ppt 配电自动化系统

配电自动化系统

课程安排理论学时：28学时（14次）作业：3次实验：2次（预约）成绩：上课+作业+考试要求：出勤：（不允许做和本课无关活动）作业，（政策，缺3,5,1/3）内容较多，做好预习复习。2023/2/4教材：《配电自动化系统（第二版）》，刘健等编著，中国水利水电出版社，2003《电网调度自动化与配网自动化技术（第二版）》，王士政主编，中国水利水电出版社，2006年4月《实用配电网技术》，李景禄编著，中国水利水电出版社，2006年3月《配电网自动化系统试验》，刘东编著，中国水利水电出版社，2004年12月《配电网综合自动化技术》，龚静主编，机械工业出版社，2008主要参考书目2023/2/4关于本课程的教学全部多媒体教学课堂讲解、提问，思考题、作业相结合目标：熟悉配电自动化系统的基本结构和组成，实现手段、特点及其相关知识，巩固和拓展已学电力系统知识。2023/2/4主要内容概述配电自动化的通信系统开闭所和配电变电所内自动化（变电站综合自动化）馈线自动化配电SCADA系统的组织远方抄表与电能计费系统负荷控制和管理系统配电自动化地理信息系统配电自动化的计算机系统2023/2/4第1章概述配电系统自动化(DistributionSystemAutomation,DSA)

：运用计算机技术、自动控制技术、电子技术、通信技术及高性能配电设备等手段，对配网进行离线与在线智能监控管理，使配网始终处于安全、可靠、优质、经济、高效的最优运行状态。配电系统自动化是继调度自动化、变电站自动化后发展起来的电力系统自动化新领域，覆盖面大。2023/2/4供电可靠性、供电质量要求供电可靠性、供电质量是电力系统的两大考核指标。均有相关标准及规范。1998年国家电力公司提出的考核指标：供电可靠性：城市电网可靠率达到99.9％，大城市市中心区达到99.99％；供电质量：电压合格率≥98％（严格的供电质量包括：频率合格：49.8Hz<f<50.2Hz，电压：合格：Vmin<V<Vmax；谐波含量低；电压波动与闪变幅度小）。为达到上述指标，要求采用提高供电自动化水平，实现配电系统自动化。2023/2/4电能主要来源截至2007年底，中国电力装机容量达到7.13亿千瓦。

火电：5.54亿千瓦，占77.70%

水电：1.45亿千瓦，占20.34%

核电：885万千瓦，占1.24%（11台）

风电：403万千瓦，占0.57%

中国是全球第一大煤炭生产国、世界第五大石油生产国，志在发展新能源与可再生能源.2023/2/42020年的电力发展展望预计到2020年全国需要的发电量为4.3万亿kWh，相应的装机容量为9.5亿kW左右。煤电为6亿kW，占63%(电量3万亿kWh，占4.3万亿kWh的70%)；水电2亿kW，占21.1%(电量为7000亿kWh，占16%)；抽水蓄能电站2500万kW，占2.6%；新能源发电装机2.9亿kW，约占总装机的17%。核电装机将达到8600万kW，占5%风电装机接近1.5亿kW，太阳能发电装机将达到2000万kW，生物质能发电装机将达到3000万kW。2023/2/4火电我国首座装备4台国产100万千瓦超超临界机组的浙江华能玉环电厂。2023/2/4水电三峡水电站总装机容量达1820万kW,70万kW机组26台

,

2009年全部投产年均发电量847亿千瓦。2023/2/4风电新疆达坂城2号风电场装有157台风机,总容量达8.28万kW,

是中国最早开发和规模最大的风电场之一。2023/2/4核电江苏连云港田湾核电站2台106万千瓦的机组于2007年投入商业运行。俄罗斯设计。

2023/2/41.1配电网及其特点配电网（DistributionNetwork)：电力系统中二次降压所低压侧直接或降压后向用户供电的网络。或：电力系统发电、输电和配电中直接面向电力系统用户的系统。或：110kV及以下电压的线路和设备构成的电力网。电力系统各环节示意图2023/2/4配电网组成及特点组成：馈线（架空线或电缆）、降压变、断路器、各种开关（也包括继保、自动装置、测量、计量仪表、通信、控制设备）。电压：≥1kV称高压（35kV、6~10kV、3kV）；≤1kV称低压（一般指220V、380V）。配电网特点：1）负荷集中(深入城市、居民点)、传输功率较小、距离较短、用户类型要求变化大；2）中性点不直接接地。本课程重点：主要讨论10kV电压级的设备和线路构成的电力网。2023/2/4配电网的体系结构环状网（手拉手）网格式接线辐射网树状网2023/2/41.2配电自动化的概念配电自动化是90年代首先由美国而后到其它工业发达国家逐步发展起来的，其内容也在不断变化，目前还无一个严格的定义。

配电管理系统(DistributionManagementSystem,DMS)：从发电、配电到用电过程的监视、控制和管理的综合自动化系统。配电自动化系统(DistributionAutomationSystem,DAS)：使配电企业在远方实时监测、协调和操作配电设备的自动化系统。DMS、DAS关系：

DAS是窄义的配电系统自动化；DMS是广义的配电系统自动化，是实现所有功能的总称。2023/2/4DMS与DAS的涵盖关系2023/2/41.配电网DMS与输电网EMS的关系DMS与EMS区别：DMS与输电网自动化的能量管理系统EMS(EnergyManagementSystem)处同一层次，但目标不同，EMS管理发电、输电，DMS管理配电、负荷。2023/2/4EMS与DMS软件关系2023/2/4调度自动化1我国电网采用五级调度管理：国家调度中心(国调)、网局调度中心(网调)、省级调度中心(省调)、地区调度中心(地调或市调)、县级调度中心(县调)。国调：是我国电网调度的最高级（现在的国家电网公司，南方电网不属于国家电网管辖），在该中心，通过计算机数据通信与各大区调度中心相连接，协调确定各大区之间的联络线潮流和运行方式，监视、统计和分析全国电网的运行情况。

网调：（国家电网公司下属东北、华北、华中、华东、西北5大电网公司），按统一调度、分级管理原则，负责超高压网的安全运行并按规定的发电计划及监控原则进行管理，提高电能质量和经济运行水平。2023/2/4调度自动化2

省调：（各省、自治区、直辖市电网公司），按统一调度、分级管理原则，负责省内电网的安全运行并按规定的发电计划及监控原则进行管理，提高电能质量和经济运行水平。

地调：（各省地级市电力局、电业局、供电局），采集当地网的各种信息，进行安全检测，进行有关站点开关的远方操作，变压器分接头的调节，电力电容器的投切等。

县调：（各县级市供电局），为我国电网调度的最低级，主要监控10KV及以下农村电网的运行。2023/2/4调度自动化3调度自动化的基本内容：输电SCADA系统：现场数据的实时采集，采集各种部件（变压器、线路等）的电压、电流、功率等和各断路器的分、合状态，在此基础上实现系统监视和控制。EMS：根据实时采集数据，进行各种模拟和计算，决定安全和经济运行方式。配合各种高级软件，实现状态估计、潮流计算、经济运行计算、静态安全运行分析、动态安全运行分析。2023/2/4调度中心调度中心职能：1）电力生产的指挥控制中心；2）根据国务院颁布的电力调度管理条例行使准军事化的管理职权。2023/2/42.配电管理系统的内容配电SCADA系统（Supervisorycontrolanddataacquisition,SCADA）地理信息系统（GeographicInformationSystem,GIS）需方管理系统（DemandSideManagement,DSM）网络分析和优化（NetworkAnalysis,NA）工作管理系统（WorkManagementSystem，WMS）调度员培训模拟系统（DispatcherTrainingSystem,DTS）2023/2/4配电SCADA系统电源进线监控：对配网进线变电所开关位置、母线电压、线路电流、有功、无功、电度量监视与控制。开闭所与变电站自动化(SA)：开闭所、小区变开关位置、继保、接地选线、电压电流、有功无功、电度量的远方监视,开关远控，变压器远方有载调压。馈线自动化(FeederAutomation,FA)：正常时远方实时监视馈线分段开关与联络开关状态、电流、电压，实现远方合闸、分闸；故障时，实现故障寻址、自动隔离故障区段，恢复对非故障区段的供电。FA是DAS的一个主要功能，是技术难度大，表征DAS成败的关键。变压器巡检及无功补偿：箱式变、各种变压器参数的远方监视，补偿电容器的自动投切和远方投切。2023/2/4地理信息系统（GIS）设备管理(FacilitiesManagement,FM)：将变电站、馈线、开关、电杆等设备的技术数据反映在地理背景图上。用户信息系统(CIS)：将用户名称、地址、帐户、电话、用电量和负荷、供电优先级、停电记录进行处理,以尽快判断故障影响的范围。SCADA功能：SCADA上报的实时数据信息与GIS相结合，便于操作、管理人员动态分析配网运行情况。停电管理系统(OutageManagementSystem,OMS)：接到停电投诉后，GIS通过CIS和SCADA，快速查明故障地点，选择合理操作顺序和路径，自动将处理信息转给投诉电话应答系统。2023/2/4需方管理系统（DSM）使电力供需双方共同管理，提高可靠性，节省费用，包括：负荷监控与管理(LoadControl&Management,LCM)：综合分析用户用电量，分时电价，天气预报，供暖特性等，确定最优运行和负荷控制计划，引导用户转移负荷，平坦负荷曲线。远方抄表与计费自动化(AutomaticMeterReading,AMR)：通过通信手段将远方用户电表数据，传到控制中心，自动生成电费报表、曲线。2023/2/4网络分析和优化（NA）功能：减少线损，改善电压质量，降低运行成本。包括：网络接线分析，配电网潮流分析，短路电流计算（配网故障下支路电流与母校电压计算），负荷模型的建立与校核，配电网状态估计（主配网电量估计、沿馈线电量估计），配电网负荷预测，安全分析，网络结构优化和重构，配电网电压调整及无功优化。2023/2/4工作管理系统（WMS）监测运行设备，分析采集的数据，判断设备磨损状态，实现预防性检修。具体包括：网络分析，提出最佳停电方案；运行管理；设备检修管理；配电工程设计，接受完成用户申请报装接电的设计任务；施工管理，根据设计和工作任务，制定施工计划并实施事故管理；配电规划设计系统。2023/2/4调度员培训模拟系统（DTS）根据软件模拟仿真的配电网，对调度员进行培训；数据来自实时采集时，帮助调度员在操作前了解操作结果，提高调度的安全性。主要功能：正常情况下的培训：开关操作、倒闸操作、变压器分接头调节、发动机投切与出力调节、负荷投切增减、系统并列解列等紧急状态下的事故处理培训事故后电网的恢复操作培训预防性操作及操作后的分析培训进行继电保护和自动装置研究2023/2/4配电管理系统主站配置2023/2/4配电系统自动化结构2023/2/41.3配电自动化的意义

配电自动化是电力系统自动化发展必然趋势意义：正常时，监视配网运行工况，优化配网运行方式；故障时，快速发现故障和异常，快速隔离故障区段，恢复非故障区域供电，减少停电时间，减小停电面积；根据配网电压合理控制无功负荷、电压水平，改善电压质量；合理控制负荷，提高设备利用率；自动抄表计费，保证抄表计费及时准确，提高效率；减少人力，避免大量重复性工作。

目的：提高供电可靠性和供电质量；减少停电时间、面积；使调度员根据监视情况，在控制中心通过遥控、遥调实现明智、必要的操作；降低运行费用；实现配电管理现代化。2023/2/41.4配电自动化的基本功能三个基本功能：配电网安全监视、控制、保护。安全监视功能：通过采集配电网上状态量、模拟量、电度量，实现对配网运行状况监视。控制功能：远方控制开关的合闸、跳闸、有载调压设备调节。保护功能：检测、判断故障区段，隔离故障区段，恢复正常区域供电。信息管理子过程：是配电自动化的一个基本功能，包括：信息管理、可靠性管理、经济性管理、电压管理、负荷管理五部分。（具体见表1－3）2023/2/41.5配电自动化的难点分析配电自动化较输电自动化复杂，规模大，投资大，同时引起重视程度不够。要监测、控制的站点多，DSM主机计算机要求高，设备的可靠性和可维护性要求高；环境（温度、湿度等）恶劣，要考虑防雷、防雨、散热等问题；通信系统复杂，站端设备多，通信规约不一致；控制电源与工作电源难以获取，用蓄电池的方法时间、容量难以满足，充放电难以控制；许多开关需改造（加装互感器、开关操作机构改造），以满足跳闸、控制要求。

2023/2/41.6国内外配电自动化的发展和现状国外配电自动化系统已形成集变电所自动化、馈线分段开关测控、电容器调节控制、用户负荷控制和远方抄表等系统于一体的DMS，功能达140多种。配电自动化系统发展大致分三个阶段：第一阶段第二阶段第三阶段主要特征基于自动化开关设备相互配合基于FTU和通信网络高级应用主要功能故障隔离和健全区域恢复供电远方监控配电管理系统人工智能主要设备重合器、分段器FTU、通信网络计算机系统FTU、通信网络、计算机系统、高级应用软件2023/2/4国外配电自动化的发展现状国外配电自动化从单项自动化（多岛自动化），发展为开放式、一体化、集成化的综合自动化系统。从70年代开始，国外各电力公司相继建成调度自动化系统，日本在80年代初期已有90%以上变电站实现了自动化控制。美、德、意、法等，90%以上变电站实现无人值班。美国在1980年推广配电自动化/负荷管理系统，并已遍及加拿大、澳大利亚、挪威、西班牙、韩国等10余个国家的180余个电力系统。80年代后期，国外开始发展配电自动化系统，目前已达相当高水平，如美、日、加、法、芬兰、葡萄牙、意大利、新加坡、澳大利亚、英、德等。

2023/2/4国内配电自动化的发展现状我国电力系统自动化起步较晚，58～60年起，我国开始搞调度自动化，由于当时技术、设备上的问题无法解决，停顿下来。80年代又开始搞调度自动化，目前调度自动化已初步完成，90年代初开始搞无人值班变电站，实际是调度自动化的完善与发展。配电自动化系统在90年代后期开始起步，目前基本完成了DAS,但DSM高级应用与国外差距较大。2023/2/4作业配电网组成及特点配电网的体系结构配电自动化的目的、意义配电管理系统的组成配电自动化的基本功能实现配电自动化的难点分析2023/2/4第2章配电自动化的通信系统

通信系统是建设配电自动化系统的关键技术，通信系统的好坏很大程度决定了自动化系统的优劣。配电自动化系统需借助可靠、有效的通信手段，将控制中心命令准确传送到各远方终端（FTU、DTU、RTU、TTU等），并将远方设备采集的运行数据信息上传到控制中心。2023/2/42.1配电自动化的多种通信方式输电网通信特点：输电网中终端节点数量有限，通信距离较长，对通信速率和可靠性要求较高。对微波或电力线路载波通信，都使用专用通道点对点或共线(partyline)通信，很少使用广播通信方式。2023/2/4配电网通信特点配电网终端节点数量极大，寻址达百万级，但通道距离相对较短，速率要求较低。沿空间广播的无线电通信方式和沿配电线路广播的载波通信方式得到了广泛的采用。配电自动化系统涉及功能多（自动读表、负荷控制、馈线开合变电站综合自动化)，对通信要求各不相同。终端数量大。2023/2/41.典型数据通信系统的组成配电自动化系统通信网络是一典型的数据通信系统。数据终端设备：配电SCADA系统、RTU、FTU、TTU，集中抄表器、抄表终端等。数据传输设备：Modem、复接分接器、数传电台、载波机、光端机。数据传输通道：有线与无线信道（按传输媒体），模拟与数字信道（按传输形式）。2023/2/42.配电自动化中可用的通信方式有线通信方式：电力线：高压、低压的载波通信。电话线：电话专线、拨号电话等。CATV通道：有线电视网。光纤通信：多模光缆，<2Mbps，<5km，单模光缆，<2Mbps，<50km双绞线：现场总线、RS-4852023/2/4配电自动化中可用的通信方式－续无线通信方式：调幅广播：自由空间，<1200bps，<50km调频广播：自由空间，<1200bps，<50kmVHF电台：自由空间，<128Kbps，<50kmUHF电台：自由空间，<128Kbps，<50km多址微波：自由空间，<128Kbps，<50km卫星：自由空间，<1200bps，全球任何一种单一的通信手段都无法全面满足各种规模的配电自动化需要，一般采用多种通信方式混合使用。2023/2/42.2调制解调器和复接分接器调制解调器(Modem)1）定义：发送时，数字信号模拟信号（调制）；接收时，模拟信号数字信号（解调）。二进制信息通过调制加到交流高频信号上再传输；接收端将含有信息的交流信号解调，还原信息。2）Modem作用：实现数据信息的发送、接收。2023/2/43）Modem分类按传输方向：全双工Modem、半双工Modem。

－单工：单方向传输；

－双工：双向传输；

半双工：可不同时上下行双向传输；

双工：可同时上下行双向传输。按工作频率：低速Modem(<600bps)、中速Modem(600-9600bps)、高速Modem(>9600bps)。按调制方式：移频键控(FSK)、移相键控(PSK)、相对移相键控(DPSK)、移幅键控(ASK)。配电自动化数据通信中，FSK方式应用最多。2023/2/42.复接分接器发送时，将2个或2个以上的数字信号按时分复用的原理合并为1个数字信号（复接器）；接收时，将1个数字信号分解为若干个数字信号（分接器）。复接器分类：同步复接器（各路信号采用同一时钟信号的时序产生）、异步复接器。复接分接器作用：将高速数据传输信道转换为多个较低速数据传输信道。2023/2/42.3配电自动化对通信系统要求通信可靠性：能抵抗恶劣的气候条件、强电磁干扰，保证停电及电网故障时的通信能力。通信系统费用：选择费用、功能及技术先进性的最佳组合，实现最佳效能费用比。通信速率的要求：通信系统带宽越窄则通信速率越低(一般>300bps)，必须满足实时性要求。双向通信能力：保证数据上传、控制命令下发，要具有半双工或全双工能力。不受停电影响：保证通过通信系统对停电区开关的操作，停电区FTU等要有备用电源(电池等)。使用和维护的方便性：选择通用性、标准化程度高的通信设备。2023/2/42.4配电自动化采用的通信方式1.配电线载波通信(DistributionLineCarrier,DLC)电力线载波通信：输电线载波TLC、配电线载波DLC、低压配电线（入户线）载波通信。配电线载波通信设备：安装在主变电站的多路载波机、线路测控对象处的配电线载波机、高频通道（由阻波器、耦合滤波器、结合滤波器组成）。阻波器：控制高频电流信号流向；耦合滤波器：防止高压进入通信设备，同时耦合高频信号；结合滤波器：将载波信号耦合到馈电线上。特点：由电力公司控制，便于管理，可以对任何测控点通信；数据传输速率较低，易受干扰、非线性失真和信道间交叉调制影响。2023/2/4典型配电线载波通信系统组成2023/2/4较长馈线载波通信系统组成通信距离较长时无法满足时(如环网)，可在适当位置加设阻波器，并将两侧线路上设备信息分布上报给两侧相应的主变电所。2023/2/4原理：将高频信号注入到电力线，通过脉动信号的有无来实现通信。分类：高频电压脉动控制、高频电流脉动控制。特点：主要适用于单向通信场合，如负荷控制；不受无线电管理委员会制约；通信速率较低；停电时通信将中断。2.脉动控制技术2023/2/43.工频控制技术原理：以电力线作信号传输通道，利用电压过零的时刻（250左右）进行信号调制。特点：可以实现双向通信，主要用于零散负荷控制；停电时通信将中断。2023/2/44.电话线可达到较高波特率，易实现双向通信，很适合于配电自动化系统中。电话专线租用费用较高，电力公司无法完全掌握电话线通信的维护。电话线不能覆盖所有的地区，为此额外架设的专线费用较高。利用电话线传输数据分租用电话专线和公用电话网拨号电话两种方式。缺点：传输误码率高、传输距离受限制。2023/2/45.光纤通信特点：通信容量大，衰减小，不怕雷击，不受外界电磁干扰，抗腐蚀，保密性好，敷设方便。但投资高，强度不如金属线，连接较困难。光纤通信系统组成电端机：完成对信息的处理(多路复用、复接分接)。光端机：接收时将电信号转换为光信号，并输入光纤远传；发送时将光信号转换为电信号。中继器：放大、整形被衰减与畸变的光信号。2023/2/4光纤通信系统分类及网络形式按传输光波长分：短波长、长波长、超长波长光纤通信系统。（影响传输距离）按传输信号形式分：光纤数字通信系统、光纤模拟通信系统。（影响抗干扰能力）按光纤种类分：多模光纤通信系统、单模光纤通信系统。（影响传输容量）按网络形式分：点对点光纤通信系统、T形光纤通信系统、环形光纤通信系统、星形光纤通信系统。应用场合：配电自动化系统中，光纤通信主要应用于主干层及馈线终端层的通信。2023/2/4用光Modem实现馈线终端与区域工作站的通信根据传输信息种类及接口形式的不同，可选择不同的光端机、电端机，或光电合一设备，以满足配电自动化系统信息传输要求。接收时将电信号2023/2/46.有线电视(CATV)通道CATV系统的带宽很宽，配电自动化只需利用其中很窄的一段。CATV系统为单向通信，且许多用户并不使用CATV系统，给配电自动化带来困难。电力公司无法控制CATV电缆的维护，且租金较高。

通信距离远时，需加中继放大环节。2023/2/47.现场总线和RS-485现场总线(FieldBus)种类：CANBUS、LONWORKS、PROFIBUS、FOUNDATIONFIELDBUS等。现场总线适于满足FTU和附近区域工作站间通信、变电站内智能模块间通信。现场总线为开发式系统，便于设备间互联。RS-485为标准串行通信接口，最多可支持64～256个发送、接收器对。对实时性要求不高的场合（如远方抄表等），可以采用RS-485通信，较为简单。

2023/2/48.无线通信系统种类：调幅（AM）广播，调频（FM）广播，无线寻呼，甚高频通信（VHF，30-300MHz），特高频通信（UHF，300-1000MHz），微波通信（>1GHz），卫星通信。

AM、FM、无线寻呼为单向通信方式。根据我国无线电管理委员会规定的无线通信频段，800MHz的无线数传系统是配电自动化系统的合适选择之一。2023/2/4采用800MHz无线电台实现馈线自动化示意图2023/2/4采用中继站的800MHz无线数传系统实现馈线自动化系统2023/2/4卫星通信利用通信卫星作中继站来转发或反射无线电信号，不受地形、距离影响，通信可靠、容量大。传输延迟大，不适合要求快速响应场合。利用GPS全球定位系统实现系统时钟的统一，提高SOE站间分辨率。2023/2/49.无线扩频通信传输信息所用的带宽远大于信息本身的带宽。即用高速率扩频码扩展待传输数字信息带宽，其带宽比常规通信大几百至几千倍。抗噪声干扰能力强。用于配电自动化的无线扩频系统一般采用2.4～2.483GHz工作频段。原用于军事通信中，不需无线电管理委员会许可；适合作通信主干线。工作方式：点对点方式、点对多点方式。对分散测控点，成本高，应用不多。2023/2/4COMLINK的点对点无线扩频通信系统2023/2/4COMLINK的点对多点无线扩频通信系统2023/2/410.混合通信单一通信不能满足配电自动化系统的所有功能。须在通信性能和造价间折衷。根据配电网具体情况，在不同层次上采用不同的通信方式，构成混合通信系统。选择混合通信方式时，应考虑原有通信基础设施，减少投资。2023/2/4配电自动化混合通信方式1配电线载波通信DLC分段断路器DLCDLC馈线电容器组配电控制中心无线电通信农村变电站市区变电站至EMS微波通信租用电话线无线电负荷控制配电载波通信DLC用户表计馈线电容器组线路重合器DLCDLC无线电负荷控制用户表计2023/2/4配电自动化混合通信方式2110kV主变电站DLC配电自动化无线电通信10kV开闭所市调度自动化230Hz电台光纤光纤用户表计FTUDLCFTU公用电话网用户负荷用户负荷110kV主变电站10kV开闭所光纤FTUFTU光纤光纤2023/2/42.5配电自动化通信系统的若干问题1.电磁波频带与传输行为的关系提高电磁波频率、缩短波长，可以增大传输的信息量、增加复用多路通道，传输速率加快；但易引起遮挡和反射等问题。2.有效性与可靠性的关系

有效性：一定带宽与噪声时，传输速率高。

可靠性：指传输的误码率。在一定的带宽与噪声条件下，有效性与可靠性是矛盾的；传输速率与传输距离也影响有效性与可靠性。2023/2/43.备用通信系统主干通信线路信息量大，必须提高其可靠性。措施：1）对光纤通信主干通道，可采用同步数字光纤通信自愈网。2）采用热备份双通道通信系统。双通道自动切换装置2023/2/44.配电自动化通信系统的防过电压和防雷过电压、雷电严重影响配电自动化通信系统。1)配电自动化控制中心的防雷：设避雷器、屏蔽、接地、滤波电容、防雷保护装置。2)有线通信电缆的防雷：采用屏蔽双绞线（屏蔽层多点接地）、非屏蔽线穿过铁管地埋。3)无线通信天馈系统的防雷：引下线多点接地，并配装管式避雷器。4)载波通信系统的防雷：在高频引入架的入端加装间隙放电避雷器。5)光纤通信系统的强电防护：优先选用无金属结构光缆，有金属光缆考虑强电与雷电防护。6)通信系统接口设备的防雷：RS-232、RS-485、Modem等通信设备采用瞬时过电压半导体保护器件。2023/2/42.6配电自动化中通信系统规约建设配电自动化通信系统时，必须认真考虑系统中通信规约的选择问题。通信规约种类：应答式规约(Polling规约，如SC1801、4F、Modbus等)，循环式规约(CDT规约，如部颁CDT、DXF5、C01等），对等方式规约（如DNP3.0等，在IEC870-5基础上制定）等。这些通信规约，已在电网调度自动化系统和变电站综合自动化中得到成功运用。以上规约并不完全适应配电自动化系统需要。应制定一套满足配电自动化系统需要的通信规约。

2023/2/4作业配电自动化通信系统的种类调制解调器与复接分接器的作用电力线载波通信系统的组成配电自动化对通信系统的要求第3章开闭所和配电变电站内自动化开闭所：无变压器,即高压开关站,又称高压配电站,仅起配电作用,实现环网供电、双路互投等功能。变电站：有变压器,可实现变电、配电两种功能。变电站、开闭所是配电网的重要组成部分，其自动化程度高低直接反映了配电自动化的水平。3.1远动装置(RTU)的发展远方终端装置(RTU，RemoteTerminalUnit)：

简称远动终端，是SCADA系统（监控和数据采集系统）中安装在变电站和配电站的一种远动装置。负责采集站内电力运行的模拟量和状态量，监视并向调度中心传送这些模拟量和状态量，执行调度中心发往所在站的控制和调度命令。远动装置(RTU)的发展-续触点远动装置：第一代远动装置，功能弱，精度低，速度慢、可靠性差。集中式微机远动装置：单CPU结构的RTU装置，功能弱、可靠性差。分布式微机远动装置：每个CPU分别完成一定的任务，提高了速度、可靠性，同时广泛采用交流采样技术。多CPU结构的分布式微机远动装置成为主流。3.2微机远动装置的基本功能RTU的基本功能：遥测（YC）、遥信（YX）、遥调（YT）、遥控（YK）。RTU的辅助功能：屏幕显示、参数整定输入、打印制表、信息转发、自恢复与自检、数据保存、事件顺序记录等功能。1.“四遥”功能1）遥信(YX)：对应开关量。测量开关位置、保护动作信号、设备运行状态信号，调压变压器分接头位置。一般用无源接点，有变位时立即上传。2）遥测(YC)：对应模拟量。对U、I、P、Q、f、功率因数、温度、压力、流量等所有模拟信号的采集，并将采集信号上传。3）遥控(YK)：远方控制断路器分合，电容器、电抗器的投切等。一般也用无源接点，要求动作准确率大于99.99%。4）遥调(YT)：用于有载变压器分抽头的升降调节等，也采用无源接点，要求准确率大于99.99%。2.事件顺序记录(SOE,Sequenceofevents)SOE：自动记录事件状态变化的时间。对事故时各种开关、继电保护、自动装置的状态变化信号按时间顺序排队。作用：用于事故分析。输入信号：取继电器动作出口信号（不取信号继电器接点）、断路器辅助接点（受分散性、不同步影响)。2.事件顺序记录-SOE分辨率事件分辨率要求达到毫秒级。分辨率高带来高造价。SOE站内分辨率：RTU内(站内)顺序发生一串事件后，两事件间能辨认的最小时间，要求<5ms。SOE站间分辨率：各RTU间(站间)顺序发生一串事件后，两事件间能辨认的最小时间，要求<10ms。SOE分辨率影响因素：站内：RTU时钟精度；站间：系统时钟、通道延时、CPU处理速度。3.系统对时目的：保证SOE具有统一时钟，确保各RTU时钟与调度中心同步。方法：1）利用GPS，需设置GPS接收机、天线及放大器，通过通信接口(RS232/RS485)与RTU相连。2）软件对时，根据采用的通信规约对各测控点对时，优点是省投资（不需要增加硬件），但精度受影响。4.电能采集采集变电站进线、出线、主变的电度值。过去一般用脉冲电度表脉冲，目前一般通过智能电度表的通信实现。5.自恢复和自检设置看门狗电路，防止程序跑飞，断电后能自动恢复。设置自检功能，及时报告出错信息，防止RTU装置元件故障。通常装置每隔1～2S自动检测一次，主站侧通过远方诊断，定位到具体故障插件。6.与SCADA系统通信和当地功能根据相应的通信规约（如应答Polling、循环CDT、对等式DNP等），将RTU采集的信息上报配电SCADA系统。利用RTU微机功能，接入显示CRT或打印机，可就地显示与参数输入整定，或一发多收。RTU通信速率应可选择整定。RTU应支持多种通信信道转接功能（如光端机、微波、载波、无线电台等）。

3.3微机远动装置的分类RTU结构：集中式、分布式（功能分布式与结构分布式）。集中式：单CPU结构；分布式：多CPU结构。采样方式：直流、交流采样。组屏方式：集中、分散组屏。就地安装/分散组屏集中组屏1.集中式RTU构成：单CPU结构，并行总线，CPU管理其他非智能模块，设3个RS232口，2个经Modem与调度主机连，另1个与CRT连。内部模块分遥信、遥测、脉冲电度量采集、遥控、遥调。目前较少使用。优缺点：成本低，适合于小配置情况；精度、分辨率低，布置不灵活，容量扩展难。2.功能分布式RTU特点：多CPU结构，串行总线，智能模板。功能模块：智能遥信(IYX)、智能遥控(ISOC)、智能遥测(IYC)、智能遥调(ISOR)、智能电度(IPA)、CPU模块。各功能模块特点：采用一个（或多个）单片机控制，CPU模块可采用单片机或32位微机实现，相同功能模块布置在一块模板上，组合灵活。内部串行总线：采用RS485方式或现场总线方式。功能分布式RTU基本组成3.结构分布式RTU特点：面向设备对象设计，同一设备或同一开关柜的“四遥”功能布置在一个RTU中。布置特点：各RTU单元可分散布置在开关柜中，省空间、二次连线（各RTU间通过RS485或现场总线相联）；也可组屏安装。优点：可与微机保护、监控功能结合（保护、监控采用各自独立的CPU），方便变电站综合自动化实现。结构分布式RTU基本组成交流信号处理光电隔离光电隔离开出驱动及继电器采集及A/D数字量采集光电隔离Flash和EEPROMRAM单片机系统通信接口键盘与液晶显示三相i三相u开关量脉冲量控制输出

结构分布式RTU装置特点硬件：采用一个或多个单片机，速度快，实时性强，可靠性高。如采用2个单片机，1个负责信号采集、处理，另1个负责通信、人机接口（键盘、显示等）。通信：采用隔离的高速实时网进行数据通讯，支持双网。人机对话：大屏幕液晶，汉字显示测量信息；既可遥控亦可当地手控。系统配置：RTU可单独运行，完成四遥。配上位机系统可组成变电站微机监控系统，RTU与上位机间用现场总线或工业以太网联接。结构分布式RTU装置功能交流采样：交流采样，可得到Uab、Ubc、Uca，Ua、Ub、Uc，3Uo，Ia、Ib、Ic，P、Q，cos；可计算正反向WP、WQ，f（精度0.01Hz)。遥信量采集：容量为8、12、16点（空接点），一般分辨率≤4ms。脉冲度量：一般容量4点，可转入正反向有功、无功电度，脉冲宽度>20ms。遥控：1个对象的分合闸控制，可远动或上位机遥控，亦可在装置上手控。结构分布式RTU装置构成的变电站监控系统

现场总线CRT工控机打印机MCURTURTURTU分布式监控装置上位机系统主控单元微机保护远动以太网结构分布式RTU构成的变电站监控系统特点RTU装置：用于进线、馈线、母线、变压器，母联等设备的监控。主控单元（MCU）功能：将系统组态信息发至各RTU装置；不间断地接收每个RTU的各种现场信息，再把这些信息送至上位机和调度；接收上位机或调度下达的命令并转发给RTU；完成对变电站设备的各种控制与调节；与其他智能设备（如微机保护）进行串行通讯。

结构分布式RTU构成的变电站综合自动化4.采用智能电能表简化RTU的结构智能电能表功能：分时段采集WP、WQ，并可采集U、I、P、Q、cos等参数。优点：智能电能表通过RS485与外联系，可省去RTU中遥测部分，简化结构。随着智能化多功能电能表的成熟，在配网自动化中的应用增多。缺点：变电所出线多时，遥测刷新慢，在配电自动化中应用有争议。

采用智能电能表的变电站监控系统5.RTU的选择对于现有35-110kV中心变电所、出线较多(总单元数大于10)，其他二次设备又不作改造时，则可采用功能分布式RTU，结合保护等其他装置，实现综合自动化。对于现有出线小于6回，总单元数小于10个的小型变电所，可采用结构分布式RTU，每个功能模块包括遥测、遥、遥控、遥调，甚至可增加微机保护功能，构成综合自动化系统。对于6-10kV终端变电所，一般采用结构分布式RTU，且增加微机保护功能，构成综合自动化系统，达到无人值班的条件。新建变电所应一步到位，按高标准设计，直接达到无人值班条件。具体形式可根据变电所容量大小及重要性来确定，但最好实现综合自动化。如采用微机保护加监控系统，测控及保护一体化单元，智能重合器等构成综合自动化系统。6.直流采样和交流采样直流采样：直接对变送器直流输出（直流电压或电流）进行采样。特点：简单，但数据稳定性、实时性差，变送器故障几率较高、维护工作量较大；造价大。交流采样：直接采样各相电流电压，根据算法实时计算电流电压等量。交流采样算法：算法种类多，保护一般用傅里叶算法；测量一般用均方根算法，例如I、U有效值：I(k)、U(k)为k时刻电流、电压采样值。交流采样方式1）单一通道采样方式异步采样：也称定时采样，采样间隔周期固定不变，系统基频变化时精度不高。同步采样：采样周期跟踪系统基频而变化，保持fs/f1=N为不变整数。2）多通道采样方式同时采样：同时采样，同时或依次A/D转换。顺序采样：顺序采样，用于同时性要求不高的场合。3）分组同时采样所有输入通道分若干组，组内各通道同时采样，组间顺序采样。同时采样，同时A/D转换同时采样，依次A/D转换顺序采样,依次A/D转换3.4变电站综合自动化系统变电站综合自动化系统：将电力系统的保护、测量、控制、监视、故障分析等功能集合在一起构成变电站综合自动化系统。目标：实现电力系统优化控制、经济运行、智能决策。1.变电站综合自动化系统功能保护功能：包括各种常规保护设备所能完成的各种功能。如距离、变压器、母线、发动机、电容器、电抗器的主保护、后备保护。控制功能：近距离控制(就地)、远距离控制(遥控)。测量功能：遥测、遥信。通信：与调动系统通信。诊断功能：自检、自诊断，断路器动作次数、故障电流大小等。故障录波功能：故障时各种参数波形记录。2.变电站综合自动化的优越性提高供电质量，提高电压合格率（有载调压、无功补偿，无功潮流合理，降低网损，节约电能损耗）。提高变电站的安全、可靠运行水平（微机保护、故障自诊断功能）。提高电力系统运行、管理水平（监视、测量、记录、抄表等由计算机完成，提高测量精度，无人为干预）。与上级调度系统通信（检测数据及时送往调度中心，调度员及时掌握各变电站运行情况，并进行必要调节和控制）。记录查询（各种操作的时间顺序记录，提高运行管理水平）。3.变电站综合自动化发展现状集中式结构：早期采用，由1～3台微机完成全变电站的保护、监控。分布分散式结构：目前大多采用，并采用分层设计。保护测控一体化：35kV及以下线路，保护测控相互融合、信息共享，保护、测控功能集成在一个独立装置中。高压或超高压线路：保护、测控装置完全独立，但可统一设计、组屏。基本监控功能：如遥测、遥信、遥控等已较成熟。高层次应用：变电站防误闭锁、电压无功控制等应用增多，但还有待研究、发展。4.无人值守变电站无人值班变电站：调度值班员借助微机远动技术替代变电所现场值班员来控制和管理的变电所。无人值守变电站是变电所的一种先进管理模式。调度员在主站端设备的键盘上进行必要的遥控、遥调操作。无人值守变电站并非任何操作都无须人员现场进行。不必再配置单独RTU，模拟量和开关状态信息，通过通信管理单元直接送往调度。各微机保护单元将动作信息送给调度，并通过通信管理单元转发或执行调度下达的命令。5.变电站综合自动化系统结构系统为多微机、多层次结构形式。最上层设在电力系统控制中心；1～3层均设在变电站内。结构形式：集中式、分布式、分散与集中相结合、全分散式。1）集中式的结构形式集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动化功能。集中式结构也并非指由一台计算机完成保护、监控等全部功能。多数集中式结构的微机保护、微机监控和与调度等通信的功能由不同的微机完成，只是每台微计算机承担的任务多一点。缺点：工程和投资量大、系统精度低，易受干扰、调试、维护工作量大，扩展灵活性差。集中式综合自动化系统框图模入接口开入接口输出接口A/D模块输入接口输出接口主变TV与TA线路TV与TA断路器状态保护出口模拟量输入断路器和隔离开关状态继电保护信息输入出口继电器各保护装置监控主机通信控制器显示器打印机键盘调度中心2）分布式的结构形式不同电气设备均单独安装对应的微机保护装置和RTU，任一装置故障，不影响系统正常工作。系统内装置间信息的传送均为数字信号，抗干扰能力强。系统为多CPU工作方式，各装置都具有一定的数据处理能力，大大减轻主控制机的负担。系统扩充灵活方便。具有自诊断功能，自动对系统内所有装置巡检，发现故障自动检出，并加以隔离。具有事件顺序记录功能（SOE），分辨率可达1mS，为事故分析提供有效的数据。

分布式综合自动化系统框图主变压器保护110kV进出线保护35kV出线保护低频减载110kVRTU35kVRTU低频减载10kV馈出线保护电容器保护10kVRTU前置机前置机当地监控计算机CRT打印机调度端(主控站)3）全分散式综合自动化系统特点：将数据采集、测量、监控功能并入微机保护装置（微机综合保护测控装置）。微机综合保护测控装置：也称分布式保护测控装置、“四合一”装置(保护、遥测、遥控、遥信)。全分散式综合自动化系统是一分层分布式系统，按一个元件、一个装置分布式配置，各装置间通过网络联接，网络组态灵活。整个系统可靠性高，任一装置故障仅影响相对应的元件。各保护测控装置既可分散安装在开关柜上，也可集中组屏安装。110/35kV变电站自动化系统配置方案35kV变电站自动化系统配置方案微机保护微机保护是用微型计算机构成的继电保护，是电力系统继电保护的发展方向（现已基本实现，尚需发展），它具有高可靠性，高选择性，高灵敏度。微机保护装置硬件包括微处理器（单片机）为核心，配以输入、输出通道，人机接口和通讯接口等.该系统广泛应用于电力、石化、矿山冶炼、铁路以及民用建筑等。微机的硬件是通用的，而保护的性能和功能是由软件决定。

运行原理

微机保护装置的数字核心一般由CPU、存储器、定时器/计数器、Watchdog等组成。目前数字核心的主流为嵌入式微控制器（MCU），即通常所说的单片机;输入输出通道包括模拟量输入通道（模拟量输入变换回路（将CT、PT所测量的量转换成更低的适合内部A/D转换的电压量，±2.5V、±5V或±10V）、低通滤波器及采样、A/D转换）和数字量输入输出通道（人机接口和各种告警信号、跳闸信号及电度脉冲等）。保护功能

定时限/反时限保护、后加速保护、过负荷保护、负序电流保护、零序电流保护、单相接地选线保护、过电压保护、低电压保护、失压保护、负序电压保护、风冷控制保护、零序电压保护、低周减载保护、低压解列保护、重合闸保护、备自投保护、过热保护、过流保护、逆功率保护、差动保护、启动时间过长保护、非电量保护等。

6.微机保护微机保护：以微处理器为核心组成的电力系统继电保护。特点：性能优：高速运算、逻辑判断和记忆，可实现复杂保护功能，故障参数追忆、打印；可靠性高：自诊断、抗干扰；灵活性强：硬件、外围设备可通用；调试维护工作量小：软件成熟后，硬件完好下几乎不用调试；经济性好：包括投资费用和运行维护费用；多功能化和综合应用：实现保护外的其他功能（录波、记录、数据远传）。3.5配电变电站自动化的若干问题1.环境温度和湿度各种微机装置选用民用级芯片(工作温度0-500C)，但变电站环境温度有时较低(<-150C)，须选用工业级芯片。连续运行的微机装置，只要进入严寒时未停过电，器件本身发热可维持芯片最低极限工作温度，装置仍能在较低温度下工作。停电或关机后微机装置再启动将困难。可采用装置预热方法实现再启动；或采用环境机箱，通过PTC加热，使机箱温度达到装置工作温度；或再与抽风扇配合，降低湿度。2.状态量采集开关量接点形式：保护继电器输出触点，断路器与刀闸的辅助接点，刀闸和断路器等设备的故障信号如压力等.3.防跳跃机构跳跃：当断路器手动或遥控合闸于故障线路时（如短路），不论操动机构有无自动脱扣，断路器都应自动分闸。此时若合闸命令还未解除（如转换开关的手柄或继电器还未复位），则断路器分闸后又将再次合闸，紧接着又会分闸。这样，有可能使断路器连续多次合、分故障电流，这一现象称为“跳跃”。防跳跃意义：出现跳跃时，断路器将无谓的连续多次合、分短路或故障电流，造成触头严重烧损甚至引起爆炸事故。因此对于非手动操作的操动机构必须具有防止跳跃的能力，使得断路器关合短路而又自动分闸后，即使合闸命令尚未解除，也不会再次合闸。3.防跳跃机构－续防跳跃措施：在分闸命令和合闸命令同时施加的情况下，防跳跃继电器使分闸优先。防跳跃继电器由分闸命令直接启动，并通过合闸继电器的触点保持在得电位置，它们的触点完全切断合闸线圈回路，使断路器不能实现合闸，直到合闸信号完全解除。实现方法：利用继电器对合闸回路进行闭锁。防跳继电器（TBJ）：有两个线圈，一个是电流启动线圈，一个是电压保持线圈。电流线圈串联在跳闸回路中，以便当继电保护动作于跳闸时，使防跳继电器可靠地启动。电压线圈的主要作用是在继电器动作后能可靠地自保持。利用防跳继电器的防跳接线图利用普通继电器闭锁合闸回路的防跳接线图合闸时，合闸整流桥输出经Y3/S2/S3/S1/KO(2-1常闭)接通。继电器KO并联在合闸回路上，，断路器合闸后并联在合闸回路的辅助接点S3闭合，继电器KO线圈接通，KO触点切换到(4-1常开)，断开合闸回路并保持，若此时合闸于故障，继电保护动作跳闸，由于合闸回路已可靠断开，防止了跳跃。4.有功功率采集小电流接地系统(三相三线制)，常采用两瓦特计法（两表法）进行P的测量。电源EAB供给负载的有功功率：电源ECB供给负载的有功功率：1）三相三线制负载的全部有功功率：设I(k)、U(k)为k时刻电流、电压采样值,离散化表达式:

2）三相四线制对大电流接地系统（三相四线制），采用三表法进行P的测量。离散化表达式:5.电度量采集脉冲电度表法：存在问题：丢脉冲问题（特别是微机装置复位时易丢脉冲）；电磁干扰问题（传输线较长，易受电磁干扰，使脉冲变形、记数不准）；电度表底值问题。智能电度表法：通过RS485连接，每次上报电度表当前电度值，精度高，装置复位、干扰不影响电度的测量累计。直接采样法：通过微机计算累计得到电度量，但精度受影响。作业RTU的结构分为几类？远动装置RTU的四遥是含义是什么。结构分布式RTU的硬件结构框图。事件顺序记录（SOE）的作用、要求、影响因素有哪些？直流采样和交流采样的优缺点。防跳跃意义与措施。变电站综合自动化系统的功能特点与结构形式。2023/2/4第4章馈线自动化馈线自动化是配电自动化的重要组成部分。目的：对馈出线路进行数据采集和监控（SCADA功能），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健全区段供电。主要功能：配网馈线运行状态监测、控制、故障诊断、故障隔离、网络重构。实现：一种是基于重合器的馈线自动化系统；另一种是基于馈线终端设备(FTU)的馈线自动化系统。2023/2/44.1基于重合器的馈线自动化原理：无需通信，根据短路时出现的短路电流，靠多次重合闸找出故障区段并进行隔离，主要用在辐射线路。实现模式：重合器与重合器配合模式、重合器与电压-时间型分段器配合模式、重合器与过流脉冲计数型分段器配合模式。2023/2/4重合器(Recloser)分类和功能定义：集断路器、继电保护、操动机构为一体，具有控制和保护功能的开关，能按预定开断、重合顺序自动操作，并可自动复位、闭锁。2023/2/4重合器(Recloser)分类和功能－续功能：故障后重合器跳闸，按预定动作顺序循环分、合若干次，重合成功则自动终止后续动作；重合失败则闭锁在分闸状，手动复位。动作特性：根据动作时间-电流特性分快速动作特性（瞬动特性）、慢速动作特性（延时动作特性）两种。动作特性整定：“一快二慢”、“二快二慢”、“一快三慢”。2023/2/42.分段器(Sectionalizer)分类和功能定义：与电源侧前级开关配合，失压或无电流时自动分闸的开关设备。功能：永久故障时，分合预定次数后闭锁在分闸状，隔离故障区段；若未完成预定分合次数，故障已被其他设备切除，则保持在合闸状（经一段延时后恢复到预定状态，为下次故障作准备）。要求：一般不能开断短路故障电流。关键部件：故障检测继电器（FDR:FaultDetectingRelay）。根据判断故障方式的不同分类：电压－时间型，过流脉冲记数型。2023/2/41)电压－时间型分段器故障隔离原理：根据加压、失压时间长短控制动作，失压后分闸，加压时合闸或闭锁。用于辐射、树状、环状网。FDR整定参数：X时限：分段器电源侧加压至该分段器合闸的时延。Y时限：分段器合闸后未超过Y时限的时间内又失压，则该分段器分闸并被闭锁在分闸状，下一次再得电时不再自动重合

。

Y时限又称故障检测时间。FDR功能：

第一套功能：用于常闭状态的分段开关，用于辐射、树状网；要求X时限>Y时限>电源端断路器跳闸时间。

第二套功能：用于常开状态的联络开关，用于环网联络开关常开状态。2023/2/42)过流脉冲计数型分段器故障隔离原理：记忆前级开关开断故障电流动作次数，达到预定记忆次数时，在前级开关跳闸的无电流间隙内，分段器分闸，隔离故障区段。前级开关开断故障电流动作次数未达到预定记忆次数时，分段器经一定延时后计数清零，复位至初始状态。FDR整定参数：前级开关过流开断次数。FDR功能：前级开关开断过电流电流动作计数与记忆。当记忆次数=设定次数时，分段器闭锁。2023/2/43.重合器与分段器配合实现故障区段隔离重合器与电压－时间型分段器配合情况。（重点掌握）重合器与过流脉冲计数型分段器配合情况类似（自学）。2023/2/41）辐射状网故障区段隔离过程A重合器：一慢一快，第一次重合=15S，第二次重合=5S；B、D分段器：X=7S，Y=5S；C、E分段器：X=14S，Y=5S2023/2/4各开关动作时序图A重合器：第一次重合时间=15S，第二次重合时间=5SB、D分段器：X时限=7S，Y时限=5SC、E分段器：X时限=14S，Y时限=5S2023/2/42）环状网开环运行时的故障区段隔离A重合器：一慢一快，第一次重合=15S，第二次重合=5S；B、C、D分段器：X=7S，Y=5S；E分段器：X=45S，Y=5S2023/2/4各开关动作时序图A重合器：第一次重合=15S，第二次重合=5SB、C、D分段器：X=7S，Y=5SE分段器：X=45S，Y=5S2023/2/44.重合器与重合器配合实现故障区段隔离

发生过流或低电压时重合器动作。出线重合器：一快二慢，失压3S后分断；中间重合器：二慢，失压10S后关闭重合功能，并改为一次分闸后闭锁；联络重合器：一慢，两侧失压后15S合闸。2023/2/45.基于重合器的馈线自动化系统不足我国馈线自动化近几年才开始，主要采用电压型及电流型两种控制模式。我国配电网是小接地电流系统，欧美、日本等国，大部分是大接地电流系统。我国配网设备状况、管理要求不同于国外，照搬国外电流型或电压型模式，推广用于城网必然带来问题。基于重合器能够准确地判断故障区段，并能自动隔离故障区段。2023/2/4存在缺陷1）切断故障时间较长，动作频繁，减少开关寿命。2）故障由重合器或变电所断路器分断，系统可靠性降低；多次短路电流冲击、多次停送电，对用户造成严重影响。3）重合器或断路器拒动时，事故进一步扩大。4）环网时使非故障部分全停电一次，扩大事故影响。5）不能寻找接地故障。6）无断线故障判断功能，一相、多相断线，重合器不动作。7）变电站出线开关需改造，目前出线开关具有一次重合闸功能，装重合器后，需改造为多次重合型。8）重合器保护与出线开关保护配合难度大，要靠时限配合。9）不具备“四遥”功能，无法进行配电网络优化等工作。2023/2/4自动重合器2023/2/44.2基于FTU的馈线自动化系统1.基于FTU的馈线自动化系统D的组成2023/2/4系统特点配网实时信息通过就地FTU采集，传送到区域集控或变电站集中，上报配电调度中心。配电调度中心控制命令通过区域集控或变电站转发给FTU执行。FTU采集柱上开关运行情况，将信息上传到配网控制中心，或接受控制中心命令进行远方操作。故障时，FTU将记录的故障电流、时间等上报，供分析使用。区域工作站：通道集中器和转发装置，并将各单元通信规约转换为标准远动规约。2023/2/42.FTU的性能要求(1)遥信功能：开关位置、贮能完成情况、通信完好性；遥测功能：U、I、P、Q等；遥控功能：远方对柱上开关分合、贮能等；统计功能：开关动作次数、动作时间、累计切断电流水平；SOE和对时功能：保证SOE的准确性，与系统时钟一致；事故记录：记录事故发生时的最大故障电流和事故前（1min）负荷，便于确定故障区段；定值远方修改和召唤定值：适应配网运行方式变化；自检和自恢复功能：设备故障时报警、干扰时自复位；2023/2/4FTU的性能要求(2)远方控制闭锁和手动操作功能：检修线路或操作开关时确保操作安全性；远程通信功能：RS-232，RS-485，通信规约问题；抗恶劣环境：雷电、环境温度、防雨、防湿、风沙、振动、电磁干扰；维修方便：保证不停电检修；电源可靠：保证故障或停电时FTU有工作电源；可选功能：电度采集（核算电费、估计线损，防窃电）；微机保护（实现自适应保护）；故障录波（故障分析用）。2023/2/43.FTU的组成和结构一种典型的FTU系统框图2023/2/42023/2/44.区域工作站特点：1）一般采用工业PC、多路串行口扩展板构成，采用通用规约，允许多台FTU共用同一通道；2）一般设置在主变电所，并设UPS。

2023/2/45.配变远方测控单元（TTU）TTU的主要功能：1）实现对配电变压器实现远方监视。2）采集变压器的I、U、P、Q、cos、分时电量、电压合格率等数据。3）根据监视的负荷曲线，准确计算线损、用户电量核算、防窃电。4）通过低压配电线载波实现对本台区低压用户进行抄表数据的远传。结构特点：与FTU类似，但增加低压载波、输出控制为补偿功率因数的电容器。2023/2/4一种典型的配变测控终端单元组成2023/2/46.两种馈线自动化系统的比较基于重合器、FTU的馈线自动化系统国外大量使用。基于重合器开关设备配合的馈线自动化系统基于FTU和通信网络的馈线自动化系统主要优点1)结构简单。2)建设费用低。3)不需建通信网络。4)无电源提取问题。1)故障时隔离故障区域，正常时监控配网运行，可优化运行方式，实现安全经济运行。2)适应灵活的运行方式。3)恢复健全区域供电时，可采取安全和最佳措施。4)可与MIS、GIS等联网，实现全局信息化。两种馈线自动化系统的比较2023/2/4主要缺点1)仅故障时起作用,正常运行时无监控作用，不能优化运行方式。2)调整运行方式后,需到现场修改定值。3)恢复健全区域供电时，无法采取安全、最佳措施。4)需多次重合,对设备冲击大。1)结构复杂。2)建设费高。3)需通信网络。4)存在电源提取问题。主要设备重合器、分段器等FTU、通信网络、区域工作站、计算机系统。适用范围农网、负荷密度小的偏远地区、供电途径少于两条的电网。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网、供电可靠性要求高的区域。两种馈线自动化系统的比较(续表)2023/2/4开环运行的多电源环状网两种系统比较1)基于重合器的馈线自动化系统若为使网上负荷均衡化，将联络开关从G调整到D，则G和D均应重新到现场整定。b区发生永久性故障时，分段开关B、C分闸后，联络开关G、E究竟合哪个，无法选择。2)基于FTU的馈线自动化系统：可很方便地解决以上问题。2023/2/44.3故障区段判断和隔离1.基本原理1）辐射、树状网、开环运行的环状网：根据最后一个有故障电流和第一个无故障电流两个开关的电流变化判断故障区段。2）闭环运行的环状网：根据故障功率方向判断故障区段。2023/2/42.故障区段判断和隔离算法采用矩阵算法来实现判断、隔离故障区段。1）网络描述矩阵D断路器、分段开关、联络开关作为节点（N），可构N×N维方阵；若第i、j节点间存在馈线，则第i行、第j列元素，第j行、第i列元素均置1；不存在馈线的节点对应元素置0。2）故障信息矩阵G若第i个节点的开关故障电流超过整定值，则第i行第i列元素置0，反之置1，矩阵的其他元素均置0。也是N×N维方阵。2023/2/4网络描述矩阵与故障信息矩阵举例简单馈线网络（“C”为流过故障电流标志）2023/2/43）故障判断矩阵P对矩阵D与矩阵G相乘，并进行规格化，得

P=g（D×G）=g（P‘）g代表矩阵的规格化运算，其具体操作：若D阵中元素dmj、dnj、…dkj为1，且G阵中gjj=1时，需对P‘阵中第j行和第j列元素进行规格化处理；若gmm、gnn、…gkk至少有两个为0，则将P‘阵中第j行和第j列的元素全置0；若上述条件不满足时，P阵中相应的元素值不变。矩阵P反映了故障区段：若P中的元素pijXORpji＝1，则馈线上第i节点和第j节点间的区段有故障。2023/2/4故障判断矩阵P举例p34XORp43＝0，p45XORp54＝0，p56XORp65＝0，p67XORp76＝0，p23XORp32＝1，因