定位隔离范文

定位隔离范文（精选4篇）

定位隔离 第1篇

一、辐射网与环网馈线故障定位方法

配电网具有结构复杂、设备自动化程度低等特点, 传统故障定位方法中只有用开关试投法确定故障区域, 但这样很可能导致众多开关反复动作, 产生冷负荷冲击, 严重时会超过配电网馈线路的负荷极限。随着计算机与通讯技术的发展, 使得同时实现定位、隔离与恢复供电成为了可能。这就需要实施把开关换成成具有FTU功能的智能控制单位, 并与配电网控制中心SCADA计算机系统连接起来而实现通讯的配网设备改造。判断树状网、辐射状网以及开环运行的环状网故障区段, 一般只要根据馈线沿线的开关是否存在故障电流来判断即可。在辐射状网中, 如果馈线上发生单一故障, 故障区段应该是由电源指向供电方向最后一个经历故障电流的开关致第一个没经历故障电流开关之间的那个区段。但在实践中, 还会出现另一种现象, 就是馈线发生故障, 最近开关未断, 而其上一级开关却先跳闸, 这是由于配网开关整定困难引起的。因此, 判断故障区段仅依据开关是否断开来判断是不够严谨的。辐射状网及其馈线的故障区段判断如图1所示:

绿色开关表示闭合状态, 红色开关表示断开状态。由图可知, 故障段为d, 但由于开关整定困难, 临近开关Q3并没断开, 而上一个开关Q2却断开了, 显然依据开关断开状态判断是错误的。而Q4未出现过流, 没故障电流, 而Q1、Q2、Q3均出现故障电流。依据开关中否出现故障电流可以准确判断馈线故障发生段。在如何确定开关是否出现故障电流问题上, 通常方法是对安装在各台开关上的FTL进行整定。由于这种方法并非通过各台开关的整定值差别来隔离故障区的, 这种方法不仅易于实施, 还可以将全部的开关用同一组定值, 最终在馈线上增加分段也不会出现任何影响, 达到方便隔离的目的。

与辐射状网不同, 闭环运行的环状网就不适合采用辐射状网判断故障区段的方法。闭环运行的环状网必须在采集电压和电流信号的基础上, 根据流经馈线开关的故障功率方向才能判断出区段, 如下图2所示:

在如何确定各开关是否有经历过故障功率的问题上, 也是通过在各台开关上安装的FTL进行整定。这个整定也是非常容易实现的。在闭环运行的环状网中, 当发现分段开关流过超过整定值的过电流时, 表明有故障发生, 而故障区段最显著的特点就是与其相连的各开关故障功率方向一致指向该区间, 如上图的d区间所示。

二、馈线故障定位与隔离算法

(一) 图论基本概念

图论是一门应用广泛的数学分支, 通过用图模拟来确定事物间的二元关系。如大网络、在系统等等, 经过用图模拟, 可以使概念清晰、目标明确以及计算简化。例如:一个图G= (V, E) 由有限集V、E组成。V=[v1, v2, v3…vn]集合中元素叫顶点, E=[e1, e2, e3…en]集合中元素叫做边, 每条边连接两顶点, 若图G连接在有序顶点间即叫做有向图, 相反即叫无向图。若Vm与Vn之间存在一条边ek, 那么两个顶点就是邻接的, 用VmadjVn表示, 反之即非邻接的。若任意两个顶点Vm与Vn都存在着连接Vm与Vn的路, 那么称图G为连通。若Vm与Vn间存在k (k≥2) , 那么这组边是K重边。若其中一条在两个相同的顶点, 那么这条边就叫做环。既没重边又没环的图叫做简单图。有向图的度可以表示为:

dG (vm) =odG (vm) +idG (vm)

其中odG (vm) 表示以vm为起点, 有向边的总数是vm的出度;idG (vm) 表示以vm顶点为终点的有向边的总数是顶点vm的入度。由此可知, 出席是0的顶点可以作为汇点, 而入度为0的顶点作为源点。配电网中, 由于功率具有单向性的特点, 因此将负荷节点称为汇点, 将电源节点称作源点。按照图论理论, 配电网络就是一个简单的、有汇点也有源点的有向图。

(二) 双电源单环网闭环运行的矩阵算法

矩阵算法是以图论知识为基础的, 具有实时性, 计算时间短, 容易应用到工程上等特点受到广泛的关注。但传统的算法仅限于单电源供电运行方式, 在现代配电网馈线故障定位与隔离实践中受到了很大的限制, 得不到保障。因此, 本文通过改进算法, 探讨双电源单环网闭环运行情况的矩阵算法应用于馈线故障定位与隔离, 如图3所示:

在环网闭环运行模式中, 视馈线上的断路器、分段开关与联络开关为节点, 然后对每个节点进行编辑。设馈线共有N个节点, 方阵即为N×N维。假设第i个节点与第j个节点之间有馈线, 那么第i行第j列与第j行第i列的元素的元素称为相邻节点, 数值为1;假设不存在馈线, 那么第i行第j列与第j行第i列的元素为不相邻节点, 数值为0。这样构成的方阵也称为网络描述矩阵, 反映出馈线的拓扑结构, 用D表示:

收集故障信息过程中, 有那么一条规律:如果第i个节点开关出现过电流, 那么第i行第i列元素置0;如果未出现过电流, 那么第i行第列元素置1, 其他元素为0。考虑到双电源单环网闭环运行故障电流方向, 假说配电网馈线的正方向是电源供电功率方向, 即信息矩阵可以定义为:

其中d11表示对角线为D的元素;0表示第i个节点开关存在着过电流且与网络方向相同;1表示出现其他情况;D的其他元素为0。假设在图3中分段开关3和联络开关闭合4之间发生故障, 且当时是由电源A进行供电, 那么可以得到故障信息矩阵为:

馈线故障判断矩阵是网络描述矩阵D和故障信息矩阵G之积, 表示式为:P=g (D·G) =g (P)

其中g (P) 表示乘积规格化后运算, 那么可以得到馈线故障判断矩阵为:

从故障矩阵可以找出相应的故障区段, 如P中元素Pij异或Pji等于1, 那么馈线中I, j两点间为故障区段, 应当给予隔离。如图3中, 在电源A工作情况下, 有P34XORP43=1, 那么故障发生在3, 4之间。同理由B电源供电亦可以得到相同的结论。

三、结论

配电网自动化技术应用相当长的一段时间, 技术水平逐渐成熟。由于网馈线故障定位与隔离关系到电网的稳定, 供电可供靠以及电能供给质量, 相关的研究还是热点问题。FTU通讯网配电网控制中心组成实现的配电网自动化依然是解决馈线故障定位的最好方法。在配电自动化系统结构方面, 主要还是以三层结构式为主;双电源单环网闭环运行的矩阵算法可以打破传统的算法仅限于单电源供电运行方式, 在技术上有一定的进步。

摘要：随着我国电力工业的发展, 城市配电网供电线路长, 节点多, 而且网络结构错综复杂, 如何在馈线发生故障时迅速、准确的对故障定位, 及时隔离, 以确保供电可靠性成为了研究的热点。本文以辐射网与环网馈线故障定位方法为例进行探讨, 并提出用双电源单环网闭环运行的矩阵算法去打破传统的算法的局限性。

关键词：配电网,故障定位,图论,矩阵算法

参考文献

[1]杨旭东, 周丹.配网故障定位、隔离与恢复的研究[J].大众科技, 2008.

定位隔离 第2篇

农网配电线路主要有以下现状:

1)农网配电线路无故障定位和隔离系统,故障区域查找困难;

2)农网配电线路供电半径大、分支多,建立有线通讯通道成本高;

3)农网配电线路多处于无监视状态,线路的运行数据不明确,影响电力生产运行;

4)系统无报警信息及时通知运行维护及相关人员,不能实时掌握故障信息;

5)随着新农村建设,农村电器设备增多,对供电可靠性、安全性要求提高;

以郑州供电公司某县农网配电线路为例,辖区内共有6-10千伏线路213条,其中公用线路135条,线路全长1876.08千米。公用线路中单幅射线路119条,占88.15%,手拉手线路16条,占11.85%。2011年共发生异常故障208条次,其中接地61条次,短路故障147条次。2011年发生的异常故障208条次中,同一条线路发生2次以上故障的有35条,其中同一条线路中发生故障最多的达7次。

在这208次异常中,均造成变电站保护动作,整个线路停止运行进行故障查找,并且多数农网线路供电半径大、分支多,无分段开关和分支开关,无故障定位和隔离设备,因此造成故障查找难、查找时间长,影响用户用电,造成售电损失,影响供电公司的效益及社会声誉。

二、系统方案的选择

随着坚强智能电网建设的推进和发展,随着电子技术、计算机软硬件技术和通信技术的发展,随着智能化的农网自动化关键技术的研究突破和工程应用,农网配电自动化也出现了很多种模式,目前农网配电自动化主要有:配电网故障指示系统、配电网信息系统、无主站馈线自动化系统、基于主站的配电自动化系统和一体化县调配电综合自动化系统五种典型模式。

针对农网线路线路长,分支多的特点,依据国家电网公司《农网自动化及通信系统建设技术指导意见(试行)》,以提高10kV线路供电可靠性为目标,更应注重投入产出,根据负荷密集程度、负荷重要性、经济发达程度、发展趋势、售电收入等,对于不同的地区在不同发展阶段,应科学地选择恰当的模式。做出一种经济实用的农网智能化建设模式。

结合配网自动化的设计思想,使用配电网故障指示系统和无主站馈线自动化系统结合的方式,结合主站系统进行监控。实现一种经济实用的农网配电线路故障定位和隔离系统的应用。

三、系统方案的设计和应用1单辐射网络结构

树形放射状网络结构的线路,如果整条线只有变电站出线有开关,可以看到该网络结构的任一点出线故障都会引起变电站出线开关跳闸,引起整条线路停电,而且故障点需要在整条线上查找,查找故障点困难。

2环网网络结构:

环网供电线路,可以实现线路的双电源切换供电,大大提高了线路供电的可靠性,但是也是一点故障,全线停电,故障点难以查找。

现根据线路的状况,试行分段,环网供电线路根据分段数量和分段点的位置确定联络位置。对于联络开关进行重合闸,实现供电恢复。对主要分支线路加装智能开关设备,减小故障点对整条线路的影响,在分支线路上加装具有通讯功能的故障指示器,便于查找故障点。智能开关设备和故障指示器都具有通讯功能,能够通过APN专网上传给监控后台

四、故障定位和隔离系统原理

根据农网智能化建设中的实际情况,变电站速断时间定值应整定为0.7s-1s来使用时间级差实现保护功能。智能开关设备可以实现故障的隔离和供电恢复,故障指示器可以实现故障点的定位,并把故障上传监控系统,同时实现短信告警。下面描述智能开关的隔离和供电恢复原理。

1单辐射线路时间级差隔离故障原理

单辐射线路时间级差如图一所示,以4、5区间发生故障说明

(1)4.5之间线路发生故障,1DL、5DL同时感受到故障电流,由于5DL时间设置为0.35S、1DL时间定值为05S,所以5DL断路器跳闸,隔离故障区域。

(2)智能开关设备把故障信息发送给主站监控系统,主站监控系统进行告警,并发送短信通知相关人员。

2环网线路时间级保护和联络开关的供电恢复原理

下图二是一手拉手环网。共配置5台柱上智能开关,图中CB1、CB2为变电站出线开关配有的保护装置。S1、S2、S3、S4、S5为柱上智能开关(其中S1、S2、S3、S4、S5为分段开关,S3为联络开关。

下面通过L2段发生永久故障来说明从故障产生到故障隔离以及非故障区域供电恢复的过程。

(1)当L2段发生永故障:S1分断开关保护跳闸;S2两侧失压,开始计时;S3联络开关单侧失压开始计时。

(2)S2两侧失压延时到,S2失压分闸。S3联络开关单侧失压延时到,S3合闸。

(3)S2单侧有压延时合闸,但合在故障上加速跳闸并闭锁合闸。如此完成了L2故障段的隔离和非故障段的供电恢复。

(4)智能开关设备把故障信息发送给主站监控系统,主站监控系统进行告警,和发送短信通知相关人员。

结语

农网主要是长线路,负荷分散,故障率高,影响面大。解决了馈线的故障隔离和非故障区段的供电恢复,提出了并实施了智能分段开关、智能分支开关和故障指示器一同构建农网馈线自动化的系统解决方案,经济、实用;采用廉价的移动网络和小型化的监控平台,实现线路故障状态的监测,故障告警;很经济地实现了电网运行状态的可视和可控,提升了农网的运行管理水平。目前系统已经试点运行,具有广阔的推广前景。

参考文献

[1]唐巍.农村电网智能化建设的思考[J].电力科学与技术学报,2010.

[2]苏胜新等.农网配电自动化建设模式[J].电力系统自动化,2002.

[3]刘健.农网配电自动化的五种典型模式农网自动化.

[4]顾欣欣.智能配电网自愈控制技术的实践和展望[J].电力建设,2009.

定位隔离 第3篇

配电网靠近用户、结构复杂、覆盖面广, 发生故障的几率远大于输电网络。自动地定位和隔离故障是提高配电网供电可靠性重要的技术措施。为了应对能源环境危机、提高能源使用效率, 世界各国都在大力推动分布式发电, 特别是可再生能源分布式发电的发展。发布式电源容量小、电压低, 一般接入配电网运行, 使传统的由输电系统单点供电的配电网变成了由输电系统、多个分布式电源共同供电的多电源网络。这种变化改变了配电网故障时短路电流的方向, 使得基于传统配电网短路电流单方向流动的故障定位和隔离方案不再适用[11]。可再生能源分布式电源的接入或退出、接入时的出力都与自然条件有关, 有较大的不确定性。且它们一般以逆变器为接口接入配电网络, 在故障情况下, 逆变器输出的短路电流随逆变器的控制方式而变化。这些都增加了未来配电网故障定位和隔离问题的复杂性。

针对分布式电源接后多电源配电网的故障定位与隔离问题, 近年来做了大量的研究。文献[6] ~ [8] 采用了矩阵法, 先根据配电网的结构和运行特点建立网络描述矩阵, 再结合故障信息对网络描述矩阵进行修正, 建立故障判断矩阵, 最后根据故障判断矩阵中的元素特征判断故障发生区间。文献[9] 利用具有三条以上支路的节点, 指向故障点的支路中短路电流幅值最大的特点判定故障搜索的正方向, 并最终把故障范围锁定在一个最小的故障关联区域内。文献[10] 提出一种能自动适应实时运行方式的配电网馈线描述方法, 并在此基础上提出了故障区段定位的快速算法。文献[11] 提出了一种不使用电压信息, 利用电流故障分量模值比较的判断故障方向的方法。为了适应分布式电源的不确定性及短路电流特性的变化, 一些研究采用了自适应技术。文献[12] 首先对保护背侧的网络进行等值变换, 并根据形成的支路贡献因子矩阵, 消除了分布式电源对支路电流的影响, 构造了配电网自适应的主保护和后备保护的判据。文献[13]同样首先对保护背侧的网络进行等值变换, 不同的是,在发生短路故障时, 当保护装置检测到的短路电流值大于整定值时, 先启动保护装置的启动元件, 通过比较本保护装置的短路功率方向与相邻保护装置的短路功率方向相同与否, 再决定是否动作。文献[14] 分析了分布式电源提供的短路电流与输出功率的关系, 提出一种保护的整定值随分布式电源的输出功率、故障电流的变化一起变化的保护新方案。文献[15] 基于拓扑搜索获得故障时给保护装置提供短路电流分布式电源, 从而自适应修改保护定值。文献[16] 提出了一种自适应电流保护协同因子的区域后备保护算法。

矩阵法或搜索法基于全网拓扑信息, 其分析计算程序需安装在控制中心, 电网中的智能电子设备(IED) 或远方终端(RTU、FTU) 需实时上送开关状态和分布式电源的运行状态信息, 计算量和通讯量都比较大, 控制中心负担加重。自适应方法需在故障发生前计算出故障时流过保护装置的短路电流, 其有效性依赖于对分布式电源故障特性模拟的准确程度, 目前仍有一定的困难。本文借鉴信息物理融合系统(Cyber-Physical System,CPS) 通讯、计算和控制高度融合, 通过泛在互联、分布计算实现对系统精确可靠控制的思想, 构造了多源配电网故障定位和隔离的CPS解决方案, 从原理上保证了完全的自适应性, 为智能电网的保护和自愈提供了一条新思路。

2 基于CPS的多源配电网故障定位和隔离的原理

信息物理融合系统(CPS) 是将计算、通信、控制及物理系统进行深度的兼容和融合, 通过信息系统和物理系统的交互形成一个综合系统, 它具有应对环境不确定性变化的自适应性, 动态自组织重构功能及基于网络的大规模系统集成控制能力[1,2,3]。CPS强调通过对环境感知和物与物互联的基础上, 实现对物理实体的实时的、动态的信息控制, 它的重要意义在于, 通过将嵌入了计算、通信、控制单元的物理设备连接到互联网上,使得物理设备能够实时的感知环境, 并且能够进行实时的计算、通信、和控制[17]。与传统电力系统相比较, 智能电网具有坚强、自愈、兼容、集成等鲜明特征。而长期以来, 传统的电力系统与信息系统几乎处于完全割裂的状态, 要实现智能电网的目标, 必须实现二者的高度融合, 使得信息在电力系统内能够双向流动[3]。先进的信息技术是智能电网发展的必要条件。CPS概念一经提出就受到了电力科技工作者的注意。文献[1] 提出了将CPS技术应用到电力系统中, 初步建立了电力CPS的思路和框架, 不足之处是针对整个的电力系统进行的电力CPS架构的建立, 比较笼统, 文献[2] 提出了由嵌入式计算装置、实时通信网络、电子式互感器以及智能开关装置组合而成的智能配电网的信息物理融合保护系统, 文献[3] 提出了将CPS技术引入到微电网的建设中,建立微电网的CPS。

在目前的配电网自动化保护系统中, 主要依靠在各开关上装设馈线终端(FTU) 来采集故障发生前后的电流、电压等信息, 并通过通信技术将信息上传至主站或子站, 主站或子站对采集的数据进行综合分析, 确定故障区域、制定恢复供电方案, 再通过遥控各开关隔离故障区并恢复非故障区域的供电。

本文将开关与FTU集成, 并融入传感、通讯、计算、控制和执行功能构成CPS单元, 与FTU的集中控制方式相比,CPS单元更加的智能化、信息化和集成化。 CPS单元是构成故障定位和隔离的基本组件, 其结构如图1 所示。在CPS单元中, 传感环节用来感知外界环境,负责将感兴趣的外界信号转换成信息系统允许接收的信号形式传递至信息系统; 计算环节主要负责将传感环节与通信环节传递的数据根据设定的算法进行计算; 通信环节负责将信息系统需要传递的信息发送, 同时将其感兴趣的信息进行接收; 控制环节负责将计算环节的出的结果根据逻辑指令进行计算, 得出执行指令; 执行环节负责接收控制环节的执行指令, 控制开关的通断。

配电网看以做是由CPS终端、电源、变压器、输电线路、负荷等连接而组成的。将以断路器为界的连通子网络定义为一个保护区, 由输电导线、负荷和分段器组成。由于分段器可以断开或闭合, 所以一个保护区可能不是一个连通网。将一个保护区域内的连通子网定义为最小保护区, 与同一个最小保护区连接的边界断路器互为邻接断路器。它们与最小保护区互为关联关系。当一个最小保护区域内发生故障时, 将由它的关联断路器跳闸来切除故障。如图4 所示, 以断路器1、2、3 为界围成的区域为一个保护区; 由于K5 处于断开位, 因此以断路器1、2、K5 为界, 围成的区域为一个最小保护区,以K5、断路器3 为界围成另一个最小保护区。

将以CPS终端( 无论是断路器还是分段器) 为界的子网定义为一个最小配电区。最小配电区内只包含线路和负荷, 所以总是连通的。最小配电区是可以同时失电或恢复供电的最小单元。与同一最小配电区连接的CPS终端互为邻接关系, 它们与最小配电区互为关联关系。例如图3 中的以断路器1 与K1 为界围成的区域。当一个最小配电区内发生故障时, 可通过断开它的关联开关予以隔离。

系统初始化时, 首先将配电网的保护区进行编号。在每一个断路器内保存2 张拓扑表, 记为TP1 和TP2。在TP1 和TP2 中分别保存断路器关联的两个保护区的编号及保护区的拓扑信息。如果断路器仅与一个保护区关联, 则TP2 为一空表。TP1 和TP2 表的内容是静态的,只与配电网的结构有关, 而与配电网的运行方式没有关系。当电网的静态结构发生变化时, 由控制中心进行拓扑分析, 重新形成个断路器的TP1 和TP2 表并下载。

除TP1 和TP2 表外, 每个断路器还实时维护2 张邻接断路器表, 记为BL1 和BL2。BL1 记录的是TP1中与断路器为邻接关系的断路器,BL2 记录的是TP2 中与断路器为邻接关系的断路器。BL1 和BL2 是动态的,其内容是根据保护区内分段器的实时状态及TP1 或TP2表的内容经拓扑分析得到的。所以, 当分段器的状态发生变化时, 分段器将向同一保护区的所有关联断路器发送状态信息。拓扑分析是在各断路器内部的计算单元中进行的, 这种分析仅涉及各自TP1 或TP2 中所描述的网络, 规模不大, 计算工作量小。当断路器的状态变化时, 也需向邻接断路器发送状态信息, 以便修正BL1 或BL2 中断路器的状态。

当配电网中有故障发生时, 断路器感受到故障信息并经计算满足启动条件时向BL1 和BL2 表中的断路器发布自身感知到的故障参数。当BL1 或BL2 中状态为闭合的断路器发送的信息全部到达后, 断路器1 计算单元根据故障判据进行判断, 当判断结果为自身关联的最小保护区内发生故障时, 发出跳闸指令, 由控制执行单元执行跳闸, 切除故障。CPS分段器的工作原理与CPS断路器类似, 将不再叙述。图2 为CPS开关动作流程图。

集成了CPS单元的开关构成的配电网结构的优点有: 一、在信息的捕获与计算方面, 每一个开关CPS单元对信息的获取以及信息的发布都是自主的, 对信息的计算、处理都是分布式, 带来时间延迟很小; 二、在信息的传递方面, 与传统配电网控制方式相比, 因为每一个开关内部都内嵌了一个CPS单元, 并且在此基础上根据IEC61850 中的GOOSE机制, 每一个开关的通信采用发布者/ 订阅者通信结构, 此通信结构支持多个通信节点之间的对等直接通信, 实现一个或多个数据源即发布者向多个接收者发送数据。因此避免了传统的FTU控制中由于信息传递以及主站大量的数据处理带来的较大的时间延迟、通信通道所承担的较大的数据负荷; 三、在供电的可靠性方面,CPS单元信息的传递是在CPS单元间进行的, 某一个CPS出现故障, 并不会直接导致系统瘫痪, 供电可靠性较高, 而若FTU系统中主站故障将可能直接导致系统的瘫痪。

下图3 为基于CPS单元的开关设备的配电网自动化网络图。开关间信息的传递就是通过CPS单元间通信网络来实现。

3 实例应用

以图4 中F1 处发生故障, 采用故障功率方向为判据, 以CPS断路器1 的工作流程来说明本文方案的原理。系统初始化时, 控制中心将系统保护区域进行编号, 在图3 中以断路器为界只构成一个保护区, 定义编号为① ,断路器1 内保存2 张表,TP1 中保存编号① , 以及保护区①的拓扑结构。由于只关联一个保护区域, 所以TP2为空。同时断路器1 实时维护2 张表,BL1 和BL2,BL1中记录的是断路器2,BL2 为空。

当F1 处故障发生时, 断路器1 感受到过流信息,经启动算法判断启动保护, 同时向BL1 表中的断路器2发送故障功率方向信息, 同时接收断路器2 发送的故障功率信息, 经断路器1 计算单元根据故障功率方向判据进行判断, 判断结果为自身关联的最小保护区内发生故障时, 发出跳闸指令, 由控制执行单元执行跳闸, 切除故障。同时断路器2 跳闸,K1 在检测到断路器1 和断路器2 跳闸之后断开, 故障隔离成功, 断路器1 维护的BL1 表变为空表。

4 结束语

本文提出了一种基于CPS的多源配电网故障定位与隔离基本框架, 能够在分布式电源接入电网以后, 发生故障的情况下, 快速定位故障区域, 隔离故障, 并且在通信上采用先进的IEC61850 通信协议, 符合未来智能电网数字化、网络化、智能化的新要求。配电网作为CPS的一个新的应用领域, 很多研究刚刚起步。本文提出的CPS配电网自动化保护框架还只是一个原型, 在今后的研究中将进一步完善。

摘要：自愈是智能电网的主要特征,故障定位和隔离是实现自愈的基础。分布式电源接入使配电网的结构、潮流和故障电流都发生了很大的变化,故障定位和隔离问题变的更加复杂。基于信息物理融合系统通讯、计算和控制高度融合的理念,提出了一种多源配电网故障定位与隔离的CPS方案。方案以集传感、计算、通信、控制和开关功能能为一体的CPS单元为基本组成,借助CPS单元间的通讯获得必要的信息,经CPS单元的分布计算快速判断故障位置,发出控制指令切除和隔离故障。与传统电流保护相比,有自适应能力强、动作速度快的特点。

定位隔离 第4篇

现时, 查找故障点仍然采用人工巡视的方法, 当故障发生在恶劣天气, 或线路处于地形复杂地区以及夜间的时候, 会给巡视人员查找故障造成很大的困难。常常出现故障点比较隐蔽, 查找故障点用了很长的时间, 而故障却很容易处理, 造成线路全线停电时间过长, 严重影响供电可靠性。

1 配电线路故障的定位与隔离

配电网在实际运行中, 一般发生接地故障比相间短路故障多, 运行统计数据表明接地故障约占总故障的90%, 特别是在雷雨、大风等恶劣天气时候。在配网发生短路或接地故障时, 可以利用一些量化的信息对故障点进行快速定位, 将故障或可疑线路与无故障线路分开, 保证其他线路的正常供电。本文介绍、比较两种应用比较成功的系统: (1) 基于计算机和通讯技术实现的配电线路故障自动定位系统; (2) 基于智能分界负荷开关 (俗称看门狗开关) 的故障自动隔离系统。

2 配电线路故障自动定位系统

目前对于故障点的检测, 主要有线路故障指示器和线路FTU两种方式。利用故障指示器实现线路故障分段定位, 由于多数故障指示器没有自动定位功能, 配电线路出现故障, 仍然需要人工沿线查找。而利用FTU能够实现故障的自动定位和隔离, 但投资成本太高, 难以大规模推广。本文介绍一种基于故障指示器和GPRS通讯技术的线路故障监测系统, 实现线路故障快速自动定位, 提高供电可靠性。系统主要由故障指示器、信息处理单元 (IPU) 、数据处理及转发系统 (CM200) 和用户监控信息系统组成, 如图1所示。

2.1 系统结构功能介绍

2.1.1 故障指示器

故障指示器安装在架空线、电缆等线路或开关柜的母排上。主要由故障电流检测电路、就地指示部分、数字编码及无线调制发射单元组成。在线路发生短路故障时, 故障分支上的指示器在故障后将被触发, 同时将其数字编码信号通过发射单元, 以无线方式发送给I P U。

如图2所示:故障指示原理示意图所示, 当线路在5、8之间发生故障时, 第1、2、4、5检测点将产生故障信息, 其他监测点则没有故障信息, 从而可迅速的定位故障区段 (见图2) 。

2.1.2 信息处理单元 (IPU)

信息处理单元 (IPU) 安装在线路分支点处, 它能接收两个分支共6个故障探头的编码信息。IPU对接收到的无线信息先进行解调解码, 再与IPU的地址组合, 形成一个包含综合地址码, 以无线通信方式上传发送。IPU包括一个免维护的铅酸蓄电池, 外部安装一个太阳能电池板, 实现全天候工作。

2.1.3 数据处理及转发系统 (CM200)

数据处理及转发系统 (CM200) 的功能是将IPU送来的无线信息接收后进行解调、解码和显示。

2.1.4 用户监控信息系统

用户监控信息系统实现故障的指示与定位功能, 并与GIS系统结合在一起, 形成一个独立的软件子系统。该子系统可包括两部分:配电网图形编辑系统、故障检测与定位系统。配电网图形编辑系统用来创建和修改配电网络图;故障检测与定位系统是一个集GIS (地理信息系统) 和MIS (管理信息系统) 于一体的系统, 可实现实时监测配电网络状态和故障、实时定位故障点、便于线路的维护和事故抢修。

2.2 系统工作原理

配电线路故障定位系统主要用于相间或单相接地短路故障点的检测, 故障指示器启动, 给出红色显示, 同时发出一无线调制编码信息, IPU接收到线路上指示器发来的信息后, 先解调、解码, 再将IPU的地址码信息及指示器的编码信息综合后, 最后经过编码调制后发射出去。安装在监控中心的数据处理及转发系统 (CM200) , 接收到IPU发来的信息后进行解调, 解调后的信息送通讯主站进行解码处理, 然后通过104规约接口, 将信号传送给监控中心的计算机, 线路故障计算机信息系统将收到的所有含有地址码信息的数据进行综合处理, 包括纠错校正和逻辑判断运算, 对故障通路定位、并在电子地图中标识出来, 据此维修人员可以直接到故障点排除故障。

3 配电线路故障自动隔离系统

配电线路故障自动定位系统可实现快速定位故障点, 但故障发生后还是会造成全线停电, 无法自动隔离故障线路。目前变电站10kV架空线路保护一般只配置过流、速断、重合闸保护, 在小电阻接地系统中再配置两段零序保护。为保证继电保护的选择性和灵敏性, 就必须使整条线路都处在保护范围之内, 要求线路末端故障时, 保护应有足够的灵敏度。这样, 就会由于一处故障造成全线停电, 并且线路上下级保护呈阶梯性相互配合, 在线路末端已经没有保护级差时间, 只能失去选择性故障跳闸而致使全线停电。安装带有微机保护测控和通讯模块融为一体的智能分界负荷开关 (俗称看门狗开关) 故障隔离系统, 是解决上述问题的有效方法之一。

目前实际应用的看门狗开关主要有两个厂家的产品, 均应用日本东芝技术, 一是珠海许继FZW28-12F/T630-16型开关, 对安装地点有要求, 需核算线路电抗值;二是上海沪上的LTV10型接地保护开关, 采用相角技术, 与许继不同, 下文以珠海许继的开关产品介绍其应用原理。

3.1 系统功能

(1) 自动切除单相接地故障:当开关后支线发生单相接地故障时, 分界开关自动分闸, 变电站及馈线上的其它分支用户感受不到故障的发生。

(2) 自动隔离相间短路故障:当开关后支线发生相间短路故障时, 分界开关在变电站出线保护跳闸后立即分闸。变电站重合后, 故障线路被自动隔离, 馈线上的其它分支用户迅速恢复供电 (相当于一次瞬时性故障) 。

(3) 快速定位故障点:用户支线故障造成分界开关保护动作后, 仅开关保护界内用户停电。如果故障停电用户主动报送事故信息, 供电部门可迅速派员到场排查;分界开关如配有通信模块, 则可实现故障信息的自动上传处理。

3.2 系统工作原理

智能分界负荷开关内置两相电流互感器, 在供电运行时提供运行电流信号, 可满足用户负荷及线路运行状况的监视要求, 在开关界内线路短路故障时, 可检出故障电流, 提供保护判断依据;内置电压互感器, 可检出线路电压, 并为控制器提供工作电源, 无需外接电源即能实现保护动作;内置零序电流互感器, 在单相接地故障时输出毫安级的零序电流信号, 为控制器提供保护判断依据?当开关界内发生相间短路故障时, 控制器检测的电流值与相间短路故障设定值进行比较来判定故障已发生, 并记忆相间短路故障状态, 当变电站出线开关分闸后, 控制器在检测到线路无压无流的状态下令负荷开关本体分闸。变电站重合后, 故障点已被隔离, 相邻用户恢复供电?开关界外发生单相接地故障时, 开关检出的零序电流仅为用户进线段线路分布电容电流, 该电流比全网的零序电流小得多, 分界开关不予处理?开关界内发生单相接地故障时, 检出零序电流趋近全网的零序电流, 经延时判定故障性质为永久性后, 开关自动分闸, 立即隔离故障。分界开关动作后, 控制器的故障指示灯将持续闪烁48小时, 有助于线路巡检人员判别及组织故障查找。

4 应用效果

配电线路故障定位系统和故障自动隔离系统都有在广东部分台风和雷暴多发的县市10kV配网中安装投入运行, 并在实际运行中取得了良好的效果:有效减轻了配网线路巡线人员的劳动强度, 缩短了查找故障的时间, 提高了供电可靠性。

相比较而言, 基于智能分界负荷开关 (俗称看门狗开关) 的故障自动隔离系统, 虽然无法象配电线路故障定位系统一样做到全线路覆盖故障定位, 但由于系统结构简单可靠, 可无需后台集成计算机通讯信息系统支撑独立运行运行维护技术要求低, 造价相对较低, 更加容易在广大农村10KV配网中推广安装。尤其是针对广大农村10kV配网线路, 在恶劣天气下的故障更多地发生在偏远的分支线, 有选择地在这些分支线路安装智能分界负荷开关可有效自动隔离故障点, 最大限度地保障其他用户的正常供电。

5 结语