配网自动化技术交流配网自动化技术交流技巧总目录配网自动化的概念、意义、发展现状与趋势配网通信方式网络式保护故障指示器配网自动化在油田的应用配网自动化产品系列配网自动化技术交流技巧 定义：配网自动化及管理系统是利用现代电子技术、通讯技术、计算机及网络技术，将配电网实时信息和离线信息、用户信息、电网结构参数、地理信息进行集成，构成完整的自动化管理系统，实现配电系统正常运行及事故情况下的监测、保护、控制和配电管理。它是实时的配电自动化与配电管理系统集成为一体的系统。配网自动化系统配网自动化技术交流技巧常用术语FTUFTU- Feeder Terminal Unit：馈线终端单元DTUDTU- Distribution Terminal Unit：配电终端单元TTUTTU- Transformer Terminal Unit：变压器终端单元DADA- Distribution Automation：配电自动化FAFA- Feeder Automation：馈线自动化配网自动化系统配网自动化技术交流技巧系统构成配网自动化系统一般由下列层次组成：配电主站、配电子站（常设在变电站内，可选配）、配电远方终端（FTU 、DTU、TTU等）和通信网络。配电主站位于城市调度中心，配电子站部署于110kv/35kv变电站，子站负责与所辖区域DTU/TTU/FTU等电力终端设备通信，主站负责与各个子站之间通信。配网自动化系统配电主站FTU/DTU子站子站FTUDTUTTUDTU配网自动化技术交流技巧 配网自动化系统光纤环网SDH通信网GPRS通信电缆箱变TTU环网柜DTU配电子站柱上FTU柱上TTU开闭所DTU环网柜DTU完成信息汇总，人机交互，操作控制，分析管理以及与其它系统的信息共享等基于在遵循统一规划、分布实施的建设原则，配电自动化系统典型的三层结构：配电主站 配电子站 配电终端所辖区域内设备通讯，实现四遥数据的收集和转发按规约完成远动数据采集、处理、接收以及输出、执行功能的设备配网自动化技术交流技巧配电远方终端-馈线终端设备（FTUFTU）: :FTU是装设在馈线开关旁的开关监控装置，完成对开关设备的位置信号、电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数等数据的采集与计算，对开关进行分合闸操作，实现对馈线开关的故障识别、隔离和对非故障区间的恢复供电。这些馈线开关指的是户外的柱上开关，例如10kV线路上的断路器、负荷开关、分段开关等。一般来说，1台FTU要求能监控1台柱上开关，主要原因是柱上开关大多分散安装，若遇同杆架设情况，这时可以1台FTU监控两台柱上开关。配网自动化系统配网自动化技术交流技巧配电远方终端-配变终端设备（TTUTTU）: :TTU监测并记录配电变压器运行工况，根据低压侧三相电压、电流采样值，每隔12分钟计算一次电压有效值、电流有效值、有功功率、无功功率、功率因数、有功电能、无功电能等运行参数，记录并保存一段时间，记录数据保存在装置的不挥发内存中，在装置断电时记录内容不丢失。配网主站通过通信系统定时读取TTU测量值及历史记录，及时发现变压器过负荷及停电等运行问题，根据记录数据，统计分析电压合格率、供电可靠性以及负荷特性，并为负荷预测、配电网规划及事故分析提供基础数据。配网自动化系统配网自动化技术交流技巧配电远方终端-开闭所终端设备（DTUDTU）: :DTU一般安装在常规的开闭所（站）、户外小型开闭所、环网柜、小型变电站、箱式变电站等处，完成对开关设备的位置信号、电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、电能量等数据的采集与计算，对开关进行分合闸操作，实现对馈线开关的故障识别、隔离和对非故障区间的恢复供电。部分DTU还具备保护和备用电源自动投入的功能。配网自动化系统配网自动化技术交流技巧配网自动化面向的对象通常把电力系统中二次降压变电站低压侧直接或降压后向用户供电的网络称为配电网（Distribution Network）。国内所说的配网自动化系统涉及范围主要是指10kV或6kV中压系统，一般是从变电站的主变低压侧和低压母线开始，直至电力用户为止。配网自动化主要处理此中压网的一次设备（开闭所、环网柜、柱上开关、变压器）的监测与控制 。配网自动化系统主变主变低压侧开关出线开关母线侧刀闸出线刀闸馈线段馈线分段开关母线侧刀闸主变侧刀闸10KV母线配网自动化技术交流技巧配网自动化的作用配网自动化系统扩大供电能力实现经济运行 提高电压质量 优化运行减小停电面积缩短停电时间提高供电可靠性快速处理转移负荷，避免长时间大面积停电。 分割成若干微网，投入分布式电源。 紧急应对配网自动化技术交流技巧实施配网自动化的意义提高供电可靠性，缩短故障判别、隔离及非故障段恢复供电时间；减少了因电网故障造成的巨大损失。改善电能质量，把最优质的电能提供给用户。提高配电网运行的经济性，提高设备利用率（减少备用容量）；降低配电网运行维护费用，降低线损，最大限度地提高企业经济效益。配网系统自动化技术的飞速发展，推动了配电网一次设施的科学合理规划，保证了配电系统的长期最优可持续发展。配网自动化系统配网自动化技术交流技巧智能配网自动化建设发展模式配网自动化系统 智能型配网自动化系统是配网自动化系统建设的终极目标，实现需要一个不断发展的过程。简易型实用型集成型智能型标准型配网自动化技术交流技巧国内配网自动化的发展历程配网自动化系统1995199720022004起步起步20062009试点试点建设热潮建设热潮反思反思制定标准制定标准总结教训总结教训平稳平稳发展发展30%盲目建设领导不重视不注意维护 缺乏标准与规范使用主体不明确。导致大部分系统停用甚至瘫痪配网自动化技术交流技巧配网自动化的发展现状与趋势 配电网自动化从之前的试点逐步过渡到推广的阶段，由于国家尚没有统一的标准，各地区的情况不尽相同。针对这种情况，国家电力公司安全运行与发输电运营部公布了配电系统自动化规划设计导则试行方案。 09年，国家倡导建设坚强智能电网，智能配电网是智能电网涉及的发、输、变、配、用、调度最重要的环节之一，为配电自动化的发展带来了机遇和挑战。 在大输电投资周期过后，配电网投资比例开始提升：经历了输电投资2008-2010的高峰，输电投资已经逐步回落，在GDP增速和用电弹性双重下滑的大背景下，短期无法出现较大的需求增量。未来电网将进入结构性建设，即110kV以下的配网段将成为投资的重点。配网自动化系统配网自动化技术交流技巧主站与子站之间通常采用以太网通信IEC870-5-104；主站/子站与终端（FTU、DTU、TTU）的通信使用光纤自愈环网和光纤以太网方式；优点：通信速度快，可靠性高，方便实现网络式保护；缺点：施工难度大，投资多。主站/子站与终端（FTU、DTU、TTU）的通信使用GPRS通信方式。优点：施工方便；缺点：网络式保护无法实现实时性。配网通信方式配网自动化技术交流技巧常用的光纤自愈环网和FSK总线组网示意图有线通信网络光端机 光端机 光端机 光端机 光端机 光端机 光端机 光端机 两芯自愈环光纤通道(运行串行通信协议) RS-232RS-232RS-232RS-232RS-232RS-232RS-232RS-232 FTU FTU FTU FTU FTU TTU主站（子站）光端机 FTU TTUTTU用户表用户表用户表集抄器电力线路载波配网自动化技术交流技巧 配网通信方式光纤通信电缆中压载波无线电台无线扩频公网GPRS/CDMA配电自动化通信现状 目前，大多数城区10KV配网自动化系统主干通信网络采用了以光纤为介质的以太网络或串行口通信方式，辅助以GPRS通信。载波通信有试点应用。配网自动化技术交流技巧GPRSGPRS无线通信GPRS是在GSM基础上发展起来的一种数据传输方式。具有实时在线、按量计费的特点。适合突发性、阶段性小流量数据传输。配网通信方式对采用公网无线通信作为信息传送通道时，应建立电力专用VPN通道，且不应传送“遥控”信息；接入配电主站系统时，应充分考虑公网与电力专网的安全隔离措施。 配网自动化技术交流技巧如何有效降低数据流量配网通信方式 由于GPRS数据网采用流量计费方式，为了减少数据流量，节约费用，FTU采用平衡通信的方式与配电主站通信。 将配网运行信息根据业务需要分为实时数据和非实时数据：实时数据实时上传主站。非实时数据的处理下放到配电终端或子站，形成设备电气模型，主站根据需要进行召唤或终端定时上传。解决方案减轻主站处理实时数据的压力；降低主站、通信等设备投资；减少数据实时传输流量。应用效果配网自动化技术交流技巧集中控制装置、通信、主站计算机系统同步建立适应复杂网络对主站和通信依赖性强分布式智能控制不依赖上级命令的自动控制网络式保护和控制分布式智能控制网络式保护配网自动化技术交流技巧传统电流保护的问题：短线路、多开关串联，短路电流差别小，保护的电流定值配合困难。用时间配合，会造成出口保护的动作时间太长，无法满足快速性的要求。网络式保护原理：故障时上下级联的多级开关互相通讯根据级联关系，在感受到故障电流的开关中进行仲裁，让离故障点最近的开关速断跳闸，其余开关转为后备仲裁是基于各保护的“启动状态”，因此只需要简单的数字通讯，对纵向级联的各保护的“启动状态”进行逻辑比较网络式保护配网自动化技术交流技巧常见配电网络结构单电源辐射接线双电源拉手环网接线三电源拉手环网接线四电源拉手环网接线46网络接线多回路平行式接线（开闭所接线）网络式保护配网自动化技术交流技巧常见配电网的网络结构双电源拉手网络 网络式保护分段分段分段分段联络配网自动化技术交流技巧 常见配电网的网络结构三电源拉手网络 网络式保护分段分段分段分段联络分段分段联络联络配网自动化技术交流技巧 常见配电网的网络结构四电源#字供电网络 网络式保护分段分段分段分段联络分段分段分段分段联络联络联络配网自动化技术交流技巧 常见配电网的网络结构4X6网络接线网络式保护分段分段联络联络分段分段分段分段联络联络分段分段分段分段分段分段联络联络配网自动化技术交流技巧 常见配电网的网络结构电缆系统双电源拉手环 网络式保护变电站变电站配电室配电室配电室配电室配网自动化技术交流技巧 常见配电网的网络结构多路平行供电 网络式保护变电站进线开关变电站进线开关联络开关用 户配网自动化技术交流技巧 中压架空线网络接线接线方式可采用双电源手拉手环网接线、三电源拉手环网接线、四电源拉手环网接线可采用柱上负荷开关(或断路器)将线路进行适当分段（3分段）和联络（闭式环网）网络式保护 CB1 S1 S2 S3CB2 CB1 S1 S2 S3S4 S5CB2 CB1 S1 S2 S3S4 S5CB2S7 S6 不同分段数（不包括联络开关），故障时可保持供电线路的比例：二分段：50；三分段：66.67%；四分段：75；建议：二到三分段配网自动化技术交流技巧CB1、CB2、CB3开关为变电站的馈线开关，装设有保护，速断动作时间一般为0.3秒至0.5秒，而网络式保护装置的速断动作时间一般设置为0.1秒左右。为了方便解说网络式保护动作和闭锁过程，只看配网中的开关。网络式保护- -故障分析配网自动化技术交流技巧故障发生在如图所示的A A点位置 先看故障点左侧的开关，FS1开关能感知到故障电流，因此FS1保护起动。对于FS1开关来说，故障电流在自己的右侧，需要向自己的故障电流的反方向侧即闭锁区域（Closed area）发送闭锁命令，在FS1左侧的开关CB1不是网络式保护，虽然开关CB1的保护已经起动，由于变电站侧的开关的速断时间比FS1开关速断时间较长，所以FS1开关先动作。 再看FS2的故障电流从右至左，依照原理法则，FS2的左侧为开放区域（Opened area），右侧为闭锁区域。需要向自己的故障电流的反方向侧（开关右侧）即闭锁区域（Closed area）发送闭锁命令给FS3和FS5。依照此方法FS3发闭锁命令给FS4。所以FS3，FS4，FS5开关都能收到相应的闭锁命令，保持开关不动。CB1、CB2、CB3由于时限设置较长而不会动作。其最终结果是FS1和FS2两个开关动作。故障发生在如图所示的B B点位置 先看故障点左侧的开关，FS1、FS2两个开关能同时感知到故障电流，因此FS1、FS2两个保护都起动。依照上述方法，将是FS1开关闭锁，FS2开关动作。对于FS3开关来说，它检测到的故障电流在自己的左侧，则它的开放区就在左侧，向右侧的开关FS4发送闭锁命令。而FS3开关没有收到任何闭锁命令，所以FS3开关到保护应有的延时后，将开关跳开。同理，FS5也将开关跳开。及时准确地找到故障点并切除故障。网络式保护- -故障分析配网自动化技术交流技巧 分布式智能和网络式保护相结合的控制为主、集中式控制为辅的方案当没有通信通道时，各配电终端独立工作。依靠分布式智能，自动确定故障位置，隔离故障区段，恢复非故障段的供电。该方式经济、灵活、有效，综合检测电压和电流，开关动作次数少、处理时间短；当有通信通道时，配电终端之间可以进行信息交换，从而更有效地对故障进行隔离和实现非故障段的转移供电（不需要试合闸，没有多余的开关动作）：配电终端与断路器配合使用时，在多级开关串联的环网中，故障时自动实现配电线路的上下级保护配合，可以让离故障点最近的电源侧开关速断跳闸，不需上级和变电站出口跳闸，保证了保护的快速性和选择性，使得故障点前的负荷不受故障影响；配电终端与负荷开关配合使用时，在多级开关串联的环网中，在变电站出口开关因故障跳闸后，可让离故障点最近的电源侧负荷开关快速跳闸，隔离故障，保证变电站出口开关0.3秒内重合成功，故障点前的负荷基本不受故障影响。当有主站存在时，根据需要可使用集中控制与分布式智能相结合的故障后网络重构方案，分布式智能与集中控制互为备用，网络重构方案的可靠性大大提高。 网络式保护配网自动化技术交流技巧 1 1、断路器（重合器）开关构成的“手拉手”环网供电网络（无通信或通信系统故障）F1故障点。QF1延时0.3秒保护跳闸并闭锁，S1和S2失电延时100ms分闸，S3单侧失压延时10s合闸成功，S2得电延时2秒合闸成功，S1不整定负荷侧得电合闸功能，保持分闸状态，将故障隔离，转移供电结束。F2故障点。S1速断保护动作跳闸，QF1保护延时未到，自动返回。S2失电延时100ms分闸。S1延时1秒重合到故障上再次跳闸并闭锁；同时S2检测到残压脉冲并闭锁（处于分位），将故障隔离，S3单侧失压延时10s合闸成功，转移供电结束。F3故障点。S1速断保护动作跳闸，QF1保护返回。S2失电延时100ms分闸。S1延时1秒重合成功，启动短时10秒闭锁继电保护功能。S2得电延时2秒合闸到故障立即跳闸并闭锁，将故障隔离，此时S1短时闭锁了保护，不会动作，QF1保护返回, 同时S3检测到残压脉冲并闭锁（处于分位），恢复供电结束。 网络式保护配网自动化技术交流技巧 断路器（重合器）开关构成的“手拉手”环网供电网络（光纤通信并设置专用通道） F1故障点。QF1延时0.3秒保护跳闸并闭锁，S1失电延时100ms分闸，将故障隔离，S3单侧失压延时10s合闸成功，转移供电结束。 F2故障点。S1跳闸，QF1保护返回，（S1根据需要可以设置一次重合闸，重合闸不成功后分闸闭锁）；S2通过通信知道故障在自己的上方，自动分闸闭锁，隔离故障，S3单侧失压延时10s合闸成功，转移供电结束。 F3故障点。通过信息交互，已知故障点在S2下方，S2跳闸，将故障隔离，QF1、S1保护返回，S3通过通信知道故障在自己的上方，中止“失压延时合闸”功能，不再合闸转移供电，恢复供电结束。 网络式保护配网自动化技术交流技巧 2、负荷开关构成的“手拉手”环网供电网络（无通信或通信系统故障） F1故障点。QF1保护跳闸，S1、S2失电延时分闸，QF1重合，如瞬时性故障则QF1重合成功，S1得电延时5s合闸成功，S2得电延时5s合闸成功，S3“单侧失压延时合闸”功能因延时未到复归，处理过程结束。如果是永久性故障则QF1重合闸失败并闭锁，S1检测到残压脉冲并闭锁（处于分位）将故障隔离，S3单侧失压延时10s合闸成功，S2得电延时5s合闸成功，转移供电结束。 F2故障点。QF1保护跳闸，S1、S2失电延时分闸，QF1重合成功，S1得电延时5s合闸，如瞬时性故障则合闸成功，同时“短时闭锁失电分闸”功能启动，S2得电延时5s合闸成功，S3“单侧失压延时合闸”功能因延时未到复归，处理过程结束。如果是永久性故障，QF1再次跳闸，S1因Ty时间未到即电压再次消失，合闸不成功，再次分闸并闭锁，同时S2检测到残压脉冲并闭锁（处于分位）将故障隔离，QF1可再次试送电成功（人工送电或设置二次重合闸），S3单侧失压延时10s合闸成功，恢复和转移供电结束。 F3故障点。QF1保护跳闸，S1、S2失电延时分闸，QF1重合成功，S1得电延时5s合闸，同时“短时闭锁失电分闸”功能启动，S1合闸后电压正常时间超过Ty时间，S1“短时闭锁失电分闸”功能执行，S2得电延时5s合闸，如瞬时性故障则合闸成功，S3“单侧失压延时合闸”功能因延时未到复归，恢复供电结束。如果是永久性故障，QF1再次跳闸，S2因Ty时间未到即电压再次消失，合闸不成功，再次分闸并闭锁，将故障隔离；由于S1执行“短时闭锁失电分闸”功能，不再分闸，S3检测到残压脉冲并闭锁（处于分位），QF1可再次试送电成功，恢复和转移供电结束。 网络式保护配网自动化技术交流技巧 负荷开关构成的“手拉手”环网供电网络（光纤通信并设置专用通道） F1故障点。QF1保护跳闸，S1失电延时分闸，QF1重合，如瞬时性故障则QF1重合成功，S1得电延时5s合闸，S3“单侧失压延时合闸”功能因延时未到复归，恢复供电结束。如果是永久性故障则QF1重合闸失败并闭锁，S1检测到残压脉冲并闭锁（处于分位）将故障隔离，S3单侧失压延时10s合闸成功，转移供电结束。 F2故障点。QF1保护跳闸，通过信息交互，已知故障点在S1下方，在无电状态下，S1跳闸闭锁，S2分闸闭锁，将故障隔离，QF1重合成功，S3单侧失压延时10s合闸成功，恢复和转移供电结束。 F3故障点。QF1保护跳闸，通过信息交互，已知故障点在S2下方，在无电状态下，S2跳闸闭锁将故障隔离，S3分位闭锁，QF1重合成功，恢复供电结束。 网络式保护配网自动化技术交流技巧架空型故障指示器故障指示器电缆型故障指示器适用于检测线路的接地、短路故障，白天翻牌、晚间闪光指示线路故障。适用于电缆分接箱、环网开关柜等电缆短路故障的检测和指示。配网自动化技术交流技巧架空型故障指示器故障指示器- -架空型基本功能：在线运行：直接安装在电力线路（架空或母排）上，可长期运行， 无须维护；故障监测：具有识别短路、接地故障的功能；故障判断：检测短路故障时，线路电流突变，且待开关跳闸后方给出故障指示，无须设定动作值；显示方式：翻牌显示或发光显示，360范围内均可观察，翻牌方式：显示牌采用夜视反光技术；抑制涌流：当线路送电时，指示器检测到励磁涌流，动作回路闭锁，防止故障指示器误动作；防锈耐蚀：结构零件采用防锈防蚀材料；带电装卸：可带电安装和摘卸，装卸过程不发生误报警。配网自动化技术交流技巧短路检测原理故障指示器- -架空型短路检测原理：配电线路发生相间短路时，变电站和故障点直接的回路上会流过很大的电流，继电保护装置启动保护，线路跳闸断电。因此，短路故障判据有4个条件：（1）线路有10kv高压、负荷电流25A 延时10秒；（2）线路中出现突变电流 It220A It为突变电流启动增量；（3）故障电流持续时间60ms 0.06sT3s T为故障电流延时时间；（4）线路处于停电状态 U=0 I=0 ； 以上四个条件同时满足，检测判断该位置的线路后出现短路故障。当线路出现短路故障时，短路故障指示器感应到故障电流，则指示器的显示窗口将由白色变成红色（或由不发光转为发光）。根据2#线B相指示器2，5，8和3#线C相指示器3，6，9翻牌（或发光）而11，12指示器没有翻牌（或没发光），即可迅速确定故障为D点。配网自动化技术交流技巧 接地检测原理故障指示器- -架空型线路发生单相接地时，根据不同的接地条件（例如金属性接地、高阻接地等），会出现多种复杂的暂态现象，包括出现线路对地的分布电容放电电流，接地线路对地电压下降。综合以上情况，接地判据如下：（1）线路有电；（2）线路中有突然增大的暂态电容电流：检测接地瞬间的暂态电容电流大于一定数值；（3）接地线路电压降低3kV以上；以上三个条件同时满足时，检测终端判断该位置的线路后出现接地故障。由2#线C相3、6、9指示器翻牌显示(或发光)而12指示器仍未动作(未翻牌或未发光)，即可判断出D点发生接地故障。配网自动化技术交流技巧我国配电网错综复杂，容易发生故障；尤其是接地故障，由于其隐性特性，很难查找。有时不得不通过拉分段开关并试送电确定故障所在区域，对线路、设备运行的安全性极为不利。故障指示器- -架空型使用传统的故障指示器实现线路故障分段定位，故障信息不能远传，不具备故障自动定位功能，需要人工巡线，增加了故障查找难度和时间；利用高集成度的配电终端实现配网的故障识别、故障隔离、网络重构及配网的无功/电压控制和优化运行等功能，但安装运营比较复杂，在有些地点难以推广。因此，通过简单、成本低廉的通信手段将故障指示器所采集到的故障信息上传到自动化主站系统，从而实现故障区段的自动定位是十分必要的。由架空型数字故障指示器、架空型数据采集器、主站软硬件系统等组成配网故障定位及负荷监测系统，具有远程传输能力的可分布监控、集中管理、即时通知型的智能化故障及负荷管理系统。它融合了线路故障检测、通信传输技术，将信息发到主站系统和手机上，使线路故障点的定位变得更加快捷；。配网自动化技术交流技巧 通信系统架构故障指示器- -架空型配网自动化技术交流技巧工作原理架空型数字故障指示器挂装于架空线路上，主要由检测电路、分析算法电路、触发电路、无线传输电路模块、电源电路等构成，将检测到的送电、停电、接地、短路及负荷电流信息通过短距离无线射频模块传输到架空型数据采集器。故障指示器正常情况下处于休眠状态，当线路状态发生变化时，通过故障检测电路检测到送电，停电，短路和接地信息时触发电路将单片机唤醒，单片机被唤醒后采集状态数据信息进行处理，确定为线路状态发生变化后，启动无线射频发射模块，频率调制器将信息以数据包的形式安全准确的发送出去，信号传输终端的无线射频收发模块的带解调的接收器将收到数据进行解调后返回一个“收到”信号，故障指示器接收到这个信号后，恢复到休眠状态。装置内置定时器定时唤醒一次单片机，采集线路负荷电流发送到架空型数据采集器。在收到肯定确认后，转入休眠状态。故障指示器- -架空型配网自动化技术交流技巧数据采集器主要由单片机系统、GSM/GPRS模块、无线射频通信模块和太阳能供电装置构成。接收故障指示器发送过来的信号，并通过GSM/GPRS将信息发送到工作主站。每台数据采集器在100米范围内可以配套多组通信故障指示器。 工作原理（续）当线路发生短路，接地、停电和送电等运行状态变化时，数字故障指示器检测到变化的信号，通过短距离射频信号传输到架空型数据采集器，再经由采集器通过移动无线通信模块将信息发送到工作主站。主站电脑通过线路颜色的变化和故障区段闪烁直观显示故障所在区段，同时弹出对话框提示报警，并以短信息的形式发送故障信息到巡检员手机。架空型数字故障指示器可通过翻牌发光方式就地显示故障。 故障指示器- -架空型配网自动化技术交流技巧 故障指示器- -架空型安装原则安装在长线路的中段：可判断长线路故障区段；安装在分支入口处：可判断线路故障是在主干线还是分支；安装在变电站出口：可判明故障在站内或站外；安装在电缆与架空线连接处：可区分故障是否在电缆段或是架空线上；安装在平原或空旷地带：可极大减轻寻线人员的工作压力；多雨季节，安装在建筑物或树木茂密地带：可极大减少环境对工作的影响。正常状态动作状态配网自动化技术交流技巧基本功能适用于电缆分接箱、环网开关柜等电缆短路故障的检测和指示。内嵌先进的微型芯片，具有智能化、低功耗等优点。采用翻牌加闪灯的指示方式。线路有短路故障发生时，故障指示器检测该故障电流并进行运算处理，记忆故障状态。在自动复位时间内，指示器翻牌闪灯告警告警，经过复位时间，故障指示器自动复位，翻牌复位、指示灯熄灭。故障指示器- -电缆型配网自动化技术交流技巧短路检测原理动作的主要判据：1、先有短路电流突变增量大于200A；2、随后开关跳闸，线路停电；具有反时限动作特性：动作曲线自动跟踪负荷电流大小。60ms t 3s动作后可自动返回：具有停电闭锁的功能。保证重合闸时非故障支路的故障指示器不会误动作。有电流、电压15秒钟之后闭锁才能解除以及响应短路电流信号，指示短路故障；接地检测原理采用零序电流检测方法；设定好启动值，套在进出线电缆上，一旦发生接地故障，零序电流值超过设定的启动定值后就地显示，并把故障信息传送到工作主站。故障指示器- -电缆型配网自动化技术交流技巧电缆故障定位及负荷监测系统包括电缆型数字故障指示器，数据采集器，取电CT（在现场不具备电源情况下提供数据采集器电源）；是一套具有远程传输能力的可分布监控、集中管理、即时通知型的智能化故障及负荷管理系统。它融合了线路故障检测、负荷监测和通信传输技术，将信息发到主站系统，并由主站系统发到相关工作人员手机上，使线路故障点的定位、负荷实时监控变得更加快捷。故障指示器是电缆系统故障检测、负荷监测实时输出的装置。它将故障指示功能和测量功能合二为一。故障指示器具有数据输出接口，与采集器通过光纤连接；由采集器将采集的遥信量（故障信息）、遥测量（负荷电流）上传给主站系统。数据采集器是配电网故障检测和定位系统的遥信（故障信息）、遥测（负荷电流）并实行信息通信的终端。安装于环网柜、开闭所内，采集故障指示器的故障信息，将信息接收后进行分析、编译，转发到主站系统。采集到的数据通过GPRS模块通过无线信道完成数据上报，通信规约为101规约。取电CT采用双线圈并联结构，由取电线圈、控制电路、电源模块和超级电容4部分组成。故障指示器- -电缆型配网自动化技术交流技巧系统检测原理：故障指示器安装在单相电缆上，接地故障指示器安装在三相总线上。面板故障指示器安装在柜体外壳上。当线路发生接地或短路故障时，短路、接地故障指示器将故障信息通过光纤传输到面板指示器，并通过各相指示灯的指示提醒工作人员线路发生故障；同时短路、接地故障指示器将故障信息和常态的电流信息通过光纤传输到采集器上，采集器再将故障信息和常态的电流数据实时通过GPRS传输到主站系统。故障指示器- -电缆型配网自动化技术交流技巧配电自动化在油田的应用 我国电力系统在上世纪末期，借助国家三年城乡电网改造的资金，在绝大部分地级城市进行了配电自动化试点，取得了较好的成果。随着先进技术的发展，现在全国供电企业开始了新一轮的配网自动化建设，配网自动化的成功运行，使得企业的效益和效率、供电可靠性、管理等都得到了很大的提高。 油田等大型厂矿企业都有着自己的配电网，配网的可靠运行是油田生产的必要保障，所以油田的配网自动化建设是必须的。但油田配网有着自己的特点，油田企业对配网自动化也有着自己的要求。 配网自动化技术交流技巧配电自动化在油田的应用油田配电网特点管理体制：油田的配网电压等级一般为10KV或6KV，而变电站内10KV或6KV出口开关归电力公司管理调度，10KV或6KV线路归各采油厂的水电讯大队管理调度。由于涉及到多级保护的配合问题，修改变电站内10KV或6KV出口开关速断（过流）保护定值比较困难。10KV或6KV线路有一部分是单电源供电的放射状结构，一部分是多电源供电的环网结构（各采油厂比例不同），线路较长，分支线较多，且多在油井区，环境较为恶劣。变电站的变压器10KV或6KV侧为中性点不接地运行方式， 10KV或6KV线路经常发生单相接地故障。配网线路比较长，经过很多偏僻的地方，单相接地故障查找困难。用电负荷以抽油井为主，停电后再次得电，抽油井不能自动工作，需要人到现场开井。由于油田自身特点和历史形成的原因，油田配电线路遍布于繁华市区和外来人口居住区，造成抽油机电源被私拉乱接现象较为严重，既干扰了油田的正常生产管理，又使电量大量流失。配网自动化技术交流技巧配电自动化在油田的应用针对油田配电网的特点，为了优化油田的生产活动，油田配网自动化有如下要求：降低10KV或6KV配电线路的故障率和故障处理时间，减少线损。分支线永久短路故障易快速切除，保证健全部分不停电，从而保证主干线上的抽油井不停机。线路单相接地时，能快速指示出断线的位置。由于馈线上的负荷主要为抽油机，对于异常的用电能检测报警。配网自动化技术交流技巧配电自动化在油田的应用油田配电自动化的实现1 1、通讯： 通常，配电自动化的通信介质可分为三类配电载波、有线、无线；配电载波用于实时监控有其固有的“开路”问题。油田配电网分布广，线路长，有线方式成本太高，因此建议采用GPRS/CDMA通信方式。目前在城区配电自动化系统中，GPRS/CDMA通信方式正逐渐得到电力部门的青睐，尤其在数量众多的变压器监测和抄表方面，得到很多现场的实际验证。采用这种通信方式，油田电力部门实际上是租用移动公司的无线通信网络，需要与移动公司签订使用合同，根据合同的有关规定付费（按照数据流量或包月付费方式，各个地区费用不尽相同）。配网自动化技术交流技巧配电自动化在油田的应用油田配电自动化的实现2 2、功能实现： 油田配电网的自动化实现在以下几个方面与城市配电网自动化有着不同之处。主干线短路故障的处理：当主干线发生短路故障（或分支线发生故障也导致了变电站10KV或6KV出口开关跳闸）时，故障点前的开关都流过短路电流，变电站出口开关故障跳闸，变电站出口开关到联络开关之间的馈线失电。故障点前的FTU将检测到的故障信号发送到采油厂的配电主站，变电站出口开关的跳闸信号、保护动作信号和事故总信号通过电力公司的主站系统转发到采油厂的配电主站系统。分支线短路故障处理：由于抽油机在停电以后需要重新开井，如果分支线上的短路故障能及时隔离，不影响主干线上的配网运行，就给油田生产带来比较好的效益。分支线发生短路故障时，FTU控制分支线开关速断跳闸，如果能够在变电站出口开关动作前切除故障而使变电站出口开关不跳闸，则可直接将故障隔离；如果两个开关都跳闸则进入配电主站的故障处理过程。配网自动化技术交流技巧配电自动化在油田的应用油田配电自动化的实现2 2、功能实现：单相接地故障的处理：油田配网故障中大约70%是单相接地故障。当发生断线故障时，很难查找，故障的定位耗费大量的人力和物力。所以，单相接地故障的处理对于油田配网自动化来说更为重要。在中性点不接地系统中，故障线路的零序电流为整个系统的接地电流总和，滞后零序电压90度。如果变电站有多条出线，而故障只发生在一条出线的某一相上，非故障相的电容电流都经过大地与故障点构成通路。只有零序电流才有地中电流的性质，因而每条出线都有零序电流被检测到。当系统的配电线路条数越多，线路越长，单相接地故障的接地电容电流就越大。因此，发生接地的馈线零序电流从电源点到接地点最大，并且逐步增大；非接地馈线零序电流从电源点到负荷侧零序电流逐步减小。对接地线路而言，零序电流方向是从接地点流向电源点，对其它非接地线路而言，零序电流方向是从电源点流向负荷侧。配网自动化技术交流技巧配电自动化在油田的应用油田配电自动化的实现2 2、功能实现：单相接地故障的处理：FTU具有专用的零序电流测量回路，能够准确测量150A的零序电流，分辨率为0.1A。FTU具有测量开口三角电压的能力，当安装了相关设备的时候可以测量出相电压、开口电压，可以采取比相的办法判断接地故障点。单相接地故障的处理流程：10KV或6KV馈线发生单相接地故障后，变电站相关母线的接地告警信号有效，接地故障范围初步定位在该母线及其所带馈线上，该范围内所有FTU将采集到的零序电流及方向报到配电主站，配电主站分析供电拓扑和各点的零序电流幅值及方向，将接地故障范围定位在两个开关之间，远方发遥控命令跳开故障区域电源侧的开关，将接地故障隔离。配网自动化技术交流技巧配电自动化在油田的应用油田配电自动化的实现2 2、功能实现：故障指示器的使用：当线路发生短路，接地、停电和送电等运行状态变化时，架空型数字故障指示器检测到变化的信号，通过短距离射频信号传输到架空型数据采集器，再经由采集器通过移动无线通信模块将信息发送到工作主站。主站电脑通过线路颜色的变化和故障区段闪烁直观显示故障所在区段，同时弹出对话框提示报警，并以短信息的形式发送故障信息到巡检员手机。架空型数字故障指示器可通过翻牌发光方式就地显示故障。配网自动化技术交流技巧全系列的产品l配网自动化馈线终端（FTUFTU） ：NSA3100HFNSA3100HF系列，各类柱上开关及环网柜控制器l配网自动化远方终端（DTUDTU）： NSA3100HD NSA3100HD系列，配电站、开闭所控制器l配变检测终端（TTUTTU）：NSA6100BNSA6100B系列l配电子站：NSA3100HRNSA3100HR系列，采集远方终端信号转送给配网主站l故障指示器：NSA3100HLNSA3100HL系列，整体解决方案l一次系统规划与改造的方案规划设计l自动化系统的设计与实施、通信系统规划l主站、终端、通信的总体集成实施方案配电自动化产品系列配网自动化技术交流技巧