配网故障自愈

2024-05-16

配网故障自愈（精选三篇）

配网故障自愈篇1

随着社会经济的发展和人们生活水平的不断提高,各方对电力的需求不断上升,尤其是对电能的质量和供电的可靠性要求越来越高。在配电自动化发展的过程中,配电网的智能化程度是其先进与否的重要衡量,而配网智能化的核心就是“自愈”[1,2],配电网自愈的主要问题在于出现故障后最大限度的缩小停电范围和停电时间。

当前配电网的自愈严重依赖于主站的集中式馈线自动化功能[3,4,5],全局的馈线自动化能够满足一大片区域的自愈功能,但是由于断路器数众多,故障遥信上报、故障定位分析以及故障隔离控制都将耗费大量的时间,而且集中式馈线自动化依赖全面的终端设备信息采集、完备的光纤通信网络和可靠先进的主站系统控制策略。在这种大网络的情况下,一方面若某处通信出现问题,则可能造成全局的故障定位不准确,从而造成大范围的影响另一方面,由于数据传输量巨大,即使依赖光纤通信网络,也很难保证故障的实时定位和隔离。

而当前,由于智能变电站技术日趋成熟,利用其规约和网络技术高效处理大数据的能力成为可能,本文采用一种依赖于网络数据和自愈策略的区域配电网新技术。详细阐述区域配电网控制器的内部硬件设计和通信方式,达到解决配网自愈可靠性和实时性的能力。并且根据具体配网结构制定其自愈控制策略。通过试点运行表明这种技术高效可靠,可以推广使用。

1 装置的设计

1.1 设计思想

本文采取一种配电网区域自愈技术,目的是实现区域配网内的自愈功能。其核心为区域配电网自愈控制器。该控制器不依赖与主站的通信,只负责配网的一块区域的线路故障定位、故障隔离和非故障区域恢复供电,区域的大小设定可由配置决定,可以是一条馈线或多条馈线,如图1所示。自愈控制器与区域内智能终端的信息交互,获得区域内的故障信息后,进行逻辑判断,定位故障点的位置,找到故障点两侧的断路器,对负责这些开断路器的智能配电终端下发跳闸命令,故障电隔离成功后,再进行非故障区域恢复供电,实现区域的自愈控制。这种模式能够在极短的时间内将故障一次性切除,根据配置电源点容量的大小与实际负荷的比较,确定非故障区域的恢复供电方式,算法更简单可靠。

对于传统的10 k V配电网的自愈方式是变电站内馈线10 k V断路器的重合闸功能,其缺点首先是,当发生永久性故障时,线路势必重合于故障,使得挂网设备承受二次冲击,危害极大。而且配网系统需再次进行自动或手动消缺,排除故障点后进行继续送电,本文采取的自愈控制器则是在跳开故障断路器之后进行故障点的迅速定位和隔离,对非故障区域的配网进行抢先送电,高效保障电网安全稳定运行。

1.2 硬件设计

为了具备快速自愈馈线自动化的功能,区域自愈控制器需要具备较为强大的通信能力和信息处理能力,以实现控制策略的智能化,尽可能使装置能最大限度满足各种实际不同需要,本文对配电终端采用模块化的设计方法,具体架构如图2所示。

为了将提高设备的兼容性,自愈控制器在结构上设计可同时作为智能终端和自愈控制器使用,可根据需要自行配置。自愈控制器从硬件上分为电源板、CPU板,通信板、ACIO交流采集板、DIO开入开出板。作为智能终端时,会配置ACIO板和DIO板。作为自愈控制器时,配置通信板。通信板提供多种通信方式可与主站和其他终端进行信息交互。CPU板完成各种复杂的保护运算和基本功能的实现。CPU板在装置背板通过以太网和CAN总线通信方式与其他功能板进行信息交互,以太网主要用以完成各子板与CPU板之间频繁、大量的采集数据的传输,CAN网则主要用以传输CPU板对各子板的控制命令。通信板可以通过有线或无线的方式与主站通信,无线通信通常通过外置GPRS模块方式,但为了保证数据传输的安全性,配网终端与主站的GPRS通信通常不走公网,而是通过向运营商定制专网的方式进行传输。目前,3G网络的大规模普及,也为配电终端与主站之间通信提供一种新的方式。短距离无线模块主要考虑到部分配电终端现场安装环境的特殊性,额外增加的维护手段,用户可以通过手持无线终端通过短距离无线模块对装置进行维护。如图1所示。

1.3 内部通信方式

在通信方面,为了提高故障处理的效率,自愈控制器与区域内的智能终端通过独立开辟出的专用高速通道进行信息交互。所谓“专用通道”是采用光纤以太网复用技术,在正常的”三遥”处理功能以外,开辟相对独立的、虚拟的通道,专门处理故障诊断、隔离的信息。专用通道的建立是“虚拟”的,并不需要独立的介质。在光纤以太网的通信中,可建立基于TCP的SOCKET连接,以自愈控制器为服务器,智能终端等为客户端,自愈控制器与区域内的每个终端建立相对独立的SOCKET连接,以专门传输故障诊断的相关信息。一旦稳固的SOCKET连接建立完成后,智能终端方与自愈控制器可按自定义的短报文传递相关信息,一旦智能终端检测到故障,即能按短报文的方式主动上传信息给自愈控制器,自愈控制器根据收到的信息,做出故障的定位与判断,并下发遥控实现故障隔离。

2 自愈控制策略介绍

智能的馈线保护装置检测到当前断路器的故障状态,通过内部高速通道将故障信息发送到自愈控制器,自愈控制器根据上报配网区域内的各断路器位置和故障电流大小和方向,快速搜索到故障点,并将故障点两侧的断路器跳开遮断故障,并通过负荷计算或者用户指定两种方式来选择非故障区域恢复供电的方式。

本方案针对本地区局百花变下面的花电开闭所及樱组团、花艳桥、竹组团、菊组团,4个配电室组成的配电线路,开闭所及配电室各配置一台DTU,变电站配置一台区域自愈管理器,如图3所示。区域自愈管理安装在变电站内,通过一台配网数据交换机从变电站断路器B1、B2的保护测控装置上获取保护动作信息及断路器位置信息,以此作为自愈功能的起始信号;并且在故障隔离后,也由此交换机向相关站内断路器发送合闸指令。

首先,对于不同等级的配网终端DTU,通过带有优先级的VLAN域划分,即每个DTU划定为一个VLAN,在第一个层次上对信息进行筛选,保证数据传递的有效性和安全性。为了进一步保证信息传输的条理性,在域内进行第二层次上的信息整理,开闭所的DTU向配网区域控制器发送断路器位置和电流数据,同一开闭所内的断路器无信息交汇,减少终端间不必要的信息处理,保证终端间信息传输的可靠性。另一方面,通过订阅的方式进一步对终端进行划分,进而达到信息分类处理的目的,提高信息处理的效率。GOOSE作为一种实时应用报文,主要传送实时性很强的断路器位置信号、保护闭锁和跳闸信号,SV主要传送配网各相应节点的电流信号,两者的信息承载能力较弱,无法满足故障处理预案的传输。为了实现预案的有效传递,配网区域控制方案采用映射到MMS的站间IEC61850报文完成预案的下发和控制,即DTU和配网区域控制器之间通过MMS报文交互。

如图3所示,针对性的自愈策略按照区域配网运行方式可分为单电源和双电源运行方式,以下逐一对其进行策略分析。

单电源故障实例分析:

如图3,断路器A2和K8断开,其他断路器投入运行。f1点发生故障,区域自愈处理流程如下:

(1)变电站出线保护动作,断路器B1跳闸。DTU1的断路器花山904、A1、DTU2的K1、K2检测到故障电流,将故障遥信发送给区域自愈管理器。

(2)区域自愈管理器收到此故障信息后,根据DTU1、DTU2上报的故障数据进行分析,由于K2有故障,且故障电流指向故障点,K3无故障无故障电流,则判断故障点在K2、K3之间。

(3)区域自愈管理器等待变电站断路器B1分闸信号,断路器B1分闸确认后,向DTU1的断路器K2,DTU2的断路器K3下发跳闸命令,隔离故障。

(4)区域自愈管理器收到断路器K2、K3隔离成功信息,向DTU5的断路器K8下发合闸命令,恢复K3-K8之间的非故障区域供电;同时向变电站出线断路器B1下发重合命令,恢复B1-K2之间区域的供电。

(5)故障隔离、恢复完成后,区域自愈管理器将相关信息通过远动设备上传给主站。

又如图3中,双电源运行方式为仅A2断开,K8和其余断路器均投入运行,f1点发生故障,区域自愈处理流程如下:

(1)变电站出线保护动作,断路器B1、B2跳闸。运行的配网断路器均检测到故障,将故障遥信发送给区域自愈管理器。

(2)区域自愈管理器收到DTU1、DTU2、DTU3、DTU4、DTU5上报的故障信息,此时根据自愈策略,两个相邻断路器K2和K3同时检测到故障电流且方向相反,则判断故障点在K2、K3之间的。

(3)区域自愈管理器等待变电站断路器B1、B2分闸信号,断路器B1、B2分闸确认后,向DTU2的断路器K2,DTU3的断路器K3下发跳闸命令,隔离故障。

(4)区域自愈管理器收到断路器K2、K3隔离成功信息,向变电站出线断路器B1、B2下发重合命令,恢复双电源供电。

(5)故障隔离、恢复完成后,区域自愈管理器将相关信息通过远动设备上传给主站。

通过对两个实例的分析可以得到:(1)在单电源运行方式下,相邻的两个断路器,一个有故障电流,另一个无故障电流则可判定故障点位于此两个断路器之间。故障点两侧的断路器如是分属不同开闭所,则表明故障点在开闭所之间的线路上;而两侧的断路器是在同一开闭所内,则故障点就可定位于所内。(2)在双电源运行时,当相邻的两个断路器均检测到故障电流,且方向相反,则可判定此故障点位于此两个断路器之间。(3)自愈控制器可根据配网区域中的断路器位置和纳入区域内的10 k V馈线断路器位置自动判定运行模式。

3 结束语

本文采用一种依赖于网络数据和自愈策略的区域配电网新技术。详细阐述区域配电网控制器的内部硬件设计和通信方式,以达到解决配网自愈可靠性和实时性的能力。并且根据具体配网结构制定其自愈控制策略,通过实际挂网运行表明,本装置能有效实现区域配网的故障自愈,准确可靠,为下一步推广使用打下坚实的基础。

参考文献

[1]王明俊.自愈电网与分布能源[J].电网技术,2007,31(6):1-7.

[2]AMIN M.Toward self-healing energy infrastructure systems[J].IEEE Computer Applications in Power,2001,14(1):20-28.

[3]葛亮,谭志海,赵凤青,等.一种改进型馈线自愈控制方案及实现[J].电力系统保护与控制,2013,41(18):61-67.

[4]刘莉,陈学峰,翟登辉.智能配电网故障恢复的现状与展望[J].电力系统保护与控制,2011,39(13):148-154.

城市配网故障快速隔离系统篇2

【关键词】故障；快速隔离

城市配网随电力负荷增涨及可靠性要求，网络架构日益复杂，互联互供多，分段多，分支多，线路任何一点发生故障跳闸造成的停电范围大，且故障查找受地理条件、交通路况等因素制约，人员集结，工器具调动无法快速到位，如此局面与上级部门对故障抢修速度的要求的差距会日益加大。

1.配网故障快速隔离系统实施的必要性

配网自动化改造项目正处于试点阶段，投资大，设备改造力度大，需要经历的一个漫长的过程才能实现，荆门作为湖北省的一个中等城市，在近几年未能争取到配网自动化试点项目，而故障抢修速度的指标的提升、优质服务的高要求却不容再等待，故障人工查找和判断，已严重落后，必须在现有基础上实现配网自动化，实现配网故障的快速隔离，快速复电。方案一：采用继电保护实现故障快速切除。荆门城市现有10kV线路柱上开关大部分采用了无保护装置的柱上开关，若采用与变电站开关的分级配合，因开关动作时间小于120ms，只能采用用户开关（0s速断）与变电站出线开关（0.2～0.25s延时速断）的两级时间配合，时间无法配合，就不能满足继电保护选择性要求，投资过大且可靠性不高。此方案不可行。方案二：扩充抢修队伍，实现“人海战术”。因供电区域过大，抢修队伍受交通路况、车辆状况等条件影响也不能迅速到达故障现场，此方案不可行。荆门城市配网现有的柱上开关可实现电动分合，且每条分支线路均安装了带短信功能的故障指示仪，能够利用现有条件进行小投资的改造，达到可行效果实现故障区域的及时隔离，非故障区域快速复电，提高可靠性，提升供电企业的优质服务水平。

2.配网故障快速隔离系统的主要构思

利用现有的配网网络基础、具备电动分合的柱上开关和无线通信技术相结合开发一套故障查找、判断、故障快速隔离的智能化系统。代替人为判断和操作，实现智能判断和远程控制。系统分三大部分，开关控制部分、故障寻址部分和指挥监控部分。该系统与调度系统实现通信，故障寻址设备通过GSM无线通信与后台指挥系统进行通信，指挥控制中心进行决策判断通过GSM无线通信下发控制命令给开关控制部分，同时发送故障信息告知设备管理人员和故障抢修人员。建立故障隔离系统数据平台，利用调度系统中提供的各类运行数据，建立各种可行的故障设备隔离方案库，投资成本低，安全系数高。

3.配网故障快速隔离系统的方案

3.1 系统构成

系统由指挥控制中心（主站），通信系统，10kV断路器上的控制部分和故障寻址仪组成。

指挥控制中心（主站）安装于配网故障抢修值班室，分显示层，应用层，数据层三层，显示层以实际城市地图为底图，显示各10kV柱上开关的地理实际位置及开关分合的人工置位，还具备车辆定位功能，显示当前抢修应急车所在位置，主站功能负责运行方式的显示，车辆定位，故障区域的分析、判断、统计、故障隔离，为负荷转移提供决策依据。

通信系统：实现了调度系统与主站之间的信息交换，实现故障寻址仪向主站故障信息的上传，主站向开关控制部分控制指令的下发。

10kV断路器上的控制部分：主要是通过主站下达的指令对断路器进行分合控制。

故障寻址仪：线路发生故障，按照电流方向进行故障点的判断。

3.2 主站系统

系统采用集中式智能控制方式，通过调度主站系统提供的实时故障数据，对已发生的故障予以处理，现场的故障寻址仪将故障信息以GSM通信方式送达指挥控制中心，指挥控制中心根据故障寻址仪指示确定故障区域，下达遥控命令，跳开故障区域两则开关，提示指挥人员通知调度合变电站出现开关或线路联络开关。

3.3 逻辑控制策略

一旦线路故障发生后，变电站出线开关跳闸，启动该出线故障判断程序，主站通过现场故障寻址仪动作的信息立即做出判断，比照内部数据库中的负荷倒换方案，对故障区域的分段开关下达分闸指令，隔离故障区域，同时向调度人员及抢修值班人员发出故障信息，调度人员确认后对变电站出线开关或联络开关进行遥控合闸，恢复非故障区域的供电。

4.实施效果

针对城郊区域运行情况比较差的10kV龙虎II回与10kV宝虎II回线路，我们进行必须改造和设备安装，将3台分段开关及3台分支开关均安装控制部分和故障寻址仪，于2012年2月份开始试运行。至2012年12月底，故障（接地）跳闸8次，故障区域判断准确率达到100%，快速隔离分合开关准确率达到100%，安全可靠率高。故障多供电时间达到40小时，挽回直接经济损失达10万元，经济效益可观。此方案的实施，大大减少了劳动强度，提高了工作效率，建立社会民众对供电企业形象的认知和对其优质服务的认可。所有投资均可重复利用，故障寻址仪及10kV短路器控制部分易迁移，易安装。2013年在不断总结改进的基础上公司拟所有城市配网线路上推广，逐步实现配网故障快速隔离。

参考文献

配网故障自愈篇3

鉴于国内乃至全球供电可靠性的要求越来越高, 研究一种全新的馈线零停电自愈自动化方案。该方案基于“断路器开关柜+光纤通信+智能诊断保护技术”, 实现配网线路故障就地隔离和用户故障不“出门”, 缩短停电范围和停电时间, 提高配网供电可靠性。

1 技术背景

自愈技术源于美国1999年开始历时5年的“复杂交互网络/系统计划”。2003美加大停电后, 美国电科院启动ADA项目, 为达到电网自愈、故障预测、运行优化的目标, 计划在10~20年内完成智能电网工程。国内也一直在对智能电网及其电网自愈技术进行研究, 国家相关主管部门、电网公司都纷纷制定了相应的中长期智能电网规划, 当前处于试点和关键技术研发阶段。

配电网自愈技术是对传统继电保护技术、在线检测与故障诊断技术的发展和延伸, 作为智能电网的核心技术之一, 其会随着智能电网的逐步推进而逐渐完善。

2 当前国内10k V配网自动化现状

对于10k V配网的馈线自动化系统方案, 目前主要有以下几种:

(1) I方案, 如图1所示。对重合器与分段开关进行顺序重合控制, 实现故障隔离和恢复供电。

该方案的优点是无需通信联络, 投资小, 易于实施。但是该方案每次故障都会导致馈线出线开关跳闸, 非故障段也会停电, 隔离故障需要馈线出线开关多次分闸、合闸配合, 造成非故障区域的多次重复停电以及对系统的多次冲击。故障隔离时间较长, 为1~3min, 需要逐段延时合闸分段负荷开关。

(2) II方案, 如图2所示。控制主站集中处理FTU (馈线终端) 的故障检测信息, 实现故障定位、隔离, 和非故障段的恢复供电。

该方案由控制主站/子站通过通信系统集中收集各馈线终端 (DTU) 的故障检测信息, 根据系统拓扑结构和预设算法进行故障定位, 并通过遥控或手工实现故障区段的隔离。该方案需要由现场开关的监控终端、通信网及控制主站/子站三部分共同完成。

此方案在日本、奥地利、法国、新加坡等国家的中心城市, 以及中国香港已在全面应用, 另外韩国、美国、英国的主要城市和中国的杭州、厦门、广州、深圳等城市也有部分应用。

该方案实现了中压配电网故障隔离与运行监视, 功能完善;不要求出口断路器进行重合闸配合, 不会对系统造成多次过流冲击, 对架空与电缆线路都适应。其不足之处是需要通信通道及控制主站, 投资较大;对一些监控点比较多的配电网来说, 系统庞大、复杂, 一旦主站发生故障, 将影响整个配电网的故障处理;由于通信以及主站进行故障信息处理花费的时间较长, 自动供电恢复的时间约1~3min。

(3) III方案, 如图3所示。应用点对点通信技术, 相邻FTU之间通过交换故障检测信息定位故障区段, 并实现故障隔离和恢复供电。此方案在美国加拿大有部分试验线路在测试运行, 在国内也有试验应用。

该方案的优点是不依赖主站, 可实现数秒内恢复供电。但是由于需要点对点通信网, 对FTU智能程度的依赖高, 投资大。

以上在运行或在测试运行的方案, 从智能电网的角度来看, 都不是真正意义的配电网自愈控制。因为上述方案的故障保护都是依赖馈线出线断路器的跳闸来实现, 这意味着一旦有短路故障出现, 全馈线立即跳闸停电, 没有实现故障区段的就地隔离。

另外各方案的故障隔离时间还是太长, III方案也需要约3s的隔离时间, 和3s的恢复供电时间。

3 零停电自愈技术方案

针对这些方案存在的不足, 提出一种全新的基于“断路器开关柜+光纤通信+智能诊断保护技术”的10k V配网自动化馈线自愈方案, 如图4所示。

3.1 方案实现要点

(1) 在配电线路主干网各个节点全部配备紧凑型断路器开关柜, 使得开关站具有故障就地处理功能。

(2) 通信采用双通道:故障判断用电流差动, 使用专门的光纤回路;三遥可采用光纤以太网、有线通信、局方专用无线网络或GPRS/CDMA。

(3) 双回路闭环供电, 每回路的变电站出口断路器短路保护为限时速断, 限时值为300ms以上。

3.2 方案的目标

方案的目标:短路故障在150ms内自动就地隔离, 所有负荷不受影响, 馈线故障自愈, 真正实现零停电。

每个开关站配备3单元断路器开关。线路发生故障时, 故障线路两侧的断路器开关保护跳闸, 隔离故障线路, 用户负荷无需停电。

3.3 相关关键设备

3.3.1 断路器开关设备

由于用于代替传统的环网柜, 新方案需要相应开关设备具有以下特点:必须是断路器级开关, 至少20k A的电流分断能力;紧凑型, 开关柜尺寸必须跟传统环网柜接近;环保, 非SF6。

3.3.2 测控装置

方案用的测控装置要满足以下功能:支持光纤点对点通信, 为差动保护提供通道;有以太网端口、RS-485端口, 为三遥、设备调试提供通信端口;一台测控装置至少可以同时检测3个开关单元的电流量, 如一个标准的3单元开关柜, 其进线、环网出线、负荷出线由一台测控装置就可以检测控制;支持线路光纤差动保护、母线差动保护、电流3段保护、零序保护等。

4 方案创新点

(1) 馈线自动隔离技术方案, 可实现故障隔离时间<150ms, 瞬间将故障限制在故障段内, 供电负荷受影响, 真正实现零停电。

(2) 故障隔离及自愈整个系统无需控制主站, 由开关站间的点对点光纤通信交换数据, 独立自主控制。甚至在部分光纤通信失效的情况下, 系统依然能自动实现隔离。

(3) 全新、经济的紧凑型断路器开关的应用, 使在配网馈线上配置全断路器开关实现就地保护、就地隔离变为现实。

(4) 一二次设备采用一体化设计, 更小的体积, 适于户外安装, 方便代替传统环网柜, 投资少。

(5) 整个方案考虑环保设计。开关设备采用非SF6设计, 无压力部件, 减少对环境的损害。

(6) 安全性, 可靠性高。

5 结语

方案经过技术评估、实验室仿真试验及试点应用, 技术上是完全可行的, 效果明显, 大大提高了配网系统的可靠性和稳定性, 可为全面提升城乡电网的供电质量提供有力保证。

摘要：针对当前馈线自动化的方案存在的不足, 提出并研究一种全新的基于“断路器开关柜+光纤通信+智能诊断保护技术”的馈线自愈自动化方案, 可实现短路故障150ms内就地隔离, 实现真正的配电网系统自愈。

关键词：断路器开关柜,光纤保护,就地隔离,零停电,自愈

参考文献