配电网技术（精选十篇）
配电网技术 篇1
关键词：智能配电网,关键技术,配电网规划
引言
智能配电网系统主要由三部分构成,分别是配电主站、通讯系统和自动化监控终端设备系统, 这三者科学合理运作,实现对智能配电网进行高效的远程管理的目的,其中通讯系统是智能配电网的关键内容和核心所在。智能配电网与传统配电网相比具有自愈能力高、安全性强、互动性的多重特点,采用数字化和科学化的电力核心技术,并将此应用于配电网的管理设置之中,能够创建配电与供电管理信息化的全新模式,是我国配电网系统升华的全新表现。
1基于智能配电网关键技术的城市配电网规划的意义
1)基于配电网关键技术的城市配电网规划,采用先进的科学监测和管理技术,对电网的运行情况进行实时有效的监控,扩展系统的运行容量,降低设备损耗,科学配置、合理优化电网资源,提高电网运行效率,进而实现经济效益的最大化,提高经济效益;2)智能配电网在满足用户基本需要的同时, 能够为其他企业提供更为优质、牢固、稳定的电力需求,避免因电压不稳而造成的断电情况出现,为我国社会经济的稳定发展提供了重要保障;3)智能配电网的电力能源一般以新能源为主,极大程度上减少了化石燃料的排放量,对提高空气质量和环境质量具有重要的促进作用,促进能源环保的可持续发展[1]。
2智能配电网关键技术
2.1分布式发电
分布式发电是一种模块化的发电模式,其发电功率一般在千瓦到百兆瓦之间,也有部分地区根据自身发展的实际情况建议在30~50 MW之间。分布式发电具有模块化、分散化和高效化的特点。分布式发电以用户所在地区的实际情况为主要建设依据, 并制定具有针对性的建设安装发电,发电运行方式以自动为主,凭借用户的用电终端进行相应的用电量调控,多余的电量进行综合性应用。分布式发电的电源一般以系能源为主,如风能、太阳能、低热能等,从这一层面可以看出分布式发电技术是一项新能源技术,以绿色环保为主要目的。
2.2电动汽车充换电
随着社会经济的快速发展和能源环境问题的日益凸显,我国汽车产业的能源运作模式要进行产业化和革命化的创新变革,通过电动汽车以油换电这一途径来完成。在电力技术日益进步和完善的今天, 电动汽车的性能、经济等方面已远远超过传统燃油汽车,因此,在智能配电网的发展过程中要重视电动汽车充换电技术。电动汽车数量的逐年上升及规模性增长对传统电网的运行产生一定的影响,在降低电网负荷量的同时,也存在一定的质量问题,加强对其质量的稳定控制则可以保证智能配电网的科学化运行。
2.3配电自动化
配电自动化技术要从本地区发展的实际情况入手,综合考量地区经济发展水平、规划方案策略、管理运行模式及服务内容四方面,在满足用户基本用电需要的同时,提高配电网建设运行的整体效率,实现配电效果的最大化。配电网自动化技术的规划方案要建设以主站、子站及相关配电通讯系统为内容的调节机制。通讯系统作为配电自动化的核心内容, 要根据地理信息系统所呈现的地理方位建立完整的配电自动化网络模型,进而实现对配电网的远程调控,保证配电网各项信息的准确可靠。
3基于智能配电网关键技术提升城市配电网规划质量的要点
3.1提高技术规划人员的综合素质
基于智能配电网关键技术提升城市配电网规划质量,要逐渐提高技术规划人员的综合素质,为智能配电网系统的科学化和良性化运营提供重要的人才支持。在智能配电网的建设过程中,相关技术规划人员要加强对科学技术的有效学习,加强对分布式发电技术、电动汽车充换电技术、配电自动化技术等关键技术的学习。此外,在规划过程中,要从本地区环境建设的实际情况入手,做到量体裁衣,坚持定量分析和定性分析的原则,提高规划的质量。
3.2建立健全智能配电网监督机制
基于智能配电网关键技术提升城市配电网规划质量,要建立健全智能配电网监督机制,为智能配电网规划质量的提高提供强有力的保障体系。政府要充分发挥自身的宏观调控职能,对城市配电网的规划作出重要的政策指导,对相关规划人员的从业资格证、施工方的建设资质等方面进行规范化的审核, 保证规划人员的基本能力,从根本上切实有效地提高城市配电网规划质量。同时,城市配电网在运行过程中,政府相关人员要加强监督,一旦发现安全问题要及时有效地反馈,防患于未然[2]。
3.3强化对智能配电网设备的维护
基于智能配电网关键技术提升城市配电网规划质量,要强化对智能配电网设备的维护,降低设备的损耗程度,提高设备运行的效率和水平。相关规划管理人员要树立正确的管理理念,确立完善的设备管理维护流程,以小组为单位定期对设备进行检修。同时,相关设备检修人员要有较高的专业技能,对设备的运行状态及性能情况进行准确地判断,并在此基础上开展一系列的维护行为。此外,要建立相应的设备检修维护制度,落实检修维护责任工作制度,提高工作人员的工作主动性和积极性,将维护工作落实到实处。
4结语
建立以智能配电网关键技术为基础的城市配电网规划,是贯彻和落实以人为本可持续发展观的重要举措,是我国电力科学技术稳定发展的重要任务, 更是我国社会主义现代化事业建设的客观需要,对提高我国电力系统的运行质量和水平具有极大的现实意义。
参考文献
[1]夏天宇,李辰,柳进.基于超短期负荷预测的Non-AGC与AGC协调控制策略研究[J].电力系统保护与控制,2014(18):38-43.
地市级供电局配电网通信技术分析 篇2
【摘 要】分析了配网通信承载的业务需求，多维度比较了光纤通信、中低压载波、无线专网、无线公网等多种通信技术，提出了各种业务的承载方式，为配电通信网络规划、建设提供参考。
【关键词】配电通信网；光纤通信；工业以太网
0 概述
配电网是国民经济和社会发展的重要公共基础设施，而我国配用电网的自动化、智能化程度以及自愈和优化运行水平仍未能达到国际水准。随着我国智能配电网系统建设力度的不断加大，选择合适的通信技术作为智能配电网的支撑是需要关注的重点。需求分析
配电通信网需要承载包括配电自动化、计量自动化、汽车充电设施管理、分布式电源管理、配网生产管理等业务。
配电自动化系统通过配电通信网实现开关站、环网柜、柱上开关、配电变压器等设备的信息采集和控制，对业务实时性要求较高，属于生产控制大区。10kV配电自动化单个终端带宽需求在20kb，按典型变电站汇聚带宽为1Mb左右。
计量自动化系统主要实现用户负荷、电量、电压等重要信息的采集和计量装置在线监测，对业务实时性要求较低，属于管理信息大区。单块电表每天上传数据至集中器，数据量约为几百b，单个集中器每天的数据量在10-100kb，按典型变电站汇聚带宽为1Mb左右。未来计量自动化系统将提高采集频度，并增加电压、电流、事件等多项数据，对通信速率的需求将提高。
电动汽车充电设施分为集中式充/换电站和充电桩两类，主要业务包含用电信息采集、运营管理、充电监控等。集中式充/换电站的通信带宽在10Mb左右，充电桩的通信带宽在20kb左右。分布式电源站点主要包括电能质量监测、分布式电源监测终端信息接入、电费计量等业务。10kV分布式电源站点流量在10kb数量级，0.4kV分布式电源站点流量在1k字节数量级。配网生产管理业务包括配电房视频监控、配电房门禁、配电房环境监测、配电设备在线状态监测等。
具体配电通信网需要承载的业务需求如图1所示：技术分析
为满足配电自动化等业务要求，必须对配电网通信技术进行分析，选择合理的通信技术保障配电网通信的可靠性、安全性和有效性。以下对配网通信可采用的主流技术进行逐一分析。
2.1 光纤通信技术
光纤通信的主要特点是传输容量大、传输距离长、抗干扰性强，可应用于配电房、配电线路等高电压强电磁干扰环境，是目前电力通信中广泛应用的通信方式，光纤通信可以分为多种通信技术：
1）SDH/MSTP组网
使用SDH/MSTP设备与光纤组成的光传输网络，是一种将线路传输及交换功能融为一体的综合信息传送网络。SDH/MSTP技术十分成熟，在电力通信网中广泛应用，缺点是设备庞大，无法满足配网通信的空间需求。
2）商用以太网交换机组网
使用商用以太网交换机与光纤组成IP网络，广泛应用于电网企业的调度数据网与综合数据网。在应用于配电网中，商业以太网交换机不具备在高温、潮湿、电磁干扰的工业环境中长时间连续可靠地传送数据的能力，无法满足配网通信的稳定性要求。
3）工业以太网交换机组网
工业以太网交换机组网方式与商用网络交换机组网方式相同，但组网设备采用的是工业以太网交换机。工业以太网交换机具有良好的环境适应性，并且针对工业传输信息长度较短、交换频繁、周期信息较多、非周期信息较少的特点做出了优化。
4）PON光纤通信技术组网
使用PON技术组网的无源光网络包括一个安装于中心控制站的光线路终端（OLT），以及一批安装于用户场所的光网络单元（ONU），在OLT与ONU之间的光配线网（ODN）包含了光纤以及无源分光器或者耦合器。由于配网线路变更比较频繁，采用分光器需跟随变动，且设备性能不稳定，通信可靠性无法得到保证。
基于上述光纤通信组网技术的分析，建议采用工业以太网交换机方式进行组网。
2.2 中低压载波技术
电力线载波通信是电力系统通信的一种方式，其原理是将信号按一定方式调制后，用耦合设备注入输电线，利用现有的输电线传递信息。配电中低压载波通信优点主要有：灵活性大，可以连接任何测控点；成本低，利用输电线作为通信，无需额外架设通信通道。
受限于中压载波技术体制的影响，载波技术并没在在配网通信中大规模的应用，主要的缺点是：可靠性较低，配电载波通道的传输特性较恶劣，速率低可靠性不高；建设较难，中压载波设备主要有注入式和卡接式两种安装方式，前者需要停电、受干扰小、信号好；后者不需要停电，但受干扰大、信号差；运维困难，载波设备在运维管理需要一次专业支持。
2.3 电力无线专网技术
电力无线专网技术是电网公司采用主流无线技术建设的无线专用网络。电力无线宽带专网建设速度快，可很好地覆盖各类终端，实现末端用户的接入。电力无线专用还可以满足电力业务信息安全、实时性以及服务质量的需求，可以作为光纤通信最后一公里的补充。
电力无线专网的主要问题有：站址选择受限，而站点选址不好会导致网络覆盖受限，部分室内或地下室存在无线专网覆盖盲区；无线频率不够理想，且存在一定的不确定性；投资成本较高。
2.4 无线公网技术
无线公网技术是使用运营商提供的GPRS、CDMA 3G和LTE 4G等通信技术来传输配电网的业务。无线公网组网速度快，适合布局在偏远或者零散的终端，应用于对通信速率、时延、中断率、安全性等要求不严格的场景。
无线公网主要缺点是：无线公网技术由于存在资源的竞争性、易受环境因素干扰，一般时延较大；运维困难，电网企业无法监控无线终端、无线链路的运行情况，在运行维护过程中完全依赖运营商，造成故障发现和处理不及时的现象；费用过高，由于配用电终端数量迅速增加，运营商的租赁费用也迅猛增加。
2.5 主要通信技术对比分析
针对以上描述的各种通信技术，图2中进行多维度的简要对比分析：
从表中的分析对比综合得出，光纤通信技术具备传输容量大、传输距离长、抗干扰性强、安全性好、具备保护机制等优势，应以光纤通信技术中的工业以太网交换机组网方式作为配网通信的主用技术，并采用环形拓扑结构形成通道自愈保护环。
对于具体业务，配电自动化智能分布式配电终端与“三遥”终端、大客户负荷管理终端、配变监测终端、低压集抄集中器终端均应优先采用光纤通信方式承载，保证通信可靠接入。配电自动化“一遥”、“二遥”终端、计量自动化终端以无线公网通信为主，已有专网通信覆盖的优先选择专网通信方式。
在光缆无法敷设的区段，配电自动化智能分布式配电终端与“三遥”终端、大客户负荷管理/大客户负荷控制终端、10kV分布式能源站、汽车充电桩管理接入优先采用无线专网方式承载，宜配置一条无线公网通信通道作为备用，不具备专网条件，可采用无线公网通信承载，应配置双网双待无线通信终端。无专网覆盖的配变监测终端、低压集抄集中器终端采用无线公网通信方式，配置一条无线公网通信通道。
不建议大规模电力线载波组网，在光缆、无线通信无法覆盖的业务，可用电力线载波作为补充方式承载业务。已建设无线专网的地区应充分利用无线专网，配网自动化、计量自动化等业务终端逐步调整为无线专网通信方式。结论
配电网自动化技术概述 篇3
关键词：配网自动化；技术系统
一、配电网自动化概念
1、配電自动化系统
从电源侧（输电网和发电设施）接受电能，再分配给各终端用户的电力网络成为配电网。
配电自动化（DA，Distribution.Automation）以一次网架和设备为基础，以配电自动化系统为核心，综合利用多种通信方式，实现对配电系统的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。
配电自动化系统（DAS，Distribution.Automation.System）是利用现代电子、计算机、通信及网络技术，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集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制、用电和配电管理的综合自动化系统。
2、配电网自动化的意义
随着社会经济的快速发展和人们生活水平的提高，社会对电力的需求日益旺盛，用电量也在飞速增长，同时大家对电力的可靠性和供电质量也提出更高的要求。由于要使电力系统提供可靠的电力支持就需要配电自动化，这也是适应社会发展的必然趋势。首先，它有利于有效监控配电网络的运行状况，保证电力有效传输，促使电力运行网络更加优化；第二是当配电系统出现某些故障时，能快速方便地查出发生区域和出现异常情况，并迅速采取有效措施，及时修复，节约大家的时间；第三，它能有效地改善电力系统的供电质量，促进经济健康发展；第四，它可以有效地控制用电负荷，防止设备过度使用，提高电力设备的使用时间；第五，它可以提供自动抄表计费，并为用户提供自动化的用电信息服务等。
二、配电网自动化发展阶段
国外的配电自动化的发展经历了从各种单项自动化林立，向开放式、一体化和集成化的综合自动化方向发展的过程，已经具有相当的规模，并带来了可观的经济效益和社会效益。目前我国配电网自动化技术发展水平也越来越快，应用覆盖面也越来越广。配网自动化经历了三个阶段的发展：
第一阶段是基于自动化开关设备相互配合的配电自动化阶段，使用的主要设备为重合器和分段开关，那时还没有建立通信网络和计算机系统，当时的作用是在故障时通过自动化开关设备相互配合实现故障隔离和健全区域恢复供电。这是一个程度较低的配电自动化系统。
第二阶段的配电自动化系统是基于通信网络、馈线终端单元（FTU）和后台计算机网络的配电自动化系统，它在配电网正常运行时，也能起到监视配电网运行状况和遥控改变运行方式的作用，故障时能够及时察觉，并由调度员通过遥控隔离故障区域和恢复健全区域供电。
第三阶段的配电自动化系统，它是在第二阶段的配电自动化系统的基础上，增加了闭环自动控制功能，由计算机自动完成故障处理等功能。第三阶段的配电自动化系统的另一个特征是形成了集配电网SCADA系统、配电地理信息系统、需方管理（DSM）、调度员仿真调度、故障呼叫服务系统和工作票管理等一体化的综合自动化系统。
三、配电网自动化系统组成
配电网络自动化系统是实现配电网运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA、馈线自动化、电网分析应用及与相关应用系统互连等功能，一般由下列层次组成：配电主站、配电子站（可选配）、配电远方终端和通信网络。
1、配电主站位于调度中心，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。
2、配电终端主要分为馈线终端、配变终端和开闭所终端
（1）馈线终端设备（FTU）
FTU.是装设在馈线开关旁的开关监控装置。它主要是户外的柱上开关，比如说10kV线路上的断路器、负荷开关、分段开关等。
（2）配变终端设备（TTU）
TTU的主要作用是用来监测并记录配电变压器运行状况，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。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。TTU由配变低压侧直接变压整流供电，不配备蓄电池。
（3）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。
四、配电网自动化技术展望
在配电网络实施自动化技术之后，很大程度减小运行维护人员的劳动强度，提高劳动效率，使运行人员对配电网络的运行状态掌握得更全面更快捷，为供电企业创造更好的经济效益和社会效益。但是，目前配电网络自动化技术仍然存在的很多问题。如对配网自动化的认识和定位不清楚、对配电自动化系统缺乏统一细致的规划、简单地将馈线自动化等同于配电自动化、容易套用调度自动化的建设思路等。针对这些问题，企业在配网自动化系统的配置和实施过程中，要根据自身的实际情况，以强调监测、慎选控制、突出管理、分步到位和力求实用为原则，稳步有序进行。（作者单位：河南省鄢陵县电业公司）
参考文献：
[1]刘广友.县级配网自动化系统的研究[D].济南：山东大学，2005.
[2]刘健，倪建立.配网自动化新技术[M].北京：中国水利水电出版社，2003.
10kv配电网线路变配电安装技术 篇4
10Kv配电网线路中的变配电设备是整个电力系统的重要组成部分，它们的主要作用就是对接收到的电能的电压等级进行或升或降的转换，然后再将其发送出去。10Kv变配电设备的安全、稳定运行直接影响着工厂矿山和农业生产的顺利进行以及人民群众的正常生活，而采取科学、合理的安装方式则是保证其正常运行的关键环节。因此，对10kv配电网线路的变配电安装技术进行深入的研究和总结无疑具有重要的意义。
2 变配电安装技术
2.1 变压器
变压器是10Kv配电网线路中的关键设备之一，是安装工作中的最主要内容。安装方式根据变压器容量的大小而存在一定差异，一般来说，容量在3150Kw以上的变压器需先进行解体，再在施工现场进行组装。而容量在1600Kw以下的变压器则多为整体安装。
2.1.1 搬运
变压器的搬运工作对于变压器的安装具有重要意义，但在实际工作中这部分内容则往往被人忽略。在搬运变压器时，应重点注意以下几方面内容：
1)在搬运变压器之前，要对运输路径的具体情况进行充分的了解和掌握，并编写出相应的应急措施。
2)在起吊时不得使用变压器油箱顶部的吊环，而是要将绳索套在油箱壁的吊耳上，并注意让吊钩处于变压器的中心垂线上。
3)当变压器被吊起一定高度以后，应暂停起吊，同时由专业人员负责对变压器的各个部分进行检查，当确定起吊并没有对变压器造成伤害后再继续起吊。
4)运输变压器的拖车车厢内应预先放置枕木，另外还要将变压器用绳索固定住，以免运输过程中的颠簸和滑动对变压器造成伤害。
5)司机在转弯或上下坡的时候要注意控制车速，以免造成剧烈的冲击和振动而对变压器内部的绝缘构件造成损伤。
2.1.2 安装
当变压器被完好无损的运送到目的地之后，就可以对其进行安装。在绝大多数情况下，室内变压器的基础台面都要高于室外的地坪，因此要预先搭建一个与基础台面等高的平台，并将变压器吊到这个平台上，再推入室内。在进行此项工作时，要注意以下几点问题：
1)由于变压器在室内调转十分困难，所以在推入之前，要明确变压室内的各种电气设备的安装位置，合理选择变压器的入室方向。
2)要确保两条导轨间的距离与变压器的轮距相吻合，对于装有气体继电器的变压器，还要根据其气流方向设置一定的升高坡度，以免在日后变压器出现故障时，气泡聚集在油箱和顶盖之间。
3)在变压器达到指定位置以后，要在变压器的滚轮处安装可拆卸的制动装置。
4)在连接高低压母线时，要先用一只扳手固定住套管的压紧螺母，再旋转母线的螺母，以免在旋转过程中套管的连接拴跟着一起转动，特别要注意的是不能使套管的顶端受到额外拉力，以免造成损伤。
5)要注意在变压器上安装地线，若变压器的接线组别为Y/Y，还要将地线连接到其低压侧的零线端子和基础轨道上。地线材料可根据现场的实际情况进行选择，但在接合处要搪锡，以免发生锈蚀。
6)如需到变压器的顶部进行作业，则必须使用梯子，不得攀拉变压器表面的突出部分或变压器附件。在顶部工作结束后，要覆盖一层油布，以免意外跌落的工具、材料等物对变压器造成损害。
2.1.3 检测
在变压器的安装工作结束后，要对其进行相应的检测，从而判断该变压器是否符合国家有关标准的规定、是否存在一些潜在的缺陷、是否在运输过程中受到损伤以及是否满足日常工作的实际需要。
2.2 配电柜
配电柜是10Kv配电网线路中的另一个关键性设备，主要分为低压配电柜和高压配电柜两种类型。大多数变配电站都是使用高压配电柜来接受和分配电能。
2.2.1 埋设基础型钢
基础型刚的埋设是安装配电柜的前期工作，在进行埋设时，首先要确定型钢的中心线，并根据图纸的设计要求确定安装位置和安装高度，同时做好标记。然后将型钢放置在标记处，确保两根型钢平行的处于同一水平面，在调整结束后就可对其进行固定。一般来说，固定方法就是在型钢底部设置一些钢筋，并将其焊接在钢筋上，以免型钢发生下沉而影响水平。焊接结束后，即可进行混凝土的浇筑。
2.2.2 搬运和检测
在搬运配电柜之前需注意天气情况，要选择风和日丽的好天气进行，以免淋湿受潮。由于配电柜的重心较高，因此在搬运过程中应注意固定，防止其发生倾倒，必要时可拆下易损原件和附属设备进行单独运输。
配电柜运输至现场后要进行开箱检查，确定其型号、规格与设计要求相符，相应的技术文件和附属设备需完好无缺。在进行检查时要小心谨慎，避免对柜体造成机械损伤。
2.2.3 安装
浇筑型钢的混凝土凝固之后，就可进行配电柜的安装。安装工作要根据现场的实际情况和图纸的设计要求进行，并根据不妨碍其他配电柜安装的原则由内向外依次将配电柜安放在相应位置上。
配电柜安放完毕后，要进行微调，并以第一个配电柜的位置作为标准依次调整其他的配电柜，从而使柜面排列整齐、间隙均匀。只有当完全达到相关标准后，方可进行固定。一般来说，配电柜的固定都采用的是螺栓。如果因现场条件限制而采用焊接固定时，那么每台配电柜的焊缝至少要保证4处，并尽量将焊缝置于柜体的内侧，以保证美观。需要注意的是，自动装置盘、继电保护盘和主控制柜等不可焊死在基础型钢上。
3 附属设备安装过程中需要注意的几个问题
3.1 导体连接
变压器和配电柜中接线柱的螺杆和螺帽大多为铜制，也有一些是铝制的，这样就有可能出现铜铝连接的情况，容易使接点发生氧化，如果没有对其进行很好的处理，就容易造成氧化和发热的恶性循环，最终导致设备损毁，因此要注意设置过渡板和铜铝线夹。
3.2 避雷器
为了避免变压器遭受雷击，一般都会在其高压侧设置避雷器。但有些技术人员在安装避雷器时将其设置在跌落保险的前面，当一只避雷器出现故障时，只有全线停电才能进行维修，给电网的正常运行带来不便。正确的做法是将避雷器安装在跌落保险之后并与变压器同步投切。
3.3 吸湿器
吸湿器是变压器的重要附件，新型号的变压器在出厂时几乎都带有吸湿器。它的主要作用一是过滤，二是呼吸。变压器油的体积会随着环境温度和负载的变化而发生胀缩，从而吸入和排出一些气体，这些气体通过吸湿器后会被滤清，这样就保证了吸入变压器储油柜内的空气质量，防止水分和杂质进入到变压器内部，从而达到确保变压器油绝缘性能的目的。在安装吸湿器是要注意以下几点问题：一是不要忘记安装密封用的橡胶垫板，否则会使吸湿器的功能大打折扣甚至完全失效。二是在变压器正式投入使用前要拆下吸湿器油封碗处的密封垫圈，并注入合格的变压器油。如果不去掉垫圈，吸湿器就不能发挥作用。
3.4 接地装置
给变压器和配电柜连接接地装置是保证设备安全的重要措施，对于接地系统的要求是：变压器的低压侧接地电、高压侧避雷器接地点以及配电柜的外壳均应与地线网络进行可靠连接。
4 结语
10Kv配电网线路中变配电设备的安装工作的系统性较强，对于细节的要求也比较高，因此在实际工作中不仅需要各部门相互间的密切配合，更离不开工作人员深入细致的工作。因此有关人员和部门应加强对此项工作的总结和研究，从而向工农业生产和人民群众安全、稳定的输送电能。
参考文献
[1]白玉岷.变配电装置及变配电所的安装调试[M].北京:机械工业出版社,2010.
[2]乔长君.变配电线路安装技术手册[M].北京:化学工业出版社,2010.
配电网停电分析 篇5
1、背景
随着电力改革工作的不断推进，售电市场逐渐放开，为企业在售电市场带来竞争和挑战，为用户提供优质高效供电服务水平和安全稳定的电网供电能力是目前配电网追求的目标。通过对近年来配网台区停电情况、用户投诉情况以及电网运营情况分析发现，频繁停电严重影响公司供电可靠性水平，导致公司不同区域、线路可靠性水平相差较大，如果用户接入个别低可靠性线路，将形成新的电网薄弱节点，增加频繁投诉和抢修工单。
针对这一问题，基于用电采集系统中台区和线路的台账信息、运行数据进行整合分析建模，将配电网停电情况通过时间、区域、负荷以去呈现和分析，从而实现对各单位配网停电情况进行全面监测分析，对供电可靠性水平进行动态监测评估，对停电数据进行智能化监测，以此辅助供电公司相关业务部门通过分析结果针对不同行业、不同类型的用户进行可靠性水平评估。
2、方案整体思路
通过采集用电信息采集系统公变、专变台区台账信息、运行信息，线路台账信息、运行信息等数据资源，进行数据预处理，对比分析各台区或线路停电数量、停电时长、停电时段、停电频次、最高负荷时段、最低负荷时段等指标，并根据实际现状建模分析达到以下两个目标：
1、经常停电台区范围及原因定位：对比分析各地区停电台区累计停电频次、停电时长等指标分布情况，计算各台区供电可靠性，得出影响地区供电靠性最大的停电台区范围，定位该部分台区停电主要原因，为后续进行配网停电设备故障处理、设备检修提供依据。
2、台区精准停电时间范围判定：利用数据分析模型和算法，依据台区用电负荷高峰和低谷时间范围分布，将台区聚类分析为不同的类型。在实际中进行单台区停电时，可根据该台区的类型，制定不同的停电时间范围，减少供售电损失，提高供电可靠性。
通过对以上停电原因和停电时间范围进行归纳分析，降低用户平均停电时间、用户平均停电次数，从而提高供电可靠性。
供电可靠性指标
供电可靠率=(1－(用户平均停电时间-用户平均限电停电时间)/统计期间时间)×100% 用户平均停电时间=∑（每次停电时间×每次停电用户数）/总供电用户数 用户平均停电次数=∑每次停电用户数/总供电用户数。
注：我国供电可靠率目前一般城市地区达到了3个9（即99.9%）以上，用户年平均停电时间≤8.76小时；重要城市中心地区达到了4个9（即99.99%）以上，用户年平均停电时间≤53分钟。
配网台区停电分析主要包括以下步骤。数据采集
数据探索与预处理 建模分析 应用反馈
业务系统数据抽取数据探索与预处理建模分析应用反馈选择性抽取数据源历史数据数据探索分析数据规约建模数据数据变换台区聚类分析模型优化模型分析模型应用应用结果
3、数据采集
数据源系统：用电采集系统 数据范围
1、台账信息：公变、专变、线路台账、用户信息
目前已有数据：公专变基础信息表：“ESDC_ODS”.“ODS_DISNET_GIS” 线路表：ESDC_ODS.T_ODS_N_DISNET_LINE_YX 用户信息：ESDC_ODS.T_ODS_N_ZHUCUN_SPOT_BOOK 问题：用户信息数据为手动填报上报，准确性较低、数量少，数据质量不高。
2、运行信息：公专变负荷、电量等运行信息半年至一年范围内数据。目前已有数据：公专变每半小时运行数据、公专变每半小时历史停电数据 “ESDC_ODS”.“ODS_DISNET_DD_I_U_P_Q”； “ESDC_ODS”.“ODS_DISNET_DD_I_U_P_Q_TIME” 问题：
1、由于公专变每半小时运行数据量极大，故历史运行全部数据并未存储，只存储公专变停电数据，数据存在大量缺失；
2、公专变运行数据中负荷值(P)、电量值（PRI_TR_HIGH_PQ，PUB_LOW_PQ）数据异常值较多，数据准确性不高。
3、目前公专变运行数据只能判断其停电及未停电状态，并不包含停电原因，此部分数据存在缺失。
4、数据探索与预处理 4.1数据探索分析
目前已采集公专变台区运行数据如下：
配变运行数据主要包括三相电压、三相电流、有无功、电量、额定容量等信息。配变停电条件判断：Ua=-999 根据配变停电条件，计算配变累计停电次数分布情况 配变停电次数占比=各配变停电总次数/∑总停电次数 停电频次按配变帕累托图分布
根据配变停电条件，计算配变累计停电时长分布情况 配变停电次数时长占比=各配变停电总时长/∑停电总时长
停电时长按配变帕累托图分布
利用相关系数法对停电频次与停电时长进行关联分析(一般情况为正相关性)
停电时长与停电次数关联分析
计算停电频次及停电时长累计占比后20%的TOP50台区供电可靠性 计算停电频次及停电时长累计占比前80%的台区的供电可靠性
计算各地区配变台区供电可靠性分布情况
根据配变台区停电分布情况，确定影响供电可靠性的主要台区范围，对影响供电可靠性高的台区确定停电停电的主要原因占比
台区停电主要原因： 高压开关故障 高压保险故障 高压引线故障 低压引线故障 低压总开故障 低压终端箱表故障 低压出线故障 用户内部故障
实际应用：根据影响供电可靠性最高的台区范围及造成台区停电的主要原因，在实际工作制定停电计划时，重点关注该部分台区运行情况，在实际检修过程中重点关注造成台区停电的设备运行情况。
4.2数据预处理
根据后续算法建模需要，数据预处理主要针对以下几方面进行
1、数据清洗
数据清洗目的是从业务及建模的相关需要方面考虑，筛选出需要的数据。由于本方案的配变运行原始数据并不是所有的数据都需要分析，因此在进行数据处理时，将赘余的数据进行过滤
（1）通过数据探索分析和后续建模需要，配变运行数据属性只需所属地市、所属区县、所属线路、设备ID、设备名称、时间、P、Q、电量等信息，其余属性值全部过滤。
（2）配变运行数据中存在部分重复数据，此部分数据需剔除。
2、异常值、缺失值处理
异常值处理：由于后续建模需要用到台区每天每隔半点的负荷值，由于设备在采集负荷数据过程中，可能由于系统问题，负荷值远远异常于正常值，故可设定阈值，对超过该范围的数据进行更新处理。
缺失值处理：由于设备负荷值的采集具有连续性，故对某些缺失的值可利用邻近值插补法，对缺失值进行处理。
3、数据变换属性规约
根据数据清洗、异常值及缺失值处理的结果将数据加工成后续建模所需的数据。
5、建模分析
模型主要目的为依据台区用电负荷高峰和低谷时间范围分布，将台区聚类分析为不同的类型(如单峰型、双峰型、多峰型、U型等)。在实际中进行单台区停电时，可根据该台区的类型，制定不同的停电时间范围，减少供售电损失，提高供电可靠性。
由于配变运行数据为时间序列类型数据，当序列出现一定的漂移，则欧式距离度量会失效，故模型主要采用DTW和K-Means相结合的算法对各配变台区运行数据进行聚类分析。
通过DTW算法对各台区之间的负荷序列值进行匹配，得到两组序列之间的距离，最后通过K-Meas聚类方法对距离大小进行评估。
也可通过对同一台区不同时间内的序列进行聚类，评估该台区在某一时间段范围内的负荷类型。
1、利用DTW算法对各配变台区运行时间序列完成距离计算
DTW算法原理介绍
Dynamic Time Warping（DTW）是一种衡量两个长度不同的时间序列的相似度的方法。
在时间序列中，需要比较相似性的两段时间序列的长度可能并不相等，例如对比某个台区的负荷值在某几天内运行趋势，可能由于某些原因，负荷峰值和低估值所处时间段范围会有差异，该情况下，使用传统的欧几里得距离无法有效地求的两个时间序列之间的距离（或者相似性）。
大部分情况下，两个序列整体上具有非常相似的形状，但是这些形状在x轴上并不是对齐的。所以在比较他们的相似度之前，需要将其中一个（或者两个）序列在时间轴下warping扭曲，以达到更好的对齐。而DTW就是实现这种warping扭曲的一种有效方法。DTW通过把时间序列进行延伸和缩短，来计算两个时间序列性之间的相似性。
目标：通过DTW算法求得两个(或多个)时间序列最小累计距离，距离越小则序列之间相似性越高
2、利用K-Means算法对处理过的运行数据进行多次聚类 K-Means算法原理介绍
K-Means为基于距离的非层次聚类方法，在最小化误差函数的基础上将数据划分为预定的类数K，采用距离作为相似性评价指标
1）从N个样本数据中随机选取K个对象作为初始聚类中心
2）分别计算每个样本到各个聚类中心的距离，将对象分配到距离最近的聚类中
3）所有对象分配完成后，重新计算K个聚类中心
4）与前一次得到的K个聚类中心比较，如果聚类中心发生变化，则继续计算距离，确定新的聚类中心
5）当质心不发生变化时停止输出聚类结果。
根据聚类结果将台区类型聚类为4类(具体类数根据实际情况制定)单峰型
双峰型
多峰型
U型
模型评价：Purity评价法
例 Purity方法时一种较为简单的聚类评价法，只需计算正确聚类占总数的比
其中X=(X1，X2，X3，……….Xk)是聚类的集合，Xk表示第K个聚类的集合。Y=(Y1，Y2，………，Yk)表示需要被聚类的集合，Yi表示第i个聚类对象，n表示被聚类集合对象的总数
6、应用反馈
根据模型输出结果，在实际中制定台区停电计划时，可根据台区类型及负荷用电情况，精确制定时间范围
例：
单峰型台区若用电负荷高峰期在8:00-24:00 则在制定台区实际停电计划时建议停电时间为 0:00-08:00 双峰型台区若用电负荷高峰期在06:00-12:00 14:00-18:00，则在制定台区实际停电计划时建议停电时间为 18:00-24:00 多峰型台区若用电负荷高峰期在 08:00-10:00 13:00-15:00 19:00-23:00 则在制定台区实际停电计划时建议停电时间为 0:00-08:00 15:00-19:00 13:00-15:00 U字型台区若用电低谷为07:00-17:00，则在制定台区实际停电计划时建议在该时间段内停电
对比台区精准停电和无差异化停电供售电损失
=∗(∗λi)
L= 台区总的损失电量
λi= 第i类用电类别的用电量占比
配电网自动化技术的研究 篇6
【关键词】配网自动化；配电网络的数据采集与控制；FTU技术；CSDA配电中心
0.引言
随着配电自动化系统引入了配电网络的数据采集与控制、地理信息系统等后其发展就迈入了配网智能化阶段。本文正是在这一发展背景下，探讨了配电网自动化的相关技术，这一研究电网信息化发展具有一定的意义。
1.FTU技术分析
CSDA中应用的FTU在适应配电自动化技术形势的同时，应用了更多的智能化设计。应用的FTU不但能实现RTU功能和控制分段开关，还优化了馈线的保护、监测、质量分析、接地保护等。具体来讲其应用的关键技术有：总线不出芯片、多重闭锁、自检性能、良好温度特性的备用电源、先进的工艺与结构、智能化的局部控制算法 。国内的配网电网在不同地区对一次设备、网络结构、自动化具有很大的不同，而发展应用的FTU的灵活性、实用性是配电网自动化技术发展的基础，下面将具体分析FTU技术特点。
1.1馈线自动化管理与保护
国内电网自动化研究有两大热点方向：配电自动化、变电站综合自动化，与变电站综合自动化发展成果喜人的不同的是，配电自动化与变电站自动化的结合一直是一个难的技术方向，而FTU实现与馈线保护融合，馈线开闭完成了变电站自动化系统的底线单元，也实现了配电自动化的核心单元，CSDA中应用的在FTU原型开发研制CSF106装置，具备了完整意义上的FTU、典型的馈线线路保护、具有局部的主站功能、具有通信节点管理功能。CSF106的应用实现了FTU与馈线自动化管理与保护的有机融合，对配电网自动化技术发展有着深远的意义。
1.2故障隔离与恢复供电
故障隔离通常是通过馈线分段器多次重合或者在线路保护应用通信实现的故障隔离，应用的FTU采用的是全线速断式故障隔离、恢复供电的智能设计。设计中基于断路器的智能控制应用了网络化高速光纤通信形式，发展了智能保护算法、面保护原理完成了全线速断切除故障，和非故障区域的恢复，这一设计会进一步的提高配电站的可靠性。
1.3分布式小电流接地保护
国内的配电网大部分采用的都是小电流的接地系统，一旦发生单相接地系统故障时，尽管还能运转一段时间，但还是可能发生PT烧毁等事故，故明确接地点对馈线系统的稳定安全运行极为重要，当前的小电流接地的成功率达不到三分之一，而应用的FTU由于其具备较高的测量精度，这使得小电流接地保护可得到任一点FTU的特征值实现分析比较，实践经验表明这一设计对于故障点的查询效果明显。
1.4分布式无功电压
分布式无功电压的监控对于改进稳态电压以及降低网损作用明显，这对于配网的经济效益显然很有意义，当前的接地补偿等无功补偿设备在配网中占据了很大空间，实现他们的最优控制是配电自动化的一项基本内容，当前的应用的CSF107系列馈线自动化终端，不仅能由配电自动化SCADA系统的并联补偿电容器优化控制高级应用程序对电容器组进行实时优化，并且装置本身还能在通信不正常或不具备通信条件下对电容器组进行就地的实时投切控制，以保证在不同负荷条件下的电压质量和减少网损的目的，CSF107系列馈线自动化终端的电压/无功控制策略采用就地和集中两种控制方式，并同时发挥了各自优势，还结合最优化技术实现并联补偿电容器的实时最优经济效益。
1.5瞬时性故障识别功能的FTU
继电保护中瞬时与永久故障的鉴别一直以来是配网中的关键问题，国内外学者提出了许多有价值的新原理、新思想来解决这个问题。然而，这些原理的应用都依赖于丰富的测量功能，至今并不能完全确保识别的正确性。在高压系统中，由于重合闸的广泛应用以及对输电可靠性的要求，在线识别瞬时性故障的可行性很小，但在配电系统中，对于有些不使用自动重合闸的系统，识别出瞬时性故障对于快速恢复供电具有重要意义。 识别瞬时性故障的原理有两方面：其一是利用线路故障前后的精确采样数据，采用微分方程及最小二乘法计算故障电弧上的电压，以此区分瞬时性故障；其二是利用测量开关断开时开关前后的两侧电压的变化情况区分瞬时性故障。FTU可以利用自身的丰富的测量功能，在线分析出发生瞬时性故障的可能性，为调度后台提供参考。
2.CSDA配电中心技术分析
CSDA配电中心由多台计算机构成全分布式体系结构，其软件设计具有如下技术特点：面向电力系统大对象设计，使配电网模型的建立，网络拓扑关系的生成，数据库建立，接线图生成都非常清晰，有利于功能扩充，以及与EMS，MIS的连接；实时数据库为核心设计；消息驱动机制；控件技术与多媒体应用；独有的前置通信设计；跨平台、完全开放式软件设计，符合IEC相关国际标准。
3.数据采集与监控系统技术分析
数据采集与监控系统（SupervisoryControlAndDataAcquisition，SCADA）是配电自动化的核心，其实现了电网各站的数据显现到监控屏上，能让调度员清晰的实现调度与感知能力。SCADA中特点有：应用的FTU智能化算法，改进了配网系统的稳定性、抗干扰能力，提高了精度；开发了小电流接地智能架构，解决了小电流接地的技术问题；实现了智能开关技术，用了标准的主站支持系统。
4.小结
在网络、通信等信息技术的推动下，电力系统的自动化正在从自发的岛自动化向统一的、系统化的综合自动化发展。综合自动化的发展是自下而上的，它首先源于电力系统的保护、测控单元的信息化，在此基础上实现了变电站综合自动化。
【参考文献】
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[5]陈志强.农村配电网自动化技术的应用与展望[J].农村电气化，2003，03：7-8.
配电网故障处理关键技术 篇7
配电自动化是提高供电可靠性、扩大供电能力、实现高效经济运行的重要手段,也是智能电网的重要组成部分之一。中国配电自动化试点起步于20世纪90年代,但由于技术和管理上的原因,大多数早期建设的配电自动化系统没有达到预期效果。
尽管配电网故障定位已取得了很多理论研究成果[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11],但在实际应用中,还面临许多问题,主要包括:
1)馈线上的开关类型较多,既有全部采用负荷开关的情形,也有全部采用断路器的情形,还有采用负荷开关与断路器混合的情形,在故障发生后会发生越级跳闸和多级跳闸等现象。即使故障定位准确,也还需要研究妥善的故障处理步骤以达到尽量减小停电范围的目的。
2)架空线路和架空与电缆混合线路都存在发生瞬时性故障的可能,因此,需要研究考虑瞬时性故障快速恢复供电的故障处理步骤,以达到尽量缩短停电时间的目的。
3)为了提高配电设备利用率,往往采用多分段多联络及多供一备网架结构,但是仅仅采用上述网架结构是不够的,还需要在故障处理中采取相应的模式化故障处理步骤才能达到提高配电设备利用率的目的。
4)大部分配电自动化系统没有发挥出其应有的作用,主要原因之一就是这些系统都采用蓄电池作为储能部件,而在运行一段时间后蓄电池会陆续损坏失效,严重影响了故障处理功能的实现。因此,需要研究更加可靠的备用电源储能手段。
虽然许多配电自动化制造企业对上述问题进行了一些研究,但是还缺乏系统的梳理与提炼。本文根据实践经验探讨上述问题,希望能给智能电网建设中配电自动化工程建设提供借鉴和参考。
1 全负荷开关馈线故障处理
全负荷开关馈线是指馈线上的分段开关和联络开关全部采用负荷开关、变电站10 kV出线开关采用断路器的线路。
全负荷开关馈线故障处理的最大缺点是无论何处发生故障都需要依赖变电站出线断路器切断故障电流。
1.1 故障处理步骤
1.1.1 全负荷开关全架空馈线故障处理步骤
1)馈线发生故障后,变电站出线断路器跳闸切断故障电流。
2)经过0.5 s延时后,变电站出线断路器重合,若重合成功,则判定为瞬时性故障;若重合失败,则判定为永久性故障。
3)主站根据收集到的配电终端上报的各个开关的故障信息,判断出故障区域。
4)若是瞬时性故障,则将相关信息存入瞬时性故障处理记录;若是永久性故障,则遥控故障区域周边开关分闸以隔离故障区域,并遥控相应变电站出线断路器和联络开关合闸,恢复健全区域供电,将相关信息存入永久性故障处理记录。
1.1.2 全负荷开关全电缆馈线故障处理步骤
1)馈线发生故障后即认定是永久性故障,变电站出线断路器跳闸切断故障电流。
2)主站根据收集到的配电终端上报的各个开关的故障信息,判断出故障区域。
3)遥控相应环网柜中的故障区域周边开关分闸隔离故障区域,并遥控相应变电站出线断路器和相应环网柜的联络开关合闸,恢复健全区域供电,将相关信息存入永久性故障处理记录。
1.1.3 全负荷开关混合馈线故障处理步骤
1)馈线发生故障后,变电站出线断路器跳闸切断故障电流。
2)主站根据收集到的配电终端上报的各个开关的故障信息,判断出故障区域。
3)若判断出故障发生在架空线区域,则遥控变电站出线断路器重合;若重合成功,则判定为瞬时性故障;若重合失败,则判定为永久性故障。若判断出故障发生在电缆区域,则直接认定为永久性故障。
4)若是瞬时性故障,则将相关信息存入瞬时性故障处理记录;若是永久性故障,则遥控故障区域周边开关分闸隔离故障区域,并遥控相应变电站出线断路器和联络开关合闸,恢复健全区域供电,将相关信息存入永久性故障处理记录。
1.2 优缺点
1)优点:
故障处理过程简单,操作的开关数少,瞬时性故障时恢复供电时间短,馈线开关设备造价较低。
2)缺点:
任何位置故障都会引起全线短暂停电,造成用户停电频率高,且对变电站出线断路器及其保护装置的可靠性要求高,一旦保护拒动或开关拒分,就需要依靠主变低压侧开关或母线联络开关过流保护动作跳闸,延时时间长,对系统冲击大,有可能引发更严重故障。
2 全断路器馈线故障处理
全断路器馈线是指馈线上的分段开关和联络开关全部采用具有过流脱扣功能的断路器、变电站10 kV出线开关也采用断路器的线路。
全断路器馈线故障处理的最大缺点是故障发生后无法避免多级跳闸或越级跳闸。
2.1 故障处理步骤
2.1.1 全断路器全架空馈线故障处理步骤
1)馈线发生故障后,故障点上游1个或多个断路器跳闸,甚至有可能离故障点最近的断路器未跳闸而其上游断路器跳闸。
2)主站根据收集到的配电终端上报的各个开关的故障信息,判断出故障区域。
3)遥控故障位置上游的已跳闸的各个开关(包括变电站出线断路器)合闸,若全部成功,则判定为瞬时性故障,否则判定为永久性故障。
4)若是瞬时性故障,则将相关信息存入瞬时性故障处理记录;若是永久性故障,则遥控故障区域周边开关分闸隔离故障区域,遥控所隔离的故障区域上游的已跳闸的各个开关(包括变电站出线断路器)合闸,遥控联络开关合闸,从而恢复健全区域供电,将相关信息存入永久性故障处理记录。
2.1.2 全断路器全电缆馈线故障处理步骤
1)馈线发生故障后即认定是永久性故障,故障点上游1个或多个断路器跳闸,甚至有可能离故障点最近的断路器未跳闸而其上游断路器跳闸。
2)主站根据收集到的配电终端上报的各个开关的故障信息,判断出故障区域。
3)遥控故障区域周边尚未分闸的开关分闸以隔离故障区域,遥控故障区域上游已分闸开关和故障区域下游相应联络开关合闸,恢复健全区域供电,将相关信息存入永久性故障处理记录。
2.1.3 全断路器混合馈线故障处理步骤
1)馈线发生故障后,故障点上游1个或多个断路器跳闸,甚至有可能离故障点最近的断路器未跳闸而其上游断路器跳闸。
2)主站根据收集到的安装在各个开关的馈线终端单元(FTU)上报的故障信息判断出故障区域。
3)若判断出故障发生在架空线区域,遥控故障位置上游的已跳闸的各个开关合闸,若全部成功,则判定为瞬时性故障,否则判定为永久性故障;若判断出故障发生在电缆区域,则直接认定为永久性故障。
4)若是瞬时性故障,则将相关信息存入瞬时性故障处理记录;若是永久性故障,则遥控故障区域周边尚未分闸的开关分闸以隔离故障区域,遥控故障区域上游已分闸开关和故障区域下游相应联络开关合闸,恢复健全区域供电,并将相关信息存入永久性故障处理记录。
2.2 优缺点
1)优点:
一部分故障不会引起全线短暂停电,用户停电频率较低,故障位置上游的各个断路器都有故障跳闸能力形成多重保护,因此,对变电站出线断路器及其保护装置的可靠性没有过高要求。
2)缺点:
故障处理过程复杂,操作的开关数多,瞬时性故障时恢复供电时间长,馈线开关设备造价较高。
3 负荷开关与断路器组合馈线故障处理
全负荷开关馈线和全断路器馈线在故障处理过程中各有利弊,采用负荷开关与断路器恰当组合的组合馈线可以综合二者的优点,并能扬长避短。
3.1 负荷开关与断路器恰当组合的原则
1)主干馈线开关全部采用负荷开关。
2)用户开关和分支开关采用断路器。
3)变电站出线开关采用断路器。
4)将所有用户断路器开关和分支断路器开关的电流定值都整定为小于变电站出线断路器速断和过流保护的电流定值,跳闸延时时间为0 s;将变电站出线断路器速断保护略加一些延时(例如200 ms～250 ms)。
尽管考虑到城区馈线供电半径短、导线截面粗,各处短路电流水平差别不大,且由于运行方式多变导致级差多且上下游关系多变,使得延时时间级差配合困难,但是实现分支(或用户)与变电站出线开关两级可靠配合还是容易做到的。
采用上述配置后,具有下列优点:
1)分支(或用户)故障发生后,相应分支(或用户)断路器首先跳闸,而变电站出线断路器不跳闸,因此不会造成全线停电,有效解决了全负荷开关馈线故障后导致停电用户数多的问题。
2)不会发生开关多级跳闸或越级跳闸的现象,因此故障处理过程简单,操作的开关数少,瞬时性故障恢复时间短,有效克服了全断路器馈线的不足。
3)相比全断路器方式,主干线采用负荷开关降低了造价,相比全负荷开关方式,分支(或用户)开关采用断路器降低了对变电站出线断路器及其保护装置可靠性的要求。
3.2 故障处理步骤
3.2.1 主干线路上发生故障后的故障处理步骤
在主干线路上发生故障后,负荷开关与断路器组合馈线的故障处理过程与第2节描述的全负荷开关馈线故障处理过程相同,不再赘述。
3.2.2 分支线路(或用户)处发生故障后的故障处理步骤
在分支线路(或用户)处发生故障后,负荷开关与断路器组合馈线的故障处理步骤为:
1)相应分支(或用户)断路器跳闸,切断故障电流。
2)若跳闸分支(或用户)断路器所带支线为架空线路,则快速重合闸控制开放,经过0.5 s延时后,相应断路器重合。若重合成功,则判定为瞬时性故障;若重合失败,则判定为永久性故障。若跳闸分支(或用户)断路器所带支线为电缆线路,则直接认定为永久性故障而不再重合。
另外,对于单环网或单射网中环网柜母线故障的情形,则将该环网柜隔离,以便于安全检修,并不影响可恢复的健全区域供电。
例如:对于图1所示的电缆单环网,S1,S2为断路器,开关B1～B24采用断路器,开关A1～A16采用负荷开关。因为主干线为全电缆线路,所以变电站出线断路器的重合闸控制全部闭锁。
假设A4与A5之间馈线段发生故障,S1跳闸切断故障电流,如图1(b)所示。主站根据配电终端上报的S1,A1～A4流经故障电流、而其余开关未流经故障电流的信息,判断出故障发生在A4与A5之间馈线段,因此,遥控A4和A5分闸以隔离故障区域,如图1(c)所示。然后遥控S1和A9合闸,恢复健全区域供电,如图1(d)所示。
假设B20所带用户线路上发生永久性故障,B20跳闸切断故障电流,从而完成故障隔离,如图1(e)所示。
假设A3与A4所连母线故障,S1跳闸,切断故障电流,主站根据配电终端上报的S1,A1～A3流经故障电流、而其余开关未流经故障电流的信息,判断出故障发生在A3与A4所连母线上,因此,遥控A2和A5分闸(不是A3和A4分闸)以隔离故障区域,然后遥控S1和A9合闸以恢复健全区域供电,从而将相应环网柜完全隔离为不带电状态,且并不影响可恢复的健全区域供电,如图1(f)所示。
4 模式化故障处理
为了满足N-1准则,“手拉手”架空线路和单环或双环状电缆线路一般只能具有50%的负载率,例如:截面积为240 mm2的铝导线通常只能供出不大于300 A的负荷电流。为了提高配电设备的利用率,可以采用多分段多联络接线模式或多供一备(对于电缆线路)接线模式。
4.1 多分段多联络架空配电网的模式化故障处理
图2(a)为一个典型的3分段3联络架空配电网,其网架特征为:每条线路分为3段,各段分别与各不相同的3条线路相联络。
但是,仅仅从网架结构上具备上述特征并不能充分发挥其高设备利用率的优点,还必须在发生故障时采取如下模式化故障处理步骤:
1)通过重合闸区分永久性故障和瞬时性故障,若为后者,则结束,否则进行下一步。
2)尽可能仍由原供电电源恢复健全区域供电。
3)若存在原供电电源无法恢复的健全区域,则由与其相连的其他备用线路恢复,并使每条备用线路仅恢复其中的1段区域供电。即使某条备用线路能带的起原供电电源无法恢复的健全区域的全部负荷,也仍遵循上述原则。
例如:对于图2(a)所示的3分段3联络架空配电网,当B至C区域发生永久性故障后,经过模式化故障处理得到的结果如图2(b)所示,此时尽管断路器S3或S4可以恢复S1至A和A至B区域供电,但仍应由原供电电源经S1恢复S1至A和A至B区域供电;当S1至A区域发生永久性故障后,经过模式化故障处理得到的结果如图2(c)所示。即使此时负荷较轻,S2或S4可以带得起原供电电源无法恢复的健全区域A至B和B至C的全部负荷,也仍令S2和S4分别只带其中的1段区域负荷;当其主供电源(S1)故障后,经模式化故障处理得到的结果如图2(d)所示。
采取上述网架结构和模式化故障处理后,为了满足N-1准则要求,3分段3联络架空配电网中的每一条馈线只需要留有对侧线路负荷的1/3就可以了,因此每一条线路的负载率可以达到75%,例如:截面积为240 mm2的铝导线通常可以供出不大于450 A的负荷电流,从而较“手拉手”环状网的情形提高了配电设备的利用率。
4.2 多供一备电缆配电网的模式化故障处理
图3(a)为一个典型的3供1备电缆配电网,其网架特征为:3条线路正常工作,与其均相连的另外一条线路平常处于停运状态作为总备用。
但是,仅仅从网架结构上具备上述特征并不能充分发挥其高设备利用率的优点,还必须在主干线发生故障时采取模式化故障处理过程(因分支线或用户线路一般处于末梢而无联络路径,则其发生故障时,只须采取如第2,3和4节论述的故障处理步骤即可)。
以全负荷开关或负荷开关和断路器组合模式为例说明多供一备接线的模式化故障处理步骤如下:
1)主干线发生故障后,故障所在线路的变电站出线断路器跳闸切除故障。
2)主站根据收集到的安装在各个环网柜的数据终端单元(DTU)上报的故障信息判断出故障区域。
3)遥控相应环网柜中的故障区域周边开关分闸隔离故障区域。
4)遥控故障所在线路的变电站出线断路器合闸,恢复故障区域上游可恢复区域供电。
5)遥控备用线路的联络开关合闸,恢复故障区域下游可恢复区域供电。即使此时负荷较轻,任何一条运行中的无故障线路亦可恢复受故障影响的健全区域供电,仍采取备用线路进行恢复。
例如:对于图3(a)所示的3供1备电缆配电网,当A4至A5区域发生故障后,经过模式化故障处理得到的结果如图3(b)所示,即使此时负荷较轻,S2或S3亦可恢复受故障影响的健全区域供电,仍采取备用线路经S4恢复。
采取上述网架结构和模式化故障处理后,3供1备电缆配电网中平常供电的每一条电缆即使达到其载流极限也能满足N-1准则要求,因此,4条电缆线路的平均负载率为75%,从而较单环网或双环网的情形提高了配电设备的利用率。
5 配电终端的备用电源
由前文所述可知,无论馈线采取何种类型开关,要实现配电网故障处理,配电终端必须具备可靠的备用电源,在配电终端失去主供电源(一般来自电压互感器)时,仍能满足配电终端和通信装置正常工作一段时间并确保开关若干次可靠分合闸操作,以确保故障信息可靠地上传到主站供故障判断之用,并且在恢复健全区域供电前将故障隔离到最小范围。
由于配电终端大都工作在户外恶劣环境下,在环境温度范围-40 ℃～70 ℃内都要能够正常工作,还要具有良好的防风沙、防雨、防潮、防雷、防腐蚀性能,因此,对备用电源,尤其是其储能部件要求较高。
从1998年开始在国内曾经掀起一轮配电自动化建设高潮,但大部分系统都没有发挥出其应有的作用,其主要原因之一就在于这些系统都采用蓄电池作为储能部件,而在运行一段时间后蓄电池陆续损坏失效,严重影响了故障处理功能的实现。
从技术上看,蓄电池的寿命不长、对充放电管理的要求较高,工作于恶劣环境条件下时,对其性能和寿命的影响尤其突出。
从管理上看,配电终端数量众多且位置分散,更换和维护蓄电池需要花费大量的人力和物力,为了确保可靠工作,一般1年～2年就要更换一次蓄电池,运行成本比较高。
超级电容器(super capacitor)是近年来发展成熟的一种大容量储能部件,其单体容量可达几百法拉至上千法拉[12,13]。
与传统电容器相比,超级电容器具有更大的储能容量、更宽的工作温度范围和极长的使用寿命。
与蓄电池相比,超级电容器具有下列优点:
1)具有更高的功率密度,其容量为蓄电池的10倍～100倍,能够快速放出几百安培到几千安培的电流,这个特点尤其适合作为开关的操作电源。
2)充电速度快,可以采用大电流充电,能在很短的时间内完成充电过程。
3)超长使用寿命,充放电大于50万次,作为备用电源使用,以每天充放电20次计,寿命可达68年以上。
4)使用温度范围广,低温性能优越,其工作温度范围为-40 ℃～85 ℃。
5)高可靠性,维护工作量极少。
因此,超级电容器作为一种高效、实用、环保的新型存储装置已经被广泛应用,作为配电终端的备用电源储能部件也非常合适[14]。
超级电容器可以利用的储能Wo为:
式中:C为超级电容器的容量;U和Umin分别为充电电压和可工作电压下限。
Wo一般取决于配电终端和通信装置的功率及期望在失去主供电源后维持工作的时间以及开关操作所需能量和操作次数。U一般由电动操作机构的额定电压确定,Umin一般取决于电动操作机构能够正常工作的电压下限以及配电终端和通信装置的开关电源能够正常工作的电压下限。
根据式(1)可以计算出所需储能电容器的容量Cn为:
式中:k为保险系数,一般可取1.3～2.0。
例如:某负荷开关为直流48 V电动操作机构,每次操作需要能量320 J,期望在失去主供电源后能够操作3次。配电终端的平均功率为5 W,通信装置的平均功率为5 W,期望在失去主供电源后能够正常工作10 min。操作机构最低可靠操作电压为38 V,配电终端和通信装置的开关电源能够正常工作的电压下限为22 V,因此Umin=38 V。
根据要求,有
取k=1.5,则有
失去主供电源后维持工作的时间选择取决于自动故障处理时间,全自动方式下一般宜选为3 min～5 min,半自动方式下一般宜选为10 min～15 min。
对于开关采用直流220 V操作电源的情形,宜用超级电容器解决配电终端和通信装置的备用电源储能问题,而采用铝电解电容器解决开关操作备用电源问题。
为了简化电路,不宜采用交流操作机构开关,以便省去逆变器,以及可以充分利用储能电容器的大电流放电性能。
6 结论
1)全负荷开关馈线和全断路器馈线各有利弊,负荷开关与断路器组合馈线能够扬长避短,综合了两者的优点。
2)配电网故障处理步骤因馈线上采用的开关类型和线路类型(架空线或电缆)的差异而不同。
3)采用模式化故障处理步骤才能充分发挥多分段多联络和多供一备网架结构的优势,达到提高配电设备利用率的目的。
4)超级电容器是一种更加可靠的储能部件,非常适合于应用在配电自动化系统中作为备用电源的储能手段。
智能配电网自愈控制技术 篇8
关键词：智能配电网,自愈控制,分布式电源,微网,储能
0 引言
智能配电网运行控制的典型特征是实现自愈控制[1,2,3], 其概念最早由美国电力科学研究院 (EPRI) 和美国国防部在“复杂交互网络与系统计划 (The Complex Interactive Networks/Systems Initiative) ”中提出。智能配电网自愈控制可以描述为:在配电网的不同层次和区域内实施充分协调且技术经济优化的控制手段与策略, 使其具有自我感知、自我诊断、自我决策、自我恢复的能力, 实现配电网在不同状态下的安全、可靠与经济运行。智能配电网自愈控制将实现电网正常运行时的优化与预警, 故障情况下的故障诊断、网络重构与供电恢复, 极端情况下与主网解列并依靠系统中的分布式电源 (DG) 及储能装置独立运行。以自愈为特征的智能配电网是未来电网技术发展的必然趋势[4]。
近年来, 中国进行了大规模的城市电网改造, 城市配电网的信息化与自动化水平有了较大幅度的提升。但随着各种新能源发电技术的发展, 配电网的运行与控制保护面临许多新挑战, 如大量DG接入后的配电网电压越限问题[5]。自愈控制是高级配电自动化 (advanced distribution automation, ADA) 的核心功能, 是对传统配电自动化技术的发展与延伸, 能实现更高的供电可靠性与配电资产利用率, 能友好地适应未来电网的各种挑战, 包括各种分布式发电设备、储能、电动汽车充放电设施的接入, 需求侧响应等。智能配电网自愈控制是解决中国配电网长期以来存在的设备利用率低、供电可靠性低、线损率高等关键问题的核心技术, 是解决DG大量接入的关键技术。
智能配电网自愈控制成为目前电力系统领域的研究热点。较早的研究工作集中在建立电网自愈控制的体系架构[6,7], 针对不同的运行状态分别提出不同的自愈控制目标[8]。特别是在故障情况下, 面向不同的配电自动化实施水平给出了相应的故障处理建议[9]。更进一步地, 在智能电网环境下考虑DG与储能对电网转供能力的影响[10]。自愈控制理论研究包括智能配电网快速仿真与模拟[11], 网络重构及优化方法[8,9,10,11,12]是研究的重点。目前, 在自愈控制技术的实践方面, 分布式智能控制的研究受到较多关注[13,14,15,16]。上述研究涵盖了自愈控制的体系架构、仿真计算、故障处理及DG接入等多个方面, 偏重于理论与方法研究。
为了系统地针对智能配电网自愈控制关键技术与设备展开研发并进行工程应用与示范, 国家高技术研究发展计划 (863计划) 在先进能源技术领域智能电网关键技术研发 (一期) 中特别支持了“智能配电网自愈控制技术研究与开发”。本文介绍了自愈控制研究与示范中的关键问题, 分析了智能配电网自愈控制技术研究与应用面临的问题与挑战, 希望能为相关工程技术领域的科研人员提供参考, 并推动智能配电网自愈控制技术的研究、发展与工程应用。
1 体系架构
1.1 自愈控制目标
智能配电网自愈控制的目标是在含DG的配电网运行过程中及时发现、预防和隔离各种潜在故障和隐患, 优化系统运行状态并有效应对系统内外发生的各种扰动, 抵御外部严重故障冲击, 具有在故障情况下维持系统连续运行、自主修复故障并快速恢复供电的能力, 可通过减少配电网运行时的人为干预, 降低扰动或故障对电网和用户的影响。配电网直接面向用户, 其自愈能力的高低直接影响供电质量。
针对配电系统的不同运行状态, 自愈控制的目标与控制策略完全不同, 可分为正常运行状态、控制区域内部故障和控制区域外部故障3种情况。首先, 在电网正常运行状态下, 自愈控制的目标主要是在满足系统安全稳定约束的前提下, 尽可能优化系统运行状态, 充分利用系统中的可再生能源并降低损耗, 提高资产利用效率;其次, 在自愈控制区域内部发生故障时, 自愈控制应快速切除故障并确定故障类型与故障位置, 尽可能减少或消除非故障段停电范围与区域, 在故障段则应当通过网络重构和快速抢修尽快恢复供电;最后, 在控制区域外部发生不可逆转的严重故障时, 应断开与外部电网的连接, 依靠区域内的DG及储能装置, 维持系统的自治运行, 保证部分关键负荷的持续供电。
智能配电网自愈控制目标是自愈策略与控制手段实施的基础, 同时也是评价自愈控制实施效果的依据。
1.2 方案设计
智能配电网自愈控制技术实施方案是自愈控制策略的具体体现, 直接决定了自愈控制的实施效果与代价。智能配电网自愈控制功能的实现主要包括以下3种方式。
1) 集中控制方式
主要依靠具有高级分析计算功能的系统主站来完成, 它需要系统在发生故障后将量测信息发送到主站, 通过分析计算确定故障类型、故障位置并形成控制决策, 再下发到保护装置或智能终端执行, 整个故障的处理过程依赖主站完成。由于集中控制需要主站与终端的大量数据通信, 同时仅由主站进行分析决策, 耗时较长, 很难满足故障切除的快速性要求, 因此, 现阶段完全依靠集中控制方式实现自愈控制是不现实的。
2) 分散控制方式
主要依靠保护装置或智能终端的相互配合来实现。故障的清除与故障后的供电恢复完全依靠基于局部信息的保护装置或智能终端。分散控制方式的效率与可靠性较高, 尽管保护装置或智能终端间存在一定的联系, 但由于缺少主站的参与, 基于局部信息的故障恢复过程缺乏全局性的整体协调能力, 同时也不能适应频繁变化的网络结构与运行方式。未来, 基于多代理的分布式计算技术的广泛应用可能会使分散控制方式得到推广。
3) 集中—分散协调控制方式
综合了集中控制与分散控制的优点, 实现分级分布式协调控制。在故障清除阶段主要依靠保护装置 (或智能终端) 的配合实现, 在故障恢复阶段依靠主站分析计算后下发的控制命令实现。集中—分散控制方式一方面保证了故障切除的快速性, 另一方面具有全局的协调优化能力, 可适应多变的网络结构与系统运行方式, 是现阶段可行的自愈控制技术方案。
围绕自愈控制的目标, 自愈控制技术的实现既要考虑实施区域的基础与条件, 又将随着技术的进步进一步发展和完善。
1.3 实施基础与条件
自愈控制技术的实施以配电自动化为基础, 需要满足以下基本条件: (1) 配备各种智能化的开关设备和配电终端设备; (2) 系统中拥有双电源或多电源以及DG和储能设备, 具有灵活、可靠的网络拓扑结构; (3) 可靠的通信网络及强大的信息处理能力; (4) 拥有具有分析、计算、评估与预警等功能的智能化的主站系统。与传统配电自动化技术相比, 自愈控制技术对主站系统的功能要求更高, 能够满足DG的灵活接入要求。
目前, 中国城市电网的配电自动化水平较高, 具备较好的自愈控制实施基础与条件。但相对于城市电网, 农村等偏远地区限于技术与经济水平, 不完全具备自愈控制的实施条件。在自愈控制的研究与应用中, 建议应以自愈控制目标为基础, 考虑不同的技术经济水平, 分阶段有计划地实施配电自动化升级与改造, 以实现电网技术与运营的跨越式发展。
2 关键技术
配电网自愈控制功能的实现依赖于配电系统快速仿真与模拟、保护装置的协调与自适应整定、与DG的协调控制、智能分析与决策、分布式计算等一系列技术的发展与应用, 很大程度上决定着自愈控制功能的实现方式、效率与可靠性。其中, 含DG的配电系统快速仿真与模拟是自愈控制功能实现的基础[11], 它为配电网的网络重构提供计算方法和依据。自愈控制研究应重点包括以下方面。
1) 含DG、微网及储能装置的智能配电网建模与仿真技术
将重点关注各种配电系统元件模型及仿真建模方法和各种DG、储能元件、电力电子装置及控制器的仿真建模方法。研究基于公共信息模型的模型统一描述方法;研究含DG、微网及储能装置的智能配电网模型化简技术、多相潮流算法、电磁暂态仿真算法、稳定性仿真算法、动态等值技术以及快速仿真与模拟技术。
配电网元件类型的多样性和模型的适应性对智能配电网建模与仿真技术提出了挑战, 其中元件类型主要包括配电线路、配电变压器、无功补偿设备以及各种形式的DG、储能装置等, 各元件又可以给出分别用于稳态分析、暂态仿真及稳定性仿真的不同模型表达;同时, 基于网络重构的故障恢复技术对智能配电网仿真、计算的快速性提出了要求。
上述研究将为智能配电网分析设计、深层研究与工程应用提供必要的研究手段和工具。
2) 含DG、微网及储能装置的智能配电网分析与试验技术
将重点关注含DG、微网及储能装置的智能配电网状态估计技术、参数辨识技术、网损分析技术、潮流优化技术、可靠性评估技术、电能质量分析与控制技术等。研究基于智能配电网自愈控制的DG及储能元件规划配置方法;研究含DG、微网及储能装置的智能配电网的动态模拟方法和数字—物理混合模拟方法与试验技术;研究基于硬件在环仿真 (hardware-in-the-loop simulation, HILS) 的单元测试技术;研究智能配电网核心装备的现场测试技术。
智能配电网数据量测与信息采集的完备性有待提高, 系统中很多DG、储能元件及相关控制器、变流器是作为整体提供给用户的, 其中的运行参数, 主要是控制参数往往很难获得, 这给自愈控制的动态仿真带来了困难。此外, 配电网的网络结构复杂、庞大且高度不对称, 在分析、仿真、计算时很难保证底层数据的准确性和完整性, 因此, 自愈控制相关算法应具有良好的规模扩展性与容错能力。
上述研究将针对自愈控制技术方案, 在主站层面提供一系列的配电网分析方法。在终端层面, 提供自愈控制关键设备的试验测试技术。
3) 在线智能分析与决策技术
重点关注基于预想事故的智能配电网自愈控制方案自动匹配技术, 对于预想事故给出有效的控制与保护动作方案。研究基于预想事故的智能配电网自愈控制方案最佳匹配技术;研究智能配电网连锁故障演变的预防控制方法;研究智能配电网自愈控制的智能化学习技术;研究考虑多重分析结果的多目标智能决策技术。
自愈控制决策的协调、冲突解决、在线风险评估与优化面向智能配电网的某一运行控制目标, 考虑不同运行约束时可能给出多种不同甚至相互冲突的控制预案, 因而要求自愈控制系统能够自动协调与解决控制决策的对立与冲突问题, 在实施前能够对各种可行控制预案在线进行分析、比较、评价与优化, 事先估计出可能的控制效果, 并给出有效的后备控制方案。
该技术将为智能配电网“自我诊断”与“自我决策”提供智能化的分析方法与决策依据, 实现系统在正常状态下的以运行优化和预防控制为目标的自愈控制。
4) 含DG、微网及储能装置的智能配电网故障特性分析技术
将重点关注各种DG、储能装置在电网发生对称及不对称故障时的故障特性。研究外部故障时的微网故障特性;研究内部故障时的微网故障特性;研究含DG、微网及储能装置的智能配电网的故障特性;研究系统接地方式、负荷水平与负荷性质、DG与储能装置类型对智能配电网故障特性的影响。
智能配电网故障特性受配电网接地方式、负荷水平与负荷性质、DG与储能装置类型及容量的影响较大, 快速、准确、可靠的智能配电网故障特征提取是进行智能配电网故障类型识别、故障定位、保护装置开发的基础。
上述研究重点分析并总结智能配电网的故障特征及规律, 为智能配电网保护装置的研发奠定理论基础。
5) 智能配电网保护装置控制保护技术
重点关注多电源闭环供电的配电网利用局域信息实现网络式保护。研究网络重构后网络式保护装置自适应的控制保护原理;研究基于局域信息的保护装置与基于全局信息的支撑平台的保护协调配合技术;研制智能配电网保护测控一体化终端;研制用于指示故障分支的故障指示装置。
智能配电网在运行优化与故障恢复时的网络重构技术以及对DG即插即用的要求使得保护装置整定与配合的难度增加, 自愈控制系统应当准确、及时地感知配电网网络拓扑变化及DG的投切, 保护装置需要在第一时间完成在线自适应整定以及保护装置间的相互配合。
6) 极端条件下关键负荷保障技术与大面积停电恢复技术
重点关注智能配电网内部严重故障被动解列技术。研究智能配电网外部严重故障主动解列技术;研究基于网络重构的智能配电网故障后局部供电恢复技术;研究智能配电网基于网络重构的电压控制技术。研究极端条件下智能配电网关键负荷保障技术, 包括关键负荷保障的主动解列技术及智能配电网故障解列时负荷分配与功率平衡控制方法;研究极端条件下基于DG的智能配电网黑启动技术。
DG特性及归属对自愈控制技术实施有一定影响。首先, 光伏、风机等DG出力具有随机性与波动性, 通常不容易完成调峰、调频等调度运行目标;其次, 归属于用户的DG也不能保证其与电网运行目标的一致性;再次, 难以保证各种DG能够做到可通信、可量测与可调度。这些都对基于DG实现严重故障条件下的配电网关键负荷保障与黑启动技术提出了挑战。
上述研究实现极端条件下关键负荷不间断供电能力, 为故障状态下智能配电网自愈控制系统提供理论依据。
7) 故障隔离与网络重构技术
重点关注基于局部信息与保护原理实现的自愈控制故障隔离技术。研究基于全局信息与分布式智能控制实现的故障隔离技术;研究含DG、微网及储能装置的故障隔离和网络重构技术, 包括紧急状况下的环网解列技术与网络再组合技术;研究基于控制代价最小的智能配电网网络重构技术;研究配电网内部严重故障被动解列技术;研究配电网外部严重故障主动解列技术;研究基于网络重构的配电网故障后局部供电恢复技术;研究配电网基于网络重构的电压控制技术。
基于集中控制与就地控制相结合的配电网自愈控制技术架构的协调性, 利用就地信息的保护装置可实现故障的快速切除。而基于全局信息的网络重构则具有全局优化与计算能力, 但需要相对较长的分析、计算与执行时间, 利用不同控制方法的优点, 通过协调与优化达到技术、经济上最佳的控制效果。
上述研究立足于配电网非正常状态下故障恢复技术, 以期实现配电网内部故障及外部严重故障时的“自我恢复”。
3 问题与挑战
配电网自愈控制面临DG接入与电网结构多变的双重挑战。首先, DG及储能装置的接入极大地改变了配电系统的运行特性, 具有双向潮流的配电网在保护原理上与传统配电网有很大不同, 而且不同类型的DG的故障特性也不相同, 这对配电网自愈控制提出了挑战;此外, 在智能配电网环境下, 电网结构与运行方式可能出现更为复杂多样的变化, 这要求自愈控制中的保护装置 (或智能终端) 能够适应此变化, 即在网络结构发生变化时能自适应地实现保护的整定与协调。
该项目将以广东金融高新技术服务区为依托, 建成含多种DG及储能系统的智能配电网自愈控制示范园区。广东金融高新技术服务区高度集中了各类大型金融服务企业的数据处理中心、呼叫中心、灾备中心、培训中心和金融创新研发中心等, 对电网可靠性有极高要求, 具有较好的配电自动化水平。示范区自愈控制技术方案将围绕集中—分散协调控制的体系架构进行重点研究与示范。通过该项目的实施, 实现园区内配电网供电可靠性指标不低于99.999%。
4 结语
智能配电网自愈控制技术已成为提高配电网供电可靠性和安全性, 抵御连锁故障与大面积停电事故发生, 解决大量DG接入的主要技术手段, 具有广阔的市场前景。
该项目的实施将对推进智能配电网自愈控制技术的发展和实用化起到积极作用。首先, 对智能配电网自愈控制技术的研究有利于在自愈控制相关算法、仿真试验平台技术和系统开发等方面取得重要突破;其次, 智能配电网自愈控制技术的应用能减少电网故障时非故障段的停电时间, 从而整体提升电网的供电可靠性水平, 减少高新技术工业和商业金融等行业因停电所造成的经济损失, 具有显著的经济与社会效益;再次, 开发具有自主知识产权的智能配电网自愈控制相关核心技术装备有利于提高中国在电气设备制造领域的创造力、竞争力与整体技术水平;最后, 建立科学合理的智能配电网综合评价方法, 有利于引导智能配电网科学有序发展, 提高中国在智能配电网自愈控制相关科研、设备制造等领域的自主创新能力, 为智能配电网的建设提供有力的决策依据。
配电网绝缘在线监测技术研究 篇9
据有关部门统计, 高压电力系统中80%以上的事故属于绝缘事故, 因此, 配电网绝缘的好坏直接影响着电网的安全运行, 过去, 对于供电线路绝缘检测我国广泛使用的是预防性试验, 该方法属于离线检测, 需定期对线路进行停电以完成对线路绝缘状况的试验、检修及维护, 但该方法由于要中断供电, 会对电力供应造成很大影响;同时, 该方法只能对所有电缆线路一起进行试验, 而不能有选择地对可能产生劣化的电缆进行试验, 因此, 该方法有可能对绝缘完好的电缆由于多次停电试验而产生“整流效应”、“累积效应”等使其绝缘加速老化, 此外, 预防性试验的试验电压低, 试验结果准确与否仍值得商榷。文献[6]提到大多数线路绝缘的劣化是有一定的发展期的, 在这期间有一些反映绝缘状况的物理化学信息会表现出来, 因此可以通过电网绝缘实时在线监测装置将这些变化提取出来, 加以判断预测, 及早发现线路的绝缘缺陷并及时报警, 而随着目前计算机技术、传感技术以及监测技术的发展, 这种构想正在逐步变成现实。因此, 电缆绝缘在线监测是必然发展趋势。
1 配电网绝缘在线监测原理
目前电网的绝缘监测技术, 大多只能反映电网绝缘不对称下降, 针对现有方法的不足, 本文采用低频信号注入的电网绝缘在线监测方法, 该方法可以实现对每一分支线路对地绝缘参数的在线监测。
低频信号注入的电网绝缘在线监测法基本原理是在电网中注入一个低频交流信号, 如图1所示, 图中假设电网共带L1, …Li…, Ln, 附加的低频电源Ef经隔离变压器输出, 经过限流电阻R0通过三相电抗器SK进入电网, 再由电网的对地电容、绝缘电阻入地后与接地电阻RJ构成低频电流流通回路。通过对每条线路低频电压、电流信号进行处理与计算, 即可求得各支路对地的绝缘参数, 从而实现线路绝缘参数的在线监测。具体参数分析计算如下:
当电网各出线绝缘良好时, 对地绝缘电阻值是很大的。因此, 附加的接地电阻、限流电阻、三相电抗器SK以及线路阻抗相对与线路的绝缘电阻是可以忽略的, 因此, 对线路某相来说, 其绝缘在线监测等效电路可简化为如图2所示的形式。
从图2可以得到:
将式 (1) 整理并求解可得:
式 (2) 中, 为注入低频信号的电压幅值;为第I支路流过A相的低频电流值;rAi为第i支路A相的对地绝缘电阻值;CAi为第i支路A相对地电容值;ω为角频率;θ为低频电压、低频电流的相位差;
同理可得B相、C相对地绝缘参数计算公式:
因此, 通过监测各支路低频电压、电流值根据式 (2) ～ (4) 便可求得各线路对地绝缘参数, 从而实现对配电网绝缘在线监测。
2 仿真模型的建立
该仿真采用P S C A D软件, 模型以10kV电网为例进行搭建, 为更好的验证低频注入法的可行性, 线路模型的搭建采用线缆混合的方式, 其中一条电缆线路, 两条架空线路, 共三条出线进行研究, 长度分别为10km, 15km, 5km。变压器采用两绕组的三相变压器, 变压器的变比为110kV/10kV, 电源侧电压等级为110kV, 经110kV/10kV, Y/d连接的变压器对各支路供电, 变压器额定容量为10MVA, 功率因数为0.8。为更好的模拟实际现场情况, 线路模型采用更接近实际的贝杰龙模型。正常运行时电压通过变压器给三条出线供电, 负荷采用fixed load, 并设置为感性负载。注入的低频信号, 通过隔离变压器输出, 经限流电阻以及三相电抗器SK进入电网。仿真模型如图3所示:
3 仿真分析
仿真时通过改变线路的绝缘电阻值, 得到线路单相绝缘电阻下降, 两相绝缘电阻下降以及三相对称下降时, 各线路的低频电流值、低频电压值及其相位角, 代入绝缘参数计算公式 (2) ～ (4) 计算便可得到各种绝缘状况下的绝缘参数, 受篇幅限制, 下面只列出绝缘下降到1MΩ的仿真结果, 如表1～3所示。
从表1-3可以看出, 当电网单相绝缘下降, 两相绝缘下降以及三相对称下降时, 低频信号注入法可以准确计算出各线路对地绝缘参数, 包括对非故障线路的检测以及故障线路故障相和非故障相的检测, 且误差较小, 能较好地实现配电网绝缘在线监测要求。
低频信号注入法进行电网绝缘在线监视会受到一些因素的影响, 下面将详细讨论。
3.1 对地电容对绝缘电阻检测精度的影响
为获得电网对地电容的变化对绝缘电阻检测精度的影响, 分别对绝缘正常情况下以及单相绝缘电阻降低情况下, 对地电容变化对绝缘电阻的影响进行仿真研究。设正常时对地的绝缘电阻为10。通过改变对地电容值测得的绝缘电阻正常以及单相电阻降低到5, 1时的绝缘电阻计算值, 根据结果做出绝缘电阻测量值随电容变化曲线, 如图4所示
从图4可以看出, 当电网的对地电容变大时, 相应的测得的绝缘电阻误差也增大了。而当电网的对地电容一定的时候, 随着支路绝缘电阻的下降, 检测得到的绝缘电阻的误差也随之下降, 之所以会出现这种情况, 是因为绝缘电阻越高, 流过支路的低频注入信号就越微弱, 其检测就越困难, 因此误差会增大;而当电网的频率一定时, 电网对地电容越大, 流过支路的电容电流就越大, 但此时阻性电流的幅值是基本没有变化的, 随着容性电流的增大, 相应的测量误差也随着加大。
3.2 低频信号的频率对绝缘参数检测精度的影响
为研究注入信号的频率对绝缘电阻检测精度的影响, 分别对绝缘正常以及绝缘电阻降低到5和1时, 绝缘电阻计算值随频率变化的情况加以研究。根据仿真结果做出绝缘电阻随频率变化曲线如图5所示:
从图5可以看出, 随着注入信号的频率不断增加, 检测得到的绝缘电阻计算误差也随着增大, 其中的主要原因是随着注入信号频率的增加, 电网对地的电容电流不断增大, 而由于绝缘电阻较大, 阻性电流很小, 提取较困难, 因此误差随频率的增加而增大。从表中也可以看出, 随着对地绝缘的下降, 阻性电流不断增大, 检测的误差也随着变小。这也是本设计采用注入低频信号而不是高频信号的原因。
3.3 低频信号幅值对绝缘参数监测精度的影响
为研究注入的低频信号的幅值对绝缘电阻检测精度的影响, 在其他条件不变的前提下对绝缘正常时以及绝缘电阻下降到5和1时, 检测到的绝缘电阻随注入低频信号的幅值的变化进行研究, 根据仿真结果做出绝缘电阻测量值随注入信号幅值变化曲线如图6所示。
从图6可以看出, 注入的低频信号幅值的大小对绝缘电阻在线检测的精度没有影响, 而注入的低频信号的幅值只是会对测得的低频电流值有影响。
4 结语
理论分析和仿真结果表明, 低频信号注入的配电网绝缘在线监测可准确测量配电网的绝缘参数, 检测结果误差小, 不受注入信号幅值的影响, 但线路的对地电容及注入信号频率会影响测量精度。
参考文献
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配电网故障寻址技术的研究 篇10
配电网线路长分支多,发生故障时巡查费时费力,且故障原因的多样性、设备拒动、设备误动、信息传输的不完全性使得配电网故障寻址更加困难[1]。目前故障寻址的算法种类繁多,但这些算法存在着计算时间长,通用性及实用性差,费用大的缺点[2,3]。因此,如何充分利用配电网的拓扑结构及其故障特点,为配电自动化提供一种快速、实时、简单的故障寻址算法是目前研究故障寻址所面临的主要问题。
1 故障寻址系统的硬件设备
本文研究的配电网故障寻址系统结构[4]如图1所示,其中故障寻址系统的硬件设备由故障指示器、射频收发装置和DTU数据终端等单元组成,其与故障寻址中心通过GPRS/Internet进行连接。
本文介绍的故障指示器分为A、B、C三相检测模块,分别悬挂于三相上,是一种安装在电力系统线路上用于指示或监控线路运行状态的装置。故障发生时,故障指示器检测到的故障信息及地址编码信息由通讯单元发送至射频收发装置,然后由射频收发装置将信息汇集到GPRS数据终端单元,将信息发送至故障寻址系统中心。
通信装置包括射频收发装置和GPRS数据终端单元(DTU)。射频收发装置可以接收所属区域内的故障指示器的信息,并发送给GPRS数据终端单元。GPRS数据终端单元基于无线DDN通信系统,方便开发和设计。同时开发了一套专用的通讯协议,可以将多组故障指示器信息一并送出,可以避免乱码、传送不连续等情况导致通信错误的问题。
对射频模块的开发要求如下:运行功耗要低,能够自动进入休眠模式;有能够处理信号碰撞时的能力,能够确保信号发送和接收成功;通信距离能够满足要求。基于以上几点要求[5,6],选择了DVB-n RF9E5开发套件,用于对Nordic VLSI公司无线Soc芯片n RF9E5进行开发和设计。
GPRS通信装置接收射频通信装置发来的故障信号,然后通过GPRS网络发送到故障寻址系统分析中心。通信系统结构及组网方式如图2,射频收发装置通过RS-232串口连接到数据终端,将数据打成IP包,再通过GPRS空中接口传入到GPRS/Internet网,最后通过GPRS数据传输终端到达故障寻址系统中心。
2 故障寻址系统分析中心的构成
故障寻址系统分析中心的主要任务就是分析判断配电网故障位置,系统结构如图3所示,由以下几个部分组成:GPRS数据接收中心、实时数据库、图形建模、模糊聚类计算、短信通知系统等。为了配电网图形建模的需要,同时开发了图纸绘制工具。
GPRS数据接收中心是用于管理GPRS通信装置、与GPRS通信装置进行数据收发的服务软件,它需要通过开发包中动态库wcomm_dll.dll来完成和GPRS通信装置之间的通讯。动态库wcomm_dll.dll包括了通讯所需要的全部API函数,包括服务的启动与停止、数据的发送与接收、参数的配置与查询等。
实时数据库是本系统必不可少的部分,其功能和应用贯穿整个系统的每一个部分。GPRS数据接收中心将接收到的设备信息按照数据库中对应的设备编号,存储到数据库中,从而使系统数据瞬间更新。图形建模需要将死板的图形元件赋予拓扑关系,因此在拓扑关系结构中存储的将会是数据库中相应元件的标识符,从而使得图形建模的结果不必因元件的状态等原因而重新进行。模糊聚类的分析计算更加需要实时数据库作为基础,其计算参数和计算结果都将存储于数据库中,成为短信通知系统的告警信息的来源。
基于实时数据库,利用面向对象思想提出配电网设备模型,在网络图形上直观地表示出所有具体的配电网电力设备,并在此基础上提出了一种链式存储结构对整个配电网进行拓扑描述,称之为图形建模。图形建模除了完成拓扑结构分析的功能外,还需要形成故障序列标准集。同时,在该图形建模所形成的模型的基础上,实现了对配电网结构的快速动态修正和设备搜索模块的设计。图纸绘制工具是为图形建模服务的,利用图纸绘制工具可以方便的将一般形式的配电网图形转换成具有拓扑结构关系的配电网图形,从而使配电网图形绘制和配电网故障寻址系统相互独立,图纸更换更加灵活,具有通用性,系统更具实用价值。
根据配电网图形建模,给出了故障序列标准集,将其作为模糊聚类中心,然后根据实际设备状态,结合设备的误动率和拒动率,进行模糊聚类计算,选择最合乎实际情况的故障位置,并通知相关配电网维护人员,进行故障排除。
虽然故障寻址系统给出了估计的故障位置,但由于模糊聚类本来就是从概率角度出发进行故障位置决策的,判断失误是在所难免的,因此增加了一项设备误动率和拒动率参数校正的功能。
如图4所示,在实际故障位置一栏点击带有“…”的小按钮,将弹出实际情况对话框,用来选择实际故障位置。此项功能针对配电网维护人员有效,由配电网维护人员确认实际故障位置后,录入数据库,进而修正相应设备的误动率和拒动率。
下面给出一个测试实例,如表1所示。
那么实际故障序列
相关故障指示器的拒动率和误动率如表2所示。
选取故障序列标准集中的两个序列,具有下划线的是与故障序列中相应支路状态不一致的支路,如下:
显然D1<D2,因此判断故障位置应该是FI6线路侧。
为了达到高效处理配电网故障,需要改进故障告警通知的技术。本系统采用成都众山科技有限公司的飞天短信引擎FT35A GSM MODEM。组网方式如图5。
该模块与配电网故障寻址系统通过RS232数据接口连接,当配电网发生故障由配电网故障寻址系统判断出故障位置之后,将故障现象和故障位置通过短信发送到具有权限的配电网维护人员的手机上。
3 总结
随着配电网运行、维护方式和方法的改进,配电网故障寻址系统终将推广应用于大型配电网系统中,本文提出的方法已应用于天津市某供电局的配电网故障寻址系统。现场运行的结果表明,故障信息能够正确传输,故障点能够正确判断,具有很好的发展前景。
摘要：针对配电网故障寻址困难的问题,提出了一种新的配电网故障寻址方法 ,应用射频通信技术和GPRS技术将数据传送到故障寻址系统分析中心;根据数据库中具有结构参数图形的拓扑结构建立故障序列标准集;采用模糊聚类算法判断故障点,且按实际情况及时修改设备的误动率和拒动率,提高故障点判断正确率;把短信工具嵌入到故障分析软件之中,保证相关人员及时了解配电网的运行状况,提高供电可靠性。