配网馈线范文（精选7篇）
配网馈线 第1篇
1 重合器方案实现馈线自动化功能的原理特点
架空配电线路的自动化采用重合器方案是利用重合器具有开断短路电流能力，具备保护、监控和通信等多项功能的特点，不依靠变电所保护开关装置的动作，通过重合器间的保护定值和时间配合将故障自动定位和隔离，具有将变电所的母线延伸到线路的作用。主干线上重合器作为保护设备，可使故障迅速分段，将分支线路故障自动隔离。
重合器方案主要功能是实现馈线自动化，在没有通信自动化系统时即可自动隔离故障。使得整个自动化工程可以分步实施，在条件具备时完善通信和自动化系统，即可实现自动化的全部功能。
重合器方案馈线自动化适用于网络结构较为简单的双电源手拉手环网供电结构，两条线路通过中间的联络开关设备连接，正常运行时联络开关设备为断开状态，系统开环运行;当某一段出现故障时，可以通过网络重构，使负荷转移，保证非故障区段的正常供电，从而大大提高供电可靠性。当两电源间距不超过10km时，兼顾分段数量和自动化配合两方面的因素，宜考虑用三开关(重合器)四分段方式，平均每段长度在2.5 km左右。
以图1所示接线为例，B1与B2为变电站的出线开关(断路器)，R0～R2是线路分段开关(重合器)。正常状态B1, B2, R1, R2闭合，R0分开。
(1) 段故障。瞬时性故障由B1的一次或二次重合闸动作恢复;永久性故障发生时，B1的重合闸动作并分闸闭锁后，R1感知 (1) 段失电，失电延续时间t1后，R1分闸;R0感知 (2) 段失电延续时间t2 (t2>t1)后，自动合闸成功，将故障隔离在 (1) 段。
(2) 段故障。瞬时性故障由R1重合闸动作恢复 (通过保护定值配合, 避免B1分闸) ;永久性故障发生时, R1重合闸动作并分闸闭锁后, R0感知 (2) 段失电延续时间t2后自动合闸, 合到故障线路后分闸闭锁, 将故障隔离在 (2) 段。
联络另一侧线路上的两段线路故障隔离与恢复供电过程同上。
应用中还应注意：(1)采用重合器方案实现故障隔离，需要变电站出线开关设备退出零秒速断功能，改为限时速断;(2)当分支线路发生瞬时性或永久性故障时，通过安装在分支线路上的支线重合器保护动作来切除，分支重合器保护动作定值及动作时间，要小于上级干线重合器定值及动作时间。
采用就地控制方式的配电网自动化系统，能够以较少的投资达到提高供电可靠性的目的，而且重合器等微机型、智能化的设备，也为系统今后的远方监控扩展提供了接口，当条件具备时，完善通信和主站系统后便可过渡为主站控制模式的馈线自动化方案。
2 如何提高供电可靠性和减少线路停电时间
(1)选用高性能PLC(可编程逻辑控制器)作为重合器的控制中心。
(2)快速切除瞬时故障，减少停电时间。在电力系统中，70%以上的线路故障为瞬时性故障，如果把瞬时性故障按永久性故障等同处理，则会造成较长时间的停电。为此，在重合器中增加了首次快速重合功能，可以在0.3～1.0 s(不同线路不同情况定值不同)内切除瞬时性故障，大大减少了瞬时故障时的停电时间。
(3)故障区段的两端同时完成闭锁。采用传统的断路器，当线路发生故障时只能一次闭锁故障线路的一端，而使用重合器可以在线路发生永久性故障时使故障区段的两端同时实现隔离，避免了非故障区段的停电，使恢复正常供电的时间缩短，同时减少了重合器的重合次数，减少了对电网系统的冲击。
3 重合器在配网中的应用原则
(1)使用条件。所有故障都应获得作为瞬时故障处理的机会，避开涌流的影响，分闸后闭锁应仅发生于永久性故障的情况。
(2)根据负荷大小和线路长短，经济合理地安排和选择重合器。
(3)根据安装地点选定重合器额定电流、开断容量、短路电流和动热稳定电流。短路电流最高上限一般应选择16 kA以上，才能适应电网容量不断提高的要求。
(4)正确整定其保护配合，如跳闸电流、重合次数、延时时间特性等。
基于配网调度的馈线自动化应用 第2篇
1 馈线自动化原理及其作用
1.1 故障定位功能
配网故障包括简单故障、复杂故障。在环网双电源供电系统中, 极易发生简单故障, 而环网多电源供电系统则容易发生复杂故障。当系统发生故障时, 配网系统能够参考馈线遥测数据来分析并计算, 最终确定故障位置, 同时, 还可以准确分析出故障类型, 进而隔离故障。
1.2 隔离故障的功能
该系统能够将配网系统中的多种故障有效集中、合并, 之后再进一步拓展故障范围, 规划出实际的故障范围, 形成故障界限, 并且能够核查故障界限周围的设备, 将故障有效隔离。在这个过程中, 馈线自动化系统会受到各种因素的影响, 但其会通过更新隔离边界形成隔离区域。
1.3 供电恢复功能
当配网故障区域被隔离后, 要科学处理非故障区域, 主要包括转移负荷、编制不同的转供方案并选择。在此过程中, 要考虑转供电源的级别。一般情况下, 电源内部的电能余量越多, 则转供电源级别也就相应的升高。除此之外, 还需要全面分析, 检查故障边界是否存在挂牌现象和接地问题等。如果对端电源的剩余容量不够, 则需要采取拆分措施, 以此来满足转供的需求。在拆分转供负荷时, 则采取多电源提供电能的形式, 以此确保恢复用电方案的有效性。
2 馈线自动化应用要点
2.1 选择自动化系统
在我国配网系统中, 最常用的是10 k V线路, 而馈线自动化基本目标也是在此基础上实现的。通过对10 k V线路的有效分析不难发现, 由于配电系统线路中性点不接地, 所以, 线路中使用了大量的电压设备。电压设备也是馈电系统中的首选设备, 10 k V线路与其他线路相比, 具有较强的简便性, 其对保护设备的功能要求比较低。10 k V主要是为客户终端提供电力服务, 为用电用户提供日常工作和生活所需要的电能。因此, 配电系统要具有较高的安全性和可靠性。
2.2 馈线自动化应用要求
2.2.1 调节配网的结构
在配网系统中, 要想充分发挥馈线自动化系统的功能和作用, 除了选取运行系统外, 还需要选择适合的配网结构。其通常采取的是环网供电结构, 为馈线自动化系统运行提供坚实的网架支撑。另外, 环网结构是现阶段配网系统中比较常用的辅助馈线自动化系统的供电结构。
2.2.2 选择合适的馈线开关
为了确保配网中馈线自动化能够有效运行, 在选择馈线开关时, 要确保开关的性能和质量达到馈线系统的运行标准, 同时, 要选择使用寿命比较长, 安全性和可靠性比较高的开关。质量上乘的馈线开关具有远程控制功能, 且运行平稳, 不需要经常维护和维修。
2.2.3 对FTU单元有较高的要求
在实际工作中, 要选择质量好、高性能、可以在不同环境状态下运行的FTU馈线, 它要具备抵御不良天气和气候等影响的能力。另外, 所选的通讯系统要有流畅、快捷通讯的功能, 进而确保信息数据可以高效地传输没, 充分发挥其自动化功能。
2.2.4 选择主站系统
主站系统中的软件系统需要具备较强的数据储存和分析能力, 要具备较强的处理功能, 而且主站系统中的硬件系统也需要有完备的功能, 可以有效处理数据信息, 即便在配网系统发生故障时, 也可以确保馈线自动化系统能够正常运行。当配电系统出现故障时, 如果安装了馈线自动化系统, 则可以及时排除故障, 缩小停电区域, 进而减少故障损失。
2.3 实际案例应用效果
2.3.1 馈线自动化系统应用案例
某供电企业在开展配网电自动化系统改造时, 应用了FTU馈线自动化系统, 具体如图1所示。该系统主要包括控制箱、一次电气设备和SCADA主站系统。它具有采集信息的功能, 能够收集电压、电流、负荷等信息, 并将收集到的信息传输至控制中心。当出现故障后, 系统可以实时记录故障信息, 并且将故障信息传送至系统处理, 提出相应的处理措施, 以便及时恢复用电。
2.3.2 馈线自动化系统发挥的作用
FTU单元作为系统的核心环节, 主要发挥着遥测和监控作用, 能够实现数据统计与分析。它不仅可以远程监控配网系统, 还可以收集故障信息。FTU控制主站能够有效、安全地收集和传输主站信息。SCADA主站系统主要是由数据采集构建与处理模块、故障报警模块构成, 它主要负责采集电流、电压信息, 科学维护负荷平衡。同时, 在设备发生故障后, 其警报模块能够及时报警, 形成警示报告, 为故障处理提供参考依据。
3 结束语
综上所述, 将馈线自动化系统应用到配网系统中, 能够确保系统运行的安全性和稳定性。如果系统发生故障, 馈线系统能够及时断定故障位置, 科学分析故障类型, 进而给出合理的处理方案。这样, 在很大程度上缩短了故障处理所需的时间, 提高了配网系统的故障处理效率, 同时, 还可以及时恢复非故障区域用户的用电, 确保配网系统运行的稳定性, 最大限度上减少供电企业的经济损失。
参考文献
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配网馈线自动化可靠性的研究 第3篇
随着我国经济不断发展, 工业化水平的提高, 人民生活水平的提高, 国家对于供电可靠性的要求越来越高。无论是工业生产还是农业生产、商业服务以及居民生活, 都对供电企业提出了更高要求。
在没有使用配网馈线自动化之前, 对于供电企业来说保障供电可靠性的难题, 主要出在故障定位上。虽然检修人员定期巡检线路, 但是仍不可避免故障发性。当故障发生时, 检修人员必须到现场排查故障点, 而这一动作因将因交通、天气等各方面原因的影响而耗费大量时间, 而此期间该馈线范围内就处于停电状态, 影响供电可靠性。
近些年, 配网馈线自动化技术普遍应用, 其在故障判断、故障隔离、恢复供电等几大关键点当中都起着十分重要的作用。不仅能够实现自动配网, 同时还可以迅速判断故障区域, 并做出合理隔离, 最终达到快速高效恢复供电。
当前, 配网馈线自动化按其发展已经经历了四个阶段, 各阶段在提高配电可靠性方面都有着不断的进步, 当下, 认真分析各模式在配电可靠性方面的性能有着十分重要的意义。
2 各模式下配网馈线自动化可靠性分析
配网馈线自动化模式经过多年来的发展, 由故障定位模式发展为就地馈线自动化模式, 进一步发展为集中馈线自动化模式, 以及当前普遍应用的调/ 配一体化平台的自动化系统。
故障定位模式是配网馈线自动化的初期模式, 主要针对故障定位功能而开发, 包括故障的发现报告、以及配网运行过程当中的监控及自动记录功能。除提供正常监控及记录以外, 当故障发生时系统可以自动指示, 维护维修人员针对数据进行故障区域的处理。可以说, 在此模式下较传统人工进行故障排查提高了效率, 也使得停电时间明显降低, 提高了供电可靠性。
就地馈线自动化模式在平台设计当中强化了故障处理功能, 不仅可以实现发现故障并及时报警的功能, 同时还具备自动判断故障区域并自动隔离的功能, 即迅速恢复受到故障关联的健全区域的供电, 即具备故障处理功能。就地馈线自动化系统模式, 对暂时性故障自动恢复供电, 对永久性故障可以自动隔离、恢复受故障影响的健全区域供电。
集中馈线自动化模式是在原有就地馈线自动化模式基础上发展起来的, 除了原有的自动判断、隔离、处理故障的强大功能以外, 主要是增加了主站平台, 即建立主站计算机系统, 并在电网中配备数据采集终端。借助网络技术, 实现基本的配电网实时监控, 并可以进行远程操控。基于此, 该模式遇故障发生时不仅可以远程判断故障区域并可以实现远程遥控隔离与故障恢复。该模式不仅可以快速进行局部故障处理, 还可以保障配网安全运行。
调/ 配一体化平台的自动化系统是当前的前沿技术, 也被普遍应用到电力企业的配电网络当中。其最大特点是将调与配统一于同一平台, 即可以通过此平台实现调度自动化与配网自动化, 全面支持配网生产管理, 可实现配电网的经济性运行。
3 各模式下配网馈线自动化可靠性的比较
为了比较四种模式下配网馈线自动化可靠性, 通过实例数据, 以网络等值法进行计算。
参考IEEE-RBTS母线W6 的主馈线4, 该馈线包括30 条线路, 23 个负荷点, 23 个熔断器, 23 个配电变压器, 4 个断路器及1 个分段开关。线路故障率为0.05 次/ (km•a) ;故障线路修复时间6 h;断路器可靠动作概率80%;故障率0.002 次/a;修复时间6 h;隔离开关动作时间40 min;变压器故障率0.015 次/a;切换到备用变压器时间为1 h;分段开关操作时间40 min;熔断器100% 可靠熔断。
实验中系统平均停电频率在各模式下值均为1.784 7 次/ (户 •a) 。
系统平均停运持续时间故障定位模式最长, 为10.793 2h/ (户 •a) ;就地馈线自动化模式与集中馈线自动化模式接近, 分别为5.0427 h/ (户 •a) 与4.465 h/ (户 •a) ;而调/ 配一体化平台的自动化系统优势明显, 其系统平均停运持续时间最短, 为2.767 h/ (户 •a) 。可见后者在平均停运持续时间上占有明显优势。
在供电可靠率方面, 四种模式都表现很好, 按照配故障定位模式、就地馈线自动化模式、集中馈线自动化模式、调/ 配一体化平台的自动化系统模式出现的顺序, 其对应的供电可靠率分别为99.79%、99.94%、 99.95%、99.97%。 从数据当中可以看出, 在故障定位模式下虽然可靠率最低, 但是也达到了99.79%, 优势较传统配电明显。
用户平均停电持续时间四种模式差距较大, 故障定位模式的用户平均停电持续时间最长, 为5.082 8h/ (户 •a) , ;就地馈线自动化模式与集中馈线自动化模式依次缩短, 数据分别为2.825 6 h/ (户 •a) 与2.501 9 h/ (户 •a) ;而调/ 配一体化平台的自动化系统再次突显优势, 其用户平均停电持续时间最短, 为1.5504 h/ (户 •a) 。由此, 可见调/ 配一体化平台的自动化系统在可靠性方面占据较大优势。
4 结论
通过以上的分析, 我们可以看出故障定位模式、就地馈线自动化模式可以快速定位故障, 提供供电可靠性, 其大于等于99.79% 的供电可靠率指标可以满足广大农村以及中小型城市对于供电可靠性的需求。而对于大型城市, 对于供电可靠性要求较高, 可以采用集中馈线自动化模式、调/ 配一体化平台的自动化系统模式, 以更好的满足城市居民需要。
摘要：随着我国经济不断发展, 人们对于供电可靠性的要求越来越高。近些年, 配网馈线自动化技术普遍应用, 其在故障判断、故障隔离、恢复供电等几大关键点当中都起着十分重要的作用。不仅能够实现自动配网, 同时还可以迅速判断故障区域, 并做出合理隔离, 最终达到快速高效恢复供电的目标。当前, 配网馈线自动化按其发展已经经历了四个阶段, 各阶段在提高配电可靠性方面都有着不断的进步, 当下, 认真分析各模式在配电可靠性方面的性能有着十分重要的意义。文章分析并通过数据比对了配网馈线自动化各模式的配电可靠性。
关键词：配网馈线自动化,配电可靠性,自动化模式
参考文献
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配网自动化之馈线自动化探讨 第4篇
电力系统中的小电流接地系统单相接地故障选线定位问题研究多年, 但一直没有形成有效的解决办法, 究其原因是在故障发生时, 所涉及的故障特征十分复杂, 故障边界条件不确定, 无法使用统一的数学模型描述故障特点。其电网结构线路参数的不平衡、过渡电阻的大小、消弧线圈的使用、电压电流互感器的限制等因素, 都会严重影响故障选线定位的精确性。
作为配电自动化必不可少的一部分, 馈线自动化 (FA) 能够自动对所有馈线的数据采集过程与运行方式进行监视。通过馈线自动化的开展, 当系统在运行过程中出现馈线故障时, 能够及时发现故障并对故障作相应的隔离, 及时恢复区域的电力输送, 使得供电系统具备更高的可靠性。
2 馈线自动化基本概念
馈线自动化主要由故障发现、故障隔离、区域电力输送恢复与配电网络重组这几个部分构成。当一个区域出现馈线故障时, 应当将开关尽快跳开, 将故障隔离开来。之后, 尽快对馈线故障的区域恢复电力的输送, 从而防止由于故障发生而造成整个系统失电的情形, 使得停电范围显著缩小, 保证供电系统具备较高的可靠性。
当前, 我国馈线自动化包含两种类型:一种类型是没有配电子站或主站的就地型馈线自动化, 另一种类型是将配电子站与主站结合起来的集中型馈线自动化。馈线自动化从就地型向着集中型的方向发展, 已经成为配电系统智能化发展的必然趋势。
3 馈线自动化控制模式
3.1 就地控制模式
这种配电网的故障判断、隔离与电力输送的恢复是以就地控制方式为基础来开展的。这种模式通过对配电网中分布的开关、重合器、分段器、馈线断路器等具备就地控制功能的设施的合理利用, 当出现馈线故障时, 通过对这些设施的动作顺序的合理设置, 自动实现配电网的故障判断、隔离与供电恢复的就地控制。按照控制方式的差异, 就地控制模式包含电流就地控制、电压就地控制与电流电压混合就地控制这三种类型。
就地控制模式主要采用分段器与重合器这两个设施, 不需要利用计算机、通讯设施与互联网技术, 这种模式主要由配电网的重合器、电气设施来完成, 需要较高的一次性资金投入;DA模式预先设置不同设施的动作顺序, 因而需要对开关进行试投, 这可能会造成电流短路, 对相关设施带来较大的冲击, 对设施的寿命带来一定的影响, 同时还需要加大设施的维护力度。就地控制模式比较适合简单的电网结构, 在对故障区域进行供电恢复时, 只能根据预先设置的策略进行恢复, 恢复时没有将优化策略、网络约束与负荷高低等实际情形考虑在内, 受到设施功能较大的约束。此外, 调整运行方式后, 需要到现场修改定值。
3.2 主站集中型控制模式
主站集中型控制模式引入了配电自动化主站系统, 由计算机完成故障的定位、隔离以及恢复, 因此它可以较快的自动恢复送电, 而且开关动作次数少, 对配网设施不会带来过多的冲击。当配电网处于正常状态时, 也可以对配电网的状态进行实时监控, 通过遥控的形式更改相应的状态, 当出现故障时能够利用开关的过流脱扣机制与继电保护机制, 及时对故障进行判断与隔离, 并及时对区域的电力输送进行恢复。
该模式需要高质量的通信通道及计算机主站系统, 投资较大, 工程牵扯面较广、复杂, 特别是对通讯系统有较高的要求, 当出现故障时, 应当能够及时将故障数据发送到上级站, 并由上级站向FTU发送相关控制指令。
4 馈线自动化控制模式应用
从最近几年的配电自动化发展趋势来看, 许多电力公司都采取了集中型的控制模式。这种模式通过在配电终端安装相关的监测与控制设施, 构建全面高效的通讯互联网, 保证配电子站、主站与终端之间的紧密连接, 并利用功能强大的软件, 形成比较完善的系统。在正常状态下, 系统能够对馈线的电压、电流、联络开关的状况进行实时的监控, 通过线路开关的分闸与合闸操作, 对配电网的运行状态进行不断的优化, 将当前的设施容量充分利用起来, 进而达到降低成本的目标;当发生故障时, 能够及时发现故障, 通过FTU发送的信息对故障作相应的判断, 并采取手动或者自动的方式将故障隔离在区域外, 实现区域电力输送的及时恢复, 进而达到减少停电时间与缩小停电范围的目标。
以FTU为基础的馈线自动化系统如图1。图1为主站-子站-终端式的三层馈线自动化系统。各FTU能够对各柱上的储能、开关位置、功率、电压、负荷等信息进行实时采集, 并通过通讯互联网将这些信息发送到配电网控制中心。各FTU还能够接收配电控制中心发送的控制指令。当出现故障时, 各FTU将故障发生前的信息记录下来, 特别是最大故障功率、电流与电压等重要信息, 并将这些信息发送到配电子站与主站, 利用相关软件对这些信息作相应的分析, 就能够确定故障发生的区域, 并按照系统给出的最佳控制策略, 对故障进行隔离, 及时对其他区域的供电进行恢复。
当前, 配电自动化系统大多采取主站-终端的两层结构, 能够有效降低系统的运行与维护成本。
结束语
馈线自动化技术是实现智能配电网的重要组成部分。馈线自动化技术的发展将呈现多样化、标准化、自愈、经济高效等特征。此外, 适应分布式电源接入也将是馈线自动化的发展趋势之一。
摘要：随着通讯技术与信息技术的快速进步, 我国的配电自动化技术也取得了迅速的发展。但小电流接地系统的单相接地选线问题一直未得到很好的解决。馈线自动化 (FA) 作为配网自动化的重要组成部分, 可以通过对所有馈线的数据采集和运行方式监视来解决上述问题。当电网在运行过程中发生馈线故障时, 馈线自动化技术能够及时发现故障并隔离故障, 保证非故障区域的正常运行, 使得供电系统具有更高的供电可靠性。本文探讨了配网自动化中的馈线自动化技术, 包括馈线自动化技术基本概念、控制类型、以及模式应用情况。
关键词：配网自动化,馈线自动化,控制模式
参考文献
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配网馈线 第5篇
一、配网调度与馈线自动化
电力配网调度, 是指依据各类信息采集设备反馈的数据信息, 或者监控人员提供的信息, 结合电网的实际运行参数 (电压、电流、负荷等) , 在充分考虑电力生产具体情况的前提下, 对电网的运行状态进行分析和判断, 并且利用现代通信技术, 指挥现场工作人员或者自动化系统进行电力的调度工作, 以确保电网运行的稳定性和安全性。
馈线自动化, 也称配电自动化, 其主要针对的对象是电网系统中的低压系统。一般来讲, 配电自动化就是指10k V配电网实现的馈线自动化。从我国电力行业的实际发展情况看, 由于配电系统的分布范围非常广泛, 而且各种电力设备的数量极其庞大。要想实现配电网络自动化的大规模推广, 是非常困难的。因此, 电力企业应该结合区域社会经济的发展情况, 进行相应的配网自动化建设, 在充分考虑自身经济承受能力的前提下, 从企业的长远利益出发, 进行远景规划, 进而实现有步骤、分阶段的配网自动化建设, 最终逐步形成一个相对健全和完善的配网调度馈线自动化系统。
二、馈线自动化对于配网调度的意义
在配网调度中, 应用馈线自动化技术, 具有非常重要的作用和意义, 主要表现在以下几个方面:
1提升故障处理效率
在馈线自动化系统中, 具备相应的自动隔离功能, 可以有效缩小故障停电以及检修的范围, 从而极大地缩短故障停电的时间, 确保故障区域可以尽快恢复正常供电。不仅如此, 对于故障影响区域, 利用馈线自动化系统, 可以实现故障的快速、准确定位以及检修、隔离处理, 提升故障的处理效率, 在最短的时间内, 恢复区域的正常供电。
2实现电网状态检修
设备状态检修是根据先进的状态监测和诊断技术提供的设备状态信息, 判断设备的异常, 预知设备的故障, 在故障发生前进行检修的方式。实现配网调度的馈线自动化之后, 可以对配电系统以及相关电力设备的运行状态进行实时在线监控, 不仅可以有效实现线路的检修工作, 降低工作的盲目性, 还可以减少线路的维护成本, 确保电力系统的稳定运行。
3降低电网损害程度
通过馈线自动化系统, 不仅能够有效提升供电的质量和可靠性, 还可以对配电网络配电线路的电压变化情况进行实时监控, 从而保证供电的稳定和安全。在电压输出过程中, 通过对变压器工作状态的自动调节, 以及对无功补偿电容器组的分段投切等, 可以极大地提高电压等指标的合格率, 满足用户对于电力的需求。
三、关于配网调度的馈线自动化应用要点
1自动化系统的选择
10k V线路是我国最为常用的配网线路, 配网自动化的基本目标就在于对10k V线路自动化的实现。通过对10k V线路的分析, 可以发现, 线路的中性点不接地, 因此在线路中多采用电压时设备, 这也是馈线自动化系统的首选设备。与其它输电线路相比, 10k V配电线路的整体结构相对比较简单, 对于保护设备的要求也相对较低。但是, 由于10k V的服务对象为客户终端, 主要面向电力用户的日常工作和生活, 因此对于供电可靠性有着较高的要求。
2馈线自动化的相关工作
馈线自动化的工作内容, 主要设计三个方面, 其一, 故障定位。受自然因素、人为因素等的影响, 在配电网络中经常会出现各种各样的故障, 影响供电安全。而在故障发生时, 自动化系统会结合馈线采集到的数据信息, 对故障的性质、原因、发生位置等进行准确判断。其二, 故障隔离。自动化系统可以对区域内相同的故障进行分类合并, 并对故障的影响范围进行合理划分, 确定故障的维修范围, 对故障进行隔离, 减少其对于整个电力网络的影响。其三, 故障恢复。在对故障进行准确定位和隔离后, 应该结合故障的实际情况, 对其进行处理, 制定出合理有效的故障维修方案, 确定故障恢复的时间, 尽可能快地对电网供电进行恢复, 减少故障造成的损失。
3馈线自动化系统的实现
目前, 我国对于馈线自动化系统的实现, 主要包括以下两种方式:
(1) 重合器与分段器的应用
在馈线自动化系统的运行过程中, 重合器与分段器是十分关键的环节。其中, 分段器是一种开关设备, 通过与电源开关设备的相互结合, 能够在无电流或者无电压的情况下, 实现自动分闸。而重合器同样属于开关设备的一种, 具备良好的保护功能和控制功能, 可以按照事先设定好的顺序, 对重合操作和开断操作进行自动化管理, 同时也可以自动进行闭锁和复位操作。
(2) 综合智能方式的应用
通过综合智能方式的应用, 实现馈线自动化, 是一种新的改良模式, 受各种因素的影响, 目前的应用范围较小。因此, 主要用于远程控制中的辅助性措施。而综合监控系统同时兼具本地监控和远程监控两种优势, 也是馈线自动化系统的主要发展方向。与远程监控相比, 综合监控仅仅是在馈线自动化系统中断FIU中, 引入了智能化计算方法, 而不需要增加任何的硬件设施。在故障发生时, 通过FIU, 可以对其进行智能判断和识别, 实现对局部故障区域的监控管理, 对故障进行准确隔离和快速排除, 确保供电的迅速恢复。
结语
总而言之, 馈线自动化对于电力用户的日常生活有着巨大的影响。在配电调度中, 应用馈线自动化系统, 可以为供电的安全性和可靠性提供相应的保障。对于电力工作人员而言, 应该结合电网的实际情况, 对馈线自动化进行有效应用, 促进我国电力行业的持续健康发展。
参考文献
[1]陈秋.基于配网调度的馈线自动化应用探析[J].科技创业家, 2012 (12) :191.
配网馈线 第6篇
关键词：10kV配网,馈线自动化,控制技术
0引言
馈线自动化作为配网自动化的一项重要组成部分, 负责监视配电线路的运行状态, 快速发现故障, 确定故障线路, 同时快速将故障线路切除并快速恢复非故障线路的供电。因此, 仔细研究10kV配网馈线自动化系统, 对保障电网运行的安全性, 提高用户的供电可靠性具有重要意义。
1馈线自动化系统的分类
馈线自动化 (FA) 内容主要包括电缆和架空线路的实时监测和对故障线路的处理, 具体而言是指对故障线路进行故障检测和定位, 从而实现对故障线路段的隔离和恢复对正常线路的电力供应。10kV配网馈线自动化系统按照对故障的处理方式不同, 分为自动化开关相互配合的馈线自动化系统和集中智能控制的馈线自动化系统两种。
1.1自动化开关相互配合的馈线自动化系统
自动化开关相互配合的馈线自动化系统不需要 配电主站的参与就能根据事先编制好的逻辑进行故障的判定和处理, 它仅仅会在故障发生时动作, 且在故障处理过程中会严格按照相应的整定数值进行处理。自动化开关相互配合的馈线自动 化已经成为一种比较成熟的控制方式, 其类型主要有合闸速断式的馈线控制、重合器与电压—电流型分段器 配合的馈 线控制、重合器与电压—时间型分段器配合的馈线控制等。
1.2集中智能控制的馈线自动化系统
集中智能控制的馈 线自动化 系统是由 配电主站、通 信网络、配电自动化终端共同构成的。配电主站对采集到的故障信息进行处理, 并据此采取相应的动作, 完成对故障线路的故 障定位、隔离及实现对非故障线路的恢复供电。当故障 发生后, 配电主站会收到配电自动化终端发来的开关分合闸状态信息, 以及变电站系统发来的变电站开关状态、重合闸动作和母线零序电压等信息。配电主站通过上述信息进行基于集中智能 控制的故障定位和处理。
与自动化开关相互配合的馈线自动化系统不同, 集中智能控制的馈线自动化系统需要构建相应的通信网络, 与配电主站进行实时信息交互, 同时在主站的控制下处理故障, 它不仅在线路出现故障时工作, 在平时线路正常运行过程中也会对线路进行监督, 其控制策略能够根据实际情况进行调整。
2馈线自动化系统的控制基础
无论是自动化开关相互配合的馈线自动化系统 还是集中智能控制的馈线自动化系统, 在控制设备对故障线路进行处理时, 都需要首先定位故障点和故障线路, 这都要以故障定位 系统为基础来实现。故障定位系统能够极大地缩短故障定 位时间, 为快速发现和切除故障提供有利条件。故障定位系统是指在配电线路发生故障时, 能让工作人员根据故障指示器的信息和人工搜集信息确定故障区域的系统。故障指示器安装 在电力线路上, 它可以通过检测短路电流来判定线路故障与否和故障类型, 从而及时发现故障并通过指示灯和蜂鸣器发出 报警, 提醒相关工作人员。
现阶段, 我国10kV配电线路普遍采用中性点不接地或经消弧线圈接地的接线方式, 且配电线路故障中80%属于中性点接地故障, 所以小电流接地故障定位技术是10kV配网馈线自动化故障定位系统采用最多的一项故障定位技术。小电流 接地故障定位技术对故障区段的定位方法主要有稳态零序电流法、注入信号法 和暂态法3种。稳态零序 电流法操 作比较简单, 对信号的采样装 置和CPU的处理能 力没有特 别的要求。但是, 稳态零序电流法的抗干扰能力比较差, 而故障区段 往往存在弧光接地和间歇性接地等不稳定的故障点, 这些故障点将会破坏故障稳态电流, 降低检测的准确性。注入信号法的稳定性和可靠性要比稳态零序电流法高很多, 但其依然存在很多不足之处, 比如其需要在变电站安装专门的信号注入装置, 并且在配电自动化终端采用专用探头采集注入信号, 这将大大增加投资成本。暂态法综合了稳态零序电流法和注入信号法 的诸多优点, 其不需要额外安装专门的信号注入装置和信号采集探头, 安全可靠、投资小, 但其稳定 性和安全 性要比注 入信号法差。这3种故障区段定位方法特点不同, 在实际应用中一般会根据资金投入状况和现场实际情况选用。
3馈线自动化系统的控制方式
从上文的分析可知, 馈线自动化系统的主要工作是发现线路故障、处理故障, 同时恢复非故障线路的供电。与 传统的重合闸方法相比较, 馈线自动化的控制原则更加宽松, 处理方式更加灵活可靠, 它能够根据配网结构和参数在线对线路故障进行分析处理。
一般而言, 线路故障分为瞬时故障、单线 路多次故 障和永久性故障等各种类型, 实现故障定位、故障区域与非故障 区域隔离、非故障区域供电恢复或网络重构功能, 在提高配网 供电可靠性方面具有重要意义。如果配网发生永久性故障, 则必须经由相关开关设备顺序动作, 实现故障区和非故障区之间的隔离。故障消除之后, 为减小停电规模、保障供电, 还需收集相关故障信息。10kV配网馈线 自动化系 统就满足 了这些功 能要求, 它在处理线路故障 时能将对10kV配网的冲 击降低到 最小, 从而保障配网的运行安全。
在馈线自动化系统中, 控制结构分为3层:第一层, 在配电自动化终端进行基础的故障检测和处理;第二层, 以10kV配电子站为中心进行区域性控制;第三层, 以配电主站为中心 进行全局控制。
下面以第二层以10kV配电子站为中心进行区域性控制为例对馈线自动化系统的控制方式进行分析。10kV配电子站负责对相关区域的配网信息进行实时收集和交互上报, 它能实现对故障线路的及时隔离, 同时提供相应的负荷转移策略, 并逐次对非故障区域恢复供电。一旦故障区域超过了配电子 站的管理范围, 则其会将故障信息上报到配电主站, 由配电主 站协调各子站进行相关的故障处理。
4结语
随着我国社会经济的快速发展, 用户对配网的供电可靠性和电能质量提出了更高的要求。馈线自动化系统能够增强 对配电线路的自动检 修能力, 缩短故障 隔离时间 和停电检 修时间, 尽快恢复电力供应。因此, 深入研究能满足我国 未来经济发展要求的10kV配网馈线自动化系统控制技术具有重要的现实意义。
参考文献
[1]葛树国, 沈家新.10kV配电网馈线自动化系统控制技术分析及应用[J].电网与清洁能源, 2012 (8)
[2]赵高帅.10kV配电网馈线自动化系统主站的研究与设计[D].华北电力大学, 2012
[3]刘剑.10kV配电网馈线自动化发展与现状分析[J].企业技术开发:学术版, 2010, 29 (11)
[4]张敏, 崔琪, 吴斌.智能配电网馈线自动化发展及展望[J].电网与清洁能源, 2010 (4)
配网馈线 第7篇
配网低压无功补偿装置的优化配置及其控制对于提高配网电压质量降低有功损耗具有重要作用。相对城市配网, 农村配网不仅线路长, 负荷分散, 而且还缺少无功补偿[1]。随着我国社会经济的发展, 农村电网用电负荷大幅度增加, 导致大量农村配网线路出现低电压的突出问题。如何有效解决低压无功补偿装置的优化规划与控制问题成为我国农村配网无功补偿建设急需解决的关键问题[2]。
配网无功补偿主要有两种方式[3]:一种是在10k V配网线路上装设并联电容器;另一种是在配变低压侧装设0.4 k V的低压无功补偿装置。相对而言, 低压无功补偿装置的成本低, 易于实现自动控制, 因此得到普遍推广[4]。但是, 目前的低压无功补偿装置主要采用就地控制策略[3,5], 仅考虑对单台配变的无功补偿, 其补偿范围小, 设备利用率低。若能对低压无功补偿装置实施考虑整个馈线无功负荷的广域优化控制, 那么将大幅度提高补偿设备的利用效率并带来更大的技术经济效益。随着基于物联网技术的远程量测控制系统和电力电子开关的逐步普及[6,7,8,9,10,11,12,13,14], 能够方便地取得低压无功补偿装置的实时量测信息并进行远程控制, 使配网低压无功补偿装置的广域优化控制成为可能。
配网的自动化程度往往不高, 不能实时取得各负荷的量测信息, 在低压无功补偿装置上加装了远程量测控制系统后, 常常只能取得补偿点和馈线关口 (上级电网提供) 的实时量测信息。因此, 如何在实时量测信息有限的情况下在线估计低压补偿装置对馈线无功及节点电压的影响并确定其最优的无功投切量, 是实现配网馈线广域无功优化控制的关键问题, 迄今为止还未见相关问题的研究报道。
针对农村配网的无功补偿问题, 本文提出了一种基于局部量测信息的配网馈线低压无功补偿广域优化控制方法。首先采用负荷功率矩方法规划低压无功补偿装置的位置、控制区域及其理想的无功需求;然后考虑无功分区平衡目标、配变容量约束以及电压安全约束, 建立广域无功优化模型, 在线优化计算并控制各无功补偿装置的最优投切容量。
1 补偿区域的划分及无功电源理想输出无功的确定
1.1 无功补偿区域及其补偿点的确定
实际电网中在进行农网10 k V馈线的无功规划时, 由于负荷的分散, 不可能在每一台配变低压侧都安装低压无功补偿装置。因此, 实际工程师常常根据经验按照统一的容量与组数标准确定有限数量的低压无功补偿装置, 需要进一步解决的问题是装置的安装位置选择。
文献[15]提出了一种基于区域负荷功率矩平均分配原则的无功补偿点位置选择方法。本文采用该文献方法来实现无功补偿点的位置选择。
设单电源辐射网络, 已知其典型负荷水平下的潮流状态, 电网中节点i的负荷功率矩Hi为
式中:φ为电源流经节点i之后的所有负荷节点的集合;Qj为节点j的负荷无功功率;Rij为节点i和j之间所有支路电阻值之和。当节点i是馈线根节点时, 求得的负荷功率矩是馈线总的功率矩H0。
对于配网馈线, 假设需要装设的无功补偿装置台数为N, 加上根节点, 则无功电源的个数为N+1个;按照无功电源补偿范围相当即馈线总功率矩平均分配的原则选择补偿点, 则每个无功电源所在区域的负荷功率矩为
从距离根节点最远的末端负荷节点开始反电源方向计算节点的负荷功率矩, 当节点功率矩接近ΔH时, 该节点到末节点之间的区域电网为第一个无功电源补偿区域。然后以ΔH为增量, 向馈线根节点方向搜索选择下一个补偿区域, 直到将馈线划分为N+1个无功电源补偿区域。最后, 在各补偿区域内选择容量满足要求的配变低压侧节点作为无功补偿点。
1.2 无功电源理想期望注入无功的确定
不计无功损耗, 则馈线负荷的总无功功率QL等于馈线根节点输出的实时无功功率Qs加上馈线中配变补偿装置的输出无功, 即
式中, QC0j为第j个无功补偿装置当前的补偿容量。
在配变负荷实时功率不能采集的情况下, 假设其与馈线总功率的比例等于配变容量与馈线配变总容量之比, 则第j个无功补偿区域的实时无功需求QC′j-Need为
式中:A为整个馈线配变的集合;Str为配电变压器容量;Aj为第j个无功补偿区域的所有配变的集合;QL为馈线的实时无功功率。
根据1.1节的方法可以使各无功电源所在补偿区域的负荷功率矩基本相同, 同时根据经验采用相同容量的无功补偿设备。但因馈线负荷分布不均, 使各补偿区域的负荷功率可能相差较大。由此可能导致某些补偿区域的无功源容量有剩余而另一些区域容量不足的情况。在此情况下, 需要根据不同的负荷水平制定不同的策略以协调各补偿区域的无功源输出无功。本文基于补偿点之间的电压无功灵敏度距离[16]和就近支援的原则来确定无功源之间的协调支持无功及各补偿区域无功源的理想输出无功, 具体策略如下。
设无功源的最大补偿容量QCj-max减去由式 (4) 计算所得的区域无功需求QC′j-Need为补偿区域的无功备用容量QCj-res。若区域j的QCj-res≤0, 则其无功电源的理想期望注入无功QCj-need为QCj-max;若所有区域的QCj-res>0, 则QCj-need为QC′j-Need;若存在QCi-res<0而QCj-res>0且j区距离i区最近的情况, 则其QCj-need可确定如下:
根据式 (5) 修正QCi-res后, 若还存在QCi-res<0而QCj-res>0的情况, 则继续采用式 (5) 修正QCj-need和QCi-res。
2 低压无功补偿装置的广域优化控制模型
2.1 目标函数
本文以配网馈线中各无功电源实现分区无功平衡为优化目标, 具体用无功电源的注入无功与其理想期望注入无功的接近程度来表示, 即
式中, QCj表示第j个补偿装置的注入无功。
2.2 约束条件
低压无功补偿装置装设在配变低压侧, 其无功的调节量应该考虑装置自身容量 (组数) 和配变容量的限制, 另外同一馈线补偿装置的广域控制还应该考虑馈线不倒送无功和节点电压安全的要求。因此, 相关约束条件可以表示为
其中:m为对应补偿电容器的最大组数;ΔQC0为单组电容器的注入无功;Ui-min、Ui-max、QCi-min和QCi-max分别为节点i的电压幅值和补偿无功上/下限;PTit-1和QTit-1为补偿设备调节前 (当前) 节点i所在配变低压侧的有功功率和无功功率;STi-N和S tTi为节点i所在配变的额定容量及其补偿设备调节后容量;SUQ-ij为节点j的无功对节点i的电压的灵敏度;Qst-1和Qst分别为补偿设备调节前后馈线的总输出无功。
由于仅有无功补偿装置及馈线根节点母线的局部就地量测信息, 无法进行整个馈线电网的潮流及灵敏度计算, 因此本文采用补偿电容器投入前后各量测节点的电压变化量来估算SUQ-ij, 具体表示为
式中:分别为节点j投入一组电容器前后的注入无功量测值;分别为电容器投入前后节点i的电压幅值量测值;j包括所有补偿设备所在节点;i还包括馈线根节点。实际系统中, 当量测数据不足时可以根据经验估计同一节点的SUQ-ii, 不同节点的SUQ-ij可以近似为0;而当量测数据比较充分时, 则可以比较准确地估算所有量测节点的SUQ-ij, 同时还可以根据不同负荷水平对其进行动态修正。
式 (9) ~式 (11) 所示优化模型为电容器投切组合的离散优化问题, 可以采用智能优化算法求解。对于农网馈线常常只有少数几个补偿点, 电容器投切组合数不多, 本文采用全枚举方法求解。
3 算例分析
基于本文方法所开发的低压无功补偿广域控制系统已应用于四川宜宾供电局的一条农网10 k V馈线 (松坡线) , 并取得了良好的降损和电压质量改善效果。松坡线的简化电网主接线如图1所示, 全长 (含分支线) 102.239 km, 主干线路长21.699 km, 有390个节点, 149个配变, 配变总容量为13.575MVA。图中1号节点为馈线根节点。综合考虑线路的传输功率和配变容量, 配网工程师凭经验确定了4台低压无功补偿柜, 其基本参数为:单组容量15kvar, 组数n=7, 总容量105 kvar。
基于1.1节的方法计算了各节点的负荷功率矩, 确定了4个补偿点的位置和补偿范围, 补偿点分别为54、178、238和334号节点, 各补偿点及馈线根节点的补偿范围具体如表1所示。
为了验证本文方法的有效性, 基于实际馈线典型日的负荷曲线, 分别采用就地控制方式[3]和本文提出的广域控制方式, 对两种方式下的潮流结果进行了对比分析。典型日负荷曲线中, 不考虑无功补偿时, 4台补偿装置所在配变和馈线的日无功功率曲线如图2所示。基于两种控制方式的无功补偿后, 相关配变和馈线的日无功功率曲线如图3和图4所示, 馈线全网的日线损率和电压合格率如表2所示。
从图2的无功曲线可见, 典型日馈线总的输出无功比较大, 功率因数比较低, 也就是说馈线的全局角度需要无功补偿。但是从4台配变的无功负荷来看, 一天大部分时间无功负荷都比较小 (小于单组电容器容量) , 因而从就地控制角度不需要无功补偿。
从图3和图4的无功曲线来看, 采用就地控制方式后, 配变输出的无功功率曲线变化不大, 馈线总的输出无功没有因为增加无功补偿而得到明显改善。而采用广域控制后, 配变输出的无功功率曲线有明显变化, 很多时段出现了倒送无功, 而馈线的无功曲线得到了明显改善。从表2可见, 无功的就地控制方式对馈线网损和电压质量的影响都很小, 而广域控制方式具有明显的改善效果。
从上述仿真结果可以看到, 农网线路配变多且比较分散, 单台配变的小负荷与馈线的总负荷存在无功补偿需求的矛盾, 采用无功的就地补偿方式不能有效解决馈线电网的全局电压无功问题, 低压无功补偿装置的广域控制能够有效解决其中的矛盾, 具有广泛的应用前景。
4 结论
本文基于补偿装置所在配变及馈线的局部量测信息, 提出了一种低压无功补偿装置的广域控制方法, 该方法可以大幅度提高补偿设备的利用效率, 有效改善馈线的电压质量, 降低有功网损, 具有广泛的推广应用价值。
摘要：提出了一种基于局部量测信息的配网馈线低压无功补偿广域优化控制方法。首先采用负荷功率矩方法将馈线划分为若干无功补偿区域并规划低压无功补偿装置的位置, 进而确定各补偿装置的理想注入无功;然后考虑无功分区平衡目标、配变容量约束以及电压安全约束, 建立广域无功优化模型, 在线优化计算并控制各无功补偿装置的最优投切量。该方法充分考虑了配网馈线无功功率的分区平衡, 极大提高了低压无功补偿装置的利用率, 降低了配电网的有功损耗, 有显著的社会经济效益。采用某390节点实际系统验证了该方法的有效性和实用性。