1第4章配电讲义网馈线监控终端
配电网馈线终端FTU运行维护闭环管理法

DOI:10.19392/j.cnki.1671 7341.202019073配电网馈线终端FTU运行维护闭环管理法李东波 王 妮 巩建卫胜利石油管理局有限公司电力分公司 山东东营 257000摘 要:油田配电网自动化系统的实施,实现了配电网的自动、优化、高效运行,为保障油区生产提供了可靠的电力保障。
为确保配电网自动化系统的效能发挥,及时高效地维护、维修工作极为关键,我们通过不断实践和总结,提出了一种馈线终端FTU运行维护闭环管理法,做到对系统主站及终端各类配网设备的精细维护和管理。
关键词:配电网自动化;维修维护;工作法一、闭环管理法提出背景随配网自动化工作的进一步完善,终端设备的数量将进一步增加,终端设备的稳定运行将是整个配网自动化可靠运行的前提,如何做到使如此数量的终端设备稳定运行,对出现故障的终端设备能够快速处理是保障配网系统稳定、优质运行的关键。
然而,目前存在以下问题制约着终端维护质量,制约了配网运行维护效能的发挥:(1)对于终端设备故障处理仅靠故障现象进行摸索处理,效率低、处理时间长,不能较好地保证系统终端设备的完好率,直接影响配网系统效能的发挥。
(2)配网终端设备分别安装在管理辖区内的七个矿区及后勤区域,分布点分散、覆盖面广,劳动强度较大。
(3)配网系统涉及知识面广,维护质量受职工操作水平的影响较大。
二、闭环管理法内容针对配网自动化系统运行以来制约终端FTU运行维护所存在的一系列问题,通过对配网自动化系统日常终端FTU维护工作内容进行梳理总结归类分析,结合日常生产实际具体情况,提出了“配网馈线终端FTU运行维护闭环管理法”,形成了一套从发现问题到分析问题到现场解决处理问题以及最后的汇总归档这么一个完整的配网馈线终端FTU运行维护管理流程。
主要包括:数据巡查统计、问题分析诊断、模组化处理、反馈跟踪校验四个重要环节。
(一)数据巡查配网馈线终端FTU运行问题主要以主站系统实时采集信息为核心,充分发挥配网主站的核心作用。
配电自动化馈线终端(FTU)技术规范

配电自动化馈线终端(FTU)技术规范目录1 规范性引用文件 (1)2 技术要求 (1)3 标准技术参数 (10)4 环境条件表 (12)5 试验 (13)附录A馈线终端无线通信安装位置、航插尺寸定义(参考性附录) (14)附录B 馈线终端接口定义(规范性附录) (28)配电自动化馈线终端(FTU)技术规范1 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本文件。
GB/T 17626.1 电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论GB/T 17626.2 静电放电抗扰度试验GB/T 17626.3 射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626.4 浪涌(冲击)抗扰度试验GB/T 17626.5 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T 17626.8 工频磁场的抗扰度试验GB/T 17626.10 阻尼振荡磁场的抗扰度试验GB/T 17626.11 电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验GB/T 15153.1 远动设备及系统第2部分:工作条件第1篇:电源和电磁兼容兼容性GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 4208 外壳防护等级(IP)GB/T 13729 远动终端设备GB/T 5096 电子设备用机电件基本试验规程及测量方法GB/T 19520 电子设备机械结构GB 7251.5 低压成套开关设备和控制设备第五部分:对户外公共场所的成套设备—动力配电网用电缆分线箱(CDCs)的特殊要求DL/T 637-1997 阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件DL/T 721 配电网自动化系统远方终端DL/T 634.5101 远动设备及系统第5-101部分:传输规约基本远动任务配套标准DL/T 634.5104 远动设备及系统第5-104部分:传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问DL/T 814 配电自动化系统功能规范Q/GDW 382 配电自动化技术导则Q/GDW 513 配电自动化主站系统功能规范Q/GDW 514 配电自动化终端/子站功能规范Q/GDW 625 配电自动化建设与改造标准化设计技术规定2技术要求2.1概述馈线终端的结构形式可分为箱式馈线终端和罩式馈线终端。
电力系统配中TTU、DTU以及FTU

电力系统配中TTU、DTU以及FTU馈线终端设备(FTU)FTU 是装设在馈线开关旁的开关监控装置。
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。
配变终端设备(TTU)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1~2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(一周或一个月)和典型日上述数组的整点值,电压、电流的最大值、最小值及其出现时间,供电中断时间及恢复时间,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。
如不具备通信条件,使用掌上电脑每隔一周或一个月到现场读取记录,事后转存到配网主站或其它分析系统。
TTU构成与FTU类似,由于只有数据采集、记录与通信功能,而无控制功能,结构要简单得多。
为简化设计及减少成本,TTU由配变低压侧直接变压整流供电,不配备蓄电池。
在就地有无功补偿电容器组时,为避免重复投资,TTU要增加电容器投切控制功能。
开闭所终端设备(DTU)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。
分析如下:TTU(distribution Transformer supervisory Terminal Unit,配电变压器监测终端)。
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代表分段器合闸状态 代表分段器断开状态
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五、重合器与重合器配合实现故障区段隔离 六、重合器与电压—时间型分段器配合的整定方法
原则:重合器与电压—时间型分段器配合方式的整定的关键条件是不能在 同一时刻有两台以上的分段开关同时合闸,只有这样才能判断出故障区域, 避免对故障的误判。
作用:各个FTU分别采集相应柱上开关的运行情况,如负荷、 电压、功率和开关当前的位置、贮能完成情况等,并将上述 信息由通信网络发给配电网的控制中心;接收配电网自动控 制中心的命令进行相应的倒闸操作;故障时记录下故障前和 故障时的重要信息,如最大故障电流和故障前的负荷电流、 最大故障功率等,并将上述信息发送给控制中心,经计算机 系统分析后确定故障区段和最佳供电恢复方案,最终以遥控 方式隔离故障区段、恢复健全区段供电。
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同理,对于子网络S2、 F、 E有Xa(F)=7s;对于子网络S3 、 M 、H 有 Xa(M)=7s.
第三步:某台分段器的X时限等于该开关的绝对合闸延时时间减去作为其父节点的 分段器的绝对合闸延时时间,于是有: X(B)= Xa(B)-0=7s, X(c)= Xa(c)- Xa(B) =14-7=7s, X(D)= Xa(D)- Xa(c)= 21-14=7s, X(G)= Xa(G)- Xa(c)= 28-14=14s,
代表分段器合闸状态 代表分段器断开状态
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配电网自动化系统终端单元

Distribution Automation System
航空工程系
程玉景
配电系统自动化的概念
➢ 利用现代电子技术、通信技术、计算机及网络技术,将配电网在线数据和离线数据、配电网 数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息的集成,构成完整的自动化系统
➢ 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DAS与配电管理系统DMS集成为一体的系统
主变
10KV母线
主变侧刀闸 主变低压侧开关 母线侧刀闸
母线侧刀闸 出线开关 出线刀闸
分段开关
馈线段 馈线
实用型配电自动化系统结构图
配网主站,配电子站,配电远方终端(FTU、DTU、TTU等)
东京某区 电力负荷密度:148,000kW/km2
东京某区 配电自动化系统主站
配电自动化系统各部分组成
配电主站:数据处理/存储、人机联系和实现各种配电网应用功能的核心; 配电终端:安装在一次设备运行现场的自动化终端,根据具体应用对象选择不同的类型,直接采集一次 系统的信息并进行处理,接收配电子站或主站的命令并执行; 配电子站:主站与终端连接的中间层设备,一般用于通信汇集,也可根据需要实现区域监控; 通信通道:连接配电主站、配电终端和配电子站之间实现信息传输的通信网络。变电站自动化系统对外 的接口认为和配电子站处于同一层。
采集量在当地就可以显示到显示器上。 • 2) CRT显示,打印制表。
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3.1.3 变电站内的RTU分类
• 集中式RTU的主要特征为:单RTU、并行总线和集中组屏。 • 分布式RTU的主要特征为:多CPU、串行总线、智能模板,既可以柜中组屏,又可以分散布置。
根据结构上的不同,分布式微机远动装置又可分为功能分布式和结构分布式两大类。
配电馈线终端(FTU)1

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。
1、配电馈线终端(FTU)FTU 是装设在馈线开关旁的开关监控装置。
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。
1.1定义FTU 是装设在馈线开关旁的开关监控装置。
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。
1.2特点FTU采用了先进的DSP 数字信号处理技术、多CPU集成技术、高速工业网络通信技术,采用嵌入式实时多任务操作系统,稳定性强、可靠性高、实时性好、适应环境广、功能强大,是一种集遥测、遥信、遥控、保护和通信等功能于一体的新一代馈线自动化远方终端装置。
适用于城市、农村、企业配电网的自动化工程,完成环网柜、柱上开关的监视、控制和保护以及通信等自动化功能。
配合配电子站、主站实现配电线路的正常监控和故障识别、隔离和非故障区段恢复供电。
1.3功能遥测(1)交流电气测量Ia、Ib 、Ic、In、Uab、Ucb、Ua、Ub、Uc,Un等任意组合,一般Uab和Ucb分别取开关两侧,监视馈线两端的供电情况。
(2)两表法或三表法,软件计算出P、Q、Pa、Pb、Pc、f、cos ∮等,根据主站需要上传;(3)保护Ia、Ic的记录上传;(4)直流模拟量:两路,电池电压、温度等。
遥信(1)开关状态信号,SOE;(2)开关储能信号、操作电源;(3)压力信号等;(4)电池低电压告警;(5)保护动作和异常信号;(6)其他状态信号。
配电自动化馈线终端(FTU)技术规范

配电自动化馈线终端(FTU)技术规范目录1 规范性引用文件 (1)2 技术要求 (1)3 标准技术参数 (10)4 环境条件表 (12)5 试验 (13)附录A馈线终端无线通信安装位置、航插尺寸定义(参考性附录) (14)附录B 馈线终端接口定义(规范性附录) (28)配电自动化馈线终端(FTU)技术规范1 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文件。
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GB/T 17626.1 电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论GB/T 17626.2 静电放电抗扰度试验GB/T 17626.3 射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626.4 浪涌(冲击)抗扰度试验GB/T 17626.5 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T 17626.8 工频磁场的抗扰度试验GB/T 17626.10 阻尼振荡磁场的抗扰度试验GB/T 17626.11 电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验GB/T 15153.1 远动设备及系统第2部分:工作条件第1篇:电源和电磁兼容兼容性GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 4208 外壳防护等级(IP)GB/T 13729 远动终端设备GB/T 5096 电子设备用机电件基本试验规程及测量方法GB/T 19520 电子设备机械结构GB 7251.5 低压成套开关设备和控制设备第五部分:对户外公共场所的成套设备—动力配电网用电缆分线箱(CDCs)的特殊要求DL/T 637-1997 阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件DL/T 721 配电网自动化系统远方终端DL/T 634.5101 远动设备及系统第5-101部分:传输规约基本远动任务配套标准DL/T 634.5104 远动设备及系统第5-104部分:传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问DL/T 814 配电自动化系统功能规范Q/GDW 382 配电自动化技术导则Q/GDW 513 配电自动化主站系统功能规范Q/GDW 514 配电自动化终端/子站功能规范Q/GDW 625 配电自动化建设与改造标准化设计技术规定2技术要求2.1概述馈线终端的结构形式可分为箱式馈线终端和罩式馈线终端。
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2.10 扩大隔离范围
• 直接根据过流保护(或故障指示器)确定 的故障区域是故障隔离最小区域,因为种 种要求,故障隔离区域还可能需要被扩大 。例如:
2.7 故障不连续
功能测试接线图:
S1
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AI2 A3
A4 A5
A6 A7
A8
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B1 B2
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B4 B5 B6
B7 B8 B9
S2
A12
A11 A10
A9
B15 B14 B13
B12 B11 B10
2.7 故障不连续
故障处理: • 断路器S1跳闸,开关A1、A3有故障电流,
A2无故障电流,故障电流信号不连续,但 仍可判定A3~A4~B4区域故障,断开A3、A4 、B4隔离故障,合上A6和A9恢复下游供电 ,合上S1恢复上游供电。
2.13 越级跳
功能测试接线图:
S1
A1
AI2 A3
A4 A5
A6 A7
A8
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B1 B2
B3
B4 B5 B6
B7 B8 B9
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A11 A10
A9
B15 B14 B13
B12 B11 B10
2.13 越级跳
故障处理: • 断路器S1、B5跳闸,A1、A2、A3、A4、A5
、B5有故障电流,判定故障区域为B5下游 区域故障。由于B5开关已经跳闸,故障区 域已经隔离掉,因此给出处理方案:合上 S1恢复供电。
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9) 定值远方修改Байду номын сангаас召唤定值功能。
为了能够在故障发生时及时地启动事故记录等 过程,必须对馈线监控终端进行整定,并且整 定值应能随着配电网运行方式的改变而自适应 。
2) 遥信功能。
馈线监控终端应能对开关的当前位置、通信是 否正常、储能完成情况等重要量进行采集。若 馈线监控终端自身有微机继电保护功能的话, 还应对保护动作情况进行遥信。
3) 遥控功能。
馈线监控终端应能接受远方命令控制开关合闸 和跳闸,以及启动储能过程等。
4) 远方控制闭锁与手动操作功能。
在检修线路或开关时,相应的馈线监控终端应 具有远方控制闭锁功能,以确保操作的安全性 ,避免误操作造成的恶性事故。同时,馈线监 控终端应能提供手动合闸、跳闸按钮,以备当 通信通道出现故障时能进行手动操作,避免上 杆直接操作开关。
4.1.1 馈线监控终端的功能及性能要求
1) 故障录波功能。 2) 微机保护功能。 3) 电能采集功能。
1) 遥测功能。
馈线监控终端应能采集线路的电压、电流、有 功功率和无功功率等模拟量。一般线路的故障 电流远大于正常负荷电流,要采集故障信息必 须要求馈线监控终端能提供较大的电流动态输 入范围。
1第4章配电网馈线监控终端
精品
第4章 配电网馈线监控终端
4.1 馈线监控终端简介 4.2 馈线监控终端数据采集原理 4.3 馈线监控终端实例 4.4 馈线故障指示器
4.1 馈线监控终端简介
4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.1.4 4.1.5
馈线监控终端的功能及性能要求 馈线监控终端的构成 馈线终端单元的硬件 馈线终端单元的软件 环网柜和开闭所的馈线终端单元
(1) 相间短路故障检测 (2) 单相接地故障检测 (3) 备用电源自动投入功能
图4-1 馈线终端单元的硬件框图
1.交流量采集回路
交流量采集回路的设计需根据应用场合综合考 虑:需要监视的交流通道数量和各通道的输入 范围,前置低通滤波器的参数,A/D转换的位 数、输入范围和转换速度等。
2.数字量输入回路
数字量输入回路比模拟量回路简单。馈线终端 单元内部使用的工作电源一般是DC24V或DC48V ,数字量输入回路使用的电源一般也采用DC24V 或DC48V。
4.1.1 馈线监控终端的功能及性能要求
1) 遥测功能。 2) 遥信功能。 3) 遥控功能。 4) 远方控制闭锁与手动操作功能。 5) 对时功能。 6) 统计功能。 7) 事件顺序记录(Sequence of Event,SOE)功能。 8) 事故记录功能。 9) 定值远方修改和召唤定值功能。 10) 自检和自恢复功能。 11) 通信功能。
3.数字量输出回路
数字量输出回路是馈线终端单元的执行接口, 其安全可靠的工作对馈线终端单元至关重要。 数字量输出从软件和硬件设计都应考虑为顺序 逻辑控制出口,以保证动作的可靠性。
4.通信接口及人机界面
馈线终端单元除了需完成交流采样和故障检测 外,更重要的是应与配电主站或配电子站通信 ,及时将遥测、遥信和故障信号传到主站或子 站,并执行主站或子站相应的遥控命令。馈线 终端单元与远方系统的通信连接有多种方案, 常用的有GPRS/CDMA1X、自愈式光纤网、电力 线载波,以及最近开始应用的3G、光纤以太网 、无源光纤网络EPON等。高速可靠的以太网通 信将使得配电主站或配电子站获取全区域馈线 终端单元的信息所需时间大大降低。
10) 自检和自恢复功能。
馈线监控终端应具有自检测功能,并在设备自 身故障时及时报警。馈线监控终端应具有可靠 的自恢复功能,凡是受干扰造成死机时,则通 过监视定时器重新复位系统,能自动恢复正常 运行。
11) 通信功能。
尽管故障时电流、电压的小型记录是否具有作 用仍是一个有争议的问题,但是对于中性点不 接地的配电网,对零序电流的录波用来判断单 相接地区段显然是有用的。
3) 电能采集功能。
馈线监控终端对采集到的有功和无功功率进行 积分,可以获得粗略的有功和无功电能值,对 于核算电费和估算线损有一定的意义。虽然瞬 间干扰造成的误差可能会被累计,影响电能测 量精度,但在分段开关处测电能的目的在于估 算线损,侦察窃电行为,因此该测量精度一般 可以容忍。当然为了进一步提高精度,可以采 用状态估计算法。
1) 故障录波功能。
尽管故障时电流、电压的小型记录是否具有作 用仍是一个有争议的问题,但是对于中性点不 接地的配电网,对零序电流的录波用来判断单 相接地区段显然是有用的。
2) 微机保护功能。
虽然在选用柱上开关时可以选择过电流脱扣型 设备,即利用开关本体的保护功能,但利用馈 线监控终端中的CPU进行交流采样构成的微机保 护,则具有更强的功能和灵活性。因为这样做 可以使定值自动随运行方式调整,从而实现自 适应的继电保护策略。
5.CPU
馈线终端单元控制器中核心器件CPU的运算速度 和位数的选择应以“够用”为原则,以保证设 备的可靠性和完成馈线终端单元必备的功能, 并有一定的扩充余地。
4.1.4 馈线终端单元的软件
1.测控功能 2.故障检测功能 3.报文转发功能
1.测控功能
图4-2 变位记录与延时确认的过程
2.故障检测功能
5) 对时功能。
馈线监控终端应能接受配电主站或配电子站的 对时命令,以便和系统时钟保持一致。
6) 统计功能。
馈线监控终端应能接受配电主站或配电子站的 对时命令,以便和系统时钟保持一致。
7) 事件顺序记录(Sequence of Event,SOE)功能。
记录状态量发生变化的时刻和先后顺序。
8) 事故记录功能。
4.1.2 馈线监控终端的构成
馈线监控终端作为一个独立的智能设备,一般 由1个或若干个核心模块馈线终端单元、外置接 口电路板、蓄电池、充电器、机箱外壳以及各 种附件组成。
4.1.3 馈线终端单元的硬件
1.交流量采集回路 2.数字量输入回路 3.数字量输出回路 4.通信接口及人机界面 5.CPU
4.1.3 馈线终端单元的硬件