论文部分内容阅读
中图分类号：V242.4+3文献标识码：A 文章编号：
在对SuperDMS-2100配电网自动化系统的软硬件结构和功能进行全面介绍和分析的基础上，着重对闭环运行需特殊考虑的问题以及具有故障状态差动保护功能的FTU进行了论述。最后针对闭环运行系统中的中性点接地方式及接地电阻的确定、具有状态差动保护功能的FTU的配置、以及闭环运行方式与开环运行方式的结合等几个方面的特殊问题进行了说明，并提出了解决方案。1、概述 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。但过去由于历史的原因，一直未得到应有的重视。随着经济建设的发展和人们生活水平的提高，对供电质量和供电可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。 实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了相当的成绩。但由于几乎所有的配电网自动化试点都是开环运行模式，故障恢复时间都在30秒以上甚至到分钟级，所以不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回甚至多回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者所在单位与有关电力企业合作，在某区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过近两年的试运行证明，系统功能达到了设计要求，大大提高了区内配电网运行的可靠性，具有重要的开创性意义。 2、供电区域配电网概况及配网自动化规划功能目标 该区共10平方公里，区内供电为110千伏变电站一座。变电站目前投入31.5MVA变压器二台。110KV进线两回，为内桥接线，分别引自上一级500KV变电站。本区变电站出线为35KV10回，10KV14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后采用小电阻接地方式，全部以电缆排管方式引出。变电站二次保护原采用常规继电器保护和远动系统，仅有遥测、遥信信息送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，并备有商用电话。 在此基础上，分两期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：（1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化；（2）提高供电可靠性，使环网内用户达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率达到99.99%；（3）建立配电监控系统，提高供电质量，使电压合格率达到98%；（4）在35KV/10KV供电线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电；（5）实现对用户侧设备的远方监控，以及远方抄表等负荷管理功能；（6）同时容纳开环运行的方式。 本期配电自动化系统主要实现以下功能：（1）SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印；（2）馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电；（3）GIS地理信息系统功能；（4）包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能；（5）与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。要求配网自动化系统功能完善、接口标准、接口友好，联入开发区的MIS系统。 3、对原配电网进行改造的主要内容 3.1变电站综合自动化改造由于该110KV变电站原有保护、远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变通信等功能，故首先对变电站进行了综合自动化改造，全部采用微机型的远动系统和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等進行通信。 该系统结构与功能同一般的微机化的变电站综合自动化系统。 3.2部分用户变电室改造由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的企业用户变在配电自动化改造后均以二回35KV/10KV电缆出线，分别和上下二家企业的出线连成环网，出线均安装可以遥控的出线开关。 在每企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。在本区110千伏变电站配置配电自动化系统，主站端信道环总端连入配电自动化系统SuperDMS-2100主站端。 区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。 3.3接地方式的改变及接地电阻值的选择系统改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需要将原来的小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。系统在变电站10/35kV母线侧加装接地变压器，即成为中心点大电流接地即中性点经过小电阻接地系统。从系统发生单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时两方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等方面的约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5欧姆来源：考试大3.4保护定值的调整系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110KV变电站内的35/10KV馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500KV变相应出线的保护定值也根据新的运行条件作了微调。 3.5其它由于少数企业的供电原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化系统提供高速可靠的数字信道，又为远方抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。 由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网一旦出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信系统工作电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。
在对SuperDMS-2100配电网自动化系统的软硬件结构和功能进行全面介绍和分析的基础上，着重对闭环运行需特殊考虑的问题以及具有故障状态差动保护功能的FTU进行了论述。最后针对闭环运行系统中的中性点接地方式及接地电阻的确定、具有状态差动保护功能的FTU的配置、以及闭环运行方式与开环运行方式的结合等几个方面的特殊问题进行了说明，并提出了解决方案。1、概述 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。但过去由于历史的原因，一直未得到应有的重视。随着经济建设的发展和人们生活水平的提高，对供电质量和供电可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。 实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了相当的成绩。但由于几乎所有的配电网自动化试点都是开环运行模式，故障恢复时间都在30秒以上甚至到分钟级，所以不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回甚至多回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者所在单位与有关电力企业合作，在某区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过近两年的试运行证明，系统功能达到了设计要求，大大提高了区内配电网运行的可靠性，具有重要的开创性意义。 2、供电区域配电网概况及配网自动化规划功能目标 该区共10平方公里，区内供电为110千伏变电站一座。变电站目前投入31.5MVA变压器二台。110KV进线两回，为内桥接线，分别引自上一级500KV变电站。本区变电站出线为35KV10回，10KV14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后采用小电阻接地方式，全部以电缆排管方式引出。变电站二次保护原采用常规继电器保护和远动系统，仅有遥测、遥信信息送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，并备有商用电话。 在此基础上，分两期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：（1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化；（2）提高供电可靠性，使环网内用户达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率达到99.99%；（3）建立配电监控系统，提高供电质量，使电压合格率达到98%；（4）在35KV/10KV供电线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电；（5）实现对用户侧设备的远方监控，以及远方抄表等负荷管理功能；（6）同时容纳开环运行的方式。 本期配电自动化系统主要实现以下功能：（1）SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印；（2）馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电；（3）GIS地理信息系统功能；（4）包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能；（5）与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。要求配网自动化系统功能完善、接口标准、接口友好，联入开发区的MIS系统。 3、对原配电网进行改造的主要内容 3.1变电站综合自动化改造由于该110KV变电站原有保护、远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变通信等功能，故首先对变电站进行了综合自动化改造，全部采用微机型的远动系统和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等進行通信。 该系统结构与功能同一般的微机化的变电站综合自动化系统。 3.2部分用户变电室改造由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的企业用户变在配电自动化改造后均以二回35KV/10KV电缆出线，分别和上下二家企业的出线连成环网，出线均安装可以遥控的出线开关。 在每企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。在本区110千伏变电站配置配电自动化系统，主站端信道环总端连入配电自动化系统SuperDMS-2100主站端。 区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。 3.3接地方式的改变及接地电阻值的选择系统改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需要将原来的小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。系统在变电站10/35kV母线侧加装接地变压器，即成为中心点大电流接地即中性点经过小电阻接地系统。从系统发生单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时两方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等方面的约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5欧姆来源：考试大3.4保护定值的调整系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110KV变电站内的35/10KV馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500KV变相应出线的保护定值也根据新的运行条件作了微调。 3.5其它由于少数企业的供电原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化系统提供高速可靠的数字信道，又为远方抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。 由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网一旦出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信系统工作电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。