(浙江省电力公司,浙江杭州310007)
摘要:文章阐述了配电系统自动化的主要目标、功能及技术发展的趋势,提出统一规划、分步实施、注重实效、追求效益的规划原则,并讨论了配电网结构、实时信息采集的规模、计算机系统选型、信道建设及配电网设备选型原则。
关键词:配电网;自动化;功能;规划;实施原则
概述
配电系统自动化是城市电网规划建设的重要内容,实施配电系统自动化,应当在规划和建设好城市配电网网架的基础上,紧紧围绕提高供电可靠性和电能质量、改善对用户的服务、提高供电企业的经济效益三大目标。
经过“九五”大规模的城市电网改造,许多大中城市的电网已经基本具备实施配电系统自动化的条件,但我国配电系统自动化的实践时间不长,许多技术问题有待运行实践的考验,功能有待于逐步完善。为此,我们必须制定好本地区配电系统自动化的发展规划和实施计划,期望配电系统自动化在我国有一个较大的发展。
1 配电自动化的主要功能
配电系统自动化的主要功能应包括:
(1)调度自动化(SCADA)。
(2)变电站自动化系统。
(3)馈线自动化(FA)、配网自动化(DA)。
(4)配电网自动制图/设备管理/地理信息系统(AM/FM/GIS)。
(5)用户故障电话投诉(报修)系统(TCM)。
(6)配电工作管理系统(DJM)。
(7)配电网应用软件。
(8)用电营业自动化系统。
(9)负荷管理系统。
(10)远方自动抄表系统。
(11)配电变压器在线监测装置。
(12)中、低压侧无功补偿的自动控制。
在以上功能中,(1)~(7)为当前要重点开发的功能,其他为已经和正在实施的相关子功能。其中调度SCADA,其常规功能与现有产品相同,但为实现配网自动化,还必须进行功能的扩展和开发。
2 10 kV馈线自动化
2.1 馈线自动化的分类
按照实施的原理分:电压型或称电压-时间型(日本模式)馈线自动化,电流型(美国模式)馈线自动化,改进的电压型馈线自动化,远方控制型馈线自动化。
按照有无信道分:无信道的馈线自动化,有信道的馈线自动化。
按照远方控制类型分:由变电站控制的馈线自动化(二级主站),由调度控制中心控制的馈线自动化(一级主站)。
2.2 电压型馈线自动化(无信道)
图1表示了一个电压型馈线自动化,当在区段2发生故障时的动作过程示意图。
变电站A侧的10kV馈线分为4段,通过联络开关LD与对侧变电站的馈线联络。线路断路器CB1上配置继电保护装置,用来切除故障电流。线路分段开关FD1-FD3采用负荷开关,其动作特征为:(1)当分段开关两侧失压时,分段开关瞬时自动分闸。(2)当分段开关一侧带电时,经x秒时间自动合闸。(3)合闸后有电检出时间整定为y秒,当y>x时,判断为正常状态。当y<x时,判断为合闸永久故障,在第二次失压后将永久闭锁重合闸。(4)联络开关LD可以手动或自动方式。在自动方式,当一侧有电另一侧失电时,经过大于线路一侧断路器切除永久故障两次重合的全部周期的延时自动合闸。
(1)在确定故障区段的基础上,对图1远离故障区段中的联络开关LD、分段开关FD3进行遥控操作。以加快恢复非故障区段的供电。
(2)在二级主站,进行故障的定位、隔离和恢复供电。
(3)在一级主站,进行故障的定位、隔离和恢复供电。
第一种适用于馈线自动化发展的初期,在建设信道的基础上增加下行的遥控功能,由调度中心人工发出操作指令。第二种适用于网络结构简单、规模较小的配电网,它只是简单的网络结构的重组,实现负荷转移。第三种适用于多分段多联络的复杂配网的馈线自动化,它具备更强也更合理的网络优化和网络结构重组的功能。这实际上已超出了单条馈线自动化(FA)的范畴,而构成配网自动化(DA)。
由一级或二级主站实现的远方遥控型馈线自动化是基于“面保护”的原理。即各个分段开关不配置单独的继电保护装置,而是利用信道将各个分段开关的故障电流信息上报到主站,主站据此来综合判断故障区段。图4表示区段3发生多相故障时的实例:当一个区段的两侧分段开关,都流过故障电流(如1、2区段),或都没有故障电流流过(如4区段),则判断为非故障区段。当一个区段的一侧分段开关(靠近电源侧)流过故障电流,而另一侧分段开关(远电源侧开关)没有故障电流流过时,则判断为故障区段,如图4中的3区段。显然,由于故障区段的确定需要数s或更多时间,故障电流的切除必须仍由变电站馈线断路器来完成。故障区段确定后,主站发出指令,将FD2、FD3分段开关跳闸,并按一定的程序将变电站馈线断路器和联络开关LD合闸,恢复对非故障区段的供电。
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