馈线自动化技术在配电主站中的应用研究

引言

随着我国电力系统建设的不断加速,配网结构日益复杂化,配电设备也越来越多样化,且配电系统运行环境较为恶劣,存在大量的谐波源、三相不平衡、电压闪变污染等问题,配电系统运营与维护面临严峻考验。基于此,配网自动化引起了广泛关注,电力系统已开始试点使用配电自动化技术。

馈线是连接各配电网络节点的重要线路,是配网建设的重要组成部分。通过馈线自动化建设,能实时监控配电线路运行情况,及时发现馈线故障并实现自动化隔离、诊断与恢复供电,实现配电网运行监控的自动化控制,从而达到提高供电可靠性和电能质量的目的,实现配电系统的高质量、稳定、经济运行。

1馈线自动化原理及方案概述

馈线自动化是基于电网分段处理的一种自动化控制技术,利用分段开关将供电线路分为各个供电区域,当某区域发生故障时,由控制系统发出跳开动作指令,从而实现故障区域隔离,并重构配网结构,恢复非故障区域供电,从而避免了因故障而导致的持续失电问题。

根据配网整体结构和通信条件,可将馈线自动化分为就地控制和远方控制两种方案。就地控制是通过分段开关器对分段开关进行动作控制,并与出站断路器或重合器上的分段开关配合使用,以此实现故障区域的隔离。就地控制方案对通信条件要求不高,投资成本较低,但该方案存在开关动作次数过多、恢复供电间隔长、故障定位不准确的问题。远方控制方案对通信条件要求较高,建设投资投入较大,但具有适应范围广、故障定位精确、恢复供电及时等特点,在故障隔离与恢复时,相应的分段开关仅需动作一次,有利于延长分段开关使用寿命。远方控制方案适用于复杂、多电源的配网结构,不限于架空线或电缆供电,因此,远方控制馈线自动化方案具有较高的应用研究价值。

2基于馈线自动化的配电主站系统构成

基于远方控制馈线自动化的配电主站自动化系统,由配电主站、配电终端、通信通道组成。其中,配电主站主要用于信息处理与人机交互,配电终端用于馈线状态信息收集、动作执行:通信通道是配电主站与配电终端之间的通信链路。

2.1配电主站

配电主站是配电自动化系统的核心,承担着数据采集、处理、存储与控制等任务,是配网自动化系统功能实现的关键。为提高配网控制的可靠性、实时性,服务器应双机热备,当主服务器发生故障时,备用服务器自动接管服务。同时,配电主站还应配置数据采集服务器、数据存储服务器、web服务器等,分别用于数据接口配置、信息存储和信息发布等。

2.2配电终端

配电终端是安装在配网现场的监测、控制单元,监测对象包括开关站、配电室、变压器、箱式变电站和馈线等。根据监测对象的不同,可将配电终端分为开关监控终端(FTU,馈线终端)、变压器监控终端(TTU,配电终端)、远动装置(RTU,自动化控制器)和现场故障指示灯等。

2.3通信系统

根据通信技术发展现状,可用于配电系统通信的技术主要包括光纤通信和配电载波通信两种。光纤通信技术发展相对成熟,广泛应用于各类网络结构,具有传输容量大、衰减小、传输距离远、受电磁干扰小等特点,但同时存在线路敷设成本高、施工周期长、运维费用高等缺点:配电载波通信技术是以现有配电网作为通信通道,不需要对现有配网网络进行改造升级,也不需要敷设通信线路,因此,配电载波具有成本小、施工周期短、易于管理维护等特点,但由于配电载波受电磁干扰影响显著,通信信号衰减较大,当配电网络发生变化时,其通信可能受到影响。结合光纤通信和配电载波通信技术应用特点,可在长距离、复杂结构配电系统使用光纤通信,短距离、单一结构中采用配电载波通信。

3馈线自动化设计与实现

3.1馈线自动化控制流程

基于上述架构,配电终端FTU和TTU实时向配电主站发送状态信息,配电主站收集、处理、存储整个馈线环的故障信号,依据故障发生时间,判断该故障为瞬时故障或永久故障。当配电故障为瞬时故障时,不触发馈线自动化处理流程。而当故障为永久性故障时,则由馈线处理系统依据预设条件发出动作指令,从而实现馈线故障的自动化控制。

根据馈线瞬时故障和永久故障类型,为避免馈线自动化控制频繁动作,影响配电网控制稳定性,馈电自动化控制触发条件应满足:

(1)开关事故分闸。当开关分闸由事故原因引起时,其判断条件以分闸动作信号和开关过流保护动作信号为依据,考虑到信号传输和事故维持时间,可将分闸故障时间间隔设置为5s,连续收到两次及以上故障信号,即可判定为开关分闸故障。

(2)开关故障跳闸。当开关事故分闸发生后,如重合闸动作完成,即为瞬时故障。如跳闸开关分闸维持一段时间后仍保持分位状态,则可判定为永久性故障,判断时间可根据重合闸整定动作时间最大值确定,可在开关事故分闸后延迟5~10s。

3.2故障定位

当配电主站判定馈线故障为永久性故障后,结合各配电终端信号,对馈线故障进行定位。结合馈线故障发生特点,当故障发生时,该节点上游配电终端会持续发送状态信息,而下游配电终端则不会上报故障信号,因此,在相应的故障节点中,应只有一个开关发出故障信号。根据该特性,当馈线故障发生时,可由配电主站遍历数据库中故障信息,以此作为故障定位的依据。

3.3故障隔离

当故障节点确定后,配电主站自动化系统即进入故障隔离流程。通过预设条件,将故障节点周围的所有开关断开,实现故障区域的有效识别和隔离。在此过程中,应考虑两个因素:过滤已分闸的开关:如果该馈线连接末端供电,则开关不需要分闸。

3.4非故障区域恢复供电

配网馈线故障发生后,可将故障区域分为故障区域和失电区域,根据失电区域相对于故障区域的位置,可将失电区域划分为电源直连电气区域和孤立失电区域,即故障区域上游为直连电气区域,下游为孤立失电区域。针对由单个开关分闸引起的馈线故障,通过故障节点开关合闸操作即可恢复,且电源直连区域属于正常供电的一部分,不存在负荷不足的问题。而针对由多级开关分闸引起的馈线故障,在电源直连区域恢复供电时,仅对单个开关进行合闸处理无法实现供电恢复,可依据就近原则,先对每个开关的状态进行检测,根据故障节点分闸位置,依次对分闸开关进行合闸操作,从而确保恢复供电的可靠性和稳定性。

针对失电区域的供电恢复,需要明确其联络开关的数量和线路。例如,在一进二出环网柜母线柜发生故障时,如两个出线分别出现孤立失电区域,则可通过配电终端获取该节点联络线和失电区域内联络开关数量,并根据自动化系统预设条件,重构配电结构,对联络开关进行合闸操作,从而实现失电区域的恢复供电。此外,为确保失电区域电源能够满足失电区域供电需求,在配网规划和设计时,应结合配网区域用电需求计算其容量,确定馈线最小负荷和最大负荷。在多电源供电的情况下,应根据失电区域用电负荷,优先选择负荷均衡度高的作为电源,降低失电区域接入对配网的影响。

3.5供电控制结果判定

在失电区域恢复供电后,系统可根据是直连电气区域还是孤立失电区域,配电终端和状态信息及合闸动作返回结果进行综合性分析,如两者结果一致,则馈线自动化控制动作完成,如未成功,则可判定为自动化控制失败,应及时联系电力维修人员现场查明原因。

4结语

在新时期背景下,配网供电可靠性直接影响国民经济的稳定发展,因此对故障监测、定位、维修的时效性要求不断提高。结合配网结构特点,本文提出了馈线故障自动化控制流程,以期提高配网运行的可靠性、稳定性。