1、配网培训1 主设备红河明珠家天下小区环网柜、终端箱变、环网箱变电网培训目录下pdf文档1.1 环网柜、开闭所、开关站1.2 终端箱变、配电站1.3 环网箱变、配电站2 柱上开关2.1 柱上负荷开关六氟化硫柱上负荷开关户外真空负荷开关2.2 柱上断路器户外永磁真空断路器户外真空断路器2.3 分界开关俗称看门狗，产品安装于各种接地方式的架空网、电缆网、架空电缆混合网分支线T接分界点，可以自动切除用户侧单相接地故障、自动闭锁用户侧的相间短路故障、监控用户负荷情况、快速故障定位，从而避免用户侧事故对配电网造成波及停电影响。3 无功补偿设备3.1 无功补偿原理电网中的电力负荷如电动机、变压器等，大部分属
2、于感性负荷，在运行过程中需向这些设备提供相应的无功功率。在电网中安装并联电容器等无功补偿设备以后，可以提供感性负载所消耗的无功功率，减少了电网电源向感性负荷提供、由线路输送的无功功率，由于减少了无功功率在电网中的流动，因此可以降低线路和变压器因输送无功功率造成的电能损耗，这就是无功补偿。3.2 高压无功补偿户外柱上高压无功补偿装置户内高压无功补偿高压无功自动补偿装置，由控制器、高压真空开关或真空接触器、电抗器、高压电容器组、放电线圈、避雷器和一些必要的保护辅助设备组成。高压无功自动补偿控制器是根据九区图，按电压优先和负荷无功功率以及投切次数限量等要求决定是否投切电容器组，使母线电压始终处于标准
3、范围内，确保不过补最大限度减少损耗。3.3 低压无功补偿低压无功补偿装置一般由控制器、断路器或刀闸、避雷器、复合开关、电容器组及电流互感器组成。现有低压无功补偿一般采用集中补偿方式，即在配电变压器低压侧集中安装自动无功补偿装置，随负荷变化自动投入或切除电容器。但由于集中补偿实际并不解决负荷所需的无功功率仍然需要通过线路供给的问题，无功电流在低压线路的流动依然会产生有功损耗，无功补偿的降损效果受到抑制。因此对无功需求大，线损率居高不下的台区有必要采用分散补偿的方式，减少无功电流在线路上的流动。为提高无功补偿效益，无功补偿装置作为无功电源，最好是安装在无功负荷点附近的低压线路上。但是低压台区的配电
4、线路节点多，支路多、未知因数多，如何合理配置补偿容量和补偿点，从而最大限度的降低线损和提高用户端电压合格率并达到较高的效费比是现在低压台区线路无功补偿急需解决的问题。通过集抄系统和GIS系统获得台区无功负荷在线路上的分布情况，制定多个待选的补偿方案，包括：1) 台区线路补偿总容量2) 补偿点数及补偿点位置3) 各补偿点容量和级数4) 补偿方式的选取：三相共补、分相补偿和混合补偿（共补+分补）、不平衡补偿5) 投切定值设定：投切阈值Q、时间、投入电压、切除电压等对各补偿方案进行潮流计算，并根据台区线损率和用户端电压合格率两项指标对各方案进行评估，评估该台区是否适合采取无功补偿方式实现降低线损和提
5、高用户端电压合格率的目标，并从中选择适合该台区的无功补偿方案。4 柜内元件4.1 负荷开关高压负荷开关是一种功能介于高压断路器和高压隔离开关之间的电器，高压负荷开关常与高压熔断器串联配合使用；用于控制电力变压器。高压负荷开关具有简单的灭弧装置，因为能通断一定的负荷电流和过负荷电流。但是它不能断开短路电流，所以它一般与高压熔断器串联使用，借助熔断器来进行短路保护。4.2 断路器断路器按其使用范围分为高压断路器和低压断路器。 低压断路器又称自动开关，俗称空气开关也是指低压断路器，它是一种既有手动开关作用，又能自动进行失压、欠压、过载、和短路保护的电器。它可用来分配电能，对电源线路及电动机等实行保护
6、，当它们发生严重的过载或者短路及欠压等故障时能自动切断电路。 4.3 隔离开关隔离开关的作用是在线路上基本没有电流时，将电气设备和高压电源隔开或接通。由于有明显的断开点，比较容易判断电路是否已经切断电源。如检修时就常用隔离开关把电源断开，检修好后再接通，以保证工作上的安全。有的隔离开关在闸刀打开后能自动接地，以确保检修人员的安全，这种隔离开关称为带接地刀的隔离开关.1. 负荷开关是可以带负荷分断的，有自灭弧功能，但它的开断容量很小很有限。2. 隔离开关一般是不能能带负荷分断的，结构上没有灭弧罩，也有能分断负荷的隔离开关，只是结构上与负荷开关不同，相对来说简单一些。3. 负荷开关和隔离开关，都可
7、以形成明显断开点，大部分断路器不具隔离功能，也有少数断路器具隔离功能。4. 隔离开关不具备保护功能，负荷开关的保护一般是加熔断器保护，只有速断和过流5. 断路器的开断容量可以在制造过程中做的很高。主要是依靠加电流互感器配合二次设备来保护。可具有短路保护、过载保护、漏电保护等功能。4.4 三位置开关、4.5 T接开关4.6 V型开关4.7 熔丝一般变压器配备双敏熔丝+后备熔丝2组熔断器保护。也有的配负荷开关加熔断器组保护双敏熔丝从电流和温度两方面对变压器低压侧故障或过载进行保护，可以防止由于过载 或环境温度所导致的变压器长期升温。双敏熔丝装于插入式熔断器内，更换熔丝方便，安装方式简单，运行可靠，
8、因此广泛 用于美式箱变的高压侧保护。插入式熔断器是喷射式熔断器，为过载保护用，低压侧短路或过载时，由其开断，更换容易；后备保护熔断器是限流式熔断器，当变压器遇到内部短路或雷击过电流等严重情况时，后备保护限流式熔断器提供保护。国内有些熔断器厂家为了简单起见，推荐后备保护熔断器额定电流=变压器额定电流1.5倍，根据使用环境温度(40度)每升高1度，降容1%;插入式熔断器额定电流=变压器额定电流1.11.4倍。4.8 电流互感器电流互感器原理是依据电磁感应原理的。电流互感器是由闭合的铁心和绕组组成。它的一次绕组匝数很少，串在需要测量的电流的线路中，因此它经常有线路的全部电流流过，二次绕组匝数比较多，
9、串接在测量仪表和保护回路中，电流互感器在工作时，它的2次回路始终是闭合的，因此测量仪表和保护回路串联线圈的阻抗很小，电流互感器的工作状态接近短路。 CT/TA4.9 电压互感器电压互感器是发电厂、变电所等输电和供电系统不可缺少的一种电器。精密电压互感器是电测试验室中用来扩大量限，测量电压、功率和电能的一种仪器。电压互感器是一个带铁心的变压器，它主要由一、二次线圈、铁心和绝缘组成二次输出一般为100V（计量）或220V（电源）VT/TV/PT4.10 绝缘子4.11 避雷器避雷器通常接于带电导线与地之间，与被保护设备并联。当过电压值达到规定的动作电压时，避雷器立即动作，流过电荷，限制过电压幅值，
10、保护设备绝缘；电压值正常后，避雷器又迅速恢复原状，以保证系统正常供电。高压避雷器、低压避雷器氧化锌避雷器-当电压没有波动时氧化锌呈高阻态，当电压出现波动达到压敏电阻的启动电压时压敏电阻迅速呈现低阻态，将电压限制在一定范围内。 4.12 带电指示器带电显示器是一种直接安装在室内电气设备上，直观显示出电气设备是否带有运行电压的提示性安全装置。当设备带有运行电压时，该显示器显示窗发出闪光，警示人们高压设备带电，无电时则无指示。一般安装在进线母线、断路器、主变、开关柜、GIS组合电器及其它需要显示的是否带电的地方，防止电气误操作。 美式环网柜、箱变用欧式环网柜、箱变用4.13 故障指示器故障指示器是用
11、来检测短路及接地故障的设备。短路及接地故障指示器由以下部分构成：1) 三个短路故障传感器2) 一个接地故障传感器 3) 一个读数仪表 4) 连接导线是电缆和/或光缆面板型故障指示器功能1) 短路报警指示：短路传感器时刻检测供电线路中电流，当其值达到或超过短路电流启动报警整定值时(此值可根据用户要求出厂前整定)，短路传感器发出报信号主机通过光纤接收到此信号后，产生报警指示信号(指示灯快闪)。 2) 接地报警指示：当接地传感器检测到接地线路中电流达到或超过接地电流启动报警不足定值时(此值可根据用户要求出厂前整定)，发了报警信号，主机通过电缆或光纤接收到此信号后，产生相应的报警指示信号(指示灯快闪)
12、。 3) 电池低电量报警指示：当指示器内电池电压从3.6V降至2.7V时，产生报警信号，以提示维修人员更换电池。 4) 报警信息远传：指示器主机可根据不同报警指示信号驱动相应继电器动作，用以进行信号 的远程传输。 5) 自动复位：当指示器产生报警后，在整定的时间内，若无人工进行复位，指示器可自动进行复位。 6) 测试及复位：当指示器产生报警且故障消除后(指示灯慢闪)，此时可通过按下指示器主机面板上的按钮清除报警状态。在正常状态下(无报警信号)，可按偏住前面板的按钮并保持1秒，面板上的短路、接地报警指示灯闪烁，故障远传继电器吸合，说明工作状态正常，在变成慢闪后(2秒后)再按此钮可恢复成常态。4.
13、14 电流表4.15 电压表4.16 智能电表1) 不需要人工抄表，有利于现代化管理。智能电表的使用避免人工抄表上门收费给客户带来的诸多不便，且历史购电数据均可以保存，便于客户查询。 2) 充分体现了电力的商品属性。实行先买电后用电 ，客户可以根据自己的实际需要有计划地购电、用电，不会因欠费而发生滞纳金，增加不必要的开支。 3) 解决了收费难的问题。能很好地解决零散居民客户、临时用电客户、经常欠费客户的收费问题。 4) 预购电量，传递数据，实现数据回读，包括：回读总电量，剩余电量，表内累积购电量，总购电次数等信息。 5) 储存表常数、初始值、用户住址、姓名等信息。 6) 超负荷报警断电、剩余电
14、量报警，提醒用户及时购电。 4.17 剩余动作电流保护器其铁芯包绕了一电气回路的全部载流导体，在磁芯内产生的磁通在一瞬间都与这些导体电流的算术和有关;在一方向流过的电流假设为正(I1)，则在相反方向流过的电流就为负(I2)。 在无故障的正常回路中I1 + I2=0，在磁芯内没有磁通，线圈内的电动势为零。接地故障电流Id穿过磁芯流向故障点，但却经大地或经TN系统的保护线返回电源。穿过磁芯的诸导体的电流因此不再平衡，电流差在磁芯内产生了磁通。 此电流被称作“剩余”电流，这一原理也被认作，“剩余电流”原理。 在磁芯内产生的变磁通在绕组内感应出一电动势，这样就有电流I3流过使脱扣器动作的线圈。如果剩余
15、电流大于能使脱扣器动作的电流值，不论是直接动作的还是经电子，继电器动作的，断路器就要跳闸。由低压塑壳断路器派生的剩余电流断路器，适合于专业人员使用。国内生产的主要型号有DZ15L、DZL25、DZ20L和SL系列及类似的产品。基本上都是电子式的剩余电流断路器。这类产品额定电流较大，除了漏电保护外，还具有过载和短路保护，可作为工厂车间、农村等配电装置主干线、分支线的漏电和过载短路保护装置。4.18 塑壳断路器低压用，低压总出口、分支安装，过载、短路保护。4.19 肘型头5 配网自动化5.1 架空线自动化摘要：分析10kV馈线保护的二次重合闸与柱上真空开关（PVS）的配合，实现10kV架空线配电自
16、动化系统的初级阶段电压型馈线自动化，即当发生故障时，及时准确地确定故障点，方便维修人员处理，自动隔离故障点，恢复非故障区间供电，减小客户停电时间和停电范围。同时介绍了广州电力局电压型馈线自动化的应用实例。关键词：配网自动化系统 重合闸 柱上真空开关1前言广州电力局10kV架空线路大量采用了SF6柱上开关。这种柱上开关虽然能提高配电网的供电可靠性，但它无法判断瞬时性和永久性故障，跳闸后不能自动重合，而各个柱上开关的跳闸电流和时间无法配合，对于瞬时性故障，反而扩大停电范围，增加客户停电时间。为了进一步提高配电网的供电可靠性，1999年广州局引入配电自动化系统，经技术经济比较，采用配电自动化系统的初
17、级阶段电压型馈线自动化，并在110kV江村变电站10kV馈线（架空线）F6试运行（辐射网）。2配网自动化系统的基本概念配电自动化系统是通过自动或手动方式，遥控和监测高压配电线上的开关设备和线路参数，以便实现自动隔离故障区间，以最佳的方式恢复非故障区域供电，为用户提供经济、可靠、稳定的电力供应。配电自动化系统分三个阶段实施：馈线自动化、遥测遥控自动化、计算机辅助配电自动化。第一阶段一般采用电压型馈线自动化设备，由PVS（柱上真空开关），SPS（电源变压器）、FDR（故障搜查控制器）、FSI（故障指示器）组成。具有自动隔离故障区间，恢复非故障区域供电的功能。第二阶段在第一阶段的基础上，增加RTU（
18、带检测功能的遥控终端单元）和通讯设备，实现各柱上开关的监控功能（遥控、遥测、遥信、遥调）。第三阶段在第二阶段的基础上，完善配电自动化调度端，实现配网的全面计算机管理。第二、第三阶段需要有可靠的通讯手段支持，这方面投资大，而第一阶段投资小，见效快。3电压型馈线自动化31电压型馈线自动化设备工作原理及整定（1）PVS（柱上真空开关）具有失压瞬时脱扣功能，并能够与控制器配合实现自动合闸。 （2）FDR（故障搜查控制器）PVS的控制元件，有两个时间参数需要整定。X时间：真空开关的自动合闸时间，指从柱上开关电源侧有压至该柱上开关合闸的时延。X时间整定范围：7N（s），N1，2，3，12。Y时间：故障检测
19、时间，指柱上开关合闸后，若在未超过Y时限的时间内又失压，则该柱上开关分闸并被闭锁在分闸状态，待下一次电源侧有压时不再自动重合；若超过Y时限，柱上开关可以进行再一次重合。Y时间整定范围：5s或10s，现整定为5s。 维持时间：（3505）s，供电源故障确认用。 （3）SPS（电源变压器）小型干式变压器，给FDR提供工作电源、PVS提供操作电源。 （4）FSI（故障指示器）根据10kV馈线开关的分合时间，判断线路故障范围。由于广州局的110kV变电站都是无人值班站，已实现了监控，可以不安装FSI。利用监控中记录的10kV馈线第一次重合与第二次跳闸之间的时间，来判断故障区间。3210kV馈线二次重合
20、闸的工作原理及整定10kV馈线架空线一般只要求重合一次，重合时间整定为1s。为配合电压型馈线自动化，通过修改微机保护的软件，实现二次重合闸，具体如下。321第一次重合闸时间T1由于FDR维持时间为（3505）s，为了保证FDR可靠工作，T1取5s。而且10kV架空线第一次重合闸成功率在70以上，T1取5s可以尽快恢复供电。322第二次重合闸时间T2为了保证10kV馈线发生永久故障，二次重合闸失败后，10kV馈线开关动作时间范围在开关额定操作循环之内，T2取180s。开关额定操作循环：003sCO180sCO，对于弹簧操作机构，储能时间约15s。T2要求大于储能时间。323第二次重合闸闭锁时间T
21、3在第一段（馈线开关至第一台柱上开关之间）发生故障时，其短路水平很高。为防止大电流对开关及变压器的冲击，在第一段发生永久故障时，一次重合失败后应该闭锁第二次重合闸。柱上开关最小合闸时间为7s，如馈线在第一次重合后再跳闸的延时小于5s，说明在第一段发生永久故障，应该闭锁第二次重合闸。故障点在第一个柱上开关以外时，馈线在第一次重合后再跳闸的时间大于7s，不会闭锁第二次重合闸。T3取5s。324重合闸充电时间T二次重合成功后，在180s之内，如再发生故障跳闸，馈线开关不再重合，以保证10kV馈线开关动作时间范围在开关额定操作循环之内。T取180s。另一方面，当两条支路同时发生永久故障时，会造成10k
22、V馈线三次重合；最靠近永久故障点的柱上开关闭锁失灵时，会造成10kV馈线无限次重合。为了防止多次重合，二次重合要求具有闭锁功能：当二次重合后，闭锁重合闸，如果馈线开关在合闸状态（二次重合成功）持续180s（重合闸充电时间）后自动解除重合闸闭锁，再次投入重合闸。而全线送电时间（10kV馈线开关合闸至最后一台柱上开关合闸的时间）不能大于重合闸充电时间，避免柱上开关闭锁失灵时造成无限次重合。对于辐射网最多安装25台柱上开关（180s7s），对于开环网最多各安装12台柱上开关。33馈线保护重合闸与PVS配合的过程（辐射网）当10kV馈线故障后，馈线保护动作跳闸，线路失压，各柱上开关失压脱扣跳闸。5s后
23、馈线第一次重合，对于瞬时性故障，各柱上开关按靠近电源点的先后次序和X时间合闸。对于永久性故障，如故障点在第一段，馈线保护再一次动作跳闸，第二次重合闸被闭锁；如故障点不在第一段，各柱上开关依次合闸，当最靠近故障点的柱上开关合闸后，馈线保护再次动作跳闸，各柱上开关失压脱扣跳闸，最靠近故障点的柱上开关被闭锁，180s后馈线第二次重合，各柱上开关依次合闸，由于最靠近故障点的柱上开关被闭锁，故障点被隔离，故障点前的区间恢复送电。调度值班员根据馈线保护第一次重合后再跳闸的延时，迅速判断故障点所在的区间。4江村站F6电压型馈线自动化的实例41有关设备（1）馈线开关真空开关，电磁操作机构。开关额定操作循环：0
24、03sCO180sCO。 （2）柱上真空开关VSP515JSAT，珠海许继电气有限公司引进东芝技术生产。该产品采用模块式结构，具有良好扩展性，通过增加元件，方便地从第一阶段发展到第三阶段，而不浪费前一阶段的投资。 （3）馈线保护ISA1H（L2A），南瑞深圳所生产。经厂家修改保护程序，具有二次重合闸功能。馈线重合闸的整定按前所述。F6保护定值：限时速断03s，定时过流10s，零序过流10s。42F6系统一次接线（见图1）43F6柱上开关定值（见表1）利用监控中记录的10kV馈线第一次重合与第二次跳闸的时间间隔和保护动作方式，判断故障区间，它们之间的关系如表2所示（没有考虑开关跳闸固有时间、开关
25、辅助触点变位时间、从站端到调度端信号传输及处理时间等）。45F6实际动作试验由于广州局第一次采用馈线自动化，为积累运行经验，在投运前，对江村F6进行实际动作试验。试验前，已对馈线保护的二次重合闸测试，第一、二次重合闸、第二次重合闸闭锁、重合闸充电满足上述要求。为避免F6开关多次分合闸，影响客户的设备，将F6线路上的配变断开，只剩下空载的线路。在江村站和各柱上开关，专人用秒表记录F6和各柱上开关分合闸时间，用无线对讲机协调。试验结果表明，F6馈线自动化系统能确定和自动隔离故障点，恢复非故障区间供电。451柱上开关合闸时间测试F6开关合闸后，各柱上开关的合闸时间（如表3），判断各柱上开关是否按设定
26、的X时间合闸。452模拟瞬时性故障 F6开关在合闸状态，重合闸充电完毕，用保护跳开F6开关，5s后第一次重合闸动作，F6开关合闸，从而模拟瞬时性故障。测试各柱上开关从跳闸到合闸的时间间隔，判断各柱上开关是否按设定的X时间合闸（见表4）。453模拟永久性故障 F6开关在指定时间进行合分闸操作，模拟永久性故障，确定柱上开关被闭锁的情况（见表5），判断各柱上开关是否自动隔离故障点，恢复非故障区间供电。46F6实际动作分析2001年，F6发生18次故障，其中1次永久故障如下： 调度端记录： Jun 12 2001 18：10：12238江村站F6零序过流动作 Jun 12 2001 18：10：173
27、53江村站F6一次重合动作 Jun 12 2001 18：10：47659江村站F6零序过流动作 Jun 12 2001 18：13：45657江村站F6二次重合动作分析：F6第一次跳闸后，5115s第一次重合；F6第一次重合后，30306s第二次跳闸；F6第二次跳闸后，177998s第二次重合。判断：从第一次重合与第二次跳闸之间的时间差30306s，故障点应在区间，如果是永久故障，柱上开关D被闭锁。结果：经实际查线，发现双雅联091杆B相避雷器爆烂（双雅联在水沥支02杆），柱上开关D被闭锁。结论：分析与线路查线结果相符。5结论经过一年多的试运行，江村站F6电压型馈线自动化达到设计要求，积累了
28、运行经验。试运行中，发现第二次重合闸、重合闸充电时间180s太长，不利于迅速恢复供电。第二次重合闸、重合闸充电时间180s，是为了二次重合闸失败后，10kV馈线开关动作时间范围在开关额定操作循环之内；避免最靠近永久故障点的柱上开关闭锁失灵时，造成10kV馈线无限次重合，也间接决定线路上柱上开关台数。在实际应用中，辐射网安装8台柱上开关，开环网各安装4台，已满足需要，即全线送电时间8756（s）。而开关额定操作循环（003sCO180sCO）标准制定的背景是针对少油开关的，真空开关额定操作循环可以采用60s。60s也大于馈线开关弹簧操作机构的储能时间。改为60s后，10kV馈线电磁型保护可以采用
29、许继的ZSC4三相三次重合闸继电器，因为其第二、三次重合闸时间只有299s。对于10kV馈线真空开关，广州局现将第二次重合闸、重合闸充电时间改为60s，并采用开环网的电压型馈线自动化，在10kV架空线路上广泛应用，进一步提高配电网的供电可靠性。参考文献：1刘健，倪建立，邓永辉配电自动化系统（第一版）M北京：中国水利水电出版社，1999，15.2 电缆网自动化抚顺电缆网自动化工程5.2.1 监控范围六个开闭所、与站前电缆网相连的八个柱上分歧开关和62台箱变。开闭所二次设备配置：每个开闭所配置一个集中式DTU，最多可支持18路开关的监控（15路出线柜、2个进线柜、1个母联柜、母联边柜手动，仅监视其
30、位置信号），配置1kVA UPS电源，12V 100Ah电池4块。柱上开关二次设备配置：每个柱上开关配置一个柱上FTU，工作电源取自开闭所AC220V UPS电源，后备电源为12V 14Ah电池2块。箱变二次设备配置：每个箱变配置一个TTU，工作电源为箱变低压出口220V电源，后备电源为法拉电容。5.2.2 监控方案通信方案采用单模双环自愈网，一个开闭所配一个通信柜。6个开闭所和抚顺局通信所组成一个单模双环自愈主干网，62个箱式变的TTU及8个柱上开关的FTU通过光纤连接至最近的开闭所，组成多个单模双环自愈子网，通过串口与DTU连接，FTU和TTU的数据由DTU转发。主干网在西七路配电子站处采
31、用单模光纤点对点方式与抚顺局配电自动化主站端前置机相连，两端各有两组光纤收发器，提供两个10/100M以太网接口，互为备用。5.2.3 运行方案提出了集中控制与分散智能相结合的原则来进行电缆网的故障检测隔离与恢复。集中控制：开闭所DTU以外的故障、FTU检测到的故障、TTU检测到的故障上报主站集中处理。分散智能：DTU处理开闭所进线电缆以后的故障，FTU和TTU分别处理自己检测到的故障。5.2.3.1 正常运行母联开关(CB)分断，母联边柜的负荷开关(K1)闭合，两段母线分列运行。5.2.3.2 检修时的转供电任一进线开关(CB3)需检修时，分断进线开关(CB3)，合母联开关，受影响的母线由另
32、一段母线提供电源。任一段母线检修时，分断相应的进线开关(CB3)，其所带负荷的供电将受到影响。任一负荷开关(K？)检修(如更换熔断器或更换整个开关)，分断负荷开关，该负荷开关所带负荷的供电将受到影响。5.2.3.3 故障隔离及转负荷分析根据抚顺供电公司的实际情况，提供两套方案供抚顺供电公司选择。如图3.3所示。此方案中南阳变出口断路器和中新变出口断路器均不对变电站定值做修改。a. 故障发生在F4处或架空线路上时南阳变出口断路器CB1立即分断，柱上FTU检测到分歧开关合位、无过流，判定故障在其上方。跳CB2，隔离故障区域。DTU检测出开闭所I段进线开关CB3合位、失压、无过流，判定故障在其上方，
33、跳开CB3，隔离故障区域。DTU合母联开关CB，实现转供电。在架空线路重合成功后，主站提示运行人员线路恢复正常，运行人员在主站发命令重合CB2，跳开母联开关CB，合I段进线开关CB3。恢复两段母线分列运行。b. 故障发生在F3处时柱上FTU检测到分歧开关CB2处过流，立刻跳CB2。南阳变出口断路器CB1无延时立刻跳闸，架空线主干回路的用户将受影响。DTU检测到I段进线开关CB3合位、失压、无过流，判断故障点在其上方，DTU发命令跳开I段进线开关CB3，隔离故障区域。DTU合母联开关CB，实现转供电。c. 故障发生在F2处时DTU检测到I段进线开关CB3过流，立刻跳I段进线开关CB3。CB2与C
34、B3保护设定相同，柱上FTU也同时检测到过流，立刻跳CB2。南阳变出口断路器CB1由于无延时立刻跳闸，架空线主干回路的用户将受影响。南阳变出口断路器CB1重合成功后恢复对架空线路用户的供电。DTU检测到I段母线的所有出线均未过流，判断为该母线故障，闭锁备自投。主站软件判断出是由于F2处引起的故障，重合CB2。I段母线所带负荷将受到影响。d. 母联开关CB处于合闸位置的同时发生故障，DTU依如下原则处理1) 当故障发生在F4处时中新变出口断路器CB1立刻跳闸，DTU检测到II段CB3合位、失压、无过流，判断故障点在其上方，DTU发命令跳开II段进线开关CB3，隔离故障区域。整个开闭所失电。2)
35、当故障发生在F2处时DTU检测到II段进线开关CB3过流，立刻跳II段进线开关CB3。中新变出口断路器CB1无延时立刻跳闸。DTU检测到该母线的所有出线均未过流，判为该母线故障，整个开闭所失电。3) 当故障发生在I段的F1处时DTU检测到母联开关CB处过流，立刻跳母联开关CB。若II段进线开关CB3过流，立刻跳II段进线开关CB3。中新变出口断路器CB1无延时立刻跳闸。整个开闭所失电。DTU在判断出故障的出线开关后，跳开相应的出线开关。然后合II段进线开关CB3，合母联开关CB。由于中新变出口断路器CB1未设置重合功能，因此整个开闭所失电。人工干预恢复II段和I段非故障线路的供电。若II段进线
36、开关CB3不过流，DTU在判断出故障的出线开关后，跳开相应的出线开关。然后合母联开关CB。恢复I段非故障线路的供电。4) 当故障发生在II段的F1处时DTU检测到II段进线开关CB3过流，立刻跳II段的进线开关CB3。中新变出口断路器CB1无延时立刻跳闸。整个开闭所失电。DTU在判断出故障的出线开关后，跳开相应的出线开关，分母联开关CB,然后合II段进线开关CB3，合母联开关CB。由于中新变出口断路器CB1未设置重合功能，整个开闭所仍失电。人工干预合中新变出口断路器CB1，恢复II段非故障线路和I段线路供电。DTU未检测到II段进线开关CB3过流，分析情况同f。e. 过负荷当DTU检测到CB3
37、和CB2处过负荷，并超过预先设定的过负荷延时，跳CB3和CB2。此种情况发生的可能性较小，因为在出线开关过负荷时DTU已发命令跳负荷开关，但也不排除出线开关电流值均未超过其过负荷设定而进线开关CB3和分歧开关CB2的电流值超过了其过负荷设定的情况。发生此种情况时，主站提示运行人员线路过负荷，应人工干预决定跳开某个负荷较重的负荷开关，以保证在过负荷延时到达前降低过负荷水平，避免整段母线的失电。f. 当故障发生在F1处时DTU检测到出线开关的电流值超过I段过负荷定值并超过设定的延时，如果熔断器未能熔断并跳开相应的出线开关，DTU发命令跳I段进线开关CB3。DTU检测到出线开关的电流值超过II段过负
38、荷定值并超过设定的延时，且电流值不超过I段的过负荷定值。如果熔断器未能熔断并跳开相应的出线开关，DTU发命令跳相应的出线开关。g. 异常运行情况对发生故障后某相熔断器熔断而其它两相未熔断出现的非全相运行的情况，DTU装置检测到某个出线开关的任意两相电流反相，在满足电流值小于其I段过负荷定值的情况下，DTU装置发命令跳开负荷开关。否则跳CB3。当出现单相接地故障时，由主站处理。5.3 自动抄表自动抄表系统主要由电能表、采集器、集中器、数据传输通道、主站系统构成，通过网络还可以和供电局的营业收费系统相连实现抄表收费一体化。5.3.1 485总线方式系统由主站、集中器、采集终端、电表组成。集中器与采
39、集终端之间采用RS485总线通信方式组建抄表网络，数字采集终端通过RS485总线和电表连接，脉冲采集终端每个脉冲端口只能接一块脉冲表。 系统采用RS485专线通信，具有抄表速度快，通信可靠，可以保证每天24h的实时通信的特点。计量方面具有系统采用一体化的RS485表，电表计量精度高，通信的时候能直接读取电表的内存电能量数据，避免了电能量的二次计量。 其缺点是由于系统需要铺设通信线路，所以适用于电表集中安装、工程施工方便、容易铺设通信线路的小区，铺设线路费用昂贵。 5.3.2 电力线载波抄表低压电力载波在我国开始于上个世纪80年代，在1998年前后进行了大量的研究，1998年2003年处于各地试
40、点阶段，发展较慢，2003年后有所发展，应用逐渐推广，2006年后需求极大膨胀，现在处于电力载波发展的高峰期。PLC技术的一个典型成功案例，是意大利ENEL供电公司采用一个基于FSK和BPSK调制的窄带PLC系统为3500万用户构建一个AMM（自动电表管理）系统。“自知者智”，实现电网智能化，首先要建立在对电网自身以及终端用户情况充分了解的基础之上，这就需要电网具备双向通信功能。在实现智能电网通信的各种技术中，因利用现有电力线网络而无需重新布线，以及不存在微波传输固有的视距限制和其他无线传输方式受建筑物阻碍所带来的传输距离有限等问题，加之电力线本身就属于电力公司管辖，电力线载波(PLC)成为实
41、现智能电网通信的首选技术。低压电力线数据通信系统,载波频率范围为3500 kHz,属于低频段传输。电力线阻抗的变化范围非常大，小的时候可低于1,大的时候可大于100。由于电力线阻抗与发射机阻抗不匹配,发射信号功率很难发送到电力线上,这样就导致通信距离非常短,甚至无法通信。抄表系统由主站、集中器、载波式电能表组成。系统的主站与集中器之间通过公用网络来进行远程通信，集中器与表计之间采用低压电力线载波通信方式组建抄表网络。 系统采用电力线载波通信，无需架设额外的通信线路，载波表只需要接上电源即可，工程施工和日后的系统维护方便。适用那些对远程停送电实时性要求不高、电表分散、工程施工难度大的地方。 系统
42、采用一体化的电力线载波表，电表计量精度高，通信的时候直接读取电表的内存电能量数据，避免了电能量的二次计量。 其缺点是由于现场条件下电力线存在有断续的尖峰噪声干扰、负载阻抗随机变化和信号衰减强烈，因此电力线的通信条件非常恶劣。不同的时间，不同的地点，不同的调试方法，都有可能导致低压电力线载波通信实时性和可靠性有很大的差异。中继方式：福星晓程、东软载波Echelon 公司基于LONWORKS的电力载波芯片技术可以算得上电力载波的里程碑技术。LONWORKS是一系列协议、规范及组织的总称，LONWORKS的最核心的标准称之为LONTALK协议，LON是LOCAL OPERATION NETWORK的
43、缩写。据说，当年ECHELON的创始人看到TCP/IP将全球PC无缝互联后，萌发了通过一种协议将全球仪表无缝互联的理想，所以，LONTALK可以看成仪器仪表领域的TCP/IP协议，与互联网相同的是，LONTALK仍然采用OSI的七层网络结构，但简单了许多。与互联网不同的是，LONTALK是基于低速网络，强调的是稳定可靠而不是数据的高速传输。LONTALK目前在楼宇自动话、工业控制等方面得到非常广泛的应用，并成为很多国家的行业标准，LONTALK虽然支持各种传输介质，但目前应用得最广泛的还是双绞线介质。ECHELON公司在电力线的机会得益于2000年左右的意大利ENEL电网公司的全球招标。ENE
44、L是意大利的“国家电网公司”，在大约2000年时有一个庞大的项目，需要将全国近3000万只电表实现自动抄表，当时，ENEL看中的技术先是ST7538，但当他们了解到LONWORKS后，迅速将目标转向基于LONTALK的ECHELON电力载波芯片PL3120。目前，意大利ENEL公司项目已经完成，将其近3000万只电表连接在一起，ECHELON公司在意大利项目中看到了LONTALK协议在电力通信方面的巨大商业价值，专门成立了针对电力系统的NES工程部，负责全球的低压配电网的集中抄表及配网管理项目。虽然LONTALK属于国际标准，大家都可以去按照自己的办法实现LONTALK，但如何在LONTALK
45、协议基础上实现节点的自动组网、自动路由却是ECHELON公司的技术秘密。ECHELON公司的芯片商业化推广在欧美很是成功，目前，其产品已经成为欧盟的标准产品。自动组网、自动路由方式：Echelon PL3120，瑞斯康RISE31201) 自动组网、自动路由及自适应功能2) 载波信号调制方式：BPSK3) 可编程载波频率，可编程通信速率最高可达5.5KBits/s5.3.3 RS485总线载波抄表系统由主站、集中器、载波采集终端、电能表组成。系统的主站与集中器之间通过公用网络来进行远程通信，集中器与采集终端之间采用电力线载波通信，采集终端和表计之间RS485总线方式组建抄表网络。 系统的集中器
46、和采集终端间采用电力线载波通信，无需额外架设额外的通信线路，工程施工方便。采集终端通过通信线和电表连接。适用那些对远程停送电实时性要求不高、工程施工难度大、电表集中的旧居民小区。 多适用于由于现场条件下电力线存在有断续的尖峰噪声干扰、负载阻抗随机变化和信号衰减强烈的场所，因此电力线的通信条件非常恶劣。 5.3.4 RS485总线无线抄表系统由主站、无线集中器、无线数字采集终端、RS485电能表组成。系统的主站与集中器之间通过公用网络来进行远程通信，集中器与采集终端间采用短距离无线通信，采集终端和表计之间通过RS485总线方式组建抄表网络。 系统的集中器和采集终端间采用小区短距离无线通信，无需架设额外的通信线路，工程施工方便。电表采用RS485表，采集终端通过485总线和电表连接。 系统采用一体化的RS485表，电表计量精度高，通信的时候直接读取电表的内存电能量数据，避免了电能量的二次计量。 无线的实时性要比电力线载波通信的实时性高，所以本系统适用对远程停送电实时性要求高，工程施工难度大，电表集中的居民小区。 其缺点是通信距离比较短，一般为可视距离100m之内，即集中器和采集终端之间最好不要有障碍物，如果有障碍物的话，可以通过设置中继来处理，最多可设置4级中继。 Zigbee无线数传网络Zigbee
