CN202524170U - 馈线自动化系统 - Google Patents

Abstract

本实用新型涉及一种馈线自动化系统，其包括用于显示故障电流的途径和位置、各个线路的电流、线路对地电场、智能监控终端的电池电压及充电电压变化的主站系统(1)和与所述主站系统(1)进行通信连接的多个线路监测点，所述线路监测点包括用于检测线路短路电流、接地故障及监测线路和变压器的运行情况并将实时数据发送至信号转发器的智能监控终端(21)和与所述智能监控终端(21)进行通信连接的用于接收智能监控终端的实时数据并将其发送至主站系统及接收主站系统发送的参数和遥控命令的信号转发器(22)。本实用新型与已有技术相比，具有可靠性强、通讯系统调试方便、主站系统可实时对智能监控终端进行“四遥”操作等优点。

Description

馈线自动化系统

技术领域

本实用新型涉及电力电网领域，尤其涉及一种对配网线路进行综合监控的馈线自动化系统。

背景技术

配网自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配网自动化是利用电子、计算机、通信及网络等技术手段，对配电网进行在线和离线的智能化监控管理，使配电网及其设备始终处于安全、可靠、优质、经济、高效的最优运行状态。其最终目的是为了提高供电可靠性，改进电能质量，降低运行费用，减轻运行人员的劳动强度。馈线自动化是配网自动化的主要功能之一，也是智能配电网的关键和核心。馈线自动化主要指馈线发生故障后，自动地检测并切除故障区段，进而恢复非故障区段正常供电的一种技术。

传统配网自动化系统一般由配电主站、配电子站、配电远方终端和通信网络构成。配电远方终端设备包括RTU(Remote Terminal Unit，远程终端设备)、FTU(Feeder terminal unit，馈线终端单元)、DTU(Data Transfer Unit，数据传输单元)和TTU(Transformer Terminal Unit，配电变压器监测终端)等，它们主要存在的缺陷有：(1)大多数线路不能上自动化监测或监控，使得配电终端和开关自动化改造的成本偏高；(2)标准的配网自动化终端本身能力有限，一次设备(PT(Potential Transformer，电压互感器)、CT(Current Transformer，电流互感器)、变压器、开关)改造繁琐，反过来会制约现场监控点的数量增长，从而使监控的对象少，采集到的有用信息更少。这种终端设备是基于传统电网的运行模式建造的，其故障预警能力低，故障恢复时间长，不能满足对配电网及全部电力用户实现“遥信、遥测、遥控、遥调、遥视”功能，实现高供电质量和服务水平的目标。

传统的配网自动化系统主要是以SDH(Synchronous Digital Hierarchy，同步数字体系)光纤专网和GPRS(General Packet Radio Service，通用分组无线技术)/CDMA(Code Division Multiple Access，码分多址)无线网络的方式进行通信。以光纤通信系统作为通信方式的问题是布线及线路改造的工程大、费用高、容易受损、数据接入点位置移动困难，因此不适合应用于配网馈线自动化。而自建物理网络过分强调通讯速度、遥控安全和故障处理的速度，忽视接入点的数量和方便性，导致通讯投资过高。

实用新型内容

本实用新型的目的在于针对传统配网自动化系统的缺陷，提供一种基于智能控制终端的馈线自动化系统。

本实用新型采用的技术方案：构造一种馈线自动化系统，其包括用于显示故障电流的途径和位置、各个线路的电流、线路对地电场、智能监控终端的电池电压及充电电压变化的主站系统和与所述主站系统进行通信连接的多个线路监测点，所述线路监测点包括用于检测线路短路电流、接地故障及监测线路和变压器的运行情况并将实时数据发送至信号转发器的智能监控终端和与所述智能监控终端进行通信连接的用于接收智能监控终端的实时数据并将其发送至主站系统及接收主站系统发送的参数和遥控命令的信号转发器。

本实用新型所述的系统中，所述主站系统包括SCADA(SupervisoryControl And Data Acquisition，数据采集与监视控制)/FA(Feeder Automation，馈线自动化)/WEB(网页)和GIS(Geographic Information System，地理信息系统)系统接口、工控机、嵌入式服务器及工作站。

本实用新型所述的系统中，所述智能控制终端包括数字化故障指示器。

本实用新型所述的系统中，每个线路监测点至少由3～30个智能监控终端和1台信号转发器组成。

本实用新型所述的系统中，所述信号转发器包含太阳能电池板或开口CT取电装置，以及后备电池。

本实用新型所述的系统中，所述智能监控终端和信号转发器均分别具有用于信号转发器对智能监控终端进行识别的四字节全球唯一通信地址。

本实用新型所述的系统中，所述信号转发器还具有用于信号转发器与主站系统之间地址识别的一字节101字节协议通信地址。

本实用新型所述的系统中，所述智能监控终端与信号转发器采用短距离无线调频组网通信，信号转发器与主站之间采用GPRS或CDMA或3G(3rd-Generation，第三代移动通信技术)方式通信。

本实用新型所述的系统中，所述线路上有多个合闸或分闸由主站系统进行控制的开关，开关与信号转发器通信连接。

与现有技术相比，本实用新型的有益效果体现在：

1、设备运行功耗极低，使用寿命长。智能监控终端从导线自取电，并后备长寿命电池，永久免维护；信号转发器从太阳能(架空场合)或开口CT(电缆场合)取电，可选大容量铅酸蓄电池或锂电池，每3～5年更换一次；

2、本地采用无线调频组网(64信道自动跳频)，远程采用GPRS/CDMA/3G网络通讯，调试方便，免维护或少维护；

3、智能监控终端和信号转发器安装简单，不停电安装、拆卸，本地或远程无线调试；

4、主站系统可以实时对现场的智能监控终端进行“四遥”即遥控、遥信、遥测、遥调(参数读写)操作。

附图说明

图1是本实用新型基于智能监控终端的馈线自动化系统的结构示意图。

具体实施方式

图1为本实用新型基于智能监控终端的馈线自动化系统示意图，馈线自动化系统包括主站系统1和与主站系统1进行通信连接的多个线路2的监测点，线路2上有多个开关23，线路2的监测点包括智能监控终端21和与智能监控终端进行通信连接的信号转发器22。主站系统1包括工控机或嵌入式服务器和工作站，主站系统1运行有主站软件，主站软件包括SCADA/FA/WEB和GIS系统接口。SCADA/FA/WEB主要用于实现自动化监控点以下的基本SCADA(数据采集与监视控制)、FA(馈线自动化)或故障定位、无人值班短信通知功能，以帮助电力运行人员实时了解线路上各监测点的电流(负荷电流、短路动作电流、首半波尖峰电流、接地动作电流、电缆线路稳态零序电流、电缆线路暂态基序电流)、线路对地电场(对地绝缘)、高压线或电缆头温度的变化情况，在线路出现短路、接地、断线、绝缘下降等故障或者异常情况下给出声光或者短信通知报警，告知调度人员进行远程操作以隔离故障和转移供电，通知电力运行人员迅速赶赴现场进行处理。主站SCADA系统除了显示线路故障电流途径和位置，还能显示各个线路电流、线路对地电场、智能监控终端充电电压的变化情况并绘制曲线图，用户根据需要还可以增加其他监测内容，例如开关23位置、无线抄表、视频抓拍等。智能监控终端21的电池电压和充电电压可通过本地无线读取。

智能监控终端21主要包括数字化故障指示器，数字化故障指示器内嵌微功耗RF(Radio Frequency，射频)模块，可在线调整短路故障检测参数和接地故障检测参数；还内嵌双向短距离无线调频/跳频通讯RF模块，通过信号转发器实现远程GPRS通讯或者多级RF无线中继通讯。其用于中高压输配电线路上，可将短路故障和接地故障指示出来，可以监测线路和变压器(高压侧)的运行情况。智能监控终端21主要安装在变电站出线、开关23单侧或两侧、重要分支出线和电缆接头处，以实现这些监测点的在线监测(遥测)、故障检测与定位(遥信)，同时在附近安装一台信号转发器22(每台信号转发器22最多可以转发30只智能监控终端的信号，信号转发器22和智能监控终端21的数量可以根据需要增加)。智能监控终端21和信号转发器22都带有四字节全球唯一通信地址，用于信号转发器22对智能监控终端21的识别；信号转发器22还带有一字节101协议通信地址，用于信号转发器22与主站系统1之间的地址识别。信号转发器22采用配网自动化的标准101通讯协议，能与主站SCADA系统实现平滑对接及数据共享。信号转发器22和智能监控终端21采用短距离无线调频组网通信，信号转发器22与主站系统1之间采用GPRS公网通信，可选静态IP、动态域名和APN(Access Point Name，接入点名称)专线，优选VPN(Virtual Private Network，虚拟私人网络)通道，确保数据和控制安全。智能监控终端21和信号转发器22组合后具备“四遥”通信、设备自诊断与自恢复、在线调试和远程维护功能，实现线路的故障检测、在线监测与故障定位功能，并实现少部分线路的开关23位置信息采集和开关23遥控功能，本地无线调试和操作功能可根据实际使用需要增加。

当电网线路正常运行时，信号转发器定期轮询每只智能监控终端或由智能监控终端主动上报，智能监控终端按照预设的通讯策略进行应答或上报，将实时数据发送到信号转发器。通讯策略的含义是：智能监控终端采用极低功耗设计，设计寿命为8年以上，但无线通讯能量较大，不能完全依靠内部锂电池供电，大部分能量要从高压导线感应取电。当负荷电流大于20A时可以完全取到通讯能量，在通讯时可以做到“有问必答”或者定时主动发送；当负荷电流小于20A时，只能取到有限的电能，在通讯时会出现“两问一答”或者定时主动发送的情况，其它时间智能监控终端内部无线通讯模块都在休眠以减少电池损耗。此外，由于无线通讯划分为64个独立信道，无需对多只指示器进行编码和延时错开时间发送，对于多只指示器同时发送时也不会存在互相干扰而导致通讯不上的情况。

当线路出现短路故障时，智能监控终端可以检测到短路故障电流，如果符合特定的短路故障判据，则本地翻牌显示，并按照预设的时间参数自动回归，也可以通过主站遥控复归。同时，在信号转发器轮询到自己时将“及适应答”或者立即主动发送动作信息，将动作信号、短路故障电流等数据发送到信号转发器，信号转发器再通过SMS(Short Messaging Service，短讯服务)、GPRS、CDMA、3G等方式将故障动作信息和故障数据打包发到用户手机或主站系统。

对于10kV小电流接地系统，当线路2出现接地故障时，智能监控终端21可以检测到接地故障首半波尖峰电流和线路电压，如果符合特定的接地故障判据，则本地翻牌和指示灯显示，并按照预设的时间参数自动复归，也可以通过本地无线或主站遥控复归。同时，在信号转发器22轮询到智能监控终端21时将“及时应答”或者立即主动发送动作信息，将动作信号、接地故障电流等数据发送到信号转发器22，信号转发器22再通过SMS、GPRS、CDMA、3G等方式将数据打包发到主站系统1。

由于智能监控终端21的本地无线和信号转发器22的GPRS网络“一直在线”，并具有双向、随机发起主动通讯的能力，所以主站系统1在召唤信号转发器22的数据的同时，还可以对信号转发器22和智能监控终端21发送参数和遥控命令，例如在线修改信号转发器22和智能监控终端21的参数，遥控信号转发器22连接的开关23合闸、分闸，遥控信号转发器22管辖的智能监控终端21翻牌、复归等。

以上内容是结合具体的优选实施方式对本实用新型所作的进一步详细说明，不能认定本实用新型的具体实施只局限于这些实用新型。对本实用新型所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本实用新型构思的前提下，还可以做出若干推演或替换，都应当视为属于本实用新型由所提交的权利要求书确定的专利保护范围。

Claims (9)

1.一种馈线自动化系统，其特征在于：包括用于显示故障电流的途径和位置、各个线路(2)的电流、线路对地电场、智能监控终端的电池电压及充电电压变化的主站系统(1)和与所述主站系统(1)进行通信连接的多个线路监测点，所述线路监测点包括用于检测线路短路电流、接地故障及监测线路(2)和变压器的运行情况并将实时数据发送至信号转发器(22)的智能监控终端(21)和与所述智能监控终端进行通信连接的用于接收智能监控终端(21)的实时数据并将其发送至主站系统(1)及接收主站系统(1)发送的参数和遥控命令的信号转发器(22)。

2.根据权利要求1所述的系统，其特征在于：所述主站系统(1)包括SCADA/FA/WEB和GIS系统接口、工控机、嵌入式服务器及工作站。

3.根据权利要求2所述的系统，其特征在于：所述智能控制终端(21)包括数字化故障指示器。

4.根据权利要求3所述的系统，其特征在于：每个线路监测点至少由3～30个智能监控终端和1台信号转发器组成。

5.根据权利要求4所述的系统，其特征在于：所述信号转发器(22)包含太阳能电池板或开口CT取电装置，以及后备电池。

6.根据权利要求1所述的系统，其特征在于：所述智能监控终端(21)和信号转发器(22)均分别具有用于信号转发器(22)对智能监控终端(21)进行识别的四字节全球唯一通信地址。

7.根据权利要求1所述的系统，其特征在于：所述信号转发器(22)还具有用于信号转发器(22)与主站系统(1)之间地址识别的一字节101字节协议通信地址。

8.根据权利要求1或4所述的系统，其特征在于：所述智能监控终端(21)与信号转发器(22)采用短距离无线调频组网通信，信号转发器(22)与主站系统(1)之间采用GPRS或CDMA或3G方式通信。

9.根据权利要求1所述的系统，其特征在于：所述线路(2)上有多个合闸或分闸由主站系统(1)进行控制的开关(23)，开关(23)与信号转发器(22)通信连接。

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