配电网自动化系统毕业论文(编辑修改稿)

配电网自动化系统毕业论文(编辑修改稿)内容摘要：

关，由其它的健康线路供电。 在保证同样可靠性的前提下，与传统的做法相比，馈线自动化可充分地发挥设备的潜力，显著地节省了在线路上的投资。 馈线自动化系统对配电线路及设备运行状态进行实时监视，为实现设备的及时检修创造了条件，这样除了可以减少不必要的停电时间外，也减少了检修费用。 利用馈线自动化提供的数据与资料，可以及时确定线路故障点及原因，缩短故障修复时间，节省 检修 费用。 第 13 页 3 电压时间型馈线自动化的实现 实现电压 时间型馈线自动化的设备 电压型馈线自动化就是利用一次设备配套的智能化功能，完成对线路故障区段的隔离、非故障区段的供电恢复 ，达到减少停电区间、缩短停电时间的目的。 所谓电压型馈电自动化设备，是指基于电压、时间配合工作原理的设备，其正常工作和对事故的判断处理均是以电压为基本判据，通过第一区段投入的延时逐级送电，来判断故障区间。 电压型馈线自动化就是利用一次设备配套的智能化功能，完成对线路故障区段的隔离、非故障区段的供电恢复，达到减少停电区间、缩短停电时间的目的。 实现电压 时间型馈线自动化的核心是电压 时间型开关，准确的说 是 电压 时间型开关成套装置，它包括了电压 时间型开关和开关控制器，主要设备包括电压 时间 型柱上负荷开关、电压 时 间型开关控制器（即馈线终端）、电源变压器（ PT）及相关连接附件，如图31 所示。 图 31 电压 时间型馈线自动化设备构成 电压 时间 型负荷开关通常采用双断口设计，真空灭弧， SF6 绝缘，配置电磁操动机构并内置电流互感器，具备“来电合闸，无压分闸”的功能。 负荷开关在电网来电或监控终端 发出合闸命令时合闸；在线路停电时或监控终端发出分闸命令时分闸。 当线路发生故障时，故障区段两侧终端自动闭锁，使开关保持分闸状态，自动完成故障区段判定隔离及非故障区段供电恢复，终端与自动化主站的通信可采用光纤、无线通信等多种方式。 馈线终端的功能模式有两种，通过设置控制器模式（ MODE）来区分。 一是应用于分段点且处于常闭状态的分段开关，模式设定为 S；另一是应用于环网点且处于常开状态的联络开关，模式设置为 L。 实现电压 时间型馈线自动化的开关控制器，即电压 时间型开关控制器是馈线 自动化 终端的一种， 具备 遥测、遥信、遥控“三遥”功能， 与配电自动化主站通信多 采用 公网 无线通信 （ GSM/GPRS） 方式。 电源变压器变比为 10/，主要作用是为开关和控制器提供电源和 电压 信号。 开关控制器 与开关本体、电源变压器分别通过控制电缆和电源电缆连接。 电源变压器的作用是：当实施配网自动化时，电源变压器的高压侧接 10kV母线，其低压侧输出一方面给开关提供操作电源，同时也给控制器提供工作电源，另一方面还给控制器提供检测信号。 第 14 页 电压时间型柱上负荷开关功能特点 电压时间 型柱上 负荷开关 ，将馈电线路分为若干段，实现故障段自 动检测、自动隔离，完好段自动恢复供电，缩小故障停电范围，减少故障 停电时间，从而提高供电可靠性。 负荷开关是实现配电馈线自动化的主要设备。 针对适用于电压型馈线自动化系统要求，真空负荷开关必须是采用免维护产品，同时具备真空灭弧、 SF6 绝缘； 电缆头出线、全密封设计；开关采用悬挂式安装，避免了对瓷套的冲击；开关可以手动操作，也能电动远方操作；内部隔离断口与真空灭弧室联动，具有极高的操作可靠性； 电压时间 型柱上负荷开关属于电压型智能开关，故障检测 装置只采集故障电压的特征，对故障判定不依赖电源 侧线路的电流，与配网运 行方式无关，不存在选择性问题，适用各种配电网络。 当开关 检测到线路失去电压 时， 负荷开关 本体即跳闸；当检测到线路得到电压时， 负荷开关 本体经过整定的延时时间后合闸 ，即采用来电就合、无压释放。 开关得电时根据 整定延时时间 逐级合闸，线路逐段得电，既能实现故障段准确判断，又能减小合闸涌流。 电压时间 型柱上 负荷 开关具有合 分负荷电流的能力。 真空负荷开关工作原理在线路停电的时候，开关是处于“分”状态，因此不需要在线路无电条件下打开开关并隔离故障，避免使用蓄电池作为供电电源，从而使开关及其配套产品真正地达到免维护设计。 在配电自动化系统技术基础上，结合我国城市配网系统的特点而研究开发的配电自动化完整、实用的解决方案，适用于各种规模的配电网系统，是目前适合中国电网的可靠、实用、技术成熟的配电自动化系统。 此开关是专门为配电自动化而设计、安全 可靠、工业化程度高的设备。 留有接口，可以方便地与配电自动化系统终端设备连接。 该开关可与一体型远方终端配合使用，能以电压 时序方式自动隔离线路故障区域，由于杆上设备本身具有就地处理故障的能力，因此不需要通信系统的介入就可以完成馈线自动化，从而大大地提高了设备和系统的工作可靠性，随着城网改造线路的无油化、绝缘化，一年内线路故障发生的几率相对比较低，这种就地保护方式顺应了目前 10kV 由集中保护向就地保护发展的需求。 馈线终端功能模式 对于负荷开关的开关，在正常工作时开关为常闭。 当线路因停电和故障失压时， 所有的开关打开，第一次重合后，根据控制器设计的延时设置，线路分段一级一级的投入，直至投到故障段后线路再次跳闸，故障区段两侧的开关因感受到故障电压而闭锁。 当站内断路器再次合闸后，正常区段恢复供电、故障区间通过闭锁而隔离。 对于联络点位置的开关，在正常时感受到两侧有电压时为常开，当一侧电源失电时，该联络开关开始延时进行故障确认，延时时间整定值为故障侧线路完成对故障确定并闭锁的时间，在延时时间完成后，联络开关投入，后备电源向故障线路的故障后端正常区间恢复供电。 分段点位置和联络点位置所使用的开关、控制器和变压器设备 完全相同，其功能的转换只需将控制器底盖内部的功能模式切换开关（ MODE）放在 S（分段点功能）或 L（环网点功能）来实现，所以调整非常方便。 第 15 页 馈线终端 用于辐射 状 电网结构的故障检测 及 恢复供电的原理 （ S 功能） 图 32 是一条辐射电网的基本结构， CB 为线路出线断路器，线路上分别安装了分段开关 PVS“ B”“ C”“ D”“ E”，这些开关的控制器具有延时设置键，根据线路的状况，分别将“ B”“ C”“ D”“ E”的控制器延时设为 7s、 14s、 7s、 14s，表示当各级开关在感受到一端来电时，通过上述的延时时间完 成关合。 第 16 页 第 17 页 下面给出了当线路 c 区段发生短路故障时，整条线路的工作过程。 （ 1）首先，电网在正常状态下，断路器 CB 和 PVS“ B”“ C”“ D”“ E”均处于关合状态，线路供电正常。 （ 2）当 c 段发生故障，因故障引起变电站内 CB 跳闸，这时所有的杆上开关因失压而打开。 （ 3）站内的断路器 CB 在经过一定延时后（举例为 5s）进行第一次重合闸，这时电源送至 PVS“ B”的一侧。 （ 4）这时 PVS“ B”的控制器在感受到一侧电源后，开始计时，在完成了 7s 计时后，PVS“ B”自动关合，“ b”区段供电。 这时，电源同时送至 PVS“ D”“ C”的一侧，其控制器同时启动计时。 （ 5）当计时器计满 7s 后 PVS“ D”自动关合， d 区段恢复供电，而 PVS“ C”继续计时。 （ 6）当 PVS“ C”控制器完成 14s 记时后，关合 PVS“ C”。 因故障区段为 c 区段，若这次故障为线路瞬时故障，线路恢复正常；当故障是永久性故障时，因开关关合到短路而引起站内 CB 再次跳闸。 这时， PVS“ C”的控制器记忆下其后端发生故障并锁扣，开关不允许再次投入。 （ 7） CB 再次合闸送电，依电源顺序由源边送至除 c 区段 的正常区间。 站内设备可根据各开关延时时间的设定值，通过对断路器从合闸到跳闸的时间间隔来判断出故障区间为 c 段。 通过上述工作方式，系统完成环网结构的供电恢复。 馈线终端用于环状 电网结构的故障检测 及 恢复供电的原理 （ L 功能） 图 33 是一条环网线路的基本结构， CB CB2 分别为线路站 1 和站 2 的出线断路器，线路上分别安装了分段开关 PVS“ B”“ C”“ D”“ E”“ F”“ G”，其中除环网点开关“ E”为常开开关外，其余在正常工作时为常闭。 这些开关的控制器具有延时设置键，根据线路的状况，分别将“ B”“ C”“ D”“ F”“ G”的控制器延时设为 7s、 7s、 7s、 7s、 7s，表示当各级开关在感受到一端来电时，通过上述的延时时间完成关合，而环网点开关“ E”的控制器延时时间设置为 45s。 下面给出了当线路 c 区段发生短路故障时，整条线路的工作过程。 第 18 页 （ 1）在正常状态下， CB CB2 和除 PVS“ E”以外的所有开关均关合。 （ 2）假设当故障发生在 c 段，因短路引起断路器 CB1 跳闸， PVS“ B”、 PVS“ C”、PVS“ D”因失压而同时断开。 这时， PVS“ E”的控制器因感受到一侧掉电而开始计数。 （ 3）断路器 CB1 经过延时后重合闸，开关顺序延时关合至 PVS“ B”。 （ 4）当关至 PVS“ C”时，因再次关合短路点引起线路再次跳闸。 这时， PVS“ C”和 PVS“ D”因感受到其区间故障而锁扣。 第 19 页 （ 5） CB 通过再次重合闸，顺序延时将正常区间恢复供电。 （ 6）环网点开关 PVS“ E”在计时过程中始终未感到一方的供电，因此，在经过一定的延时后，关合 PVS“ E”，由 CB2 给位于故障区间后端的正常区段 d。 馈线终端闭锁功能的原理 X— 时间闭锁 在正常送电过程中，当 X— 时间内发生大于 的故障时，监控终端实现 X— 时间闭锁。 在闭锁被解除之前，开关（ PVS）从反方向供电时不能关合，如图 33（ a） 所示： PVS2 的监控终端实现 X— 时间闭锁，环网点 PVS3 投切之后，在 PVS2 的监控终端闭锁被解除之前，开关（ PVS2）从反方向供电时不会关合。 Y— 时间闭锁 在开关（ PVS） X— 时间延时关合后，立即启动故障检测 Y— 时间，当 Y— 时间内发生大于 的故障时，监控终端实现 Y— 时间闭锁。 在闭锁被解除之前，开关（ PVS）从同方向供电时不能关合，如图 33（ b） 所示： PVS2 的监控终端实现 Y— 时间闭锁，在闭锁被解除之前，开关（ PVS2）从同方向供电时不会关合。 C 瞬时电压闭锁 如果出现瞬时电压（≥ 30%额定电压，持续时间≥ 150ms）加在 A 侧或 B 侧时，控制器（ FDR/RTU）实现瞬时电压闭锁。 在闭锁被解除之前，开关（ PVS） 从反方向供电时不能关合，如图 33（ c） 所示： 第 20 页 PVS3 的控制器实现瞬时电压闭锁，在闭锁被解除之前，开关（ PVS3）从反向供电时不会关合。 D 两侧电压闭锁 利用此闭锁功能，可以实现负荷的均衡转带，形成一个临时的联络点，如果电压在 X— 时间内加到两侧，控制器实现两侧电压闭锁。 在闭锁被解除之前，开关（ PVS）即使在 X— 时间计数结束后也不能关合，如图 33（ d） 所示： 联络开关 PVS5 和 PVS8 经过 XL 延时（假设都整定为 45S）关合后，开关（ PVS4）的控制器在 X— 时间内检测到两侧同时来电而实现闭锁，在闭锁被解除之前，开关（ PVS4）即使在 X— 时间计数结束后也不会关合。 电压时间型馈线自动化模式动作实例 电压时间型馈线自动化模式通过电压型开关时间参数整定与变电站出线断路器动作时间相配合，实现故障区段有效隔离、非 故障区段恢复供电或转供电。 电压型开关需要整定两个时间参数。 其一为 X 时限，即为电源侧加压至开关合闸的时延；另一个参数是 Y 时限，又称故障检测时间，即为开关合闸后的正常确认时间。 若开关合闸后在未超过 Y 时限的时间内又失压，则该开关分闸并被闭锁在分闸状态，下次再加压时也不再重合。 如图 32(a)所示， BD BD2 分别为变电站出线断路器， FD1— FD5 为电压型 负荷 开关， FZ1 为电压型分支开关， LL1 为联络开关。 联络开关两侧互为手拉手线路，正常情况下开环运行。 当 C 段发生短路故障时， BD1 跳闸， 负荷 开关 FD FD FD3 和分支开关 FZ1 因失压而分闸。 经过整定的重合闸时间后，变电站断路器 BD1 第一次重合。 负荷 开关 FD FD FD FZ1 在电源侧加压后启动 X 计时器，分别经过 X 时限延时后逐级重合。 在开关合闸后，同时启动 Y 计时器。 若是瞬时性故障，则线路恢复供电。 若是永久性故障， 负荷 开关 FD2 合闸到故障区段导致 BD1 再次跳闸， FD FD FD3 和第 21 页 FZ1 第二次失压分闸。 FD2 因 Y 时限延时中断自动设置正方向闭锁， FD3 因残压加于电源侧自动设置反 方向闭锁。 FD2 和 FD3 的分闸闭锁实现了故障区段 C 段的自动隔离。 配电自动化主站遥控变电站断路器 BD1 第二次合闸， FD FZ1 经过 XL时限合闸， 恢复 A、 B 和 E 段供电。 联络开关。