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10、智能终端—就地自动控制智能功能
就地自动控制功能如下:失电延时分闸;得电延时合闸;单侧失压延时合闸;合到故障分闸闭锁/合到故障启动保护;短时闭锁失压分闸/短时闭锁保护;残压脉冲闭锁;双侧电压禁止合闸;过流脉冲计数M次分闸闭锁,应用于分支线路负荷开关;遥控/手动分闸闭锁得电合;逻辑自动复归;联络开关自动判断。
11、网络式保护实用化应用应考虑的各方面因素
为保证项目完成后具有普遍推广意义,项目研究过程中考虑的因素如下。
1)适应配网的各种网络模式:多电源开环运行;多电源闭环(含分布式电源);全断路器;断路器、负荷开关混合组网。
2)不同区域的差别:有高速通行通道的系统;无高速通道或无通道的系统适用性(GPRS等);分支故障精确定位。
3)系统的容错性:通道异常情况下的系统可用性(光纤和光设备故障)。
12、分布式电源、微网及储能装置接入对配网保护的影响
1)通过研究各类分布式电源的运行机制、故障特性,得出如下结论:在配电网络中接入多个分布式电源,对正常保护运行的影响主要体现在对故障电流大小和方向的改变,而故障电流大小决定了保护的启动及动作时间。
2)将目前的分布式电源按故障电流输出能力进行划分,可分为两类:一类为故障电流输出能力很小(最大仅为其额定值的1.2~1.5倍),一般值为主环额定电流10%以内,代表产品为光伏类逆变电源;另一类为故障电流输出接近其额定容量电流的20倍,故障电流很大,代表为同步发电机类小型水电站等。
3)具有网络式保护功能的配电终端,可以解决带有分布式电源的配电网络保护动作配合问题。对于短路电流较小的电源系统(称为1类电源),其对主环保护启动电流的影响可以忽略,通过改变并网开关的保护动作时间即可与主环保护进行配合。对于短路电流很大的电源系统(称为2类电源)可将其作为一个主电源,与主环线路组成闭环运行方式,按照网络式保护闭环动作原理动作。
13、配网故障自愈处理过程的三个阶段
1)故障发生瞬间,故障的开断和清除。网络式保护在40毫秒内保护出口,100ms完成故障切除。
2)故障处理的第二阶段:故障区段的隔离和是非故障区域的恢复供电。智能终端速断保护跳闸的同时将跳闸信息发送给相邻开关,故障点后的开关短时间内(最短100ms,累计200ms)跳闸。处于分闸状态的联络开关收到该故障隔离信息,则启动合闸功能,以恢复非故障区域供电(最短2s)。
3)故障处理的第三个阶段是故障点的定位和排除故障。一系列在线安装和运行智能短路、接地二合一的故障检测、指示的自组网故障指示器,能够自动组成一个信息网络、自动路由,无线通信将故障信息通过中继器上传至智能终端,配合实现分支线路的精确故障定位。
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4月20日,山西晋城供电公司员工在晋城市10千伏新市街Ⅱ回线2号环网柜前发出试验故障信号,10秒钟后,配电自动化系统便准确识别故障信号,快速完成故障点隔离,并恢复非故障区域供电。这标志着晋城供电公司首条可“自愈”配电线路投运。10千伏新市街Ⅱ回线负责为城区多个小区、医院、学校等场所供电,是
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近日,广东省发展改革委发布了《广东省推动能源领域大规模设备更新工作方案》。方案提出,加快实施城中村配电网和工业园区抄表到户改造升级。采用“整线(成片)标准化治理+专项治理”模式,加快城中村配电网改造升级,解决城中村超容用电、供电质量低、中低压网架不完善、“三线缠绕”及电气火灾隐患
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4月22日,国网浙江省电力有限公司召开二季度工作会议,会上披露,今年一季度,浙江风光新能源发电110.54亿千瓦时,同比增长40.88%。其中,风力发电38.11亿千瓦时,同比增长45.29%;光伏发电72.43亿千瓦时,同比增长38.67%。(来源:微信公众号“浙电e家”作者:融媒体中心)截至3月底,浙江风光新能源
为进一步加强配电网安全管理,提升配电网供电保障和综合承载能力,根据国家能源局《配电网安全风险管控重点行动工作方案》(以下简称工作方案),江苏能源监管办近日会同省能源局对相关工作进行了部署安排,并提出明确要求。一是强化协调,广泛发动。省电力公司要明确部门,负责协调对接配电网安全风险
科学合理设计新型电力系统建设路径是当前重大战略任务,电力体制机制建设是其重要内容,与技术创新、商业模式创新共同驱动新型电力系统发展。源网荷储多向协同、灵活互动、一体化运营是新型电力系统的坚强支撑,分布式电源、储能是重要的技术组成。当前,我国电力市场范围、规模逐步扩大,竞争成效不断
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