能型馈线自动化实现方式的比较分析[J].山东电力技术，2011，（3）.

[5] 孙建.县级供电企业配网自动化的研究和建设[D].济南：山东大学，2014.

[6] 李海清.巴彦淖尔市配网自动化规划与效益分析[D].北京：华北电力大学，2013.

[7] 曾照新.配电网馈线自动化技术研究[D].长沙：湖南大学，2013.

[8] 程延龙.供电企业远程自动抄表系统建设与应用研究[D].北京：华北电力大学，2013.

[9] 李振全.10 kV架空环网快速故障自愈控制技术研究[D].济南：山东大学，2012.

[10] 王凯.基于IEC61850的智能配电终端模型的研究[D].北京：华北电

力大学，2012.

[11] 赵乐.房山区电网配电自动化系统设计与研究[D].北京：华北电力

大学，2012.

摘  要：配电网在我国电力系统中发挥着重要作用，对于电力系统的发展具有重大意义。在配电网运行中，馈线自动化技术的应用对于提高配电网故障处理水平具有重要作用。鉴于此，在电力发展新时期，我们需要加强对馈线自动化的研究和应用，不断提高馈线自动化的水平，进而保证配电网的安全高效运行。文章从实际情况出发，介绍了馈线自动化的发展现状，并在此基础上对其在配电网中的具体应用进行了分析，希望对我国配电网的发展能够有所帮助。

关键词：配电网;馈线自动化技术;应用;发展

中图分类号：TM727.2     文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2014）35-0018-01

配电网是我国电力系统中必不可少的一个组成部分，作为供电企业和用户之间的纽带，在电力系统中占据着重要地位。近年来，经济社会的发展促进了配电网的发展，同时也对配电网提出了新的要求和挑战。在这种形势下，为了更好地顺应时代发展潮流和满足现实发展需要，我们需要采取一些措施不断提高配电网运行的安全性和高效性，从而提高配电网供电的可靠性。其中在配电网运行过程中，馈线自动化（Feeder Automation，FA）技术的应用可以有效解决配电网中的各种故障，对于促进配电网的发展具有重要作用，适应了新时期电力的发展需要。

1  配电网馈线自动化技术的具体应用

在配电网中，所谓馈线自动化就是指当配电网中的馈线出现故障以后，自动化终端捕捉故障信息，自动判断、隔离馈线故障区域，并恢复配电网中非故障区域正常供电的一种技术，这种技术的应用在很多程度上提高了配电网供电的可靠性。以下，我就结合配电网实际情况，对馈线自动化技术的具体应用进行分析。

1.1  馈线终端的故障处理

在馈线终端故障处理过程中，首先，馈线终端通过对检测到的故障信息的分析，对故障的具体类型进行判断，识别其属于瞬时性故障还是永久性故障。然后，把分析的故障信息结果进行上报，配电主站向馈线自动化终端下发故障整定值，例如，电压和电流以及零序功率等，同时由多个配电自动化终端分别执行故障隔离和非故障区域恢复供电的控制命令。

1.2  配电子站故障处理

在配电自动化系统中，配电子站发挥着重要作用，它不仅要与变电站中的远程测控终端（RTU）相连接，负责变电站中各种数据信息的采集，而且还负责故障信息的查询、上报、故障区域的隔离等工作，在配电网恢复供电中发挥着重要作用。比如，如果配电网馈线终端检测到一些瞬时故障，就会上报到配电自动化子站，配电子站不进行操作，直接再上报给配电主站。如果馈线终端检测到的是永久性故障，上报给配电子站后，配电子站就会对其进行分析，判断故障发生的具体位置，并发出相关命令，远程控制开关操作，对故障区域进行隔离。

1.3  配电网主站故障处理

在配电网故障处理中，配电主站的功能主要表现为通过对参数的整定和管理，发挥隔离和恢复供电的作用。比如，配电网中的故障已经超出配电子站的区域或者配电子站对故障隔离没有成功，这时配电子站就会上报给配电主站，通过对各个配电子站的协调来完成故障隔离工作，然后再恢复程序，保证非故障区的正常供电。

1.4  配电网架空线路故障处理

架空线路是配电网中电力输送的主要途径，是保证配电网供电可靠性的一个重要方面。在处理架空线路中，首先由馈线自动化终端对架空线路故障进行检测，接着馈线自动化终端和配电子站对架空线路的故障进行分析和定位，最后由馈线自动化终端配合配电子站或者配电主站完成架空线路的隔离和恢复供电工作。

2  配电网馈线自动化的发展

馈线自动化是电力系统中的一个重要技术，经过多年的发展，馈线自动化技术正逐步完善，在配电网故障处理中的作用越来越明显。具体来讲，馈线自动化主要经过了以下几个发展阶段。

2.1  早期的配电网馈线自动化模式

早期的配电网馈线自动化模式如图1所示，在这种模式中，主要通过电流速短保护和断路器等发挥作用。具体来讲，当配电网中的馈线出现故障时，其中安装的电流速短保护和断路器做出保护动作，接着工作人员根据相关指示拉开馈线故障区域的隔离开关进行隔离处理，然后再操作闭合断路器对非故障区域恢复供电。这种馈线自动化模式中的自动化程度还比较低，并且停电的时间也相对较长。

2.2  20世纪80年代的配电网馈线自动化模式

随着经济社会的发展和科学技术的发展，到20世纪80年代又出现了一种新型的配电网馈线自动化模式，如图2所示，这种模式中主要使用的是重合器和分段开关。在具体的应用中，重合器和分段开关可以自动进行故障查找、故障隔离以及恢复供电等功能，大大提高了馈线自动化的水平，但是恢复供电的时间比较缓慢。

2.3  目前的配电网馈线自动化模式

近年来，随着通信技术的发展，又出现了一种基于网络通信和配电自动化终端的配电网馈线自动化模式，如图3所示。这种模式自动化终端把故障的信息传送给配电网调度中心，从而完成故障定位、隔离以及恢复供电等环节。这种模式的自动化程度得到了很大提高，恢复供电的时间也缩短了，但是在传输过程中对网络通信的依靠性比较大。

3  结  语

在社会发展新时期，我国对电力的需求不断增加，在这种形势下，我们必须提高配电网运行的水平。在配电网运行过程中，馈线自动化技术的应用在很大程度上提高了配网故障的处理效率，对于配电网的安全高效运行具有重大意义。近年来，随着经济社会的发展和科学技术的发展进步，配电网馈线自动化模式不断改进，向着更加智能化的方向发展，提高了故障处理的自动化水平，缩短了恢复供电的时间，在更大程度上提高了配电网供电的可靠性，使配电网能够更好地为我国经济社会发展和人们的生产生活提供电力服务。

参考文献：

[1] 杨建雄.馈线自动化技术在配电网中的应用[J].中国新技术新产品，2011，（2）.

[2] 张敏，崔琪，吴斌.智能配电网馈线自动化发展及展望[J].电网与清洁能源，2010，（4）.

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[6] 李海清.巴彦淖尔市配网自动化规划与效益分析[D].北京：华北电力大学，2013.

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[10] 王凯.基于IEC61850的智能配电终端模型的研究[D].北京：华北电

力大学，2012.

[11] 赵乐.房山区电网配电自动化系统设计与研究[D].北京：华北电力

配网自动化之馈线自动化探讨 第4篇

电力系统中的小电流接地系统单相接地故障选线定位问题研究多年, 但一直没有形成有效的解决办法, 究其原因是在故障发生时, 所涉及的故障特征十分复杂, 故障边界条件不确定, 无法使用统一的数学模型描述故障特点。其电网结构线路参数的不平衡、过渡电阻的大小、消弧线圈的使用、电压电流互感器的限制等因素, 都会严重影响故障选线定位的精确性。

作为配电自动化必不可少的一部分, 馈线自动化 (FA) 能够自动对所有馈线的数据采集过程与运行方式进行监视。通过馈线自动化的开展, 当系统在运行过程中出现馈线故障时, 能够及时发现故障并对故障作相应的隔离, 及时恢复区域的电力输送, 使得供电系统具备更高的可靠性。

2 馈线自动化基本概念

馈线自动化主要由故障发现、故障隔离、区域电力输送恢复与配电网络重组这几个部分构成。当一个区域出现馈线故障时, 应当将开关尽快跳开, 将故障隔离开来。之后, 尽快对馈线故障的区域恢复电力的输送, 从而防止由于故障发生而造成整个系统失电的情形, 使得停电范围显著缩小, 保证供电系统具备较高的可靠性。

当前, 我国馈线自动化包含两种类型:一种类型是没有配电子站或主站的就地型馈线自动化, 另一种类型是将配电子站与主站结合起来的集中型馈线自动化。馈线自动化从就地型向着集中型的方向发展, 已经成为配电系统智能化发展的必然趋势。

3 馈线自动化控制模式

3.1 就地控制模式

这种配电网的故障判断、隔离与电力输送的恢复是以就地控制方式为基础来开展的。这种模式通过对配电网中分布的开关、重合器、分段器、馈线断路器等具备就地控制功能的设施的合理利用, 当出现馈线故障时, 通过对这些设施的动作顺序的合理设置, 自动实现配电网的故障判断、隔离与供电恢复的就地控制。按照控制方式的差异, 就地控制模式包含电流就地控制、电压就地控制与电流电压混合就地控制这三种类型。

就地控制模式主要采用分段器与重合器这两个设施, 不需要利用计算机、通讯设施与互联网技术, 这种模式主要由配电网的重合器、电气设施来完成, 需要较高的一次性资金投入;DA模式预先设置不同设施的动作顺序, 因而需要对开关进行试投, 这可能会造成电流短路, 对相关设施带来较大的冲击, 对设施的寿命带来一定的影响, 同时还需要加大设施的维护力度。就地控制模式比较适合简单的电网结构, 在对故障区域进行供电恢复时, 只能根据预先设置的策略进行恢复, 恢复时没有将优化策略、网络约束与负荷高低等实际情形考虑在内, 受到设施功能较大的约束。此外, 调整运行方式后, 需要到现场修改定值。

3.2 主站集中型控制模式

主站集中型控制模式引入了配电自动化主站系统, 由计算机完成故障的定位、隔离以及恢复, 因此它可以较快的自动恢复送电, 而且开关动作次数少, 对配网设施不会带来过多的冲击。当配电网处于正常状态时, 也可以对配电网的状态进行实时监控, 通过遥控的形式更改相应的状态, 当出现故障时能够利用开关的过流脱扣机制与继电保护机制, 及时对故障进行判断与隔离, 并及时对区域的电力输送进行恢复。

该模式需要高质量的通信通道及计算机主站系统, 投资较大, 工程牵扯面较广、复杂, 特别是对通讯系统有较高的要求, 当出现故障时, 应当能够及时将故障数据发送到上级站, 并由上级站向FTU发送相关控制指令。

4 馈线自动化控制模式应用

从最近几年的配电自动化发展趋势来看, 许多电力公司都采取了集中型的控制模式。这种模式通过在配电终端安装相关的监测与控制设施, 构建全面高效的通讯互联网, 保证配电子站、主站与终端之间的紧密连接, 并利用功能强大的软件, 形成比较完善的系统。在正常状态下, 系统能够对馈线的电压、电流、联络开关的状况进行实时的监控, 通过线路开关的分闸与合闸操作, 对配电网的运行状态进行不断的优化, 将当前的设施容量充分利用起来, 进而达到降低成本的目标;当发生故障时, 能够及时发现故障, 通过FTU发送的信息对故障作相应的判断, 并采取手动或者自动的方式将故障隔离在区域外, 实现区域电力输送的及时恢复, 进而达到减少停电时间与缩小停电范围的目标。

以FTU为基础的馈线自动化系统如图1。图1为主站-子站-终端式的三层馈线自动化系统。各FTU能够对各柱上的储能、开关位置、功率、电压、负荷等信息进行实时采集, 并通过通讯互联网将这些信息发送到配电网控制中心。各FTU还能够接收配电控制中心发送的控制指令。当出现故障时, 各FTU将故障发生前的信息记录下来, 特别是最大故障功率、电流与电压等重要信息, 并将这些信息发送到配电子站与主站, 利用相关软件对这些信息作相应的分析, 就能够确定故障发生的区域, 并按照系统给出的最佳控制策略, 对故障进行隔离, 及时对其他区域的供电进行恢复。

当前, 配电自动化系统大多采取主站-终端的两层结构, 能够有效降低系统的运行与维护成本。

结束语

馈线自动化技术是实现智能配电网的重要组成部分。馈线自动化技术的发展将呈现多样化、标准化、自愈、经济高效等特征。此外, 适应分布式电源接入也将是馈线自动化的发展趋势之一。

摘要：随着通讯技术与信息技术的快速进步, 我国的配电自动化技术也取得了迅速的发展。但小电流接地系统的单相接地选线问题一直未得到很好的解决。馈线自动化 (FA) 作为配网自动化的重要组成部分, 可以通过对所有馈线的数据采集和运行方式监视来解决上述问题。当电网在运行过程中发生馈线故障时, 馈线自动化技术能够及时发现故障并隔离故障, 保证非故障区域的正常运行, 使得供电系统具有更高的供电可靠性。本文探讨了配网自动化中的馈线自动化技术, 包括馈线自动化技术基本概念、控制类型、以及模式应用情况。

关键词：配网自动化,馈线自动化,控制模式

参考文献

[1]刘东, 盛珑.配电自动化实用模式[J].电力系统自动化, 2001, 25 (5) :40~44.

[2]刘健, 赵树仁, 张小庆等.配电网故障处理关键技术[J].电力系统自动化, 2011, 35 (24) :74-79.

[3]袁钦成.配电系统故障处理自动化技术[M].北京:中国电力出版社, 2007.

基于配网调度的馈线自动化应用 第5篇

1 馈线自动化原理及其作用

1.1 故障定位功能

配网故障包括简单故障、复杂故障。在环网双电源供电系统中, 极易发生简单故障, 而环网多电源供电系统则容易发生复杂故障。当系统发生故障时, 配网系统能够参考馈线遥测数据来分析并计算, 最终确定故障位置, 同时, 还可以准确分析出故障类型, 进而隔离故障。

1.2 隔离故障的功能

该系统能够将配网系统中的多种故障有效集中、合并, 之后再进一步拓展故障范围, 规划出实际的故障范围, 形成故障界限, 并且能够核查故障界限周围的设备, 将故障有效隔离。在这个过程中, 馈线自动化系统会受到各种因素的影响, 但其会通过更新隔离边界形成隔离区域。

1.3 供电恢复功能

当配网故障区域被隔离后, 要科学处理非故障区域, 主要包括转移负荷、编制不同的转供方案并选择。在此过程中, 要考虑转供电源的级别。一般情况下, 电源内部的电能余量越多, 则转供电源级别也就相应的升高。除此之外, 还需要全面分析, 检查故障边界是否存在挂牌现象和接地问题等。如果对端电源的剩余容量不够, 则需要采取拆分措施, 以此来满足转供的需求。在拆分转供负荷时, 则采取多电源提供电能的形式, 以此确保恢复用电方案的有效性。

2 馈线自动化应用要点

2.1 选择自动化系统

在我国配网系统中, 最常用的是10 k V线路, 而馈线自动化基本目标也是在此基础上实现的。通过对10 k V线路的有效分析不难发现, 由于配电系统线路中性点不接地, 所以, 线路中使用了大量的电压设备。电压设备也是馈电系统中的首选设备, 10 k V线路与其他线路相比, 具有较强的简便性, 其对保护设备的功能要求比较低。10 k V主要是为客户终端提供电力服务, 为用电用户提供日常工作和生活所需要的电能。因此, 配电系统要具有较高的安全性和可靠性。

2.2 馈线自动化应用要求

2.2.1 调节配网的结构

在配网系统中, 要想充分发挥馈线自动化系统的功能和作用, 除了选取运行系统外, 还需要选择适合的配网结构。其通常采取的是环网供电结构, 为馈线自动化系统运行提供坚实的网架支撑。另外, 环网结构是现阶段配网系统中比较常用的辅助馈线自动化系统的供电结构。

2.2.2 选择合适的馈线开关

为了确保配网中馈线自动化能够有效运行, 在选择馈线开关时, 要确保开关的性能和质量达到馈线系统的运行标准, 同时, 要选择使用寿命比较长, 安全性和可靠性比较高的开关。质量上乘的馈线开关具有远程控制功能, 且运行平稳, 不需要经常维护和维修。

2.2.3 对FTU单元有较高的要求

在实际工作中, 要选择质量好、高性能、可以在不同环境状态下运行的FTU馈线, 它要具备抵御不良天气和气候等影响的能力。另外, 所选的通讯系统要有流畅、快捷通讯的功能, 进而确保信息数据可以高效地传输没, 充分发挥其自动化功能。

2.2.4 选择主站系统

主站系统中的软件系统需要具备较强的数据储存和分析能力, 要具备较强的处理功能, 而且主站系统中的硬件系统也需要有完备的功能, 可以有效处理数据信息, 即便在配网系统发生故障时, 也可以确保馈线自动化系统能够正常运行。当配电系统出现故障时, 如果安装了馈线自动化系统, 则可以及时排除故障, 缩小停电区域, 进而减少故障损失。

2.3 实际案例应用效果

2.3.1 馈线自动化系统应用案例

某供电企业在开展配网电自动化系统改造时, 应用了FTU馈线自动化系统, 具体如图1所示。该系统主要包括控制箱、一次电气设备和SCADA主站系统。它具有采集信息的功能, 能够收集电压、电流、负荷等信息, 并将收集到的信息传输至控制中心。当出现故障后, 系统可以实时记录故障信息, 并且将故障信息传送至系统处理, 提出相应的处理措施, 以便及时恢复用电。

2.3.2 馈线自动化系统发挥的作用

FTU单元作为系统的核心环节, 主要发挥着遥测和监控作用, 能够实现数据统计与分析。它不仅可以远程监控配网系统, 还可以收集故障信息。FTU控制主站能够有效、安全地收集和传输主站信息。SCADA主站系统主要是由数据采集构建与处理模块、故障报警模块构成, 它主要负责采集电流、电压信息, 科学维护负荷平衡。同时, 在设备发生故障后, 其警报模块能够及时报警, 形成警示报告, 为故障处理提供参考依据。

3 结束语

综上所述, 将馈线自动化系统应用到配网系统中, 能够确保系统运行的安全性和稳定性。如果系统发生故障, 馈线系统能够及时断定故障位置, 科学分析故障类型, 进而给出合理的处理方案。这样, 在很大程度上缩短了故障处理所需的时间, 提高了配网系统的故障处理效率, 同时, 还可以及时恢复非故障区域用户的用电, 确保配网系统运行的稳定性, 最大限度上减少供电企业的经济损失。

参考文献

[1]李厚德.馈线自动化在配网调度中的应用探究[J].通讯世界, 2015 (24) .

[2]苏标龙, 周养浩, 时金媛, 等.配电网馈线自动化投运条件及运行工况自校验仿真测试分析[J].供用电, 2016 (05) .

[3]黄秋月.关于配网调度的馈线自动化应用要点分析[J].中国新技术新产品, 2015 (03) .

10kV馈线自动化开关实践探讨 第6篇

关键词：馈线自动化,配电系统,配电功能,自动化开关

随着我国经济的不断增长, 人们的生产和生活对用电的要求越来越高, 配网自动化建设成为了电网建设的重要部分。但在馈线自动化技术方面仍有许多未解决的难题, 导致配电系统常发生故障, 影响了配网的自动化建设。因此, 如何做好馈线自动化开关的实践应用成为了工作人员需要解决的问题。下面就此进行讨论、分析。

1 自动化开关的数量和布点要求

1.1 自动化开关的数量配置

实施馈线自动化必然要对原有的开关进行自动化改造, 或新建线路开关采用自动化开关。采用自动化开关的数量越多, 受故障影响的用户数越少、时间越短, 但工程造价越高, 且两者不属于线性关系。按照10 k V线路故障发生位置的统计分析得出, 发生在配网线路主干线、分支线的故障分别占43%和57%.其中, 一级分支线和二级以后支线的故障比例分别为24%和33%, 主干线各分段之间故障比例基本符合平均规律。选取10 k V架空馈线典型接线方式, 通过配置不同数量的自动化开关进行效益分析得出了配电自动化开关数量与投资收益的关系。

随着自动化开关数量的增加, 投资收益大幅下降, 为了节省投资, 经论证, 将10 k V架空馈线主线的分段和联络开关改为自动化开关的总体投资收益最高, 且分段开关数量不超过3台, 最多不超过4台。

1.2 自动化开关的布点

1.2.1 电压-时间型自动化开关的布点

实施电压-时间型馈线自动化的线路, 应综合考虑线路长度、负荷和用户数等因素, 主干线选用自动化负荷开关应按“三分段一联络”规划, 主干线设2台自动化分段开关。当主干线线路较长时, 可酌情增加1台自动化分段开关, 即主干线分段开关和联络开关合计不超过4台。

当分支线路的长度较长、设备或线路老旧、故障频繁时, 如果供电可靠性要求不高, 则该分支线路可设置自动化负荷开关;如果供电可靠性要求较高, 则该分支线路可设置自动化断路器。

1.2.2 电压-电流型自动化开关的布点

实施电压-电流型馈线自动化的线路, 应综合考虑线路长度、负荷和用户数等因素对主干线进行分段。一般情况下, 主干线宜设两三个分段负荷开关, 将线路分成三四段。电压-电流型自动化开关在变电站开关第一次重合闸后如果没有检测到故障信息, 则将闭锁分闸, 即此开关在变电站开关第二次重合闸时处于闭合状态。此时, 如果线路较长, 且故障发生在线路末端, 由于励磁涌流的缘故, 则可能会引起变电站开关误动, 影响非故障区域的恢复供电。因此, 当线路较长, 主干线、分支线用自动化分段开关分段超过5段时, 应配置1台主干线分段断路器, 并设置于线路前1/3位置, 这样可以满足缩小停电范围的要求, 又可有效减少变电站出线开关跳闸次数。当分支线路的长度较长、设备或线路老旧、故障频繁时, 可设置自动化开关。

1.2.3 真空断路器自动化开关的布点

对于线路主线和分支线上配置真空断路器自动化开关, 虽然在一定程度上能满足缩小停电范围和减少变电站出线开关跳闸次数的要求, 但真空断路器自动化开关在继电保护方面不能保证上、下级之间的选择性, 根据《供配电系统设计规范》 (GB50020—2009) 中的4.0.6, 供配电系统应简单、可靠, 同一电压等级的配电级数高压不宜多于二级, 低压不宜多于二级;电力系统容许继电保护的时限级数对于10 k V而言, 正常情况下只限于二级, 如果配电级数超过三级, 则中间一级势必要与上一级、下一级之间无选择性。因此, 对于10 k V线路而言, 应限制断路器的使用, 为了达到“二级”配电级数的要求, 每回线路主线上和分支线上最多各配置1台断路器自动化开关的投资收效率最高。

2 10 k V柱上自动化开关典型应用方案

2.1 电压-时间型自动化开关的应用方案

2.1.1 系统示意图

图1中, CB为带时限保护 (限时速断、过流、零序) 和二次重合闸功能的馈线出线断路器;FSW1和FSW2为主干线电压-时间型分段的负荷开关;ZSW1为分支线电压-时间型的负荷开关;LSW为联络开关。

2.1.2 自动化开关的功能要求

假设断路器CB继电保护动作时间整定为0 s, 零序保护时间整定为0 s。一次重合闸时间和二次重合闸时间均整定为5 s。

负荷开关FSW1和FSW2均为得电合闸、失电分闸, 在得电后7 s延时合闸, 得电后3 s内失压或合闸后3 s内失压, 开关分闸、闭锁合闸。

负荷开关ZSW1为得电合闸、失电分闸, 在得电后12 s延时合闸, 合闸后3 s内失压, 闭锁合闸。对于负荷开关LSW, 当开关两侧有压时, 开关分闸、闭锁合闸;当开关一侧失压, 另一侧有压, 则延时45 s后合闸, 合闸后3 s内失压, 开关分闸、闭锁合闸。

2.2 电压-电流型自动化开关的典型应用方案

2.2.1 系统示意图

图2中, CB为带时限保护和二次重合闸功能的馈线出线断路器;FSW1和FSW2为主干线电压-电流型分段的负荷开关;FB为带时限保护和重合闸功能的分段断路器;ZB1为带时限保护和重合闸功能的分支分界断路器;FSW1和FSW2为主干电压-电流型分段的负荷开关;LSW为联络开关。

2.2.2 自动化开关的功能要求

假设断路器CB继电保护动作时间整定为0.3 s, 零序保护时间整定为1 s。一次重合闸时间和二次重合闸时间均整定为5 s。

主干线分段断路器FB过流保护时间为0.15 s, 零序保护时间为0.6 s, 两级过流保护的时间级差为0.15 s, 零序保护的时间级差为0.4 s, 一次重合闸时间和二次重合闸时间均整定为5 s。

分支分界断路器ZB1继电保护动作时间整定为0 s, 零序保护时间整定为0 s (小电阻接地系统) , ZB1一次重合闸时间和二次重合闸时间均整定为5 s。

负荷开关FSW1、FSW2均为得电合闸、失电分闸, 在得电后7 s延时合闸, 合闸3 s内未检测到故障电流闭锁分闸;否则, 分闸后闭锁合闸, 得电后3 s内失压, 闭锁合闸。

负荷开关LSW为联络自动化开关, 当开关两侧有压时, 开关分闸、闭锁合闸;当开关一侧失压, 开关另一侧有压, 则延时45 s后合闸, 合闸后3 s内失压, 闭锁合闸。

3 自动化开关存在的问题及其解决建议

3.1 应用中存在的问题分析

应用中主要存在以下2方面的问题:1电压-时间型自动化开关的控制功能主要以开关两侧是否存在电压为分合闸的判断依据, 当开关PT出现故障或PT熔丝熔断时, 开关因单侧失压而误动作, 出现环网线路非法合环转供电, 联络开关转供会引起侧环网线路变电站侧开关动作跳闸, 进而扩大故障范围。2如果因主网线路、主变或10 k V母线故障而引起10 k V母线失压, 则在该段母线的10 k V馈线开关没有分闸的情况下, 馈线自动化自动转供电功能启用后, 会形成向10 k V母线反送电, 形成一回10k V线路带该段母线全部负荷的情况, 易造成该部分10 k V线路热稳定越限, 或出现多条10 k V电源反送至该段母线的情况, 造成多个电源非法并联的情况, 进而扩大故障范围。

3.2 解决建议

具体可从以下2方面着手解决:1消除PT故障的措施可以从2方面入手, 即选用优良厂家的互感器、做好设备接地和防雷措施的设计。设备安装前, 应对二次回路的绝缘能力进行检测。关于自动化开关逻辑判断功能过于简单的问题, 建议多采用电压-电流型自动化负荷开关, 还可增加上传环网开关位置变化信息等辅助措施避免开关误动。2为了避免主网线路、主变或10 k V母线故障引起的10 k V母线失压, 解决因线路自动转供电而向变电站失压母线反送电的问题, 建议在变电站出口#1塔上安装1台电压-时间型负荷开关, 且在开关电源侧安装1台电压互感器, 开关功能要求在电源侧有电压时延时合闸、电源侧失压后延时分闸, 从而可有效减少向变电站母线反送电的现象。

4 结束语

综上所述, 10 k V架空线就地型馈线自动化可应用于郊区或故障率高的地区, 改变开关的状态可改变电网的结构, 能明显降低配电网线损, 创造更大的经济效益;可有效检测负荷, 从而提高供电质量;可及时发现故障并将其隔离, 从而大大提高供电可靠性。

参考文献

[1]温健锋.10 kV架空线就地型馈线自动化开关应用研究[J].现代制造, 2014 (33) .

10kV馈线自动化解决方案探讨 第7篇

目前10 k V架空线路覆盖范围广阔,跳闸率高,柱上开关数量严重不足,这些因素直接导致架空线路所在的农村地区供电可靠率低,远远低于市中心区的供电可靠性水平,对供电可靠性水平造成了很大的影响。

传统常用的重合器与电压-时间型分段器配合具有设备配置简单,隔离故障成功率高的特点[1],但具有以下明显的弊端:1)每次故障都会导致馈线出线开关跳闸;2)不能缩小停电区域,非故障段也会引起停电;3)隔离故障需要馈线出线开关多次分合闸配合,造成非故障区域的多次重复停电;4)隔离故障所需时间长,需要逐段延时合闸分段负荷开关;5)不能实现馈线潮流、开关状况的远方监视控制[2,3]。

特别是针对架空馈线以自然延伸辐射型为主,主干线上带有多条分支线,分支线再延伸出多条小分支线,线路结构复杂的情况,而且分支线上的每一次永久或瞬时故障均会引起全条馈线停电,影响范围较大,因此传统的电压型馈线自动化模式已不能满足配网实际发展需求,需要探讨一种功能丰富、适合发展的馈线自动化模式,这对10 k V架空馈线的发展将起到重要作用。

1 馈线自动化保护配置方案(断路器+负荷开关+智能控制器)

本方案涉及的主要设备为馈线出线断路器、主干线分段断路器、主干线分段负荷开关、分支线分界断路器、分支线分界负荷开关、分支线用户分界负荷开关。

(1)智能柱上断路器

智能柱上断路器是配置自动化控制单元和保护单元的柱上断路器,满足馈线自动化的要求,可切断相间短路电流、负荷电流、零序电流。可装设在主干线和分支线上,配置三相电压或电流互感器、零序电流互感器。可带两种保护配置,一种配置带时限的过流或速断保护、零序保护,另一种配置重合闸后加速保护。

(2)智能柱上负荷开关

智能柱上负荷开关是配置自动化控制单元的柱上负荷开关,满足馈线自动化的功能要求,可切断负荷电流、零序电流,并且可灵活配置电流型或电压型。可装设在主干线或分支线上,配置三相电压、电流互感器和零序电流互感器。具有有压延时合闸、无压延时分闸等功能,自动隔离故障区域。

(3)分支线用户分界断路器

与智能柱上断路器功能一致,配置了自动化控制器,具有保护功能,满足馈线自动化要求,保护动作整定时间与馈线出线断路器和主干线自动化分段断路器相互配合,可自动切除用户侧的相间短路和单相接地故障,不引起上一级线路跳闸。

(4)馈线自动化智能控制器(FTU)

馈线自动化智能控制器可与断路器、重合器、负荷开关连接,可设置多种控制参数,灵活使用多种通讯方式,使得柱上开关实现馈线自动化相关功能。控制器可选择配备多种保护功能,包括配置带时限的过流或速断保护、零序保护、电压时限型、电流时限型控制等模式。

本馈线自动化解决方案的主要思路是用断路器或负荷开关将馈线分成若干区段,实现对馈线的分段监测、控制,同时应用线路分段故障隔离技术,使线路设备保护与变电站保护进行有效地配合。

2 本馈线自动化配置配合的基本原则

本文论述的馈线自动化为避免传统型的缺点,要遵循以下原则:一是对馈线进行快速地故障定位、故障隔离、非故障区域供电恢复,最大限度地减少故障引起的停电范围、缩短故障恢复时间;二是对配电网正常运行状态进行监控。要减少故障引起的停电范围,就必须使线路合理分段,故障时只跳开靠近故障区域的下游开关,使开关动作引起的停电范围最小。另外,在进行故障隔离和供电恢复的过程中,尽量使开关不做不必要的动作,以减少开关动作次数,延长开关的使用寿命。

基于此原则,结合近几年国内架空线路跳闸情况的特点,本解决方案实现馈线自动化过程中配置的配合要求如下。

(1)减少变电站出线开关跳闸

馈线出线开关跳闸将影响整条馈线的全部供电区域,停电影响范围最大。馈线发生相间短路或单相接地故障时,应通过增设分段断路器和负荷开关的方法,尽可能在出线开关跳闸之前有效隔离故障区域,减少出线开关动作次数。

(2)提高变电站出线开关重合成功率

在10 k V架空线路装设自动化开关的线路投入二次重合闸,满足实施馈线自动化的基本要求。馈线出线开关跳闸后应依靠自动化开关自动切除永久性故障区域,最终使得重合闸成功,缩小故障引起的停电范围,从而大大提高重合闸成功率,减少故障跳闸次数(重合闸不成功)。10 k V馈线故障跳闸率是反映配网运行管理水平的重要指标,降低此项指标意义非常重大。

(3)减少靠近电源侧的开关动作次数

靠近电源侧越近的开关,其跳闸引起的停电范围也越大,应尽量使靠近电源侧的开关少动作。

(4)自动隔离用户侧单相接地故障

由于10 k V配网是中性点小电阻接地系统,单相接地故障频繁引起馈线出线开关零序保护动作,因此采取有效措施避免单相接地故障所引起的跳闸,在用户出门处设置用户分界负荷开关自动切除单相接地故障。

(5)控制单元灵活采用多种通信方式,可上传开关状态信号

馈线自动化开关控制器(FTU)应根据需求灵活配置多种通信模块,开关动作后控制器(FTU)可采用无线、载波、光纤等多种通信方式将告警信号上传至后台,缩短运行人员的故障查找时间。架空线路覆盖范围广阔,可使用无线通信方式[3]。

以上为本馈线自动化方案配置配合的基本原则,下面结合系统图详细说明在上述基本原则基础下对不同故障点故障隔离过程可行性进行简单分析说明。

图1中:CB为带时限保护(过流:0.30 s,零序1.0 s)和二次重合闸功能的馈线出线断路器;FB为带时限保护(过流:0.15 s,零序0.6 s)和二次重合闸功能的主干线分段断路器;FSW1~FSW2为主干线分段负荷开关;ZSW1为分支线分界负荷开关;ZB1为带时限保护(过流0.15 s,零序0.6 s)和二次重合闸功能的分支线分界断路器;YSW1~YSW3为分支线用户分界负荷开关;LSW为联络开关;方框表示断路器,圆圈表示负荷开关。开关填充黑色表示闭合。

3 故障隔离过程

3.1 主干线分段断路器电源侧发生故障(隔离故障恢复供电所需要时间:70 s)

FSW1和FB之间发生永久故障,CB保护动作跳闸,FSW1,FSW2,ZSW1,YSW1~YSW3在失压后跳闸,CB在5 s后重合闸,FSW1一侧有压,延时5 s合闸,由于是永久故障CB再次跳闸,FSW1失压分闸,并闭锁合闸。CB在60 s后第二次重合闸,FSW1成功隔离故障,隔离故障耗时约70 s。

3.2 主干线分段断路器负荷侧发生永久故障(隔离故障恢复供电所需要时间:70 s)

FSW2和ZSW1之间发生永久故障,FB保护动作跳闸,FSW2、ZSW1、YSW3在失压后快速跳闸,FB在5 s后重合闸,FSW2一侧有压,延时5 s合闸,由于是永久故障FB再次跳闸,FSW2失压分闸,并闭锁合闸,FB在60 s后第二次重合闸,FSW2成功隔离故障,隔离故障耗时约70 s。

3.3 分支线分界负荷开关负荷侧发生永久故障(隔离故障恢复供电所需要时间:75 s)

ZSW1和YSW3之间发生永久故障,FB保护动作跳闸,FSW2、ZSW1、YSW3在失压后快速跳闸,FB在5 s后重合闸,FSW2一侧有压,延时5 s合闸,FSW2在3 s后闭锁分闸,ZSW1一侧有压,在延时5s合闸,由于是永久故障FB再次跳闸,ZSW1分闸并闭锁合闸,FSW2保持合闸,FB在60 s后第二次重合闸,ZSW1成功隔离,隔离故障耗时约75 s。

3.4 分支线分界断路器负荷侧发生永久故障(隔离故障恢复供电所需时间:5 s)

ZB1与YSW1/YSW2之间发生永久故障,ZB1保护动作跳闸,ZB1在5 s后重合闸,由于是永久故障,ZB1再次跳闸并闭锁合闸,ZB1成功隔离故障,隔离故障耗时约5 s。

3.5 分支线用户分界负荷开关用户侧发生永久故障(隔离故障恢复供电所需时间:80 s)

用户YSW3发生永久故障,若是相间短路故障,FB保护动作跳闸,FSW2、ZSW1、YSW3在失压后快速分闸。(若是单相接地故障,YSW3跳闸隔离故障,其余开关不动作)。FB在5 s后重合闸,FSW2一侧有压,延时5 s合闸,FSW2在3 s后闭锁分闸,ZSW1一侧有压,在延时5 s合闸,ZSW1在3 s闭锁分闸,YSW3一侧有压,在延时5 s后合闸,由于是永久故障,FB保护动作跳闸,YSW3分闸并闭锁合闸,FSW2、ZSW1保持合闸,FB在60 s后第二次重合闸,YSW3成功隔离故障,隔离故障耗时约80 s。

4 结语

该方案的总体特点如下:

1)设置主干线分段断路器将主干线分为两段,如果第二段发生故障主干线分段断路器自动切除避免出现开关跳闸,与传统馈线比减少了50%出线跳闸,缩小了停电范围,延长了出线断路器的寿命,在维修服务等方面带来的经济效益更大。

2)只有永久性故障发生在出线开关与第一个负荷开关之间才会导致出现开关重合不成功,其余区域将得到迅速隔离,跳闸后重合成功,出线开关重合成功率大幅提高到90%以上。

3)分段负荷开关具有分闸闭锁功能,减少恢复供电时逐级合闸时间,用户负荷开关的应用有效隔离用户侧单相接地故障,减少用户出门事故,缩短了隔离时间。

4)无需通讯手段就可隔离故障,若配合无线通讯功能可以实现远程监控开关状态、故障信号,实现故障的快速定位。同时可以实时采集监控馈线潮流和开关信息。

目前正在改造的南方电网广泛使用这一解决方案,前期运行效果良好,很好提高了配电的可靠性,缩短了停电时间,并通过无线的GPRS传输能快速定位故障位置并显示故障信息,方便了事故分析,大大减少了调度、无人职守站值班员和保修人员的数量及其劳动强度,做到了减员增效;由于效率的提高,社会综合效益也明显提高。

参考文献

[1]刘健.配电自动化系统[M].北京:中国水利水电出版社1998.LIU Jian.Distribution automation system[M].Beijing:China Water Power Press,1998.

[2]王明俊,于尔铿,刘广一.配电系统自动化及其发展[J].电网技术,1996,20(12):62-65.WANG Ming-jun,YU Er-keng,LIU Guang-yi.Distribution automation system and its development[J].Power System Technology,1996,20(12):62-65.

中山配电网馈线自动化装置缺陷分析 第8篇

馈线自动化装置(Distribution Automation简称DA)就是通过简单的动作逻辑实现10kv配网线路上开关自动隔离故障和快速转电功能。装有DA的线路开关之间不需要通信功能,能够独立工作,可靠性高。无论是短路故障或者接地故障,都能够自动隔离故障点,为中山局调度员快速处理事故提供了有力的保障。这些装有DA的线路开关在投入期间,有时候会出现无法隔离故障的情况,本文针对这些情况,进行深入分析。

2 DA装置工作原理

装有DA的线路开关由开关、正向PT、反向PT、馈线终端单元Feeder Terminal Unit简称FTU)组成。它能够实现以下六种功能:

2.1延时合闸

若开关一侧有压,延时T1后,合上开关。一条线路上,第一个装有DA的开关的T1设为40s(从正方向算起),其余开关的T1设为7s。

2.2 一侧有压T1时间内失压分闸闭锁合闸

若开关一侧有压,在时间T1内又再次失压,开关保持在分闸且闭锁合闸。

2.3 受电合闸后T2时间内失压跳闸闭锁合闸

若开关受电合闸后,在时间T2(一般为5s)内又再次失压,开关跳闸且闭锁合闸。

2.4 瞬时低电压跳闸闭锁合闸

若开关两侧低于额定电压的30%,时间持续T3(一般为150ms)以上,开关跳闸且闭锁合闸(条件不成立时自动解锁)。

2.5 两侧有电压分闸闭锁合闸

若开关一侧有压,在时间T1内,感受到另一侧仍有电压,开关保持在分闸且闭锁合闸(条件不成立时自动解锁)。

2.6 单相接地故障闭锁合闸

若开关受电合闸后,在时间T1内,若零序电压3U0超过定值,开关跳闸且闭锁合闸。

从图2看出,当M点发生短路故障时候,站内开关C1跳闸,此时分段开关K1、K2、K3两侧瞬时低电压自动跳开,5s后C1重合,K1延时合闸,C1感受到故障电流再次跳开,此时K1因受电合闸后T2时间内失压跳闸闭锁合闸,而K2因一侧有压T1时间内失压分闸闭锁合闸,此时K1、K2已经把故障隔离,手动合上C1和联络开关就能够把非故障段的线路恢复供电,达到快速隔离故障和快速复电的目的,接地故障也是类似的逻辑和处理。

(注:联络开关退出DA功能且在分闸位置)

3 DA缺陷分析

3.1 PT故障

若K1的+PT故障,相当于开关K1两侧失去电压,此时K1分闸,K2、K3也会随之分闸,但是站内开关C1仍然保持在合闸位置。只有用户报障或者调度员发现线路的遥测值异常,才有可能发现这类情况。如此类推,距离线路越远的开关自动分闸,负荷损失越小,这种情况就越难发现,目前仍没有出现过这类情况。

3.2 FTU故障

FTU是用来定时控制开关分合闸和上传遥信信号的装置,它需要从PT内取得工作电源。通过PT取下来的电通过整流器变换成直流,然后浮充蓄电池,并维持FTU的正常工作。如果站内开关分闸或者PT故障,FTU就只能靠蓄电池来维持工作,蓄电池的寿命和电量是有限的,蓄电池如果故障,相当于FTU已经无法工作了。随着时间的推理,这些线路开关陆续出现如下几种情况:

如图2所示,当故障点在M点的时候,站内开关C1跳闸,此时K1、K2、K3应该会两侧瞬时低电压自动跳开,但是此时K1的FTU由于蓄电池故障导致无法正常工作,K1并没有分闸,5s后C1重合,由于K1保持在合闸位置,C1会因为再次合于故障点由重合闸后加速跳开不再重合。中山供电局有规定:装有DA的线路上,如果线路重合后1s内跳开,要供电分局派两组人分别到第一个装有DA的开关和联络开关处,检查第一个开关在分闸位置后,马上进行转电,达到快速转电的目的。但是如果K1在第一次C1跳闸时候没有分闸但是C1第二次跳闸的时候却分闸了。如果此时合上联络开关,就必定会扩大事故的范围。

如图2所示,当故障点在M点的时候,站内开关C1跳闸,此时K1、K2、K3两侧瞬时低电压自动跳开后,5s后C1重合,但是此时K1的FTU由于蓄电池故障导致无法正常工作,K1并没有合闸,C1合闸后线路送电正常,此时无法判断线路是否发生了故障。只有让供电分局的人员全线查找故障点。这种情况和没有安装DA的线路的处理是一样的,工作效率没有多大变化。

如图2所示,当故障点在M点的时候,站内开关C1跳闸,此时K1、K2、K3两侧瞬时低电压自动跳开后,5s后C1重合,K1延时40s合于故障点,C1再次跳闸,由于FTU故障,无法闭锁合闸,如此循环,导致站内开关不断重合。

3.3 故障类型特殊

对于短路故障或者接地故障,装有DA的线路开关都能够准确地隔离故障,但是前提是故障类型已经完全确定。对于故障点每次都是受电后一段时间X后再短路跳闸这类情况,线路开关是无法隔离的。如图2所示,当故障点在M点的时候,站内开关C1跳闸,此时K1、K2、K3两侧瞬时低电压自动跳开后,5s后C1重合,K1合闸后,故障点受电一段时间X(X>T2)后才演变成短路故障,则K1会跳闸,但是不会闭锁合闸,如此循环,直到故障点变成永久性故障之前站内开关都会不断重合。这类情况通常会发生在公用电缆分接箱内。

4 结束语

装有DA的线路开关无论是短路故障或者接地故障,都能够自动隔离故障点,可靠性高,但是随着时间的流逝,这些装置逐渐暴露出如上文所述的问题,特别是蓄电池的问题,它的寿命直接影响FTU的正常工作,导致开关无法隔离故障。这类情况在事故中占的比例将会越来越多。我们能够做的就是对装置进行定期的维护,每隔一段时间更换电池。还有就是对装置的通信模块进行升级,保证遥信数据能够及时上送到调度端,保证调度员能够及时掌握这些装置的情况。

参考文献

馈线自动化终端设备智能接入的研究 第9篇

目前, 关于IEC 61850的馈线终端接入的研究还比较少。文献[7]研究了通过配电主站读取终端配置 (ICD) 文件从中解析出三遥信息表, 但配电馈线自动化系统的拓扑结构经常发生变化, 系统集成商需要重新对系统进行集成配置, 并且该方法无法实时获取数据模型。文献[8]提出了Discover/Register配电终端自动发现模型。文献[9, 10]研究了地理信息系统 (GIS) 可以建立馈线设备实时的通用信息拓扑模型。文献[11]利用建立中间模型实现变电站配置描述语言 (SCL) 模型和公共信息模型 (CIM) 的转换, 通过文档转换实现数据的交换。但未实现涉及终端具体功能的量测模型、保护模型等的转换。文献[12]提出了考虑变电站设备拓扑关系的IED智能接入机制。基于终端接入存在的问题和研究现状, 文中在配电网中实现IEC 61850通信体系的基础上, 力图研究馈线结构发生变化时, 不需要人工干预的情况下终端能智能接入的功能。

1 馈线终端智能接入的原理

1.1 资源对象的定义

为了实现终端的智能接入过程, 只能采用服务器配置方式, 利用IEC 61850特有的抽象服务接口功能, 读取馈线终端的数据模型。为了清楚数据模型的供需关系, 借助文献[10]中的资源定义机制和需求激励匹配机制, 把所有的数据模型划分为需求资源对象和生产资源对象。生产资源对象是终端设备能向系统提供资源的对象, 需求资源对象是需从终端设备获取资源的对象。

1.2 馈线拓扑模型的自动生成

目前, 配电生产过程控制与调度自动化系统和GIS实现了一体化功能, 将GIS的全网设备数据模型和图形转换成配电数据采集与监视控制系统 (SCADA) 数据模型和图形, 一体化模型如图1所示。

文中利用GIS系统给配电主站提供的设备属性参数中馈线终端单元 (FTU) 的IP地址, 关联需求资源对象和生产资源对象。GIS系统中设备 (馈线线路中主要指开关设备) 的属性定义如下:

CIM拓扑模型主要由端点 (Terminal) 和连接点 (CN) 组成, 设备通过端点和连接点的关系连接在一起, 图2是一个简单的馈线接线和它的CIM拓扑模型[13], 其中CB为开关设备, 开关设备有2个端点, 母线设备形成1个端点, 线路有2个端点。每2个端点之间形成1个CN, 通过连接点来实现设备之间的连接关系。在已经形成了拓扑图的GIS系统中馈线结构变化时, 只需要在相应的位置画上一个点, GIS系统就会根据拓扑图中点的属性, 自动产生该点的属性字段, 用户只要根据该点的属性填上相应的属性即可。若馈线拓扑结构未发生变化, 但设备属性发生了变化, 此时也需通知GIS系统更改相应设备的设备属性。

假设图2中的CB11和CB12之间增加一条线路, 线路上增加开关设备CB31, 如图3所示。此时, CB312个端点T5、T6将通过连接点CN9、CN10与相邻设备CB11、CB12连接在一起。新设备通过拓扑模型更新使其在系统中实现对象化过程。

1.3 SCL模型和CIM模型的融合

馈线终端SCL模型和配电主站CIM模型之间无论在建模方式还是模型的内容上都存在很大的不同, 要想实现馈线终端的智能接入, 就必须把馈线终端提供的数据模型转换到配电主站的模型中。

2 馈线终端智能接入的实现过程

2.1 资源对象的确定

馈线终端设备接入上电时, 激励互换性功能组件程序运行, 查询系统中的所有资源对象, 确定需求资源对象和生产资源对象。

2.2 资源对象的关联

(1) 当馈线拓扑结构未发生变化时。首先配电主站需要调用GIS系统中新接入上电的FTU所对应设备的设备属性。需求资源对象通过设备属性中FTU的IP地址与生产资源对象一一关联。

(2) 当馈线拓扑结构发生变化时。馈线拓扑结构发生变化后, 新接入的生产资源对象可能在配电主站中没有原数据模型, 这样就导致需求资源对象数目和需要关联的生产资源对象数目不一致。因此, 同样先调用GIS系统的新接入上电FTU所对应设备的设备属性, 互换性组件程序激励需求资源对象通过IP地址与生产资源对象关联。剩余的生产资源对象则由互换性组件通过其IP地址关联读取数据模型, 从而在主站建立的新数据模型。

2.3 馈线拓扑模型的更新

GIS系统对馈线拓扑结构自动分析和生成, 当馈线结构变化后, GIS系统将通过发送增量模型更新主站中的拓扑关系。

2.4 资源对象的连接

通过抽象通信服务接口 (ACSI) 实现资源对象间数据模型的交换。

2.5 数据模型的转换

转换的方法是通过建立中间模型来实现, 中间模型是以CIM模型为基础, 把馈线终端模型的相关节点数据映射到中间模型的相应节点中。

3 数据模型的融合

3.1 量测数据

基于IEC 61850标准的馈线自动化终端模型, 是用SCL来描述的SCL模型, 利用可扩展标记语言架构 (XML Schema) 解析的XML文档。馈线终端的SCL模型中有3个主要的类:逻辑节点类 (t LN) 、数据 (t DOI) 、数据属性类 (t DAI) 。馈线终端模型包括电流互感器 (TCTR) 、电压互感器 (TVTR) 、合并单元 (MMXU) 、计量 (MMTR) 、开关设备 (XCBR) 、开关控制器 (CSWI) 和瞬时过电流保护 (PIOC) 等逻辑节点功能。配电主站中的量测数据是由量测包建模, 1个量测数据可以通过2种方式与相关的设备相连。一是通过与电力资源 (Power System Resource) 关联, 包含于1个Power System Resource。二是通过导电设备 (Conducting Equipment) 的一个端点Terminal关联。2种模型的共同量测数据节点如表1所示。Name是IEC 61970赋予的名字, alias Name是IEC 61850系列中类型赋予的名字。

3.2 保护数据

配电主站中的保护数据是由保护包作为核心包和电线包的扩展用来建立保护设备, 如继电器的信息模型。保护包中的数据模型如图4所示, 图中展示的是1个电流继电器 (Current Relay) 的数据模型, 模型包含4个数据属性:名称 (Naming.name) 、描述 (Naming.description) 、电流限制点 (Current Limit) 和动作断路器 (Operates_Breakers) , Operates_Breakers包含其他的一些资源 (Resource) 。

3.3 数据模型的转换

通过对2种模型差异性的分析, 用节点映射的方式实现文档的转换。由于篇幅的原因, 量测数据只分析XCBR逻辑节点的转换, 其他节点类似。需要注意的是每个量测类的属性 (Conducting Equipment.Resource) 需要从主站实时的馈线拓扑模型中断路器的ID或对应端点名称中映射。如图5所示, SCL模型中的数据Amp相应的值Amp.Val映射到CIM模型中的属性norminal Value中, 这样就顺利地把TCTR逻辑节点的电流采样值转换到了量测包中。同理TVTR的电压采样值也是通过同样的方式映射到量测包模型中。由于这些量测值与连接性相关, 因此, 把馈线拓扑模型中相应电流互感器和电压互感器的Terminal的属性name映射到CIM模型中每个量测的Terminal的属性Terminal.Resource中。

保护数据节点的转换如图6所示。保护包中的断路器属性 (Operates_Breakers.Resource) 是从馈线拓扑模型断路器的属性name中映射而来。

4 仿真与验证

在实验室搭建馈线终端智能接入的验证平台, 其中设备有5台PC机分别是装置A、B、C、D、E, 1台交换机, 互换性客户端和服务器软件, 报文分析软件 (Wireshark) 。验证平台如图7所示。装置A模拟配电主站, 运行互换性客户端程序和关系数据库 (SQL Server) ;装置B模拟馈线线路上的FTU, 运行服务器程序;装置C对资源对象交换过程的报文进行分析, 运行Wireshark;装置D、E分别模拟转换器和调度中心系统, 运行SQL Server数据库。各个装置的IP地址如上图所示。装置B接入上电后, 经过验证分析, 读取的部分馈线终端数据如表2所示。

表2所包含的数据模型是以IEC 61850标准, 采用SCL语言的馈线终端数据, 馈线终端数据包含若干的实例化的数据对象 (DOI) , 每个DOI包含若干的属性, 例如数据对象名称 (name) 、值 (Val) 。经过智能接入过程, 数据模型转换后的CIM XML数据如表3所示, 该数据模型是基于IEC 61970建立的CIM数据模型, 可以看出, DOI已经转化成IEC 61970包含的逻辑节点类, 例如动作类 (Operation) 、电流 (Current) 等。结果表明, 文中提出的馈线自动化终端设备智能接入方法能够正确完成设备的配置。

5 结束语

国际电工委员会制定的IEC 61850意在实现设备的互操作性, 而互换性是它的最终目的。文中基于互换性原理, 利用GIS系统关联资源对象、更新配电主站的拓扑模型。通过节点映射方式把馈线拓扑模型和终端模型转换生成CIM XML文档数据, 实现数据模型的融合。以配电主站中的保护数据为例, 对节点映射的方式实现文档的转换方法进行了研究, 最后对论文提出的方法进行仿真, 成功利用馈线终端数据生成了CIM XML数据, 验证了馈线自动化终端设备智能接入方法的可行性。

摘要：在IEC 61850通信体系应用到馈线自动化的基础上, 利用互换性原理实现终端设备的智能接入研究。基于资源定义机制和需求激励的资源匹配机制, 利用地理信息系统 (GIS) 提供生产资源对象的IP地址实现了资源对象的自动匹配。提出通过主动获取GIS的实时拓扑关系, 建立系统的工程实例化拓扑模型, 实现了设备在系统中的对象化。将变电站配置描述语言 (SCL) 模型转换成公共信息模型 (CIM) , 解决了馈线终端模型和配电主站模型不一致带来的差异性。通过对资源确定、关联、拓扑模型的更新、资源对象的连接以及模型的转换, 最终实现馈线终端的智能接入。