【农网配电技术论文】 农网配电论文

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农网配电技术论文

关键词：农村电网;配电;新技术 中图分类号：TU984 文献标识码：A 文章编号：
配电网自动化是当前配电网建设的热点, 无论城镇、农村都把配电网 建设、改造及自动化实施列为工作重点, 投入大量的资金、人力和物力, 其目的 都是为了扩大供电范围, 增强供电能力, 提高供电可靠性, 优化电力服务。

1 配电系统保护现状 我国农网相继引进一些进口重合器、分段器( 主要是英、美两国的产 品) 和日本东芝公司的真空自动配电开关(以空气作为外绝缘)。参照部农电司组 织制定的农村小型化变电站第二模式方案， 国内已上网运行的重合器绝大多数 装设在变电所， 用作变电所各10kV出口保护开关。就建没小型化变电所而言， 重合 器应用达到了预期的目的。目前， 除少量柱上油开关和跌落式负荷开关外，配 电系统尚无其它保护设备。因此. 配电网上任意点的水久性故障多数将反馈到变 电所出口重合器， 致使重合器跳闸. 造成整条配电线路断电。可以认为， 现有 重合器的应用效果相当于具有重合闸功能的开关， 仅起到了类似于变电所户外 式10kV开关的作用， 设备的技术性能优势远未能发挥出来。重合器的应用不仅 在于保护变电所，而且应与配电网上相应的开关设备形成保护配合. 对配电网整 体构成有层次、有逻辑性的保护。因此， 在变电所已具备重合器的前提下，研 究我国的配电系统保护自动化发展模式。

2 配电网自动化实施的技术原则和目的2.1 实施配电网自动化应遵循的技术原则 2.1.1 可靠性 要求具有可靠的2个以上的电源点， 其电网结构、设备、控制器、 RTU 、FTU、通讯、中心主站及硬件设备都应具有较高的可靠性和稳定性。

2.1.2 分散性 由于配电网地域分散广，应尽量实现功能分散，在发生故障时能实现 就地监控，就地处理。

2.2 实施配电网自动化的目的 实施目的是为了提高配电网的供电可靠率， 改善供电质量， 降低损 耗， 降低运行费用， 提高企业经济效益， 给用户提供更加优质的服务。

3 实现配网自动化的技术要求 3.1 配电网络要求 要求首先应建立本县区域内接线合理、结构牢固的10kV配电网络， 其供电电源点、供电半径、导线截面、导线架设、设备装备水平等应满足配电网 自动化的技术要求;满足正常情况下的供电可靠、损耗小、运行稳定、电能质量 高的要求;还应满足在环网供电情况下出现故障时，能够进行故障定位和故障隔 离，并改变负荷供电路径;能够解除分支线路过负荷， 实现平衡负荷、保证电压 质量、降低损耗等方面的运行要求。

3.2 对控制中心站的技术要求 由于县域面积普遍较小， 通常县域配电网接线比较简单， 重点用电 大户较少， 中间层的FTU、TTU数量不会太多。因此可以只建立主站控制中心， 而不必建立分区站。也就是所有的RTU 、FTU 、TTU都可以直接与主站控制中 心进行通讯联络。县域配电网自动化主站是整个系统的核心，它除了完成配电网 SCADA 功能外，还应为DMS 系统在线和离线应用提供支持平台。因此它应满 足以下技术要求：3.2.1 满足配电网大量实时数据的采集处理和电网监控功能，有足够 的响应性。

3.2.2 满足长期在线稳定运行的要求，具有足够的运行可靠率。

3.2.3 有良好的开放性，硬件、软件、接口符合国家(国际) 标准。

3.2.4 采用分布式结构， 具有良好的网络性能， 便于系统扩展、互 联。

3.2.5系统的配置应具有一定的先进性和较高的性能价格比。

3.3 设备选择 3.3.1 配电网用开关设备 凡是在配电线路上使用的开关设备应具有电动、手动操作的双重功能， 且合闸与分闸速度不应受到外界人为因素的影响。配电线路上用配电断路器宜采 用真空型， 应符合配电网自动化的方案， 能自行隔离线路故障，而不引发到变 电所内部，以免事故扩大。当选择的配电网自动化方案一次设备与通信软件不能 同时完成时，应选用重合器方案，重合器可以选用自具功能、机电一体化的SF6 重合器，其优点是自具保护控制功能、整体灵活方便。也可选用真空开关配保护 控制器组合成重合器。配电网采用的真空分段器应具有远动的就地遥控、电动、 手动操作功能，并按要求在两侧加装明显断开点和保护装置。采用跌落式分段器 时，安装的高度和位置应便于操作。户内负荷开关应具有远方和就地操作功能;
配电线路分段处装设的避雷器应选用带间隙型的氧化锌避雷器。

3.3.2 保护装置 配电网用的重合器、断路器必须配有可靠的保护装置， 保护装置必 须经过严格的试验， 使用的环境温度应满足- 20～ + 75°及湿度95% 的要求， 并应具有防电磁干扰的性能、具有远动通信功能和接口，能对配电线路故障进行 监测、判断和执行。保护装置应是一个独立的单元， 可与断路器一体化安装或 分体安装。

3.3.3 远动装置 配电自动化所用的运动装置应是独立、单元化的结构。采用交流采样时， 其精度及各项指标应符合电力标准的要求。远动装置户外安装应符合户外 运行的环境和温度要求， 并具有以下基本功能：
能随时正确无误地接收和发送 遥控( 遥分、遥合) 命令;
能即时反馈遥控的信息， 确定分合位信号及非正常操 作时事故变化信号以及电气测量和事故记录等。

4 重合器与重合器的保护配合 电子控制型重合器间的保护配合可通过最小开断电流值和时间-电流 曲线的变化来实现。其关键是任意电流值所对应的两组重合器时间一电流曲线间 的时间差。为避免造成两组重合器同时动作，不同类型重合器所要求的曲线间最 小时间差值也不同。

变电所二次侧重合器与线路上的重合器形成保护配合时， 为消除瞬 时故障。变电所重合器至少应设有一次快动.与之配合的负荷侧重合器快动次数 应大于或等于变电所重合器快动次数。两组重合器的延时曲线也应形成配合。负 荷侧的重合器应在后备保护重合器快动以后，慢动以前， 开断闭锁， 切断永久 性故障点。

5 配网自动化要注意的几个问题 5.1 建设和改造县域配电网，建立起县域多电源供电的配电网络(一般 要求有2个电源点)，县域10kV配电网要具备环网供电的能力，正常情况下可开环 运行。

5.2 建立10kV配网自动化控制中心 配网自动化控制中心采用的是先 进的计算机技术、通讯技术、控制技术， 它由计算机前置机、打印机、通讯设 备、模拟接口、UPS电源等硬件设施和相应的软件组合而成。10kV配网自动化控 制中心一般应该和县调度所设在一起。

5.3 县域配网的自动化建设要实现对配网线路的遥控、遥信、遥测， 并通过运行方式的转换达到清除10kV线路上的瞬时故障、隔离永久性故障，恢 复正常线路段的供电，通过联络开关转代相关负荷， 提高供电可靠性。

5.4 目前还不具备条件的地方可开展一些配网自动化的前期工作，对 农村供电线路较长、负荷较大的配电线路应加装分段器。通过10 kV线路出口重 合器(或重合开关)与分段器的自动配合， 实现清除线路上的瞬时故障， 隔离永 久性故障的配电线路半自动化方案。这一方案每条线路一般只增加2～3个分段器，不用通讯就可以实现， 这项工作投资省、见效快，且降低故障停电时间和缩小 停电范围。

农网配电技术论文篇二 农网配电自动化技术发展探讨 摘要：配电自动化是提高供电可靠性和供电质量、扩大供电能力、实 现配电网高效经济运行的重要手段。针对农网一次配电网网络的特点和农网配电 自动化技术的现状, 提出了农村配电自动化典型建设模式,探讨农村智能配电自 动化未来技术发展方向。

关键词：农网配电网;配电自动化;典型建设模式;故障处理模式;智能配 电网 中图分类号：
TM72 文献标识码：
A 文章编号：
0引言 配电自动化是指利用现代电子技术、通信技术、计算机及网络技术与 电力设备相结合，将配电网在正常及事故情况下的监测、保护、控制、计量和供 电部门的工作管理有机地融合在一起，改进供电质量，与用户建立更密切更负责 的关系，以合理的价格满足用户要求的多样性，力求供电经济性最好，企业管理 更为有效。

本文针对农网一次配电网网络的特点和农网配电自动化技术的现状, 提出了农村配电自动化典型建设模式和故障处理模式，并根据国家电网坚强智能 电网赋予的新的内涵，探讨农村智能配电自动化未来技术发展方向。

1农网配电自动化典型建设模式 农网配电自动化系统建设模式的需要考虑以下几方面因素：农村网架 结构、故障处理模式、通信基础设施、一次设备自动化水平等以及配电自动化项 目实施的目标和功能需求。现阶段农网配电自动化建设主要采用以下两种模式。

即调配一体化模式和调配分离模式。1.1调配一体化模式 调配一体化模式是在一体化支撑平台上，灵活扩展和集成调度自动化、 配网馈线自动化、集控站监控、电网分析软件、配变监测、电能量信息采集、调 度管理、配网管理、地理信息系统等应用功能，实现配电自动化和调度自动化各 应用功能、数据、信息共享。

如图1所示。

农网调配一体化综合自动化系统，高效整合农网调度自动化系统、变 电站集控系统、城区配电自动化系统、农网自动化系统、电能量采集系统和配电 地理信息系统，实现资源共享，减少设备冗余、保证了数据一致性，具有较高的 性价比。此模式适用于新建的农村配电自动化系统，实现了配网调度和配网监控 的一体化管理，极大提高了配网运行和管理效率。

1.2配调分离结构 调配分离模式即配电自动化与调度自动化功能相对分立。具体表现在 配电自动化系统集成配网数据采集与监控系统、配网馈线自动化功能、配电管理 功能，并通过高速网络与调度自动化系统进行信息交互。如图2所示调配分离结 构模式。此模式适用于：已经建立了农网调度自动化系统，并且在功能上已经满 足地方经济3～5年发展需要，却又不具备配电自动化系统功能的农网供电企业， 两个独立系统之间通过网络实现数据共享。

配电自动化主站系统可以根据所选择的故障处理模式来灵活的选择， 对于选择分布式就地控制型馈线自动化模式，可以考虑不用建设主站系统。

2农网配电自动化故障处理模式 目前农网配电自动化故障处理模式主要分为：电流集中控制模式、配 网故障指示监测模式、分布式就地控制模式三大类型。对于电流控制模式，需要 建设功能相对强大的配电自动化主站系统，故障隔离和恢复通过配电自动化远程 控制来实现。

2.1电流集中控制型模式 电流集中控制方式是利用配电自动化系统的远程监控功能，实现对线 路故障的隔离与网络重构。故障发生后，配电主站和子站根据FTU送上来的信息 进行故障定位，自动或手动隔离故障点，恢复非故障区段的供电。电流集中方式处理故障必须要建立一个快速可靠的通信通道和上级配电子站或主站。

以一个如图3所示的简单架空环网线路为例，FTU 通过通信网向控制 主站传送采集到的运行及故障数据并接受主站的远方遥控命令。

若线路F 点发生永久故障。在变电所内断路器F1重合到故障上跳开后， 现场各FTU和RTU将故障电流检测结果送到控制主站，主站启动故障分析及处理 软件。由于变电站出口断路器F1处的RTU及负荷开关11处FTU 检测到故障电流， 而负荷开关12处FTU 则没有检测到故障电流，主站判断出故障在11与12之间的 线路区段上，自动地或由调度人员手动遥控拉开11、12，隔离故障区段，然后合 上F1，再合上环网联络开关，恢复健康线路区段的正常供电。采用自动方式，整 个过程可在一到二分钟的时间内完成。

图3：简单架空线路馈线自动化说明 本模式需要上级主(子)站、通信系统、测控终端的相互配合完成;其优 点：可以分层处理故障，故障处理准确快速可靠;可以实现优化重构方案;开关动 作次数少;适用各种一次网架结构;可识别相间故障、瞬时/永久故障等多种故障类 型;具有常规SCADA功能。缺点：要求配置馈线自动化监控终端;必需配置大容量 蓄电池;投资较大。

2.2配网故障指示监测模式 配网故障指示监测模式通过安装带通信的故障指示器或者故障采集 终端等装置，系统不具备控制功能，只监测一次开关的电流、电压及开关状态， 并实时传递到信息主站。主站可以实时监测线路运行情况和故障信息，快速进行 远程故障定位，需要安排人工到现场进行故障隔离和恢复供电。

基本故障处理模式如图4所示，QF1是变电站出线侧的断路器开关， S1-S6表示柱上开关。柱上开关下方为带通信的故障指示器或者故障采集终端等 装置。

图4故障指示模式 当开关S5和S6之间的区域发生故障时，开关S1、S2、S5处的故障指 示器监测到故障信息，并将信息上报主站，从而判断故障发生在S5与S6之间区域。

调度人员通过主站提示安排检修人员现场进行故障处理。对于带通信的故障指示器，本模式需要建立可靠通信系统;需要建立配电主站，优点是成本低、简单可 靠，对通信的依赖要求降低，缺点是需要人工进行故障处理，故障处理和恢复供 电时间较长。

2.3 分布式就地控制模式 分布式就地控制方式不依赖通信通道，又称无远方信道方式。利用变 电所出线断路器或重合器与线路上的自动分段器相互配合，实现配电线路故障的 自动隔离和恢复供电功能。

就地控制模式主要有以下三种类型：电压时间型、重合器型、过流脉 冲计数的自动分段器型。

电压时间型就地控制模式 采用电压-时间型开关作为馈线分段器，通过实时监测分段器两侧馈 线是否失压、并通过时序配合和线路首端开关重合器动作，共同完成故障定位、 故障隔离和恢复供电。电压型开关是一种具有两侧失压时自动分闸、电源侧来电 时延时合闸功能的单稳态开关。

如图5所示，QF1是变电站出线侧的重合器开关， S1-S6表示电压型 开关，整定合闸时延为X时限;故障检测时间为Y时限。当P点发生故障的情况下， 动作流程如图6所示。

①在正常状态下，CB1、CB2和除PVS“L”以外的所有开关均关合;② 当故障发生在P点，因短路引起断路器CB1跳闸，“S1”“S2”“S3”因失压而同时断 开，这时“L”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“S1”;④当关至“S2”时，因再次关合短路点引起线路 再次跳闸。这时“S2”和“S3”因感受到其区间故障而进行残压闭锁;⑤CB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“L”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“L”，由CB2给位于故障区间 后端的正常区段。

图5电压型馈线自动化故障点模拟 图6电压型馈线自动化动作流程电压时间型就地控制模式的优点是：电压型开关采用交流操作电源， 不需要蓄电池，开关操作可靠;缺点是：开关多次重合，停电次数增加，对系统 有冲击;残压闭锁有死区，造成故障范围扩大;对于多电源的电力环路，难以实现 就地网络重构;故障处理时间长，且分段越多时间越长。

重合器型就地控制模式 采用具有开断与关合短路电流能力的重合器，通过重合器的时序配合 来实现就地的故障隔离与恢复。

如图7所示，QF1为变电站出线开关，S1-S6为重合器型分段开关，需 要整定保护定值和重合器动作次数，整定S1-S6开关动作次数为(7-n)(n为开关序 号)。

当馈线发生在S5和S6之间区域发生永久故障时，由于S5开关重合次 数整定为7-5=2次，在重合2次后，S5分闸闭锁，从而隔离了故障区段，恢复健全 区供电。

图7 就地控制模式 重合器型就地控制模式的优点是当馈线发生瞬间故障时，不需要变电 站出线开关一次重合闸动作，避免引起全线路短时停电，而是由线路上离故障点 最近的重合器一次重合闸动作，瞬间故障时缩小停电范围;缺点是：重合器本身 带有保护，通过时限来保证重合器保护动作的选择性，因此馈线分段越多，保护 之间的级差就越难配合;重合器投资较大。

过流脉冲计数型分段器就地控制模式 采用负荷开关和智能控制器组成自动分段器，馈线首端开关采用重合 器。通过整定分段器记录故障电流次数进行动作，来实现就地故障隔离与恢复。

图7所示，QF1为变电站出线开关，采用重合器，整定故障电流最大 次数与重合器动作次数相匹配;S1-S6为分段器，是带智能控制的负荷开关，其动 作按照记录故障电流次数整定。

在馈线线路发生故障时，分段器动作按照记录故障电流次数来整定， 故障电流最大次数与首端开关重合器的重合次数相匹配;自动分段器的动作条件：(1)故障电流不小于整定值;(2)记录故障电流 次数达到整定的次数;(3)馈线失压。当同时满足这3个条件时，自动分段器分闸闭 锁，实现故障隔离。

首端开关一般最多3次重合闸，要求自动分段器最多分为3级。自动分 段器的级数受首端开关重合闸次数的约束，因此，这种模式大多应用于辐射型的 配电网络或重要支线。

3农网配电自动化的智能化发展方向 传统的配电网仅实现单向功能，将电力配送给终端用户。未来随着分 布式电源接入，配电网将实现电网和用户之间的电力和信息的双向交互，高级配 电自动化技术正成为国内外配电自动化的重要发展方向。高级配电自动化有别于 传统的配电自动化。传统的配电自动化主要关注配电电路开关的自动控制功能， 高级配电自动化是传统配电自动化功能的进一步提升和发展，它适应更大规模的 配电网架结构和分布式能源的接入。高级配电自动化可实现所有可控设备和功能 的完全自动控制，以实现电力和信息的双向互动，实现配电网运行更可靠、更经 济。

高级配电自动化是对传统配电自动化的继承与发展，与传统配电自动 化相比，其主要特点如下：支持分布式电源的大量接入并将其与配电网进行有机 地集成;实现柔性交流配电设备的协调控制;满足有源配电网的监控需要，例如故 障定位方法要适应分布式电源提供故障电流的情况;提供实时仿真分析与辅助决 策工具，更有效地支持各种高级应用软件(如潮流计算、网络重构、电压无功优 化等)的应用;支持分布式智能控制技术;系统具有良好的开放性与可扩展性，采用 标准的信息交换模型与通信规约，支持监控设备与应用软件的“即插即用”;各种 自动化系统之间实现“无缝”集成，信息高度共享，功能深度融合。

高级配电自动化包含高级配电运行自动化和高级配电管理自动化两 方面的技术内容。高级配电运行自动化包括配电SCADA,变电所自动化，配网(馈 线)自动化，支持配电地理信息系统、虚拟发电厂，见图8。

图8 高级配电自动化示意图 4结束语本文阐述了现阶段农网配电自动化的典型建设模式和故障处理模式， 并且针对分布式电源、柔性配电设备接入后的农村复杂配电网的自动化技术发展 方向进行了探讨和展望。

随着国家新农村建设力度的不断加大，农村需要更加安全、可靠、高 效、优质的供电，农网配电自动化应用的空间将越来越广泛，并且逐步向信息化、 自动化和互动化方向发展。