馈线自动化开关（共8篇）
馈线自动化开关 篇1
随着配网供电可靠性要求的不断提高, 智能分布式馈线自动化开始在配电网中应用。目前国内外分布式馈线自动化主要采取广域保护式分布式馈线自动化, 智能终端之间对等通信, 各断路器保护就地实现故障点两侧断路器快速跳开故障隔离。该方式对一次设备要求较高, 要求配电环网内采用全断路器配置, 投资较大。同时要求一次网架成熟, 实现负荷转供的逻辑复杂, 一旦一次设备网架变更, 需对配电线路上的所有涉及的智能终端配置, 配置工作量大。
1 断路器与负荷开关混合配置的智能分布式馈线自动化的配置架构
断路器与负荷开关混合配置的智能分布式馈线自动化实现方式, 需要合理布点断路器、负荷开关等一次设备, 将配电网络划分成若干个小区域, 一般以一个或双环网为单位, 只需在环网柜或开关站所的DTU上配置智能FA控制模块, 该模块与环网内各终端 (DTU FTU) 经“光缆通道”高速通信, 通过配电环网线路上断路器与负荷开关的合理配置, 环网柜或开关站所断路器过流保护与变电站出线开关过流保护的时限级差的合理配合, 根据区域内环网拓扑结构和逻辑判断, 实现故障完全快速隔离和非故障区域的快速恢复供电。该方式在配电环网线路靠近电源点两侧的环网柜或开关站所配置断路器, 其他配电开关为普通负荷开关配置 (典型配置如图1所示) 。
2 断路器与负荷开关混合配置的智能分布式馈线自动化的动作逻辑
如图1, 变电站A、B之间的双环网线路, 选择离变电站A、B最近的配电开关站A、B, 将配电开关站A、B内所有进出线配电开关采用全断路器配置。配电开关站A、B站内母联开关、A、B站之间的其它环网柜为传统的负荷开关配置。变电站A、B之间的双环网线路上断路器、负荷开关均由智能自愈式FA控制单元控制。如图典型运行方式下 (3#环网柜301、6#环网柜401为联络开关, 正常为分位, 配电开关站A、B内母联开关为分位) , 当f1点发生故障:
动作断面1:从故障点向电源点追溯, 故障点上游101、102、201、202出现故障电流, 并向DTU1智能自愈式FA控制模块上报故障信息, 分布式FA启动;
动作断面2:配电开关站A内102断路器 (由智能自愈式FA控制单元发分闸命令) 先于变电站A出线保护动作前跳开, 实现故障的一次初步隔离;该种故障一次初步隔离方式下, 变电站A出线未跳开, 不影响其对配电开关站A其它出线的供电, 减少了停电范围。
动作断面3:DTU2中的201、202开关上报故障信息, 而DTU3中的301开关未上报故障信息, 则故障点精准定位在202、301负荷开关之间, 在配电开关站A内102断路器跳闸初步隔离故障后, 智能自愈式FA控制单元下发202、301开关分闸命令, 实现故障的二次精准定位与隔离。
动作断面4:故障隔离成功后, FA控制单元下遥控命令给DTU4合3#环网柜联络开关401, 恢复2#环网柜的供电, 实现故障下游的负荷转供。
动作断面5:FA控制单元下发遥控命令给DTU1合配电开关站断路器102, 恢复1#环网柜的供电, 实现故障上游的负荷转供。
3 结论
断路器与负荷开关混合配置的智能分布式馈线自动化能实现故障的精准定位与分级隔离, 突破了传统智能分布式FA全断路器的局限, 只在配电开关站配置断路器, 节约了一次设备投资:对配电网架变更的适应性较好:一次网架变更后, 只需要修改智能自愈式FA控制单元的配置以及故障判断逻辑, 不需要逐个配电终端进行逻辑配置, 人工调试相对于广域保护智能分布式FA简单。
参考文献
[1]国家电网公司, 配电自动化试点建设与改造技术原则[Z].2009.
[2]国家电网公司, 配电自动化技术导则[Z].2009.
馈线自动化开关 篇2
关键词：配电网；馈线自动化；解决方案；技术策略
中图分类号：TM727 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）35-0104-02
目前，国家对配电网络的发展非常重视，尤其是城市内的配电网络，在它的建设和改造方面国家已经投入大量资金，现在的配电网络正朝着自动化的方向大步迈进。
1 配电网馈线自动化简介
配电网的馈线自动化在整个配电网络的自动化领域地位和作用都是很突出的，在配电网自动化能够实现的诸多功能中，馈线自动化是较为主要的一个。我国早期的配电网络是没有自动化系统的，所以相对于国外的馈线自动化，国内的馈线自动化起步晚了好些年，但是近几年来这种技术的应用和发展比较快。这门技术在早期只是用于单一的电力环路和两个电源，现在已经发展到好几个电力环路和备用电源，一些新的技术被不断地用于馈线自动化，使配电网的网络结构更加复杂，用户对供电质量的要求不但提高了还变得多种多样。早期的馈线自动化主要使用的是就地式系统，它有好几种模式，其原理相对比较简单，大都是使用开关与保护时间的配合，对于故障的处理是按事先设置好的处理逻辑首先对出故障的地方进行识别。该模式不使用网络来通信，对馈线自动化的一般要求基本上能够满足，但是在配电网自身正常运行的过程中它不能进行监测与遥控，因为它没有这样的功能。在多级的和手拉手等系统，必须要和上一级的开关配合，这样处理故障所花费的时间较长，对于供电的恢复也是很慢的。有些故障现有技术条件下无法解决，该模式常常会进行多次重合，使线路和开关承受多次短路时电流的冲击，且在手拉手系统中会波及到用户，短时间内停止供电。这时，迫切需要一套在馈线自动化技术上更为先进的解决方案，提高供电的质量、效率和可靠性。
2 馈线自动化的要求
馈线的自动化主要有三个内容部分：一是对故障进行自动检测和有效识别、二是对故障进行自动定位和隔离、三是重构电力系统的网络和恢复供电，还有恢复的及时性和有效性。所以馈线自动化的要求有下面几个。
2.1 对故障的检测和识别
要定位故障，就要先检测到出故障的位置，检测故障主要是在配电终端进行的，先检测到故障信息然后通过分析判断找出故障位置，所以对应于故障的检测信号是一个关键问题，它的对错于故障的处理有很大的影响，一定要保证检测信号的准确无误。在配电终端，故障的检测功能需要和馈线下面开关的保护功能能够实现匹配，如果馈线的上面出现故障，配电终端就要捕捉和获得故障信号。如果捕捉不到信号造成信号丢失，配电终端就无法处理故障。还要注意一下，这些操作要在开关产生保护动作的前面开始执行。要保证故障检测的准确性，就需要做好两步工作：一是有效判断故障电流的幅值，二是检测故障发生了多长时间，这样才能防止其它信号的干扰。
2.2 故障的隔离
在配电站主站和它所有的子站都会接受到故障信息，这些故障信息是在不同环路上的。接收到故障信息后，要经过一些操作处理来定位故障的位置，主要的操作有在配电终端使用相关软件进行处理、建立网络模型、综合分析和逻辑判断等。地故障位置进行定位后，配电站就下达指令，这些指令会把相关故障自动隔离。一般情况下，隔离故障尽可能在配电线网的底层进行，如果底层不能处理，就把指令信息上报到上一级。这样就提高了配电终端对故障的处理速度。
2.3 供电网络的重新组合
馈线区段的自动化处理必须自身有安全、稳定和可靠地前提，要实现这个前提就必须在对配电网络进行重新组合的时候谨慎处理。对网络重新组合前要考虑好下面几个问题：①故障隔离工作有没有完成，认真仔细检查一下；②备用电源有没有准备好，在配电网络重新组合时，要保证充分的供电，不要超出备用电源容量；③配电网络重组时尽可能降低系统线损，有利于配电网的优化处理。只有上面的问题都解决好了，才能闭合有关的开环位置处的开关，实现配电网络的重新组合。如果上面有一个问题不能解决，就会使配电网络存在安全隐患，发生安全事故，轻则停电，重则危及用户的人身财产安全；此外，对那些正常地区的正常供电也会产生严重影响。
3 馈线自动化的技术策略
3.1 对馈线的分段处理
现在馈线分段所用的开关大多是电压型、有时间限制的自动化配电开关。通过检测有关馈线的失电和恢复供电这两种状况来执行开关动作。如果馈线出现失压现象，开关就会延时断开；馈线恢复供电后，开关会延时A时间后再进行闭合操作；当A时间比B时间小的时候，馈线就又发生失电现象，这时开关就会自动闭锁，把相关的故障自动隔离。在这个过程中，对于A和B有些要求，对于A它要和重新闭合开关所需要的延时在一定程度上能够匹配，对于B要求它能和开关断开保护进行有效配合。
3.2 重合器的应用
重合器在处理故障的时候有非常重要的作用，它能有效切断故障电流，在故障隔离和网络重组的过程中，重合器也是非常关键的设备。该解决方案需要注意下面几个问题：①要保证故障位置能够就地隔离，这样可以防止整个配电网络停电和开关很频繁的进行断开和闭合；②馈线环路上，重合器与重合器的联络配合主要通过重合次数来实现，一般来说，馈线分段越多，重合器之间就越难配合；③现在市场上的重合器都很贵。
3.3 分层方案
使用分层方案就要了解配电网自动化的分层结构，因为它们之间有不少关联。一般来说，可将配电网的自动化系统分成三层：①配电终端层，对故障进行检测和识别；②把子站作为辐射中心，把这种方法用于馈线自动化能够达到有效处理和合理控制的目标；③把主站作为指令中心层，通过它能够实现系统管理和对配电网络的优化，并且同时有很强的层次性和全局性。
4 总 结
在配电站和配电网络中，馈线自动化技术有着非常广泛的应用，在电力系统的自动化领域，它是一个非常关键的环节，本文主要研究和分析了实现馈线自动化的几种技术方案。首先从检测、定位故障到隔离故障再到配电网络的重新组合这三个方面说明了实现自动化处理的基础性要求。然后举出了馈线的分段、重合器的应用、分层方案三个馈线自动化技术策略，并作出相关分析，实践过程中，这几个策略都有各自的优势，效果也都很好。
参考文献：
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[3] 杨洪.配电网馈线自动化解决方案的技术策略[J].中国新技术新产品，2012，7（22）：143-144.
馈线自动化开关 篇3
重合器与电压-时间型分段器配合的馈线自动化系统是无主站馈线自动化系统的典型代表,具有造价较低、动作可靠等优点[1,2,3,4],在国内外已得到较好的推广应用。使用该系统的关键在于重合器和电压一时间型分段器参数的恰当整定,若整定不当,不仅会扩大故障隔离范围,也会延长健全区域恢复供电的时间。研究重合器与电压-时间型分段器配合模式的参数整定方法,开发面向用户与计算机交互操作的高水平、高效率、高质量的参数整定软件意义重大。
文献[1]论述了这类馈线自动化系统的整定方法,但是仅仅适用于辐射状和“手拉手”环状配电网。文献[2]提出了辐射状、“手拉手”环状和多分段多联络的简单网格状配电网时的参数整定方法。但在线路分支开关较多时,故障处理过程较长。文献[3]提出了网络分层模型以及分段器整定算法。文献[4,5]提出该类馈线自动化的计算机建模与整定方法,开发了有良好人机界面的参数整定软件。但是没有解决网络中多个联络开关互为备用的网型下的整定问题。此外,上述文献均没有论述如何对整定计算出的结果进行故障模拟验证的问题。
本文改进重合器与电压-时间型分段器配合的馈线自动化系统整定规则,提出开关整定参数验证方法,得到并显示故障发生后“断面”。给出故障发生后网络各类开关计时启动的程序处理方法,在VC++环境下开发友好的软件,人机交互完成对整定参数的校验工作。
1 电压-时间型馈线自动化系统参数整定
1.1 电压-时间型馈线自动化系统
重合器与电压-时间型分段器配合的馈线自动化系统运行的关键在于整定出合适的分段开关X时限和联络开关XL时限。X时限的意义是分闸的分段开关当一侧检测到带电以后自动合闸的等待时间,XL时限的意义是起联络作用的分段开关检测到一侧失电以后自动重合的等待时间。
系统采用带有二次重合功能的电源开关与电压-时间型分段开关配合的运行方式。处理故障过程[6,7,8,9,10,11,12]如下:线路故障发生,电源开关检测到过流跳闸,各分段开关由于失压而依次分闸,线路失电;当一次重合动作时间到时电源开关合闸,电压-时间型分段开关检测到一侧带电开始计时,当X时限到开关合闸,将电送至下一级线路;当开关依次闭合,合至故障线路,将导致电源开关再次跳闸,沿线分段开关由于失压而分闸,故障线路两侧开关闭锁(上游分段开关由于带电时长不超过故障检测时间锁定为分,下游分段开关由于“低压闭锁”功能锁定)将故障区域进行隔离;电源开关二次重合时间到开关合闸,沿线分段开关依次闭合,故障上游区域恢复供电;联络开关XL时限到开关合闸,同样,与之相连的分段开关依次合闸,受影响区域恢复供电。
1.2 分段开关参数整定规则及实现方法
系统中开关分为电源开关、起分段作用的分段开关以及起联络作用的联络开关。
(1)分段开关X时限的整定规则为在任何时刻只能有一个分段开关合闸。其算法实现为采用广度优先搜索算法,从电源点出发,将接线图中的节点支路以及分支路划分为不同的层,按照层数遍历访问,得到分段开关的访问次序,确定分段开关的动作时限。
(2)联络开关时限的整定规则为联络开关的动作时限应大于其两侧配电线路发生永久故障后,电源点重合器2次重合与分段开关顺序重合进行的故障处理过程的最长持续时间。其算法实现为分别计算联络开关两侧线路发生永久故障后系统隔离故障并恢复供电的处理时间,取数值大的时间判断联络开关的动作档位。
(3)对于多供电途径的非典型接线方式,即存在多个备用电源为当前电源提供供电的情况,给联络开关分别设置动作等级。按照预设动作等级得到恢复供电策略,即动作等级低联络开关优先动作。其余提供备用供电作用的联络开关的动作时间应大于“优先”动作联络开关的动作时间再加上各联络开关之间所有分段开关顺序2次重合的最长持续时间。避免当故障发生在上游主干线路时,“优先”联络开关送电到备用联络开关所在区域之前,备用联络开关动作引起合环。
2 基于故障情景设置的参数校验原理
2.1 基本原理
对于整定得到的电压-时间分段器的动作时限数值的可取性,一般采用设定各种典型故障,通过人工经验计算,判断参数是否满足要求。此种方法存在的缺陷有:1)需要模拟线路出现的所有故障,才能判断参数的合理性,这样导致现场计算量很大;2)设定某种故障场景后,开关的具体动作过程不直观;3)要求运行人员具有较高的理论水平和大量操作经验。为此,设计故障情景模拟软件,可以随机设定故障位置和故障性质,根据整定参数动态展现故障发生后各开关相互配合动作场景,方便操作人员直观判断各开关的动作时限是否满足系统需求。
本软件采用文献[3]中提出的配电网编辑与建模方法建立网络模型。同时在文献[3]参数整定原理基础上,按照本文提出的参数整定实现方法,计算出各开关的整定参数。
为正确演示故障发生及处理过程,建立网络时间“断面”结构,包括该断面的时间、动作设备个数、设备编号、设备类型(2带重合闸的电源开关,3分段器)、设备动作状态(0分,1合)。故障情景模拟软件设置全网故障处理时间n(以秒为单位,初值为0),网络中各开关分别分配内存记录开关整定得到的参数Xi以及计数器时间Tn。
网络中任意故障发生将导致电源跳闸,电源供电范围内所有分段开关由于失压分闸,此时故障处理时间n开始计数,各开关依据自身类型结合开关动作情况判断是否需要启动计数。如果当前时刻没有开关可以动作,故障处理时间为n+1,同时已经启动计时的开关计数Tn+1;若某一时刻存在计数时间Tn等于保存的整定参数Xi的开关,该开关将闭合,同时判断是否闭合到故障点;当n大于等于设定的处理时间,故障处理结束。图形展示软件按照计算得到的一系列“断面”信息刷新对应设备的状态,显示故障发生后各开关的动作情况,直观真实展示故障处理的整个过程,从而验证各开关整定参数的正确性。
2.2 开关计时启动判据及处理方法
(1)电源开关。电源开关断开,并且没有经过2次重合。程序处理方法为为电源开关设定重合闸标志,每次进入新的故障时标志为“0”,一次重合标志置“1”,二次重合标志为“2”。当标志不等于“2”时电源开关依据重合标志启动计时条件。
(2)起分段作用的电压-时间型分段开关。未闭锁的开关断开,开关有且只有一侧线路带电。程序处理方法为每个时刻对当前网络进行重新建模,得到开关拓扑关系,若存在断开的分段开关并且其父开关闭合,则该开关计时Tn启动。
(3)起联络开关的电压-时间型开关。未闭锁的开关断开,开关有且只有一侧线路失电。程序处理方式为每个时刻对当前网络进行重新建模,得到新的开关拓扑关系,若存在断开的联络开关且一侧父开关断开,另一侧父开关至电源点沿线开关闭合,则该开关计时Tn启动。
3 软件处理过程
3.1 软件功能介绍
本整定软件包括图形处理功能、整定计算功能、故障情景模拟功能。图形处理完成接线图的绘制、相关参数录入、网络拓扑模型建立工作;整定计算功能提供当前网络中所有开关的整定时限;故障情景模拟针对用户设定的任意位置的瞬时、永久故障进行情景模拟,结合开关的整定参数,人机交互模拟故障发生后故障区域判断、隔离、恢复的整个过程,完成对开关整定参数的校验工作。
3.2 故障情景模拟流程
由目标图形经整定计算得到开关整定值,用户在网络任意馈线上设置瞬时、永久故障后,申请整定方案验证按钮,系统界面将得到并刷新显示故障发生后所有开关状态,显示该断面网型;随后通过操作人员鼠标单击画面任意处,得到下一时间片段下开关动作情况,刷新界面显示该时刻网型;依次直至规定时间内无新的断面信息出现停止,人机交互展现整个故障处理过程。具体流程图如图1所示。由于采用长间隔时作为分段开关的电压-时间型分段器最长时间间隔为84 s,作为联络开关的电压-时间型分段器最长时限为180 s[3],因此软件等待时间即n取265 s。
3.3 开关动作信息处理流程
得到当前时刻的开关动作信息处理流程图如图2所示。
故障情景模拟过程中,每次当时间计数器加1,即进入下一时间断面时,需要对当前网络中所有开关进行遍历。查找符合条件的动作开关。其中Xi为开关动作时限,Tn为计数器时间。
对当前网络所有开关均设置启动标志,进入新的故障后各开关计时启动标志统一初始化为“0”,各开关计数器清零,故障模拟演示过程中任一时间断面下,遍历当前网络中所有开关,当检测到存在符合启动条件的开关,将其启动标志置为“1”,同时该开关的计数器开始工作;对于已经启动计时的开关,则检测其计数器时间Tn是否与该开关的动作时限Xi相等,如果相等则该开关在该时刻n合闸,得到该时刻的动作开关,等待下一时间断面再进行判断;依次循环判断网络中所有开关,得到当前时刻下的所有动作开关信息。
需要注意的是,当得到开关将要合闸的信息后需要检测该操作是否会导致闭合到故障线路上,如果是并且故障性质为永久故障则在该时刻的开关动作信息中添加从故障线路电源开关至线路末梢所有分段器依次分闸的信息,此操作模拟开关闭合到故障线路上导致故障再次发生的现象。同时将最后操作闭合的开关及其下游开关闭锁标志置为分,实现故障区域隔离。如果故障性质为瞬时故障则不会引起二次故障,各跳闸开关依次合闸,直至失电区域恢复供电。
当在规定的时间内,所有开关都退出计时状态时,说明故障模拟结束。
4 实例分析
图3为3供电途径接线方式。R0、R1、R2为互为备用的带重合闸电源开关,B7、B10为联络开关,B4、B5、B6、B9、B8、B11为闭合的分段开关电压-时间型分段器且均采用短时间间隔,即ΔT=7 s,电源点2次重合闸时间依次为15 s、5 s。
由参数整定原理可知,将当前网络分层,按照同一时间只允许一个分段开关合闸的原则依次计数,得到各个分段开关的动作时限,对于一层有多个开关的网络考虑先主干、后分支,保证同一层上主干线路开关先动作。
设定联络开关B7比B10动作等级高。联络开关B10动作时限应大于B9、B10之间发生永久故障后电源开关R0 2次重合、沿线分段开关顺序重合持续的最长时间即15+7+7+14+5+7+7=62 s,因此B10的时限取75 s,作为备用的联络开关B7的动作时限应大于B10的动作时限再加上B9、B6分段开关2次重合进行故障处理过程的最长持续时间即75+14+7+14+7=117 s,因此B7取120 s。
具体的参数整定结果如表1所示。
用户可以在任意馈线处设置故障,假设在B4、B5之间线路发生永久故障,申请故障情景模拟。故障处理过程如下:
故障发生后(0 s),开关R0跳闸,开关B4、B5、B6、B9检测到失压自动分闸,联络开关B7、B10检测到一侧失压开始计时。15 s后电源开关R0第一次重合,B4开关检测到一侧带电启动计时功能,故障发生22 s后重合动作时间到B4自动合闸,该操作合到故障点导致R0再次跳闸,开关B4由于带电时长不超过故障检测时间锁定为分闸,B5开关由于“低压闭锁”功能锁定为分,故障发生后27 s电源开关第二次重合闸,75 s联络开关B10等待时间到合闸,89 sB9自动合闸,96 s B6开关自动合闸,此时联络开关B7在等待时间内检测到两端均带电则计数器清零,至此故障处理结束。
整个故障模拟过程由用户发起,鼠标点击进入下一时间断面,人机交互展示从故障发生到故障隔离、相关区域恢复的全过程。图4为故障处理结束时刻画面。故障演示过程中软件展示全步骤如图5所示,图5显示了从故障发生直到处理结束过程中所有的开关动作时间、动作状态,方便用户进行后期仿真、检查、计算工作。
同理,如果B4、B5之间线路发生瞬时故障,故障演示步骤如图6所示,从图6中可以看出,故障发生后0s电源点跳开,沿线各开关失压分闸,15 s后电源开关重合,随后22 s、29 s、36 s、43 s时刻沿线各开关按照得电时间与整定参数依次合闸,由于是瞬时故障,不存在合到故障点上导致故障再次发生的现象,因此供电恢复。
由上述操作可以看出,该软件能够演示树状、“手拉手”环网、多分段多联络等简单网络中任意线路处发生瞬时、永久故障后,电源开关、电压-时间型分段开关根据设定的动作时限,相互配合,判断并隔离故障、恢复供电等一系列动作情况,人机交互完成对开关整定时限的校验工作。
4 结语
本文改进了重合器与电压-时间型分段器配合的馈线自动化系统开关动作时限整定规则,提出了故障情景模拟及整定参数验证的实现方法。在此基础上,利用VC++成功开发故障情景模拟软件,人机交互完成对整定参数的校验工作,测试证明本软件能够对线路瞬时故障、永久故障的处理过程进行演示,通过对线路各处故障处理情景的模拟,完成对开关整定参数的校验工作。
参考文献
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配电网的馈线自动化 篇4
配电网自动化包含变电站自动化和馈线自动化。变电站自动化(Substation Automation,简称SA)包括配电所、开闭所自动化。它完成对配电网中10k V开闭所,小区变的开关位置,保护动作信号,小电流接地选线情况,母线电压,线路电流,有功和无功功率以及电度量的远方监视、开关远方控制、变压器远方有载调压等。馈线自动化(Feeder Automation,简称FA)包括故障自动隔离和恢复供电系统,馈线数据检测和电压、无功控制系统。主要是在正常情况下,远方实时监视馈线分段开关与联络开关的状态及馈线电流、电压情况,并实现线路开关的远方分合闸操作;在线路故障时,能自动的记录故障信息、自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对未故障区段的供电。
2 基于重合器的馈线自动化
重合器是一种自具控制及保护功能的开关设备,它能按预定的开断和重合顺序自动进行开断和重合操作,并在其后自动复位或闭锁。基于重合器的馈线自动化是通过重合器、分段器、熔断器等配电自动化设备之间相互配合实现故障隔离、恢复对非故障区段供电目的的。重合器的动作特性由其时间-电流(t-I)特性曲线决定。时间-电流特性曲线通常由一条快速(即瞬时)动作(t-I)特性和多条慢性(即延时)(t-I)特性曲线组成,如图1所示。A为快速动作曲线,B、C为多条慢性(即延时)(t-I)特性曲线,均具有反时限特性。重合器的功能是当事故发生后,如果流经重合器的故障电流超过设定值,则重合器跳闸,并按预先整定的动作顺序作若干次合、分的循环操作。若重合成功则自动终止后续功作,并经一段延时后恢复到预先的整定状态,为下一次故障做好淮备。若重合失败,则闭锁在分闸状态,只有通过手动复位才能解除闭锁。图2为重合器循环动作的示意图。图中时间段t3、t5、t7为重合时间(对应于慢速动作特性),t2、t4、t6为重合间隔时间。实线表示一次瞬时跳闸后三次重合不成功而闭锁在分闸状态。虚线表示第二次重合成功后,重合器终止后续的分合动作而流过正常负荷电流。这里的重合间隔是指重合器判断故障后自动分闸至下一次自动重合之间的线路无电流时间。
分段器是一种与电源侧前级开关配合,在失压或无电流的情况下自动分闸的开关设备。当发生永久性故障时,分段器在预定次数的分合操作后闭锁于分闸状态,从而达到隔离故障线路区段的目的。分段器与重合器最主要的区别是分段器不能开断短路故障电流,也没有时间-电流特性。只根据“记忆”的过电流脉动次数或“感觉”到的“电压-时间”状态动作。
2.1 多级重合器方案。
图3所示为一放射形馈线,全线配置了3台重合器(R1~R3)。当F1点发生故障时,R1~R3三台重合器均因流过故障电流而跳闸。预先整定的R1、R2、R3动作次数分别为3、2、1。
在F1为瞬时故障时,R3跳闸后重合成功恢复供电,R1~R2因为均未达到预定动作次数,重合一次后复位,准备今后故障时再动作。在F1为永久性故障时,R3重合后再次跳闸,由于R3预先整定重合次数为一次,R3再次跳闸后闭锁不再重合而保持分闸状态,从而隔离了故障段,R1、R2因故障段已隔离而重合成功,恢复供电。R1、R2由于未达到预定动作次数而复位。但当F2点发生故障时,R1要在三次重合后才能切除故障。
本方案的优点是经济、简单,无需通信通道,因此在农村或城市次要的线路上采用还是合适的。该线路上的用户要承受多次重合,这是多台重合器串联运行的最大的缺点。
2.2 重合器和分段器配合方案。
重合器和分段器配合的馈线自动化方案,是利用重合器在线路故障时有重合的功能,分段器能记忆重合器分合的次数,并在达到预先整定的动作次数后能自动分闸并闭锁在分闸状态,而实现隔离故障线路的,如图4。
图中R为重合器,S1~S4为分段器。S1~S4预先整定的动作次数分别为4、3、3、2。当F1点故障时,R动作分闸后重合,若F1点为永久性故障,R再次跳闸,S4达到预先整定动作次数,因此,S4分闸并闭锁在分闸状态,从而隔离了故障点。在F2故障时,在R第三次跳闸后,S2达到预先整定动作次数,S2分闸并闭锁以隔离F2的故障。
本方案同上多级重合器方案一样,存在用户承受多次重合的可能。但由于采用分段器替代了上一方案的重合器,在经济方面更具优点,在重合器和分段器的配合方面亦可以满足。当然以上提到的本方案动作的基本原理,在具体实施时还有若干细则必须予以考虑。
2.3 重合器与熔断器配合方案。
重合器与熔断器的配合包括重合器与电源侧熔断器的配合、重合器与负荷侧熔断器的配合两种情况。这里以重合器与负荷侧熔断器的配合为例介绍重合器与熔断器的配合原理。为了实现与重合器的配合,熔断器应该满足:(1)对熔断器保护范围内的所有故障电流来说,熔断器熔断的时间必须大于重合器快速操作时间。这样,当发生瞬时性故障时,重合器首先动作,再重合,故障消失,供电正常,避免了熔断器熔断。(2)对熔断器保护范围内的所有故障来说,熔断器的最大熔断时间应小于重合器的最小延时分段时间。图5(a)为重合器与熔断器的配合的电路图,5(b)为重合器与熔断器配合的电流-时间特性曲线,其中曲线1和2分别为熔断器的最大和最小熔断曲线,A和B分别为重合器的快速和慢速动作曲线,M和N分别为重合器与熔断器的最大和最小配合点,两点之间的所有电流值,重合器与熔断器皆可配合。当负荷侧发生瞬时故障时,熔断器熔丝不熔断,由重合器快速动作切除瞬时故障后重合;当熔断器负荷侧发生永久性故障时,重合器经过一次快速动作后,第二次为慢速动作,这慢速动作安秒时间应大于熔断器的每秒熔化时间,这样配合就能使熔丝熔化切断永久性故障电流后,重合器仍然保持在合闸位置。如果重合器与熔断器的配合以避开一次瞬时故障为主,其动作顺序通常整定为一快一慢;如果重合器与熔断器的配合以避开两次瞬时故障为主,其动作顺序通常整定为两快一慢或两快两慢。
(a)重合器与熔断器配合电路;(b)电流-时间特性曲线
摘要：国家电力公司在《10kV配网自动化发展规划要点》中关于配电网自动化的定义为:“利用现代通信和计算机技术,对电网在线运行的设备进行远方监视和控制的网络系统。它包括10kV馈线自动化、开闭所和小区配电所自动化、配电变压器和电容器组等的检测自动化等。”由于变电站自动化是相对独立的一项内容,实际上在配电网自动化以前就已经发展并完善,因此在一定意义上可以说配电网自动化指的就是馈线自动化。现主要介绍配电网的馈线自动化。
馈线自动化系统改进方案探究 篇5
基于现代计算机和通信技术迅速发展的现状,一般首先建立配电一次网络的计算机实时监控系统和基于光纤主通信网络的RTU、FTU、DTU和TTU等远方终端,从而实现对配电一次网络的实时监控功能;在此基础之上,强调故障定位、隔离和恢复功能FA的实现,在该功能的实现方式上主要通过主站或子站系统的软件模块,接收光纤通道传送的远方终端监测到的故障电流信号而快速得计算完成,也有部分地区采取了基于重合闸、分段器在当地实现故障隔离。
本文将对现有的馈线自动化网络进行分析,提出了一种基于现有通信硬件结构体系的101通信模式,既能实现三遥数据的实时通信,也支持故障状态下故障信息的快速传递,以提高配网自动化FA功能的快速性、实用性与可靠性。
1 配网自动化的发展与现状
1.1 配网自动化的发展过程
故障自动诊断、隔离与恢复是馈线自动化最重要和关键的功能。故障发生后,为隔离故障和恢复失电区域的供电,控制系统或称智能部分须和现场开关设备配合工作以重构网络。针对不同环网方案的控制模式可能导致系统性能的差别极大,总的目标应是执行过程时间最短、恢复的负荷最多,其满足的约束条件是各元件的负载在限定值以内和节点的电压符合要求。
配电自动化的发展大致分为3个阶段: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,其主要设备为重合器和分段器等,不需要建设通信网络和计算机系统,其主要功能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。这一阶段的配电自动化系统,以日本东芝公司的重合器与电压时间型分段器配合模式和美国C公司的重合器与重合器配合模式为代表。这类系统的自动化程度较低,具体表现在:仅在故障时起作用,正常运行时不能起监控作用,因而不能优化运行方式;调整运行方式后,需要到现场修改定值;恢复健全区域供电时,无法采取安全和最佳措施;隔离故障时需要经过多次重合,对设备的冲击大等。
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(TFU)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。
随着计算机技术的发展,产生了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的基础上,增加了自动控制功能,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的另一个特征是形成了集配电网以AD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。
1.2 当前配网自动化结构与控制模式
当前配网自动化系统的运行与管理模式多采用3层结构,即:配网主站层、配网子站层、配网终端层,不同层之间依赖配网通信系统进行信息的交互,如图1所示。
(1)主站层:整体上对配电网进行监视和控制,分析配电网的运行状态,对整个配电网进行有效管理,保证整个配电系统处于最优运行态。
(2)子站层:一般放在变电站或开闭所内,实现辖区内配电网的配电SCADA和FA功能,既可以独立运行,又可以作为中转协调中心。
(3)配网终端:配网终端有多种设备,包括:馈线自动化远方终端(FTU)、配电变压器远方终端(TTU)、开闭所远方终端(DTU)等,它们负责配网一次设备的三遥信息采集及控制,故障信息的扑捉与处理。
在FA功能的方面,配网主站、子站与终端各自完成不同的功能,一般说来:配网终端实现故障信息的获取,子站实现故障点的判断与隔离,主站实现非故障区域的恢复控制。
在FA控制模式上,目前比较流行的是电流型控制模式、电压型控制模式[3]。2个系统各有优缺点,但是电压型显得更有优势。
(1)从10 kV配网运行方式来看,我国10 kV系统目前多用中性点不接地方式,所以较适合采用电压式设备更为合适。
(2)从电力系统运行可靠性角度来看,电压型系统的优点较为突出。电压型设备仅需要根据配网线路电源有无来判断,而电流型设备用则需要开关电流互感器(TA)配合来判断故障电流的位置和方向,因此RTU的故障判据需要根据分段区间的负荷变化来调整,这对于负荷经常变化的配网来说,技术难度高。
(3)从线路恢复供电方式来看,电压型系统虽然采取逐级投入方式,开关动作次数大于电流型,在缩短停电时间上劣于电流型系统,但实际使用中,因为开关逐级的投入,可以有效避免了线路因涌流而引起断路器的误动作。
1.3 常规配网通信方式分析
主站与子站的通信可以借用调度中心与变电站间已经建立了单模通信网络,FTU与TTU间通信由于实时性不高,可通过RS485总线方式来通信。配网子站与FTU间的通信一般采用多模光纤构成的自愈环网。虽然现在已经出现了以太网的通信机制,但是基于自愈环网的特点,并考虑到改造成本,未采取用以太网来替代自愈环网的方案[5]。
因为光纤以太网结构,要求每个配电终端FTU具有以太网网络接口,并要求子站增加网络交换机设备,因此总体造价高于光纤自愈环网。并且光纤自愈环网通信可靠性高,正常情况下,2个环路A环和B环分别独立工作。一旦光缆或者某个光端设备出现故障,故障点两端的光端机能够自动寻找新的通信路径,使A、B环互相连接,保证非故障段通信畅通。虽然光纤自愈环网采取主从模式通信,即在一个光纤自愈环路中只有一个中心,正常由中心呼叫FTU,由FTU相应回答。当通信环路节点变多,采集实时性会下降,但一般串口通信速率达到9 600bit/s,配网环路上最多有几十个节点,只需改进通信方式的方法就能够让实时性满足要求。
现场采取通信规约是查询式远动规约(Polling),又称问答式远动传输规约,它规定了电网数据采集和监视控制系统(SCADA)中主站和子站(远动终端)之间以问答方式进行数据传输的帧的格式、链路层的传输规则、服务原语、应用数据结构、应用数据编码、应用功能和报文格式。
它的主要特征是主控端发“查询”命令,受控端响应后传输数据,因此传输信息的主动权在主控端。采用单工通道就可实现两端间问答式传递信息的功能。问答式传输的主要缺点是有时受控端的紧急信息不能及时传给主控端。因此导致了采用查询式远动规约的光纤网络的故障定位时间达到10 s左右,故障隔离时间约12 s。
2 基于101通信规约的FA模式
2.1 基于101规约的通信
输电和配电自动化系统信息传输的特点是:有些信息是重要信息,需立即传输,有较高的传输优先级;有些信息传输优先级较低;可慢慢地传输。基于此原则。在开发的配电网综合自动化中,为保证优、快速地传输故障状态信息和快速地完成故障识别,并快速地实现故障隔离和恢复供电,将负荷开关的状态变化和电力系统的故障信号等重要的信息作为一级用户数据,其他测量量(如电压、电流、功率等)和一般的告警信号或预警信号等作为二级用户数据来处理,一些涉及电力质量的测量量(如频率、谐波量等)及一些脉冲量和统计量都作为慢数据量来处理。系统的通信传输方式在全双工、多点共线的情况下,应采用101规约的快速-校验-过程规定[9]。
101规约严格规定只有在点对点或多个点对点的全双工通道才采用平衡式传输,其他网络拓扑结构都采用非平衡式传输并使用快速—校验—过程来收集一级用户数据,避免了采用冲突避免机制所带来的缺点,能实现重要数据的快速、优先上传。因为在配电系统中变电站断路器的出线上,一般都安装多个负荷开关和FTU,在某些情况下,一旦在某个区段发生故障,将有多个FTU同时检测到故障电流形成一级用户数据,各个FTU都将向断路器处的变电站单元同时主动上送一级用户数据的链路规约数据单元(报文),此时就会发生信息传输中的冲突问题。为了实现正确传输,避免冲突,只能采用载波监测的方式。每个FTU在硬件和软件上采取措施,监测通道传输的电平,确定通道是否有其他FTU信息在传输。如果发现通道已经被占用,就增加延时,继续监测通道。如果在延时这段时间内又有其他的FTU占用通道,需要传输重要信息的FTU继续监测通道是否被占用。如果通道一直被占用,只能再加延时,继续进行监测,等待传输。这样就形成恶性循环,无限增加需要主动上报传输的延时,结果会使信息丢失。变电站单元一直等到收到全部一级用户数据报文以后才能确定哪个区段发生了故障,增加了判断故障区段的延时。在某些严重情况下,有可能造成故障区段的误判。由此可以看出:在采用平衡传输的情况下,如果不重要的信息占用了传输通道,就会使重要信息得不到传输的机会,从而造成不良后果。这是在多点共线的情况下采用平衡传输方式的致命缺点。所以基本标准严格规定,只有在点对点全双工通道的情况下,才能采用平衡传输,实现状态量变位主动上报。
2.1.1 正常运行的通信方式
平时变电站单元向多点共线的各个FTU发送广播命令,召唤各个FTU,确定其是否1级数据标志位ACD=1,如果任何一个FTU都没有产生1级用户数据,就不作回答,超时以后就向FTU1召唤2级用户数据,FTU1以2级用户数据帧响应,接着又向各个FTU发送广播命令,确认各个FTU是否ACD=l,如果任何一个FTU都没有1级用户数据就不作回答,超时以后向FTU2召唤2级用户数据,FTU2即以2级用户数据帧作为回答,接着又向各个FTU发送广播命令…这个过程重复下去,直到收集完这个多点共线的最后一个FTUn的2级用户数据,接着又向各个FTU发送广播命令,如此循环下去。这种召唤的顺序过程,解决了重要状态量变位优先传输的问题。
2.1.2 故障时的通信方式
故障检测和故障自动识别主要由FTU完成。FTU把检测到的故障信号上报配电子站或配电主站,同时接收来自配电主站或子站的控制命令,执行对开关的操作。配电主站或子站故障自动定位和隔离的主要判据是FTU的故障信号。FTU故障信号的生成,惟一依据是三相故障电流的大小和所持续的时间。如果要判断故障电流方向。FTU还必须采集三相电压。FTU故障类型识别,主要是区分是单相故障信号还是相间故障信号[7,8]。
如果故障发生在图2中的K4和K5,正好发生在召唤FTU5的测量量的变化量之前,则在传输2级数据前将1级数据应答位ACD位将置1,通知变电站单元FTU5发生了状态变位。变电站单元在收集了测量量响应帧以后,就中断正常的传输过程,只召唤各个FTU的故障状态,并按照对半分割法,向FTU7发送召唤要求访问位的请求帧(帧长为5个字节),FTU7即以要求访问位的响应帧(帧长为5个字节)响应,此时ACD=0;接着变电站单元向FTU5发送召唤访问位的请求帧,FTU5以要求访问位的响应帧回答,此时ACD=0;接着变电站单元向FTU4发送召唤要求访问位的请求帧,FTU4以要求访问位响应帧响应,此时ACD=1;接着变电站单元向FTU5发送召唤要求访问位的请求帧,FTU5以要求访问位响应帧响应,此时ACD=1。根据收集到的各个ACD的状态,就可判断故障发生在K4与K5之间。
采用这种召唤过程,主站具有主动性,而不是被动地等待接收,并可以采用一些比较好的检索方法(对半检索)确定故障区段。如果线路串联7个FTU,只需要召唤3次;如果串联15个FTU,只需要召唤4次。
确定了故障区段以后,就可进行故障隔离,恢复供电,然后再向各个有要求访问位的FTU召唤1级用户数据。
这种检索过程的时间是固定的。串联7个FTU,确定故障区段所需时间为0.665 s;串联15个FTU,确定故障区段所需时间为0.885 s。
如果通道采用半双工,上述分析仍然有效。从上面的介绍说明101规约完全满足配电自动化系统对数据传输的要求。
2.2 故障隔离与非故障区域的恢复
在故障检测程序检测到故障发生区段之后,根据区段与开关的关联关系搜索出故障区段各边界开关,形成故障隔离操作步骤,并写入故障隔离操作步骤表中[10,11]。
非故障区域的恢复,则采用基于拓扑连通性的算法(算法流程图如图3)。算法基本实现思想对隔离后的电网状态进行全局拓扑分析,然后寻找与离成功开关的非故障侧所在的“死岛”即为“待恢复岛”。寻找“待恢复岛”“活岛”的联络开关,统计并组合各“待恢复岛”的联络开关,即可形成多个复方案。
主站序采用多线程设计,包括事项采集线程,邮件收集线程,实时数据刷新线程,DA处理线程。事项采集线程的主要是收集SCADA子系统的故障信息,为DA处理线程收集故障定位的判据。邮件收集线程主要是收集来自下一层(如在子站隔离、主站恢复过程中主站收集子站发给主站的子站隔离邮件)的DA处理结果。实时数据刷新线程主要采用“流”方式从SCADA读取实时数据,供整个程序使用。DA处理线程是在满足DA处理的启动条件下,启动一次整个DA处理过程。
基于101通信规约的故障信息传递模式建立以后,可对故障诊断、隔离及恢复控制的模式进行革命性的变革,即打破原来传统的电压型、电流型模式,配网子站(或主站)通过远程维护,灵活配置配网终端的运行工况(运行参数),建立起“终端采集、子站定位、子站隔离、主站恢复”的故障处理模式,使得整个配网自动化系统能满足现场各种工况实际需求。
2.3 故障测试
以图2所示的系统为例说明。
假如根据现场的需求,可设置K1,K2和K3等出线起始FTU设置为速断跳闸方式,其他FTU保持原来的运行模式;变电站出线开关的保护设置为延时跳闸。这样作的目的,可保证10 kV配电线路的故障处理不涉及到变电站内动作,动作处理和故障切除均在站外完成。
发生故障后的动作反应如下:
动作反映断面1:FTU1检测到故障,瞬时控制K1跳闸,并上报信息给子站。
动作反映断面2:FTU4检测到故障,上报信息给子站;FTU3、FTU4未检测到故障,不上报故障信息。
动作反映断面3:子站根据上报的故障信息,判断故障在K4与K5之间,遥控断开K4和开关K5,实现故障隔离,并上报故障处理信息至主站。
动作反映断面4:主站根据收到的信息,进行非故障区域的恢复控制分析,可以得到3个恢复序列:
(1)合上K3;
(2)合上K8;
(3)拉开K7,合上K3,合上K8。
然后再根据潮流分析等判断依据对3个恢复方案排序,提供给操作员使用。
以上配网运行方式,将馈线的故障处理放在变电站外实现,不涉及到站内保护及综自设备的动作,这也是目前配网自动化流行的运行方式之一。通过独立通道,子站或主站能在线、灵活配置下属终端设备的运行工况,以满足不同运行条件下,配网自动化实际运行的需要。
3 结束语
电力系统配电网投资效益是通过提高配网运行的可靠率、经济性等方面来增加电量销售、减少电量损失、减少设备损害、减少维护费用等目的,最终实现在电力企业直接的经济效益和社会效益上。综上所述,随着配网通信技术发展,在配网自动化尤其是馈线自动化系统方面有了全新的思路,利用“虚拟”的独立通道,处理故障信息;系统已在某县供电局的配网现场得到成功运用。通过上述手段,使得配网自动化系统提高了供电可靠性,及时发现事故隐患,节约运行费用。
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基于ARM的馈线自动化系统设计 篇6
配电自动化从功能上讲应包括配电网的数据采集与监控(SCADA)、馈线自动化、负荷管理、地理信息系统(GIS)、配电应用分析、电压/无功优化控制、电能质量检测与控制等。其中,馈线自动化系统主要完成馈线运行状态监测、故障检测与定位、故障隔离、馈线负荷重新优化配置、非故障区段的供电恢复、过负荷切换、馈线开关远方控制操作等功能[1]。
实现馈线自动化的关键是配电网通信。已经应用于配电网的通信方式有多种,其中,电力线载波通信是电力系统特有的、唯一不需要线路投资的有线通信方式,具有经济、及时、稳定、可靠、不易被破坏等特点,已广泛应用于电力调度、保护及自动化通信。基于配电网载波通信技术实现馈线自动化系统是一种较为理想的模式,具有广阔的应用前景。
馈线终端单元(FTU)是馈线自动化系统的数据采集和传送装置,通常设置在柱上开关处,尽量减小设备的体积有利于系统的安装和运行。ARM嵌入式处理器具有高性能、低成本和低功耗等优点,适合馈线自动化系统中FTU设计的需要。
本文提出一种基于ARM的馈线自动化系统设计方案,实现了具有载波通信功能的FTU与柱上开关的一体化设计,具有体积小、可靠性高等优点。
1 馈线自动化系统的功能
馈线自动化系统是对配电线路上的设备进行远方实时监视、协调、控制的一个集成系统,是配电自动化系统的重要组成部分之一,也是提高配电网可靠性的关键技术之一。
通常,FTU设置在断路器处,变压器终端单元(TTU)设置在变压器处。如图1所示,在重要分支线路的入口处安装断路器QF1~QF3,在馈线的中间合适位置安装分段开关。
当线路发生故障后,主站查询故障线路上各个FTU的状态,根据故障电流判断故障点,或者根据通信状态,分析通信中断的FTU的位置,判断故障点。经过一系列的开关操作可以将故障隔离在2个开关之间,实现故障隔离。对于手拉手的双电源供电方式,能够通过联络开关将停电负荷转移到另一侧的电源上,恢复供电[2]。
FTU作为馈线自动化系统的重要组成部分,负责采集相应开关的运行情况,如电压、电流、开关的分合及储能状态等,并将这些信息通过电力线传送给远方的通信主站,同时,FTU还接收主站下发的命令,进行遥控、定值设定和对时等操作[3]。基于电力线通信(PLC)的FTU结构如图2所示。
2 FTU的实现方案
FTU硬件设计采用模块化的设计思想,各模块
配置与扩展都很方便。图3给出了FTU的硬件原理框图,整个电路由微处理器模块、模拟信号调理、开关量模块、通信模块、无线遥控模块等构成。
2.1 处理器部分
选用Philips公司的ARM7核心的LPC2214作为主CPU,其处理速度快,并且具有丰富的片内资源和外设,配合很少的外部资源就可以实现所需功能,对于工作环境恶劣的FTU来说,大大提高了其抗干扰能力[4]。
大容量的片内Flash和随机存取存储器(RAM)空间使得FTU可以完成复杂的功能而无需外扩存储芯片。对于需要永久保存的参数和定值等,由带有内部串行E2PROM存储器的CAT1025实现。在系统编程(ISP)功能使得软件的仿真调试更加方便,可大大缩短开发周期。
2.2 A/D转换部分
设置了3路保护电流互感器、3路保护电压互感器和2路测量电流互感器。采用2片高速、低功耗、14位AD7865采样芯片,每片AD7865内部带有4组跟随/保持放大器,可对4路输入信号进行同步采样。为了跟踪电网频率的变化,采用硬件同步锁相方法,使得2片采样芯片能同步采样。当2片AD7865全部转换完毕后,触发LPC2214的外部中断,依次从2片采样芯片中读取采样值。装置采用无源RC低通滤波器和电压跟随器作为前置模拟滤波器。
2.3 PLC模块
该模块由电容耦合设备和专用的调制解调器组成,能有效应对电力线阻抗的变化,输出功率小于5 W。接收回路能有效应对电力线上的各种噪声,农村轻载线路有效通信距离超过8 km,城市线路超过3 km。
2.4 无线遥控模块
在进行线路检修时,往往需要人工就地手动分闸、合闸断路器,而FTU安装于柱上开关处,距离地面有一定的高度,不方便直接手动操作,因而本FTU设计了无线遥控模块,在遥控有效距离内可以通过遥控器遥控进行分闸、合闸断路器操作。
采用超再生滚码接收模块和4键遥控器组成无线遥控模块,接收器工作频率为315 MHz,解码器类型为互锁型,即按下某路按键后该路输出高电平并保存,同时其余3路复位变为低电平。遥控距离视现场环境而定,无特殊干扰时大于20 m。
2.5 电源模块
采用新材料和新工艺的电源模块直接从10 kV馈线取电,实现了电源的小型化,避免了电压互感器取电导致的体积大以及电源与FTU分别安装的缺点,提高了系统的可靠性。交流电源经过整流滤波后得到直流,并经过DC/DC变换得到系统需要的各类直流电源,LPC2214需要的3.3 V和1.8 V 2类电源由DC模块输出经低压差稳压器(LDO)得到。
2.6 其他部分
使用复杂可编程逻辑器件(CPLD)EPM7064用于实现继电器出口逻辑,在系统上电过程及ARM复位过程中,闭锁输出,防止误动,对动作信号输出后进行最后确认,产生100 ms的分闸、合闸信号脉冲。
将大量的逻辑电路采用CPLD实现,使得系统分立元件的数量大大减少,节省了印刷线路板(PCB)面积,减少了电源功耗,增加了设计的灵活性,提高了系统的抗干扰能力。整个一体化开关的外形及安装位置如附录A图A1所示。
3 通信协议的选择与设计
在基于配电网载波通信的馈线自动化系统设计中,必须选择一种合适的通信协议。DL 451—91协议[5]是一种子站自发地不断循环上报现场数据的协议,主站只是被动接受,一般不允许多个子站共线连接,不适合配电网载波通信共用信道的情况。DNP 3.0协议[6]只支持平衡方式,如果不重要的信息占用了传输通道,就会使得重要信息得不到传输的机会,从而造成了不良后果。这是在多点共线的情况下采用平衡传输方式的致命缺点。IEC 870-5-101协议支持平衡方式和非平衡方式,只传送远方终端地址,不传送主站地址[7]。
电力线载波通信的信道特性恶劣,存在各种突发的干扰和噪声,帧长度不宜太长。为了扩展通信距离,应考虑采用中继通信方式,而IEC 870-5-101协议不支持这一点。为了适应电力线载波通信的情况,本文提出了一个改进的IEC 870-5-101协议模型。
3.1 帧格式
采用固定帧长度,帧格式如图4所示。
启动字符为AA,同步头为2个字节EB90,控制域C的定义如图5所示。
地址域占2个字节,分别为目的站地址和中继站地址。数据域占16个字节。采用循环冗余校验(CRC)码校验方式。
控制域中的DRR占3个二进制位,其定义如图6所示。
考虑到载波系统的通信距离,本协议只支持一级中继,这样也能避免通信时间过长。
3.2 通信协议的实现
FTU通信部分的主程序是一个状态机的转换,启动运行后会有4个状态,分别用switch语句实现状态的切换。状态转换如图7所示。
4 软件系统设计
在嵌入式实时应用领域,以往一般把整个软件设计成一个前后台系统,这对于简单控制比较适合。但是,在情况比较复杂的时候,应用一个适当的操作系统能降低系统开发的难度,使得实时应用程序的设计和扩展变得容易,不需要大的改动就能增加新的功能。μC/OS-Ⅱ就是一个比较适用于开发中小型项目的嵌入式实时操作系统。
4.1 嵌入式实时操作系统的引入
FTU集保护、测量、通信等多种功能于一身,为提高系统运行的可靠性和实时性,设计中采用了μC/OS-Ⅱ操作系统。μC/OS-Ⅱ的引入简化了应用程序的设计,采用基于优先级的可剥夺式调度策略,能够很好地满足系统对实时性的要求,而且源代码公开,可以免费使用。
尽管FTU的功能比较繁多,仍然可以将比较复杂的程序层次化,按照功能划分为多个任务,各个任务分别编写。任务其实就是一个简单的无限循环程序,该程序认为CPU完全只属于自己[8]。任务之间以及任务与中断程序之间可以通过调用信号量、消息邮箱、消息队列、延时等系统服务来实现彼此间的同步。
4.2 多任务的实现
根据功能将应用软件划分为保护任务、监测任务、无线遥控任务、通信任务共4个任务,按照任务的重要性分配优先级。
1)保护任务:
主要包括过流和速断保护,根据设定的定值,控制断路器跳闸。该任务具有最高优先级,平时等待消息队列中的消息。
2)监测任务:
测量线路的各种电气量,包括三相电流和电压、有功、无功等;用保护算法计算各相电流值,如超过整定值,向消息队列发送消息,唤醒保护任务;监测各开入量的状态,记录出现开关变位事件。
3)无线遥控任务:
接收本地无线遥控模块的命令,控制断路器的分闸、合闸。
4)通信任务:
当FTU接收到来自主站的数据帧时调用通信任务,该任务分析命令内容,作出相应的处理,并最终向主站发送应答帧;平时等待来自相应中断服务程序发来的消息。
5 结语
馈线自动化系统是实现智能配电网的重要组成部分,基于ARM处理器的FTU设计实现了小型化和智能化,与10 kV开关的一体化设计利于安装,可靠性高。嵌入式实时操作系统的引入使得系统的开发更加容易,运行更加可靠。通过大量的现场测试和理论分析,FTU的载波通信模块性能稳定,通信协议能有效提高通信的距离和可靠性。该系统在现场稳定运行时间已超过1 年,经受住了各种气候条件和负荷情况的考验,具有较好的应用前景。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：介绍了基于10kV电力线载波通信的馈线自动化系统的网络结构。阐述了基于ARM7处理器的馈线终端单元(FTU)硬件平台的设计方案,详细介绍了各个模块功能,其中,载波通信模块能有效应对信道的恶劣传输特性。软件设计采用了嵌入式实时操作系统μC/OS-Ⅱ,能够实现继电保护、电量采集、载波通信、无线遥控等功能。鉴于目前还没有适用于配电网载波信道的通信协议,提出了基于有限状态机的通信协议设计方案,在IEC870-5-101协议的基础上实现了灵活、可靠的中继通信。现场运行表明,系统稳定可靠,具有较高的实用价值。
关键词：馈线自动化系统,ARM,馈线终端单元(FTU),μC/OS-Ⅱ,通信协议
参考文献
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馈线自动化开关 篇7
配网自动化是智能电网的重要组成部分, “安全可靠、经济高效”是配网自动化系统的努力追求目标。馈线自动化是配电自动化系统的重要功能, 是进行故障处理, 提高供电可靠性的关键。近几年, 国内配电自动化系统建设有了很大的发展, 并进入了应用推广阶段。从应用情况来看, 虽然目前配电自动化系统已经有一套较为成熟的实现策略, 但是在实际的应用中还存在一些问题有待进一步解决, 如:不同地区、不同接线模式配电线路的FA故障处理的策略很少进行个性化区分, 不利于发挥配电自动化的全部优势;配网自动化主站与调度自动化主站之间的配合存在问题;通信网络和配电终端问题等, 都会影响FA在配电网故障处理时作用的发挥。因此, 本文通过对不同的馈线自动化实现方式的深入研究, 提出了不同配电网结构所适用的FA实现方式。同时, 对目前影响FA执行成功率的因素进行了分析, 提出了相应的解决方案供大家进一步探讨。
2 馈线自动化实现方式及适应性
2.1 就地分布式
光纤以太网络通信技术和智能终端使就地分布式的应用成为可能。DTU通过网络通信接收相邻DTU故障电流信息, 就地判断相邻DTU有无故障电流信号来判断故障区域。其优点为:动作迅速, 可在故障发生的第一时刻进行故障隔离和自愈, 定位准确。一般全部动作时间仅为20-30毫秒。缺点为:
(1) 投资大。
(2) 整个过程没有主站参与, 无法全面的掌握全网拓扑结构, 无法准确对双电源、重要等级等信息进行分析, 无法做到优化恢复。
(3) 相关参数须提前在装置上设定, 如果后期线路切改等电网结构发生变化的情况, 还需要人工进修改。
(4) 一旦动作失败, 将馈线自动化将无法继续完成。
2.2 主站集中式
主站集中式是指由终端设备检测电流以判别故障类型, 故障信息传送到主站, 由主站确定故障区段, 然后由主站系统发遥控命令控制开关动作来完成故障隔离并恢复非故障区域供电。
优点:主站集中式的优点是投资少, 可以进行策略的优化分析, 由于主站集中式具备读取全网拓扑模型, 负荷数据等信息的能力, 可以利用多信息资源整合分析优化恢复策略, 保证策略的可用性与最优性。
缺点:故障隔离处理时间较长, 一般需要完成故障分析后才会进行整体的处理策略执行, 与就地分布式的迅速动作相比, 时间较长。
2.3 集中与就地配合模式
分布式与集中式配合一般采取以下两种方式配合:
(1) 就地分布式仅进行隔离操作, 恢复策略由主站集中式完成。
(2) 就地分布式可以完成全部的隔离与恢复动作, 配电主站处于观测和备用状态, 一旦就地分布式动作失败, 由主站集中式进行后备动作, 保证FA执行。
集中与就地配合模式适用于供电可靠性要高、线路结构稳定的中心城区。第二种故障恢复速度更快, 可靠性更高。第一种在网络重构方面的优势更大, 不仅配网故障切除迅速、而且能够以最优化的转供策略进行故障恢复。近几年, 集中与就地配合模式在上海中心地区已经应用并取得了很好的效果。
3 应用中存在的问题及解决方案探讨
近些年国内主要城市的配网自动化已经有了长足的发展, 但是馈线自动化的整体动作成功率还没有达到理想的水平, 依然存在着许多影响因素, 主要存在的问题涉及配网终端本身问题;配电主站与调度主站配合问题;调度主站与配电主站系统遥控安全性问题。
3.1 配电终端问题解决方案探讨
由于配电终端安装在开闭站内, 环境一般比较恶劣, 加上配电终端经常长时间作不动, 会造成电动机构生锈卡死无法动作或二次线松动, 影响信号上送等类故障。这也是影响目前FA正确动作的主要原因。为了减少由于终端问题引起的动作异常, 应该从主站加强对配电终端通信状态的监测, 一旦发现有终端不在线的情况, 及时通知检修班组现场处理。另外, 建议采取定期操作的方法对终端进行实际验证, 如:由主站自动对配电线路在环路下进行解合环实际操作, 及时发现缺陷及时处理, 随时掌握配电终端和开关的状态, 保证事故时FA动作的及时准确。
3.2 配电主站与调度主站配合问题探讨
根据对现有事故时FA没有启动的案例进行分析, 发现有相当一部分原因是由于配电主站系统的电网模型与调度主站的模型不一致或配电主站系统没有及时收到开关分闸信号和保护信号造成的。由于各供电单位的配电主站和调度主站大多不是一个厂家的系统, 两套系统的通信需要通过接口程序来完成, 而且电网模型不具备自动同步功能, 只能进行手工同步。两套系统配合出现问题, 就会影响FA的启动和执行。
建议:
(1) 尽量选用同一厂家的调度主站及配电主站系统, 建立自动同步机制, 这样可以做到两套系统的电网模型的自动同步, 减少手工同步出现的错误和不及时现象, 保证两套系统模型的完全一致。
(2) 若必须手动进行同步, 必须建立相关运行维护管理制度, 并严格执行。确保调度主站在模型发生变化时能够及时通过手工导入手段进行同步。
(3) 调度主站系统应将开关分闸及保护信号转发时间设置为0秒, 即收到即转发模式, 防止因信号转发不及时造成的配电主站FA无法启动的情况发生。
3.3 调度主站与配电主站系统遥控安全性问题探讨
为了保证配电主站和调度主站系统遥控的一致性, 避免出现误遥控, 采用带安全校核功能的规约是一种比较好的解决办法。主要方案是对现有104规约进行扩展, 增加对变电站名称、设备名称、遥控点号的安全校核。配电主站下发给调度主站带着设备名称和遥控点号的遥控命令给调度主站, 调度主站对变电站、设备名称和遥控点号进行校核, 校验通过, 返回预置成功报文。如果校验不成功, 则不执行遥控。遥控执行过程同遥控预置。这种方式简单易行, 不需要额外的维护工作量, 能够避免遥控的安全隐患, 保证遥控安全性。
参考文献
[1]Q/GDW 382-2009.配电自动化技术导则[Z].2009.
智能快速型馈线自动化方案探讨 篇8
关键词：智能,快速,永磁真空断路器,馈线自动化,时间级差
0 引言
为满足配网供电可靠性的需求, 电网公司大量应用智能型成套开关设备, 基于智能开关的配合来对故障进行快速隔离和恢复供电。其馈线自动化模式主要有集中型和就地型。集中型模式主要依靠后台主站系统集中控制, 依赖于通信, 而实践过程中因为网络拓补结构未及时更新以及通信系统不正常等原因, 常导致故障自动化处理模式失效;就地型模式结构简单、建设费用低, 但存在故障处理时间长的问题, 且变电站出口断路器多次重合会导致短时大范围停电。为此, 本文提出了一种智能快速型馈线自动化方案, 以尽快完成故障隔离, 恢复非故障区域供电, 减少停电时间和范围。
1 方案简介
传统馈线自动化实施模式主要采用电压型柱上自动化开关, 配合出线断路器二次重合闸来实现故障隔离。这种模式易造成馈线出线开关跳闸频繁、非故障段停电, 且多次重合冲击较大, 隔离故障时间也较长。
智能快速型馈线自动化方案采用新型的智能快速永磁真空断路器, 将馈电线路主干线进行分段, 分支线进行责任分界。由于智能快速永磁真空断路器可在25ms内完成速断保护及跳闸动作, 因此依托其优越的快速保护性能, 能将主干线依据保护时间级差配合分为三到四段, 从而可方便地实现选择性跳闸;分支线故障时快速隔离, 不影响上级断路器动作及其它区域供电;对于双回环网线路, 可配置自动化联络断路器, 自动完成转供电过程;综合SCADA监控功能, 调度员可以监控故障的处理过程, 指导故障发生后的快速抢修工作。本方案不依赖变电站出口断路器的重合, 也不用改变出口断路器的保护延时, 用户支线故障不会导致主干线大范围的短时停电, 保证了用电可靠性。
2 应用实例
下面以10k V架空线路双电源环网线路为例, 描述基于馈线终端的就地配合方案。系统一次接线如图1所示。
2.1 系统配置说明
(1) CB1、CB2为变电站出口断路器 (速断延时为0.3s) 。
(2) S1、S2、S4、S5均为分段智能快速真空断路器;S3为联络智能快速真空断路器。
(3) S1~S9均只安装1个三相 (或单相) TV。
(4) S1、S2、S4、S5具备重合闸功能、三段式电流保护功能 (速断延时按级差配合整定) 、合闸后加速保护功能、来电延时合闸及失压延时分闸功能。
(5) S3为联络开关, 工作在常开状态, 具备重合闸功能、三段式电流保护功能、合闸后加速保护功能、单侧失压延时投入功能 (延时15s) 、双侧有压复归并闭锁合闸功能。
(6) S6~S9均为分界智能快速真空断路器, 具备重合闸功能、三段式电流保护功能、合闸后加速保护功能。
2.2 故障隔离处理过程
(1) F1点故障。CB1延时0.3s速断保护跳闸, S1、S2失电延时100ms分闸, CB1 0.5s后重合闸。如果F1为瞬时性故障则重合成功, S1、S2依次得电延时合闸成功, 联络开关S3计时复归。如果F1为永久性故障, 则CB1重合失败并跳闸闭锁, 联络开关S3单侧失压延时15s合闸成功, S1、S2得电延时2s合闸成功, 合于故障后加速保护跳闸并闭锁, 转移供电结束。
(2) F2点故障。S1延时0.2s先于CB1保护速断跳闸, CB1、S1保护未及时动作而返回, S2失电延时100m分闸, S1延时0.5s重合闸。如果F2为瞬时性故障则重合成功, S2得电延时合闸成功, 联络开关S3计时复归。如果F2为永久性故障, 则S1重合到故障上后加速保护跳闸并闭锁, 联络开关S3单侧失压延时15s合闸成功, S2得电延时2s合闸, 合于故障后加速保护跳闸并闭锁, 故障隔离, 转移供电结束。
(3) F3点故障。S2延时0.1s先于CB1、S1保护速断跳闸, CB1、S1不动作, S2延时0.5s重合。如果F3为瞬时性故障则合闸成功, 联络开关S3计时复归。如果F3为永久性故障, 则S2合于故障后加速保护跳闸并闭锁, 联络开关S3单侧失压延时15s合闸, 合于故障后加速保护跳闸并闭锁, 故障隔离, 不进行转移供电, 故障处理结束。
(4) F4故障点与故障F3类似, F5故障点与故障F2类似, F6故障点与故障F1类似。
2.3 后台线路设备管理系统
故障后, 依靠智能快速永磁真空断路器的保护、电压时序逻辑的配合, 快速隔离故障, 并采用最新的数字化技术、通信技术、信息技术对现有配网进行管理, 建立线路故障快速响应机制。后台线路设备管理系统将GIS地理沿布图内嵌入配电SCADA系统, 支持基于GIS的电网运行状态、供电范围路径查询, 可将故障告警信息自动定位到GIS地理沿布图上;具备遥控条件时, 还可以基于GIS地理沿布图进行SCADA监控操作, 满足运行维护的需要。配网自动化主站接入GPRS/CDMA/3G/4G无线网络和光纤通信网络如图2所示。
3 结束语
基于智能快速永磁真空断路器的快速复电方案, 解决了传统馈线自动化方案事故波及范围大、对线路冲击大、隔离时间长等不足, 并且采用后台管理系统进行监控, 可对馈线终端设备及其状态进行有效管理和支持, 方便运行维护, 大大提高了配网运行管理的效率和效益, 其实施将减少线路故障引起停电造成的经济损失, 具有广泛的应用前景。
参考文献
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