城市配电网故障（共12篇）
城市配电网故障 篇1
0 引言
随着电网建设向配电网领域的纵深发展,辅助配电网安全可靠运行的智能化系统也越来越多,在给电力生产带来便利的同时也给使用者带来困扰[1]。配网防误系统主要提供图形化的操作票模拟、现场一次设备的强制闭锁及电脑钥匙的解锁操作功能,且一般不与其它系统接口,安装部署简单,目前已应用在很多供配电企业。而随着配网自动化水平的逐步提高,技术含量更高的故障定位系统也越来越普及,它同样需要配电网的图形建模、班组人员录入及权限设定、无线通信等,一般也是单独部署运行。
一方面,配网防误系统一般都有比较完善的一次设备接线图,拓扑分析功能强大,与现场电脑钥匙通信后,可实时反馈现场设备的状态[2];而故障定位系统的建设同样需要较完善的一次设备接线图及设备的实时状态来进行网络拓扑分析,发生故障时推送故障信息到运维人员的手机或平板设备也需要无线通道,两套系统在基础数据、通道共享方面有很多共性。另一方面,由于建设的先后,供配电企业大多存在多套系统同时运行、维护的情况,而随着配网规模的逐步扩大,对管理的集约化和精细化[3]要求越来越高,多套系统同时运维的弊端越来越明显,用户对系统整合的需求也越来越迫切。
1 系统关键技术
1.1 集配网防误、故障定位管理、配网终端设备数据采集、现场移动作业终端于一体综合应用平台
系统综合配电网运行管理中抢修、防误、开票、巡视、维护等现场作业,形成智能管理一体化的全新配网综合防误操作系统;与集配网巡视、配网抢修、现场移动开票、配网防误操作等于一体的智能移动平板终端功能融合。
1.2 防误操作平台中故障定位分析
系统对故障指示器上报的信息进行汇总,自动判断线路是否有故障、故障类型及可能发生故障的线路;结合信息能自动识别是正常停电还是线路发生故障,并提供预估故障报告,在接线图上分类显示。当通过防误系统对开关、刀闸等设备进行操作时,系统根据设备操作后状态,结合故障指示器采集数据对线路状态进行综合判断,防止出现误判。
1.3 在线防误闭锁技术
在线防误系统[4]要实现配网操作的安全性实时判断,就需要完整的环网接线图,并通过接线图建立基于图形的拓扑逻辑库,能根据设备状态的变化自动调整防误判断的原则。当智能手持移动终端通过无线网络申请设备操作防误判断时,系统根据拓扑能给出防误判断的结果并将解锁下发到智能手持终端;智能手持移动终端根据防误判断的结果下发是否解锁的指令,实时防误判断是配网防误的关键。
1.4 网络通信中断情况下紧急解锁防误判断方法
在网络通信中断情况下,智能手持移动终端通过自身内部保存的设备闭锁关联表,给出设备操作防误判断的相关点提示。在人员到达相关点,通过闭锁锁具确认相关点的设备状态无误的情况下,回到原操作点;由智能手持移动终端进行防误判断,在防误判断通过的基础上进行现场解锁操作,并将解锁的过程信息进行记录,待网络恢复后上传到系统进行归档。网络正常情况下,智能手持移动终端内部保存的现场设备防误管理表在主站有变化时自动更新。
1.5 配网现场移动作业终端
配网现场作业管理平台与DIS[5]系统接口,接收DIS系统下发的巡查作业任务信息,将运行班组手持终端回传的巡查作业结果和抢修班组手持终端回传的抢修作业的作业记录信息汇报给DIS系统,实现抢修业务数据的共享和业务流程的闭环管理。
2 系统设计
2.1 系统网络拓扑
配网防误系统管理一体化平台包括一体化平台客户端软件、服务器软件(包含应用服务和Web服务软件)、数据通信软件、现场作业手持平板电脑(含应用软件)、无线通信数据处理中心和DIS系统服务接口软件等。系统的网络拓扑图如图1所示。
2.2 系统架构设计
系统提供一个统一的操作界面、用户和权限管理平台,通过客户端软件可使用平台的所有功能,通过IE通用浏览器可使用平台的部分功能。系统主要分为系统层(包含数据层和应用支撑层)、应用层和用户层,如图2所示。
2.2.1 架构风格及技术选型
(1)采用C/S和B/S混合架构风格。PC客户端、防误服务子系统、故障定位服务子系统、电子操作票子系统、数采子系统、通信服务子系统之间采用C/S架构,实现提供服务和使用服务,以及服务程序分布式运行。Web客户端和Web服务器之间采用B/S架构,实现通过浏览器监视系统。Web服务器与防误服务子系统、故障定位服务子系统、电子操作票子系统采用C/S架构。
(2)相关开发技术。Windows操作系统下运行;基于.Net的程序开发,提高开发效率;采用SQL Server 2008数据库,可满足系统要求,调试、运行维护都比较方便。
2.2.2 系统集成
由于.Net中的Remoting功能强大、技术成熟、开发效率高、开发风险低,因此系统采用Remoting实现各子系统之间的集成。当一个子系统需要对外提供服务时,以Remoting方式提供服务,其它系统通过Remoting方式获取到服务或订阅相关事件。系统部署视图如图3所示,逻辑视图如图4所示。
2.3 系统总体功能
系统采用模块化设计,可划分为配网防误子系统、配网电子操作票子系统、配网现场作业子系统、配网故障定位子系统;根据现场需要可按机器、节点分布式部署,均衡负载,各子系统共用图模、班组人员等基础数据,如图5所示。
2.3.1 配网防误子系统功能
配网防误子系统重点解决以下误操作问题:防止“有接地设备在合位送电”;防止“有电合地刀”;防止“误入带电区域”。
(1)配网在线防误闭锁模式:解决“有接地设备在合位送电”问题。配网在线实时防误功能具体体现在防止联络线对侧有接地误送电、带电合接地刀闸等。在现有操作管理模式基础上,利用无线通信手段交互操作信息,实现相互间逻辑闭锁。系统通过无线通信与现场手持解锁终端进行实时通信,交互操作信息,实现了现场信息的实时传递;操作人员不需提前进行模拟,即可在现场进行直接防误判断操作,同时多班组间可通过无线网络实现相互间逻辑闭锁。
(2)强制验电闭锁方案:解决“有电合地刀”、“误入带电区域”问题。利用配网现场手持终端装置,通过闭锁装置带有的验电接口,实现地刀解锁前的强制验电。操作地刀前,首先使用智能手持移动终端验电,当智能手持终端提示无电时才能解锁地刀的闭锁锁具,对地刀进行操作;当智能手持终移动端提示有电时,闭锁地刀的锁具就打不开,因而阻止了有电合地刀误操作的出现。对存在误开、误入的带电区域,可结合强制验电闭锁装置对该区域门限进行闭锁,在没有验电或验电有电的情况下无法打开门限的锁具进入该区域。
2.3.2 配网电子操作票子系统功能
依托平板电脑,结合目前电力企业在操作过程中的问题,实现电子操作票管理。一方面,平板电脑操作终端能完全代替目前纸质操作票,且能自动记录整个执行过程,配合操作票专家系统能实现操作票从填写到执行、记录、管理的有机统一;另一方面,电子操作票系统将电气操作步骤规范化、标准化,并与防误闭锁技术相结合,通过控制解锁钥匙完成对现场防误锁具的直接操作,实现了操作票与防误的高度统一。操作票执行过程的电子化,为以后的事故分析、操作管理提供了依据,与防误闭锁相结合保障了操作票执行的安全性。
2.3.3 配网现场作业子系统功能
目前的DIS系统,相关作业信息内容需班组人员在办公室填写,而抢修人员在现场时无法实时接收DIS系统下发的抢修单;同时,现场作业完成后,抢修人消单时需回办公室在DIS系统中填写相关信息,造成现场抢修人员疲于重复工作,还存在记录信息不一致、不规范等问题。为此,有必要建设配网现场作业管理平台,以便抢修人员在现场就可实时接收抢修任务信息,并在现场及时将现场处理状况反馈DIS系统,实现现场作业信息数据的实时反馈,减轻作业人员强度,提高工作效率,达到指导和规范现场作业的目的。建设要点如下:
(1)扩展配网防误系统管理一体化平台,负责与DIS系统通信,将DIS系统下发的抢修单下发到现场抢修人员的移动终端中,并将现场的反馈信息回传DIS系统;根据DIS系统下发的抢修单生成抢修作业卡及安全控制卡,并调用适合的作业指导书下发给现场移动终端。
(2)抢修班组配置具备3G/GPRS/CDMA等通信功能的移动终端与管理平台无线通信,可现场接收抢修单、录入安全控制卡、调用作业指导书、现场填写各表单信息,并自动将信息回传DIS系统。
(3)运行班组配置具备3G/GPRS/CDMA等通信功能的移动终端与管理平台无线通信,可通过GPS或RFID标签定点设备、现场巡检设备,将设备运行情况及缺陷状况回传DIS系统。
2.3.4 配网故障定位子系统功能
建立故障定位分析、管理功能,将该功能平台集成到配网防误系统中,结合故障检测器,对线路上发生的短路、接地和断路故障进行快速定位,并在系统上以图形、文字及短信报警的方式显示;可根据拓扑方式给出参考隔离范围,辅助抢修人员完成故障查找、定位、隔离,为故障快速处理提供支持。数据来源:运行的故障指示器管理系统将收到的故障指示器实时监测的线路短路、断路、接地、停电、来电、电压升高、电压降低等信息转发配网防误系统;新增故障指示器可直接将现场监测数据发送到配网防误系统。
(1)实时监测功能。故障指示器将所监测线路的短路、断路、接地、停电、来电、电压升高、电压降低等信息通过已有通信方式发送给配网防误系统,并在主站接线图上显示,为故障判断提供数据支撑。系统利用这些实时数据,结合设备状态进行网络拓扑分析,给出故障报警和相应处理建议。
(2)主动告警功能。线路发生短路、断路、接地、停电、来电、电压升高、电压降低等故障时,系统可主动实时告警。告警信息实时记录到数据库中,可根据需要长期保存;可实现人性化的声光告警。系统也可将告警信息通过短消息传到相关人员的手机上。
(3)故障定位功能。系统可对故障指示器上报的信息进行汇总,自动判断线路是否有故障、故障类型及可能发生故障的线路段,结合信息能自动识别正常停电还是线路发生故障,并提供预估故障报告,在接线图上分类显示。
(4)数据管理功能。系统配置数据、告警信息等全部存储在数据库中,便于统计分析;可按照用户要求生成各种统计报表、图表。
(5)与配网防误系统一体化。故障定位作为配网防误系统的部分功能,实现防误、管理、故障检测一体化;配网防误手持设备可作为故障指示器的检测工具,实现故障和人员定位。
(6)系统扩展性好。伴随配电网的发展和配电管理水平的提升,系统可扩展实现配网SCADA、馈线自动化和其它配网自动化高级应用功能。
4 结束语
通过对现场作业检验和评审,系统各项功能指标、性能特点满足配网作业特别是故障抢修的要求,仅有部分细节需继续完善。本文提出的一体化平台建设方案,可有效解决配电网中系统繁杂、重复建设、维护困难等问题,兼具创新性与实用性,应用前景广阔。
参考文献
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[4]周玲,曹其宏,任纪兵.浅谈电网调度运行管理[J].煤矿现代化,2009(03):114,115
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城市配电网故障 篇2
关键词：配电网抢修指挥；故障研判；问题；方法
中图分类号：tp391 文献标识码：a
配网运行故障是配网面临的一大问题，只有做好配网抢修工作，加快故障研判工作效率，掌握科学的研判方法，及时定位并排除故障，才能从根本上提高配网运行效率，维护其安全运行。
一、配网故障抢修中存在的问题
故障信息无法被高效、顺畅地获取，要想确保配网能够被及时、高效地抢修，首先就要获得准确的故障信息，然而，现实配网抢修中，却出现了信息来源不通畅、故障无法准确定位等问题，导致故障信息的收集较为落后，从而不利于故障研判，导致故障得不到及时处理，延长了断电时间，甚至带来巨大损失。
同时，配网抢修指挥工作缺少配合度、协调性，因为无法及时、准确、高效地获取故障信息，无法有效地对故障进行排查，从而无法高效、精准地研判故障，导致一些故障问题拖延，得不到及时处理，最终带来巨大的损失。
二、配电网抢修指挥中快速研判故障的方法
1.建设故障快速研判系统
配网故障快速研判系统是支持故障研判的有效依据，是建立在oms基础上的研判系统，主要是凭借对相关信息的分析、判读等来研究与判断相关的故障.该系统集成了以下技术：计算机技术、通信技术、电力系统技术等，经过科学、有效的设计，此系统体现出：成本低、方便安装、覆盖范围广等优势，能够为故障定位与抢修工作提供丰富、全面、准确的信息。提高配网抢修工作质量，防止出现“盲调”问题，紧密围绕市场发展、客户需求来运行，最终全面提升故障研判水平。此研判系统的原理图如图1所示。
2.研判系统的功能
（1）网络建模功能
研判系统拥有发达的图形制作工具，能够实现图形、数据等的同步运行，也就是说该系统能够在绘制图形过程中输入相应的数据信息，创建一个数图一体化系统，形成图形中各项装备同数据库中数据的对照。系统还支持信息数据的导入功能，依托于信息交换总线，将电网设备、图形、模型等通过svg的模式输入研判系统，从而实现配网建模。同时，此研判系统还支持设备的异动管理，配网系统中的一切设备的异动、变更等都处于此系统的管理下，相关的异动设备、图形等通过图形、图示等呈现给广大用户。
（2）定位故障
第一，网络拓扑分析。配网拓扑的主体功能体现在：打造一个不断变化的配网模型，用来清晰地呈现不同电气设备间的连接、联通关系，并对应展现出配网在各个时段的运行状况，该拓扑分析广泛适用于各类接线模式。研判系统通过观察开关的运行状态，来明确配网系统内部不同电气装置的运行状态，例如：正常连通与否、是否带电、接地状况等。拓扑分析为故障的准确定位创造条件。
第二，故障自动定位。将故障指示设备设置在馈线干线与支线等位置，由于指示器能够发挥通信传输作用，一旦配网出现故障问题，位于出线开关与故障区范围内的指示设备将发出动作，同时，朝主站发出故障信号。具体如图2所示。
此系统凭借分析配网拓扑、故障指示设备排列顺序、动作顺序等，最终分析得出故障具体所在。
第三，故障信息警示
故障被准确地定位以后，可以凭借人机工作站来发出警报提示信息，并对应将一些故障信号呈现于馈线图、地理图等，从而为调度工作的开展提供准确的信息数据，例如：故障位置、特征、类型等，为故障问题的处理创造有利条件，同时，研判系统也能凭借其他通讯模式，例如：短信、语音报读等方式来发出警报信号。
（3）抢修指挥
第一，研判分析。所谓的停电研判就是在断开电源的情况下，对信息采集系统、配网自动化系统等进行全方位地检查、核查与维修，深入分析、总结客户提供的报修反馈信息，从中大至归纳出故障的范围、原因等，并帮助抢修工作者实施工单合并操作，通过反复地分析、研究与判断，最终形成抢修工单，并对应将故障点做下标识。
第二，抢修指挥。所谓的抢修指挥功能，就是能够为抢修工作提供科学地指导，促进抢修工作的高效开展，实现抢修资源的优化配置。
第三，生产管理功能。所谓的生产管理，具体包括以下方面的内容：例如：计划停电、报电、分线预警等。
第四，可视化功能。该功能的发挥是建立在gis系统基础上，能够达到故障信息的分析、预测、警报等，同时，也能发出视频画面信息，为监测、统计等创造便利条件。
三、配网抢修指挥中故障研判的相关技术
配网抢修与研判系统功能的有效发挥依赖于多种技术，各类技术的具体功能和作用如下：
1.配网建模技术
创建一个配网模型是判定与抢修故障的基本保证，配网模型通常涵盖两大模型：变电站模型、馈线模型。在调度系统、gis系统的支持下，故障定位系统能够及时、有效地获取配网的这两大模型，同时把双方有效拼接，最终构建一个统一的配网模型。
配网的建模需要多项技术的支持，例如：图库一体化技术、图形接入技术、配网模型拼接技术等。
2.综合故障定位技术
一般来说，配网系统故障定位需要将配电终端配置于各个开关所在位置，以此来及时收集相关故障信息，开关附近的馈线形成一定的区域，故障定位系统就围绕此区域进行建模，将各个馈线进行科学规划，分成几个开关、几个区段。自电源点出发，朝着馈线末尾处逐步搜寻、探索，如果发现同区段连接的电流流入开关处有异常情况，电流流出处的开关依然处于正常运行状态，就可以初步判断这一区发生了故障问题。具体的定位则可以依靠故障指示设备，将其设置于线路中，发挥故障定位功能，这其中要注意把握故障指示器同馈线之间的关系，二者应该处于并联状态，同时，也要注重二者顺序的排列与把握，同时，要积极修改、完善搜索算法，这其中需要特别注意的是个别开关未设置故障采集装置，无法显示故障信息，对于此问题，在故障搜索过程中则应该略过。
3.抢修资源优化调度技术
此技术能够为配网故障的研判、抢修是否开展提供科学的判断。故障定位与抢修系统从各个角度、各个维度出发，例如：故障位置、抢修的班组、车辆、工具等实施分析、判断，达到智能化排程的目标，最终形成故障抢修与调度的方案。并与此对应地将抢修概况的相关数据信息及时传输至pda终端，在抢修过程中，凭借作业终端对抢修信息进行高效反馈，能够达到故障抢修的整个过程监控，达到可视化抢修的目标。
结语
小议配电网运行故障与解决措施 篇3
摘要：21世纪，随着当前人们用电需求的不断增加，城配网中的各个故障也在不断的变化与增加之中，如果配电网系统出现了问题和故障，就会给供电企业和居民带来影响，甚至造成一定的经济损失。为了保证配电网的安全运行，必须对故障进行分析，采取科学的措施来排除故障，从而保障供电系统配网的正常运行。
关键词：配网运行；配网线路；配网故障；措施
1、分析配网供电可靠性常见的故障及原因
眾所周知，电力系统中的动脉。便是配电线路当前电力系统中的主要供应者，而配网供电可靠性设备分为线路和变电两种类型，其中线路包括架空线路、电缆线路和柱上开关。变电类型可分为避雷器、互感器、继电保护、隔离开关等设备，另外还包括配电室和开闭所的熔断器、补偿装置等。
故障的主要原因，第一是设备出现外力性损坏、产品质量问题，用电负荷过饱，第二因为在配电网中可能使用了一定量的针式绝缘子，并且因为这些绝缘子本身就存在一定的技术、质量缺陷，那么相应的雷电防护能力就会降低许多，如果相应的运行年限还相对比较长的化，就极有可能导致跳线自燃，从而引发大的线路故障。当接线引发线路出现故障的时候，如果在进行实际施工的过程中，并没有针对这种情况进行相应的严格把关，或者线埋得不够理想，那么将导致其受力不均匀，而从地下被拔起，最终导致严重的线路故障。
2、故障类型
2.l 故障停电
2.1.1 线路故障
线路故障主要有：①在进行线路施工的实际过程中，一般情况下会，由于跌落式熔断器受负荷电流大的冲击或接触出现问题，导致烧毁接触点；由于分合操作不当出现相间弧光短路。虽然这类故障造成的停电问题影响不大，但在停电比例中占大部分，因此，供电部门应引起高度重视，以免造成更多问题出现。②配电线路上的避雷器、保险瓷体、瓷绝缘子因为长期与空气接触，会产生灰尘、污垢；或是因为产品质量不合格，导致瓷体发生裂缝。这些原因都有可能导致产品的绝缘强度降低。因此，在遭遇风雨潮湿时，会产生闪电或放电现象，导致接地故障。③发生倒杆现象，包括暴风雨、洪水带来自然灾害或是配网技术人员平时缺少对杆塔的维护等，导致线路断线或拉线、断线，使杆塔倾斜。④接地可通过绝缘子绝缘击穿接地，还可以通过一相导线断落在大地上，使导线和树木接触，并通过树木来传输接地等方式实现。⑤导线短路的主要原因是外力破坏（树枝横落，铁丝，车撞电杆等因素），造成导线三相或两相间直接碰撞接触而不经负荷。⑥容易产生断线主要是因为外力破坏造成线路长期超过负荷，使接点接触不良；或是由于施工人员施工不当，使导线驰度过紧或拉断导线，当然天气变化也会有影响。
2.1.2 变电故障
变电故障主要有：①配电变压器在实际运行的过程中比较常见故障，主要有铁芯局部短路、绝缘损坏；线圈间短路、断线，对地击穿；分接开关触头灼伤或放电。②开闭所和配电室主要故障则出现在电缆的进线和出线上。这类故障往往是电缆中间的接头出现短路问题或是电缆的端头出现短路问题。③户内10kV少油或真空断路器有不能可靠开断、关合，三相不同期等问题。④电流互感器的故障主要是二次开路引起的故障，例如引线的接头出现松动、端子出现损坏等；由于受潮使绝缘性能出现下降导致其被击穿，出现故障。
2.2 系统和设备的常规性检修
一般而言，对于电力部门来说，关于系统和设备进行常规性检修，这是电力部门每年必不可少的工作。虽然这项工作在一定程度上会对居民供电造成影响，但可以通过科学管理和巧妙规避，尽可能地降低因为常规性检修给居民供电带来的不便。
2.3 临时性检修
总的来说，在电网实际的运行中，务必做好临时性停电检修和临时施工，其主要是处理树线和用户建房带来的故障问题。这些故障问题可通过加强管理、提前纳入计划停电处理和提前消除缺陷来解决。
2.4 限电
基于现状，限电可分为系统电源不足限电和供电网限电。系统电源不足限电需要有关部门根据负荷增长需要、资金等因素统筹考虑和安排处理。供电网限电主要为主变过负荷限电，可通过实施增容改造来解决。
2.5 自然灾害影响供电
当今，在现实生活中，灾害无处不在，由于一些自然灾害往往会对居民的供电造成很大的影响。例如雷电袭击、大风袭击、地震破坏等，这些强力破坏因素会给居民的供电系统造成毁灭性的巨大破坏。尽管我们无法躲避大自然的破坏，但相关供电部门可通过做好对大自然灾害的预测以及做好平时的预防工作，来减轻大自然灾害对居民供电造成的影响。这样一来，就算供电事故发生，相关电力维修部门也能及时地给予维修，减小损失。
3、提高供电可靠性的措施
3.1 组织管理措施
3.1.1 完善供电管理网络，加强制度建设
一般情况下，不仅要建立健全的供电可靠性管理体系，而且还要不断加大可靠性管理力度，把供电可靠性管理工作作为重要管理的对象，成立为居民可靠供电服务的专门领导小组。要加强相关人员可靠供电的意识，树立为民稳定供电的观念，做好相关人员的供电培训工作，使其高度重视供电工作，积极探究提高供电可靠性的行之有效的方法，并在日常管理工作中予以科学的贯彻和实施。每年要定期组织召开关于提高供电稳定可靠办法的相关分析会议，进行组织、指导、总结等，制订供电可靠性管理工作计划，保证做好供电可靠性管理。做好计划、季度分析、应对措施、年终总结等几方面的工作，同时制订《供电可靠性管理规定》，明确各部门在可靠性管理工作中的标准和职责，以更好地调动各部门管理人员的积极性，保证每年供电可靠性目标的实现。
3.1.2 加强可靠性专业的培训
总之，加强培训是不可缺少的，首先做好统计分析和评价指标工作，认真贯彻新规定，是供电单位的重要工作。然后分析报告包括供电可靠性指标、故障停电、重复停电、计划检修、协调停电问题、分析故障原因、故障设备或电网调度、配网运行操作、检修等工作中存在的问题。
3.1.3 加强基础资料的完善和积累
针对目前来讲，为检修计划、编制运行方式和指定相关生产管理提供准确、详细的依据，也为电网可靠性评估计算提供依据。
3.1.4 加强可靠性管理
随着我国经济建设的发展速度飞快发展，由于可靠性管理会涉及配电管理、新增用户送电方案审批、停电计划审核、计划外停电批准等各项工作，所以，各专业部门之间需要加强配合。项目要做到从源头抓起，提前了解项目停电需求，例如基建工程项目从立项抓起，用户工程项目从报装抓起，市政迁改项目从项目讨论抓起。及时审查施工方案，做到科学安排停电。
3.1.5 停电计划的周密性、合理性需加强管理
供电所在安排生产计划停电时，一般都会坚持“先算后停”的原则，各种涉及供电可靠率指标的停电工作，全部由配电运行部门统一申报月停电计划，组织相关部门召开检修计划会，然后进行协调、合作，以“一线停电多处干活，一家申请多家帮助干活”，做到减少重复停电，缩短计划停电的时间，提高供电可靠性。某所每月通过召开的停电协调会这个平台对停电进行统筹协调，先算后停，落实年度停电计划，提高停电计划执行率。用户年平均停电时间由2010年的6.21 h降到2011年的1.68 h，同比下降72.9%，用户年平均停电次数0.319次/户。
3.1.6 电网建设需加强管理
配电网络是电网重要组成部分，在进行运行管理过程中，除了通过电网建设、网架优化等手段可提高配网的可转供率。某所10 kV公用线路共137条，可以转供电线路127条，转功率92.7%.通过线路转供电，可减少停电范围，提高供电可靠性。
3.2 技术措施
配电网故障定位技术综述 篇4
关键词：配电网,架空线,中性点非有效接地系统,故障区段定位,故障测距
0 引言
供电企业一个基本任务是不断提高供电可靠性。据统计，电力用户遭受的停电事故95%以上是由配电网引起的(扣除发电不足因素)，其中大部分是故障原因[1]。因此，准确地测定配电网故障位置，对于及时隔离并修复故障、提高供电可靠性具有十分重要的意义。
根据测量时线路是否带电，配电网故障定位技术可分为在线和离线两种方式。实际的配电线路故障绝大部分是绝缘击穿故障，在线路停电后，绝缘恢复，故障电阻上升至数千欧甚至数兆欧，难以通过直流电阻或注入信号寻迹等简单的方法测定故障点位置，通常需要采用高压设备将故障点击穿后测寻故障点。目前，离线定位法主要用于电缆故障定位。对于架空线路来说，由于供电距离较长，通过施加高压击穿故障比较困难，尤其是线路通常与配电变压器直接相连，外加高电压会对用户用电设备带来危害。因此，离线定位不适用于架空线路。
在具体实现方式上，故障定位方法可分为利用多个线路终端(FTU)/或故障指示器(FPI)的广域故障区段定位法以及直接利用线路出口处测量到的电气量信息计算故障距离的故障测距法。前者用于交通便利、自动化水平较高的城区配电网完成快速故障隔离;后者用于供电距离较长、不易巡检的乡镇配电网或铁路自闭/贯通系统完成故障点查找。
针对不同故障类型，本文将详细介绍实际应用中的短路故障定位技术和小电流接地故障定位技术。并根据目前定位技术中存在的问题，对未来故障定位研究进行初步展望。
1 短路故障定位方法
电力系统短路故障是指引起电流急剧增大，电压大幅度下降，并进一步导致电气设备损坏的相与相或相与地之间的短接[2]。短路分为三相短路，两相短路、两相对地短路和单相对地短路(发生于大电流接地系统，即中性点直接接地或经小电阻接地的系统)。短路故障特征明显，故障定位的实现相对简单。
1.1 故障区段定位法
短路故障电流幅值较大，易于检测，通常采用“过电流法”[3,4]实现架空线路短路故障的区段定位，原理与过流保护相同。
“过电流法”需要借助馈线终端装置(FTU)或故障指示器(FPI)定位故障区段。以图1所示的手拉手环网馈线自动化(FA)系统为例，在线路出现短路故障时，FTU检测到过流现象并上报至FA控制主站。主站分析故障信息，确定故障区段。在变电所保护动作跳开故障线路后，遥控分段开关隔离故障，恢复非故障区段供电。
“过电流法”原理简单，判据明确，同时具有较好的灵敏度。FPI在故障定位实现上与FTU相同，其测量方式分为直接测量和非接触式测量(测量电磁场)两种。采用非接触式测量[5]监测故障信息具备一定的现场应用优势，测量装置的灵敏度和可靠性是该研究能否推广的关键。
1.2 故障测距法
对于郊区及乡镇配电网，供电距离长，采用故障测距的定位方法既可以降低成本，又可以减轻寻线负担。
1.2.1 阻抗法
阻抗法[6,7]是利用故障时测到的电压和电流求取故障回路的阻抗，又因故障回路阻抗与故障距离成正比，从而据此定位故障。阻抗法原理简单，投资少，但配电网结构复杂，分支线、混合线路较多，且负荷影响较大，故阻抗法不能简单的直接用于测距计算，实际应用中常常作为辅助测距方法，结合“S注入法”计算故障距离或配合行波法确定故障距离[8]。
奥地利采用的是将馈线预先分段，利用标准的电力系统分析软件对各段线路进行离线短路计算[3]。当故障发生时，远端继电器测量故障电抗并上报主站，与短路计算得到的故障阻抗对比判断故障区段。这种阻抗定位策略在故障发生时仅需作出对比判断，节省了计算时间，且准确率高，实际运行效果良好。
1.2.2 电流对比法
为克服阻抗法对负荷影响考虑不足的缺点，欧洲一些发达国家采取了一些改进措施[3]，在计算中考虑实时采集的负荷电流，通过电流对比定位故障区段。该方法对自动化实现程度要求较高，它是利用SCADA/EMS/DMS/D-SCADA计算各条线路的故障电流并与各点测量上报的故障电流进行对比，判断故障位置。此方法将各监测点的故障信息与SCADA等系统监测的负荷电流等电网运行信息综合运用，故障判断更为准确，在芬兰实际运行效果良好，但由于仅以电流作为判据，定位精度受故障电阻影响较大，需要作进一步的改进。
2 接地故障定位方法
接地故障是指中性点非有效接地系统发生的单相对地短接，又称小电流接地故障。其工频故障电流微弱，故障电弧不稳定，而由线路电容充放电引起的暂态信号幅值较大，信息量丰富。针对小电流接地故障的特点，故障定位研究中采用了多种解决策略。
2.1 故障区段定位法
2.1.1“S”注入法
“S注入法”是利用故障时暂时“闲置”的接地相电压互感器注入一个特殊信号电流，通过对该信号进行寻迹来实现故障选线和定位[9]。在实际工程应用中可以在线路节点和分支点安装信号探测器，通过检测信号的路径来定位故障区段，也可以通过手持探测仪沿线巡检，信号消失的点即为故障点。文献[10]提出了基于注入信号原理的“直流开路、交流寻踪”的离线故障定位方法，该方法致力于解决停电情况下故障点绝缘有可能恢复，必须外加直流高压使接地点保持击穿状态，从而保证注入信号的流通回路，通过信号寻迹确定故障位置，还要注意外加高压对用户的影响。“S注入法”原理先进，不受消弧线圈影响，适用于只安装两相CT的架空线路;但该方法需要附加信号注入设备，且注入信号强度受PT容量限制，对于高阻接地及间歇性故障，检测效果不好。
2.1.2 零序电流法
零序电流法利用线路零序电流的幅值及相位特征进行故障区段定位[11]。对于谐振接地系统，由于消弧线圈的补偿作用，故障线路零序电流的变化特征不明显，幅值和相位判据失效，文献[12]提出对谐振系统故障后的稳态零序电流增量进行分解，根据分解后的电流增量的相位定位故障区段;文献[13]提出在故障发生后通过改变消弧线圈的补偿度，监测线路零序电流的增量变化来判断故障区段，文献[14]详述了零序电流增量法的基本原理及配合FTU的定位策略，这几种措施从一定程度上提高了零序电流法的检测灵敏度，但对于高阻故障，检测仍然比较困难。
另外可以利用暂态零序电流[5]幅值较大，且判据不受中性点运行方式影响的特点，直接比较各点的暂态零序电流幅值实现故障区段定位。利用暂态信号充分提高了检测灵敏度，但缺点是故障暂态信号的获取和判断不太稳定，导致定位可靠性不高，需要进一步改进。
2.1.3 中电阻法
中电阻法是对稳态零序电流法的一种成功改进。由于谐振接地系统的稳态故障电流无法用于故障检测，需要在中性点投入中电阻产生足够大的零序电流，通过比较沿线FTU检测到的零序电流幅值判断故障区段。该方法适用于谐振接地系统，从根本上克服了稳态法灵敏度低的缺点，但需要改动变电所的中性点接地方式，同时也带来了一定的成本问题。
2.1.4 零序功率方向法
功率方向法是通过检测零序功率的有功分量或无功分量进行故障定位。对于中性点不接地系统，检测沿线零序无功功率的方向即可判断故障区段，但不适用于谐振接地系统，文献[15]提出的零序有功分量(或称有功功率)适用于谐振接地系统，但有功分量较小，不易检测，且受CT不平衡电流的影响，可靠性低。
文献[16]提出的暂态零模功率方向法原理与首半波法类似，首先利用暂态零模电压、电流计算出故障方向，然后通过比较各FTU测量的故障方向判断故障区段。该方法不受中性点运行方式影响，不需要在中性点投入中电阻或向系统注入信号，但需要在线路上加装零序电压互感器，成本高、施工不方便，而且大量的电压互感器容易引起铁磁谐振。
2.1.5 相关法
相关法[17]是一种通过判断相邻FTU检测到的暂态零模电流相关性确定故障区段的故障定位方法。该方法仅需要测量暂态零模电流信号，避免了安装电压互感器带来的问题，且检测灵敏度高，不受中性点运行方式影响，不需要加装任何设备，成本低，易于实现，但需要应用于实现馈线自动化的网络或安装FPI，且各FTU/FPI间需架设通信网络。
2.1.6 其它方法
除上述方法外，早期研究中的端口故障诊断法，是对可及端口施加激励，通过检测端口故障电流源是否为零判断故障端口，故障端口包含故障分支，进而通过分支判据判别故障分支[18]。在此基础上，文献[19]借鉴模拟电路故障诊断理论，结合字典法的概念，提出了改进的端口比值分支定位法。该方法属于离线测量法，应用于架空线路难度很大，且需要获取线路两端的信息，应用有所局限。
此外，加信传递函数法通过在故障线路出口处施加高频信号(单位阶跃波、窄脉冲波、方波)，在频域内构建配电系统的传递函数，由传递函数的频谱特性构造判据进行故障定位[20]。传递函数法取用地模分量作为故障定位的信息依据，因此具有不受负载参数变化影响的优点，且能够实现多分支辐射网的故障定位问题，但同时存在无法处理只有线模分量的短路故障的定位问题，目前尚未投入实际运行。
2.2 故障测距法
2.2.1“S”注入法
“S注入法”除用于故障区段判断外，也可以用于故障测距。通过检测注入信号的电压电流，计算变电站至故障点的故障阻抗，以故障距离与故障阻抗成正比为判据计算故障点位置[21]。该方法灵敏度受注入信号强度影响，定位效果需要现场实际运行以进一步验证。
2.2.2 微分方程法
微分方程法[6]是通过列写线路的暂态微分方程，利用测量的暂态电压、电流信号求取测量端至故障点间线路电感实现故障测距，又称之为暂态阻抗法。该方法不受中性点运行方式影响，克服了稳态法中故障信号微弱难以用于定位的缺点，灵敏度大为提高。但由于所使用的模型没有考虑线路的分布电容，测距误差大，不能满足实用化的要求。
2.2.3 行波法
根据行波理论，线路上的任何扰动，其电气量均以行波的形式向系统的其它部分传播，因此在理论上可以利用测量到的暂态行波信号实现各种类型故障测距。其基本原理是通过测量故障产生的行波在故障点与母线之间往返一次的时间(单端法)或利用故障行波到达两端的时间差(双端法)来计算故障距离。输电线路输电距离长，利用GPS同步对时可以准确计算故障距离，配电线路结构复杂，分支点多，在配网中应用行波测距关键要解决故障波头的识别及混合线路波阻抗变化的问题，同时需要考虑其经济成本。文献[22]所采用的C型故障测距是根据脉冲发射测距原理提出的，它可以在停电条件下对线路离线测量，但信号发射接收装置成本较高，还需要解决抗干扰问题，实用化难度大。文献[23]针对带分支线配电网提出先定位故障区段，再计算故障距离的行波测距方法，仿真显示测距结果准确，但仍然存在伪故障点的判断问题。文献[24]提出利用适用于各种故障类型的行波线模分量实现故障测距，为解决分支线路定位，需要在主线路及各分支线路末端安装测距装置，应用成本过高。文献[25]开发出低成本的行波信号传感器，沿线安装在容性装置的接地线上，通过双端测距计算故障距离，但装置的安装条件对方法的应用有一定限制。综合上述几种方法，在配电网中应用行波测距必须使用双端测距，单端测距是不可行的，而双端测距又会增加成本，其应用受到局限。
2.2.4 参数辨识法
参数辨识是在系统结构已知的前提下，建立其等效数学模型，通过线路首端检测到的电气量求取模型内各元件参数的办法，在电力系统一般应用时域[26]和频域[27]两种参数识别，求解工具通常为最小二乘法。输电网结构简单，参数均匀，求解过程只需要辨识少量参数，故障测距比较准确[28]。文献[29]对中性点不接地系统建立零序网络等效模型，利用零序电流、电压信号，辨识各出线对地电容，与已建模型电容比较选出故障线路，再辨识故障线路电感计算故障距离，由于小电流接地系统零序分量较小，仅能保证一定程度的选线判断，用于故障测距会大大降低计算精度，实际应用效果有待进一步验证。
3 配电网故障技术展望
(1)用户对供电可靠性要求不断提高。下一步提高供电可靠性的必然途径，就是通过准确的故障定位应对故障停电问题。从国内外的发展状况来看，配电网在提高供电可靠性上显得越来越重要，其故障检测也受到越来越多的重视。
(2)现有的故障定位技术相对成熟。适用范围也涵盖了各种接地方式及故障情况，且具备现场应用的条件。实际应用中，要因地制宜，选择合理的定位策略，并积极地推广应用，摸索经验。
(3)建立故障管理系统。通过故障管理系统可以充分利用获取的各种故障信息，如配合故障投诉系统[30,31]采用信息融合技术做出最优判断。同时可以记录各种定位方法的运行性能及准确率，有助于对比分析，为改进及开发提供可信的数据。
(4)根据分布式电源的并网要求，制定合适的保护方案。随着分布式电源在系统中比重越来越大，使传统配电网的运行和管理更加复杂。在分布式电源规模占系统比例较大的情况下，其接入会影响到系统保护的定值及定位判据，需要建立相应的保护方案及定位策略。各国对分布式电源接入的要求有着不同的规定，包括有条件接入、积极接入及有源网络等。带分布式电源的配电网故障定位也要根据不同的并网要求选择合适的定位策略，国外已开始了相关研究[32]。
4 结束语
10kV城市配电网规划发展综述 篇5
【摘 要】作为电力系统中重要的组成部分，10kV城市配电网的作用十分重要。一旦10kV城市配电网发生故障，就会严重影响区域供电，严重时甚至会导致大面积的区域停电，造成大量的损失。鉴于10kV城市配电网的重要作用，笔者充分检索有关文献和分析相关事件经验的基础上，研究分析了10kV配电网的基础规划原则，研究分析10kV城市配电网常见问题，并提出了一些切实有效的解决措施，希望给有关人员提供参考借鉴，不断提高10kV城市配电网的维护水平，提高电力系统供电的稳定性和安全性。
【关键词】10kV城市配电网；规划；问题；综述
从我国国家电网的构成上看，10kV的配电网属于低压的供电网络，它的安全性和稳定性直接关系着供电的连续性和稳定性。改革开放以来我国电网运行使用范围越来越广泛，所发挥的作用也越来越重要。本文的研究重点在于提高1OkV城市配电网规划的科学性和合理性，提高广大用户的用电安全。分析国内外10kV城市配电网的发展情况
1.1 国内发展现状分析
相比于国外发达国家，我国10kV城市配电网的发展特点主要表现为起步较晚，水平较差，专业水平低，城市配电网在规划和发展过程中存在诸多不足。从总体上看，现阶段国内10kV城市配电网的主要发展问题在于配电网自动化水平低和配电网整体规划不合理，可以简要概括为以下3点。
（1）基础设施建设差
国内城市配电网规划和建设经验有所空缺，在现阶段的电网建设工作中显得较为盲目。电网的规划和建设工作也是仅仅针对某个区域，并没有充分考虑到未来的城市规划问题对电网建设的影响，从而降低了我国配电网布局的科学性和合理性。在配电网基础设施的投资和使用方面，存在着大量浪费问题；基础设施的使用效率较低，日常维护存在着诸多不足。
（2）结构不合理
从10kV城市配电网的整理结构上看，我国城市配电网的结构水平还比较薄弱，没有全面普及自动化运行方式。部分地区仍然存在着大量交叉线路供电问题，自动化改造实施困难，供电网络的安全性有待提高。
（3）供电故障时有发生
现阶段我国的供电网络存在着大量的缺点和不足，这些问题的长期存在直接影响着供电的连续性和稳定性。部分地区的供电方式不合理，依然没有改变传统架空线供电的方式，提高了外部因素造成电网故障的可能性，也提高了维护和抢救工作的难度。
1.2 国外电网发展的突出优点
国外发达国家率先完成了第二次工业革命，先后进入了电气时代，工业化水平和城市化水平远远超过发展中国家。电网规划和建设作为城市化进程推进过程中不可缺少的一部分，也发展到较高的水平，基础设施建设水平和自动化水平远远高出我国。有研究资料报道，发达国家电网的可靠率可以达到99%以上，智能电网几乎覆盖全国，电网运营的成本较低，能够适应不同城市的用电需要。10kV城市配电网的规划方案分析
2.1 合理预测负荷
有关人员在进行配电网规划过程中，最重要的工作内容就是合理预测整个城市的用电负荷。合理预测用电负荷能够提高电网规划和电网建设的合理性和安全性，对电网工作的发展具有十分重要的指导作用。负荷预测可以分为以下三个方面，分别是整个城市电网的总负荷预测以及分区负荷预测。总负荷预测的基本方式是确定性的电网预测方法，就是通过方程式来转化城市的电力负荷和用电量，再把电力负荷和用电量之间的关系用数学的方式表达出来，通过两者关系的合理推测来进行城市电网的规划。开展城市分区电力负荷预测的目的主要在于合理设置城市电压变电站，提高变电站使用的科学性和合理性。以电压供电为主要指导依据，开展分区电网规划工作；根据城市的发展走向，确定较大负荷比例以及重点位置，提高分配比例，综合分析，提高预测结果的准确性。
2.2 完善站点规划
10kV城市配电网的站点规划主要包括变压器的选址、开关站、供电的线路变径以及基本的供电范围等。做好站点规划工作，要从城市的基本发展情况出发，参考城市用地规划和负荷预测情况，使整个城市的供电规划和城市建设水平协调发展，确保变压器、开关、环网柜等设备的位置准确。
2.3 网架规划
10kV城市配电网需要有一个灵活的网架，来提高电网规划的可靠性和规范性。有关人员在进行电网网架规划时，要充分了解城市电网的结构要求，做好主次分明，层次区域较为清晰。目前而言，在进行城市电网规划过程中，通常会选择环网供电的方式，在开环运行方式上满足“N-1”安全原则。“N-1”安全原则的含义是不同变电站之间应该运用联络性开关相互连接；在局部故障或计划停电检修的过程中确保线路转供电率，提高供电的稳定性。10kV城市配电网的发展方向――自动化管理
目前而言，我国的城市电网受到技术水平和管理水平的限制，配电网自动化管理系统的应用还处在试点阶段，使用的程度和深度还有待提高。绝大多数供电企业并没有树立电网自动化管理意识，仍然沿用传统的配电和管理方案。部分企业虽然引用了现代化的配电管理系统，但在使用和操作上还存在着很多问题。
首先，有关的供电企业需要在配电网的运行和管理中树立高水平意识，积极的引入现代化的配网自动管理系统；其次，加强工作人员的业务培训，让员工的日常工作引入到自动化配电网管理中来；再次，定期总结配电网自动化运行和管理系统在日常工作中存在的缺点和不足；最后，根据现阶段存在的缺点和不足，提出科学有效的解决方案。配电网自动化运行和管理系统使用的最终目标是：尽可能的减少停电次数，缩短停电的时间；减少停电的范围，提高停电故障排查和检修的工作效率；提高用户信息管理的工作效率，减少信息管理工作的失误。结语
综上所述，有关人员应该在工作实践中提高10kV城市配电网规划的科学性和安全性；有效提高供电的稳定性，促进我国电力行业的发展；在实际工作中加强学习、总结经验，不断提高电网自动化水平，促进电力行业的全面发展。
参考文献：
城市配电网故障 篇6
【关键词】配网；运行故障；改进策略；设计方案；具体措施
【中图分类号】TM727. 2 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）03-0321-01
前言
改革开放以来，我国的用电需求就逐渐攀升，尤其是近几年，随着国家经济建设的蓬勃展开，其用电的需要更加急切，在这种情况下，为了满足日常生活的电力需要，除了扩大电网建设的规模还要做好日常的积极的电网故障排除工作，以确保电网输送能力的保障，确保电网输送的每个环节，从而实现电网运输的质量、效益、效率，确保人们生活的质量，以及国家经济的可持续发展。
一、关于配电网特点的分析
配电网一般具有以下特点：
1.为了最大程度的进行配电，需要实现配电网的集中化、密集化，具体来说就是要在人多密集的城市或者县城，工业密集的地方，进行具体配电网的设置，以确保这个关键点的电力传输，一些比较偏远的地区，需要根据当地的具体情形，进行配电的具体应用。在电网传输的过程中，注重其传输的距离，与功率，这对日常电网传输的质量与效率是很有帮助的，用于不同的地区，具有不同的情况，其供电总量，也是不同的。在供电量下对应的是不同用户的性质，供电的稳定性等。虽然这几年我国电网配送取得了一系列成果，但是具体来说，还是存在很多不足的。在实际配电过程中，配电网的物质设备不够完善，配送的技术也是比较落后，这样就不利于配电网的日常输送，这对人们生活乃至经济建设的影响是非常大的，为了确保日常输送电力的稳定性，需要及时进行配电设备更新以及配电技术的更行。针对不同的的确，采取不同的方式，因地制宜。
2.目前来说，我国对于电力输送系列的制度法规不够健全，这就不能形成很好的电力管理，不利于日常配电的顺利进行，由于缺乏相应的资金投入，不能进行积极的科学研究，就会导致相应技术的缺乏，进而不利于现实难题的解决，为了确保电力输送安全进行，需要及时进行科研研究，确保新型技术、新型设备的应用。
3.目前来看，我国的市场机制是不健全的，相应的关于电力企业相关制度也是不健全的，这就需要相关法律制度的规范了，为了确保电力企业之间的合理竞争，为了保证输电部门总体的和谐，需要进行积极的电力制度建设，建立健全相应的责任法规。规范企业之间的竞争行为，使竞争的总体方向有利于日常电网的建设，有利于国家经济建设的发展。明确电力部门需要承担的责任，避免出现情况找不到具体负责人的情况。要积极进行市场经济的改革，确保自己的产品满足当前市场竞争的需要。强化相关电力部门在技术与物资管理环节的协调。确保设备的可持续利用性，而不是以成本因素作为判断标准。这样就利于提升电力运行的质量效率，确保电力输送的可持续稳定性。在此过程中针对城市电网与农村电网的具体需求，进行合理的调节，确保社会经济的稳定运行。
二、对于配电网运行故障分类的分析
一般来说，配电网在运输过程中，是比较容易发生故障的，因此我们要保证配电的设备以及配电技术的先进实用性，在配电过程中容易出现以下故障，短路故障、断线故障以及单相接地故障。一般来说短路故障时比较常见的故障，它指的是在具体电网运行中，各个线路之间出现短路。断线故障一般是由外因导致的输电停止，单相接地故障时不会造成电网短路，不过它的接地电流是很小的，不利于电网系统整体运行。
1.关于配网运行故障原因分析
1.1关于配网检修人员以及数据管理方面的问题分析
在电网的运行过程中，对于电力检修人员的素质是比较高的，如果相关检修人员不能拥有专业的素质，在检修过程中，就难以修复电力故障，与此同时也容易出现人身财产的安全，不利于电网检修工作的综合运行，为了确保日常检修工作的合理性，及时性，需要根据检修的条件，及时补充相应的专业素质。一般根据配网检修工作特点来说，它的流动性还是比较大的，有些精英维修人员离职后，因为没有做好及时的记录工作，其关于数据维修方面的有效信息随着离职流失了，这对接岗维修人员，实时电网故障维修是很不利的。需要加强日常电网数据的管理工作。
1.2关于谐波存在问题的分析
随着城乡统筹的发展，一些电力企业为了现实的需要，将电力系统转移到了城镇乡村，由于电力网运行是讲究距离性的，在这种情况下，就很容易导致电力输送过程中的不合理感性负载，这就不利于保证所输送电力的质量、效率，对于日常的电力用户、企业来说，是很不利的。
2.配电设备不规范问题的存在
通常来说，配电质量的如何，离不开其硬件基础，配电设备的好坏一定程度上决定了发生电力故障的几率，为了有效避免电力故障，需要及时进行故障排除，就离开日常配电设备的维护，更重要的是要保证其自身的质量，这样才能有利于日常配电系统的顺利进行。
三、关于配电网安全运行措施的分析
1.增强配电运行人员的职业素质
在日常配电网传输过程中，要及时提升相关人员的素质，提高其工作积极性，通过提高配电人员的职业素质，培养其责任感，在日常配电工作中，更有利于配电网络的顺利运行。这就需要及时针对配电员工进行培训了，确保新知识，新型操作系统的运用，来强化职能的专业素质。积极引导员工熟悉新型设备，比如配电设备中的环网开关、重合器等必备设备，引导员工熟悉它的构造以及运作原理，确保其工作的熟练运行。与此同时，要积极进行配电网络管理制度的建立健全，建立相应配套制度，故障意外处理制度，并且确保员工在具体维修工作中落实到实处。
2.对谐波治理的具体措施
在日常生活中为了提高输电的质量，减少输电过程中的能耗，确保其运送的效率质量，需要积极进行系列措施的落实，以确保输电总体性能的提升，确保企业综合效益的发展，有利于日常人民生活以及经济企业的运行。对于幅值变化较大并且伴随有多次谐波的大功率冲击型负荷，电网电压电流波形畸变较大，则需要采用兼有谐波治理功能的动态无功补偿装置。
3.关于配网的科技含量的分析
随着经济全球化的趋势，一些新式高效的配电技术，进入中国市场，这就需要相关企业做好积极的知识汲取，及时更新输送电力的技术，采取生产管理使用维护的的一体化环节，确保输送的质量效率。积极推广应用新产品和新技术，提高电网装备的科技含量。比如推广应用节能型变压器以及新型熔断器、线路复合绝缘子、低压平行集束导线等先进技术产品，依靠科技手段，切实降低配网运行事故发生率。
4.关于线路运行电压以及配变容量的调整
在日常电力输送过程中，根据其具体情况，进行运行电压以及配电容量的调节，以确保电力运输系统的稳定性，效率性，科学性。当处于高峰负荷时，可变的损耗占总损耗的比例要大一些，可适当的提高电压使其接近上限，保证正常的运行。当处于低谷负荷时，可适当的降低电压使其接近下限，因而保证正常运行。
四、结束语
随着经济建设的日益发展，国家经济建设对于电力资源的需求更加迫切，电力运输网络的质量效率问题，是我们日常所重视的问题，只有确保这些问题解决，才能得到日常生活正常运行的目标。
参考文献
[1]李煜.加强农村配网运行检修管理的建议[J].电力设备，2006（6）.
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[3]陈嘉霖.新农村电气化建设中配网需完善的若干问题探讨[J].北京电力高等专科学校学报，2008（9）.
城市配电网故障 篇7
一、智能配网故障定位的流程和步骤
对于智能化配电网来说, 当其处于故障状态时, 要按照一定的流程和步骤进行故障定位, 具体流程为:
1. 分析故障类别。
凭借观察、分析负序电流、零序电流来对应得出结论, 该故障属于相间短路故障, 还是相接地故障。
2. 判断故障相。
通常应该通过计算三相电流的小波能量之和来对应明确故障相, 这是因为不同的故障相能量和的数值不同。例如:单相接地故障下, 小波能量和为最大, 相间接地故障则相反。
3. 故障定位。
明确故障类别、以及相以后, 则要进行故障定位, 通常情况下应该逐个级别、逐个层次地开关节点, 对应分析有无故障。
4. 故障的准确定位。对发生故障的大致范围大致估算后, 再进行精准化定位。
二、智能配网故障定位的技术和方法
1. 神经网络法
这是一种全新的配网故障定位方法, 其技术原理为分布式并行对应进行信息处理, 对各相的电气量加以采集, 并深入分析, 对应来确定故障大概的范围, 再逐步精确定位。
首先应该创建一个数据模型, 立足于现实参数, 来进行模拟计算, 对应得出测试与训练的样本, 利用神经网络来记录信息, 同时, 深入学习这一神经网络, 再对应展开具体的测试与监测工作, 当发现电网运转模式出现变化时, 则要再次检测, 相反, 则可以启动配网馈线终端设备对应定位故障。
2. 行波法
现阶段, 智能配网系统最常见的故障定位方法为行波法, 通常能够根据故障的具体列别以及网络架构之间的区分度等来进行故障定位, 行波法又包括A/B/C/D/E/F几大方法, 每一类方法有着自身的工作原理。
例如:A方法主要是依托于波的反射, 通过测量从注入行波到反射波返回这一区段的时间长短来对应定位故障。
B和D则是双端检测法, 简单说就是当故障出现后, 向两端发射行波波头, 凭借行波抵达的时间来对应锁定故障的区位。
C方法则是把某一脉冲信号添加到故障回路内, 再对应记下脉冲反射过程中的时长, 凭借反复的记录最后更加准确地定位故障。
E和F方法则是根据重合闸分闸与合闸的原理进行故障测量, 相比之下精准度较高, 然而其中的投资则较多。要想有效确保故障精准定位, 可以尝试行波法来定位故障区段, 采用交流定位法来精准定位, 具体的过程如下:
行波信号注入线路→注入信号的采集→行波特征分析→明确故障区域→确定故障点位置→区域内信号检测→线路首端交流信号注入。
3. 和声算法故障定位
一般来说, 配网故障主要采用二进制编码, 其中0代表无故障, 1则代表有故障, -1则代表负方向过电流。
此方法的运行原理为:根据分区域处理法来对配网进行划分, 其中包括:无源树枝、有源树枝两大类, 上传故障电流的相关信号, 排除无源树枝, 并明确维数, 这样各个变量值都能以0或1的形式表示出来, 对应呈现出线路的工作状态, 再对数据库进行更新, 判断目标函数。
由于配网通常开环运转, 各个联络开关均能充当独立闭合环, 和各个开关开合状态之间交换, 这其中网络依然处于辐射状态。单联络环配网的基础上, 可以优化配网达到控制解码维度的目的。各个单联络环都要编码处理, 闭合各个开关, 让出度和入度之合小于2的节点连接支路, 合成一个支路组, 能够达到相同的解环效果, 如图1所示。
三、配电网故障快速恢复法
1. 单联络环网连通恢复
配网故障时, 分段开关将自动将故障分隔开来, 据此应该闭合一切单联络环所对应的联络开关, 以此来重新让网络连通起来。因为各个分段开关设置了多个环, 相邻环间也有着公共开关, 对此, 则可以根据单联络环矩阵来做出故障判断。第一步明确联络开关的数目, 用n表示, 故障分段开关则分别用S1, S2, S3……表示, 零矩阵则定义成:Bnxc, 找到Si单联络环关联矩阵中所对的xi, 同时, 把相关信号数据等拷贝至矩阵B的第i行, 对应的矩阵则用以下关系式:B (i, :) =A (xi, :) 来代表, 再对应分析B内相同行, 试着去掉其中一行, 同时, 分析B矩阵内有无非零元素, 当发现非零元素后, 则应该让其充当联络开关号码, 保存至P, 同时让一切非零元素变成0, 并发现和最小元素相对的联络开关, 同时明确转供裕度最大的开关支路。
2. 切负荷故障恢复法
网络重构可能无法彻底消灭线路过电压, 同时, 当电压超出某一限度, 则需要在网络重构系统内发现最优解, 依靠其进行负荷切除, 以此来更为高效、及时地恢复配网, 并实现的安全运转。
其中的原理为:在重构中获得网络拓扑, 逐层分解电源线路, 其中和电源最近的设置为第一层支路, 再顺着辐射网系统来锁定线路末尾, 对应得出剩余层, 可以自最大层入手, 来逐层分析检查各层内支路有无过载现象, 对应明确过载功率, 自过载支路入手, 进行搜寻, 从而明确负荷切除位置, 一般来说要保证所切除的负荷量, 大于过载功率。
3. 配网重构恢复
根据和声算法, 可以重新构架配网结构, 具体的步骤为:
(1) 联络开关的设置。为发出动作的联络开关安装于能够操动的联络开关范围内, 分别用L1, L2, L3, L4……来标号, 同时, 对应明确维数2n。
(2) 初始化HS算法参数。这其中既包括解维数又包括和声记忆库, 用HM来代表, 同时也包括微调概率, 迭代次数等。其中来自于HM的HMS初始解并非有规律, 而是任意产生, 能够回归至HM, 对应计算得出各个目标函数, 同时, 生成新解。可以从中任选机数r1, 当发现r1的值较小, 小于HMCR时, 就能够于HM内部任选一变量, 或者从HM内抽选以随机值。
无论是哪一个变量, 都应该根据以上的规律、规则成熟来对应生成一个新解, 并计算目标函数, 不断更新HM, 并判断出fitness, 检查分析该数是否是最优解, 当发现是优解时, 则应换成HM内的差解, 而且还要判断分析出能否达到特定条件, 达到特定条件终端循环。
结语
配网智能化建设能够提高配网运行水平, 减少故障对配网的威胁, 提高配网供电恢复率, 有效控制配网的运行风险。智能化条件下要积极研究故障快速定位的方法, 采用先进的故障定位方法, 及时精准地找到故障, 同时, 采取措施来恢复配网的正常运转, 从而提高配网的运行水平, 为配网创造一个安全、稳定的运行环境。
摘要：随着现代化智能技术的发展, 配电网系统正在朝着先进化、智能化方向发展。智能配电网最显著的特征在于能够实现故障的自动化定位、自动化隔离, 同时能够及时恢复故障, 从而减少大范围断电问题。本文探讨了智能电网故障快速定位技术以及故障恢复策略。
关键词：智能配电网,故障定位,恢复
参考文献
[1]刘健, 张小庆, 陈星莺, 等.集中智能与分布智能协调配合的配电网故障处理模式[J].电网技术, 2013, 37 (9) :2608-2614.
[2]李泽文, 周卿松, 曾祥君, 等.基于行波模量传输时差的配电网接地故障定位新方法[J].中国电力, 2015, 48 (9) :67-72.
[3]刘东庭.智能电网故障定位及在线检测技术在10k V城市配电网的应用研究[J].大科技, 2014 (35) :116.
配电网故障恢复方法研究 篇8
随着人们对供电质量以及供电稳定性的要求不断提高, 由电力供电系统永久性故障导致的区域性停电故障必将对用户形成重大损失。因此, 制定一个迅速高效的配电网络故障恢复方法恢复用户的供电, 并确保恢复之后的供电网络能够高效、经济的运行就变得尤为重要。
配电网的故障恢复工作属于多目标下的多条件非线性优化工作。其本质工作就是将配电网络中的故障部分切除之后, 根据电力调度端的对应软件平台上提供的共享数据, 根据当前配电网络的拓扑关系和潮流量, 在对应的约束条件下的开关操作来对配电网络进行恢复性重构, 在最短的时间内恢复非故障停电区域用户的电力供应。
1配电网故障恢复实现的基本思路
首先, 在传统的配电网络线路的某个位置设置一个电子书的绝缘电阻测试仪器, 当开关跳闸之后, 该设备的动触头将与电源侧的静触头相互分离, 移动至某线路位置, 和测试仪器的接线端子 (通常是开关的辅助常开触点) 相连接。这时, 绝缘电阻测试设备就能够对开关后段中的线路 (故障线路) 绝缘电阻进行检测, 一旦检测到该段线路的绝缘阻值大于某只, 即没有故障, 这时立即合上开关;若检测到绝缘电阻值小于某值 (该线路有故障) , 则开关将自动拉至需要检修的位置。
其次, 在配电网络的线路中应该设置对应设备, 使得线路具有失压保护功能。当电源失压时, 开关将产生对应动作, 使得开关处于一个分闸的位置, 这时利用开关内部的绝缘电阻测试设备对线路中的故障进行检测, 若检测到该段线路的绝缘阻值大于某只, 即没有故障, 这时立即合上开关;若检测到绝缘电阻值小于某值 (该线路有故障) , 则开关将自动拉至需要检修的位置。
再次, 传统的配电网络中通常需要在变电站的出线端设置重合闸设备, 保证重合闸功能。
2配电网故障恢复系统的创新方法
当配电网出现故障之后, 智能端的隔离开关将自动跳开, 将故障线路电源断开。同时自动检测到故障线路的具体线段, 并根据具体的检测结果对故障点进行隔离, 然后及时恢复故非故障线路区域的电力供应。当配电网出现故障之后, 配电线路网络可以进行对应的故障恢复创新方法:当配电网络线路发生故障之后, 应该能迅速的切断电源;线路可以自动找到对应的故障点, 并进行定位;可以根据线路网络的结构采取对配电网络影响最小的方式进行故障自动隔离;能够根据配电网络的结构形式自动恢复隔离之后的非故障网络区域用户的供电。
3配电网络故障恢复方法实例应用
在对配电网络实时自动化改造、优化区域性配电网络结构、设置电网智能化信息采集通信设备等方式, 实现配电网络的智能化, 确保变配电站、杆变、高压用户的杆刀信息可以进行实施远程测试与控制, 从而确保配电网络的供电功能得以恢复。
根据故障发生点的具体位置, 可以将需要恢复的供电非故障区域分为两种: (1) 自给区域。该区域包含了本次故障的既有送电电源区域, 不需要对应的设备进行分析计算就能够合上该供电区域的电源开关, 恢复该区域的电源供电; (2) 转移区域。也就是没有包含该故障点的其他线路区域, 故障点是由电源侧线路进行供电的。在供电负荷转移的过程中, 首先要合理将主干线 (主要是指合上杆刀数量最多的线路) 通过合上的杆刀进行隔离, 保证各个分段之间符合的平衡, 再对电源进行选择。选择的先后顺序为:首先, 主干线之上设置的备用电源;其次, 主干线的支线网络端电源;再次, 支线上的负荷转移线路。
以图1为例, 在将配电网络的送电电源开关S1合上之后, 将恢复电源Sl与杆刀G2之间的供电;这时杆刀G3的非故障侧依然没有恢复供电, 这时找到其主干线路, 选择与其距离最远的杆刀 (G4) , 合上该杆刀之后作为隔离点。这样, 就将主干线路分为了AB、BC、CD三个主要线路段, 之后分别在其中搜索无备用电源。BC线路段中具有备用电源S3, 在计算得到该电源冗余容量的最小值, 也就是各级一次设备 (闸刀、开关等) 、电缆、线路 (架空电线、杆上开关) 等的冗余容量最小值;若该值大于AD线路区域段内的负荷时, 则应该将电源开关合上, 恢复线路AD段内用户的供电。由于电源S3在给AC线路段供电的同时, 还可以给BD线路段供电, 这时应该优先考虑与故障点相隔较近的停电线路AC段, 或者是让电源为S3供应BC线路段。对于其他的线路段, 首先考虑其直线上的电源冗余容量 (当BC线路段上没有备用电源时也可以采用这种处理方式) , 通过计算, 确定AD线路段可以由电源S2来供电, 而CD线路段由于最近的S4电源的冗余量不足, 不能对之进行供电, 这时可以将电源S4上的部分负载转移到其他电源上。在转移的过程中应该优先考虑到将之转移到备用电源上, 其次才是其他的支线电源。通过计算, 可以将S4上的部分负载转移到备用电源S5上, 这时只需要合上杆刀G6, 并断开杆刀G5即可。当S4电源中的线路载荷不能转移时, 则可以在线路CD段上宣召冗余量较大的支线线路。若系统不能进行进一步处理时, 则上报调度员进行处理。
4结语
随着我国智能电网建设进程的不断加快, 在对配电网络的故障隔离与故障处理过程中, 可以利用智能配电网络的远程处理系统实现对配电网络故障恢复的远程遥控, 进而提高整个配电网络的故障恢复速度, 提高了配电网络的稳定性, 减少由于停电带来的损失。
参考文献
[1]张玉春, 杨成峰, 彭亚楠等.配电网故障恢复的方法[J].中国设备工程, 2008 (4) :49-51.
城市配电网故障 篇9
关键词：智能电网,配电网,配电自动化,故障定位,故障恢复
0 引言
配电网自动化是减少停电时间、缩小停电面积从而提高供电可靠性的重要手段。在配电网发生故障后,根据馈线终端单元(FTU)上报的信息及时准确地判断出故障区域,并采取有效措施隔离故障区域、恢复健全区域供电是配电网自动化的关键技术之一,近年来已经取得了大量的研究成果[1,2,3,4]。
由于配电设备、配电自动化系统和通信网络一般工作在户外的恶劣环境下,容易发生漏报或错报故障信息的现象,因此要实现故障自动处理必须解决非健全信息下容错故障诊断和不确定故障定位条件下的故障恢复步骤2个问题。
在非健全信息下容错故障诊断方面,研究人员分别提出了基于遗传算法[5,6]、粗糙集和神经网络[7]、模糊推理[8]、贝叶斯方法[9,10]的配电网故障不确定定位方法,具有一定的容错能力。
在配电网故障恢复步骤方面也取得了一些研究成果[11,12,13,14],例如:针对开关拒动的情况对恢复策略进行了一些改进[11]、对配电网大面积断电快速恢复过程中的开关操作顺序进行优化[12,13]、基于模糊集技术的配电网供电快速恢复方法[14]等。
上述研究成果具有一定的参考价值,但是还有必要进行更加深入系统的研究,例如:将故障信息与其他相关信息相融合后提高非健全信息下故障诊断的容错能力、故障定位不唯一条件下的故障恢复步骤和闭环配电网故障处理等。
1 非健全故障信息故障诊断
配电网非健全故障信息是指当馈线发生故障后配电自动化主站收到的各个采集装置上报的存在漏报、误报和错报的故障信息。
1.1 开环配电网故障信息
1.1.1 故障信息的漏报和误报
漏报故障信息的原因一般有:通信障碍、采集装置故障、采集装置后备电源故障、电流互感器故障、采集装置的故障电流提取方法缺陷等。误报故障信息的原因一般有:采集装置故障、电流互感器故障、采集装置的故障电流提取方法缺陷等。
设第i台开关流过故障电流但是漏报故障信息的概率为pM,i,则正确上报的概率为。设第i台开关没有流过故障电流但是误报故障信息的概率为pE,i,则不误报的概率为。pM,i一般可以取为0.1～0.2,pE,i一般可以设为0.05～0.10。
设开关i流过故障电流的估计概率为,则没有流过故障电流的估计概率为,且有:
1.1.2 开关状态估计规则
对于采用了过流脱扣或本地保护措施的情形,配电自动化系统可以根据收到的各个开关的状态及是否在故障时刻(故障时刻以变电站内10 kV出线开关保护动作时刻为准)发生了跳闸,来对故障进行辅助判断,以提高判断准确性。
但是,配电自动化系统主站收到的开关状态信息同样也会由于开关辅助接点抖动、自动化终端的电源失去或通信通道障碍等原因而出现不准确的现象,因此首先需要对开关状态进行估计或确认。
1)开关带电且处于合闸状态的判断条件
若满足下列条件之一,则可取概率(一般为0.85～0.95)估计第i台开关带电且处于带电合闸状态:①流过第i台开关的电流(或功率)显著不为0且采集值存在明显波动;②流过第i台开关的下游开关的电流(或功率)显著不为0且采集值存在明显波动;③流过第i台开关的上游开关的电流(或功率)采集值存在明显波动,并且没有在故障时刻发生明显下跌或发生下跌的跌幅比开关i流过的电流(或功率)幅度小得多。
若上述条件成立h条次,则第i台开关带电且处于合闸状态的估计概率为,有
2)开关因故障而跳闸的判断条件
若满足下列条件之一,则可取概率(一般为0.8～0.9)估计开关i因故障而跳闸:①若第i台开关存在上游开关,且流过该上游开关的电流(或功率)在故障时刻突然下跌,跌幅大约为第i台开关流过的电流(或功率)幅度;②若流过第i台开关的电流(或功率)在故障时刻突然下跌至大约为0;③收到第i台开关在故障时刻的由合变分的信息。
若上述条件成立h条次,则计算开关i因故障而跳闸的估计概率为,有
3)综合判断
当根据以上2个判断条件得到的估计结果不矛盾时,第i台开关带电且处于合闸状态的概率为PH,i,第i台开关因故障而跳闸的概率为PT,i,有
当根据以上2个判断条件得到的估计结果存在矛盾时,分别修正PH,i和PT,i,有
1.1.3 故障相关信息融合
1)开关因故障跳闸信息的融合
若第i台开关采用了过流脱扣或本地保护措施(即为“电流型”开关),当某次故障后,在配电自动化主站根据收到的信息判断出该开关因故障而跳闸的概率为PT,i的条件下,该开关流过故障电流的概率pC,i为:
在配电自动化主站无法判断出该开关因故障而跳闸的概率的条件下,该开关流过故障电流的概率pC,i为:
2)通信中断、采集装置或电流互感器故障的处理
若在某次故障时刻前后一段时期内(一般为故障时刻前20个召唤周期和故障时刻后3个召唤周期),配电自动化主站始终未收到第i台开关上报的故障信息,则应在故障诊断过程中将该开关视为不存在(即“忽视”),即原来由该开关划分出的2个区域[1](区域是由一些开关节点围成的其中不再含有开关节点的范围,相应的开关节点称为该区域的端点,在本文中区域用D表示)合并为1个区域,其先验故障概率为参与合并区域先验故障概率之和。
采集装置故障一般在故障发生前就有比较明显的特征,配电网调度人员一旦发现采集装置故障,就应将相应采集装置暂时从配电自动化主站系统中注销,在故障诊断过程中,主站就会将其视为通信中断的情形对待(即“忽视”)。
第i台开关的电流互感器故障一般在故障发生前也有较明显的特征,经配电网调度人员确认后应加以标记。在故障诊断过程中,可取。
3)开关带电合闸状态信息的融合
设第k个区域故障的先验估计概率为,当某次故障排除后,在配电自动化主站根据收到的信息判断出该区域的入点第i台开关带电且处于合闸状态的概率为PH,i的条件下,该区域故障的先验概率P(Dk)为:
在配电自动化主站无法判断出该区域的入点第i台开关带电且处于合闸状态的条件下,该区域故障的先验概率P(Dk)为:
一般情况下,可以认为各个区域故障的先验估计概率都相等。
1.2 开环故障诊断
开环配电网的故障诊断以馈线为单位。对于一条开环运行的馈线,将其上安装有采集装置且未被忽视的开关称为有效开关。若一条馈线被其上的N个有效开关划分出M个区域,其上发生故障后配电自动化主站收到的故障信息为B,有
式中:bi=1表示第i台开关上报流过了故障电流;bi=0表示第i台开关没有上报流过故障电流。
设经过信息融合后,得到的各个开关流过故障电流的证据信息矩阵为C=C,1 PC,2 … PC,N。
第j个区域发生故障时符合证据信息矩阵C的概率为P(C|Dj),有
式中:α和β分别代表第j个区域的上游电源路径上的有效开关的集合和其余有效开关的集合,分别包括该区域的入点和出点;D0表示没有任何区域故障。
一般情况下,可以认为不会在同一瞬间发生2处故障,这称为单一故障假设。
在证据信息矩阵C下,故障就发生在第i个区域的概率为P(Di|C),有
式中:δi=P(C|Di)P(Di)。
显然,对于开环配电网,非健全故障信息条件下的故障诊断结果不是唯一的,而是每个区域都有发生故障的可能,只是概率不同而已。因此,需要筛选出概率较大的可能故障区域,具体筛选方法如下:
1)将各个可能故障区域按照其故障概率从大到小的顺序排序。
2)按照故障概率从大到小的顺序提取可能故障区域,每次只提取一个可能故障区域,满足下列情况之一时终止:①已经提取的区域的故障概率之和超过阈值Ω(Ω一般可取90%～98%);②第k+1个提取的区域的故障概率低于第 k个提取的区域的故障概率的1/Ψ(Ψ一般可取10～20)。
尽管筛选出来的区域发生故障的可能性已经很高,但是在现实中,故障发生在其他区域的小概率事件仍然有可能发生。因这些小概率事件被忽视而造成的影响中的绝大部分可以通过2.3节描述的故障恢复过程得以解决,但是仍存在较少的情形会导致停电范围有所扩大,这往往是由于误报和漏报比较严重造成的,也与误报和漏报开关的分布有关。即使如此,除了有可能使个别健全区域的供电得不到恢复外,不会对运行造成任何风险。
1.3 闭环配电网故障信息
在闭环配电网中,相互连接且闭环运行的一组馈线称为一个闭环馈线组。闭环配电网的故障诊断是以闭环馈线组为单位的。
在单一故障假设下,健全故障信息条件下闭环配电网的故障定位判据为:如果流过某个故障区域的各个端点的故障功率的方向都指向该区域内部,则故障就发生在该区域;如果流过某个故障区域的至少一个端点的故障功率的方向指向该区域外部,则故障就未发生在该区域。
但是,故障后配电自动化主站收到的故障信息往往是非健全的,往往存在漏报信息和错报信息的现象。设在收到第i台开关故障功率方向信息的条件下,错报的概率为pH,i,误报的概率为pE,i,则正确上报的概率为pR,i=1-pH,i-pE,i。设在未收到第i台开关故障功率方向信息的条件下,漏报的概率为pM,i,则正确而未漏报的概率为
开关带电且处于合闸状态的判断条件只有1.1.2节中1)的①成立。开关因故障而跳闸的判断条件只有1.1.2节2)中的②和③成立。综合判断的方法与1.1.2节中的3)相同。通信中断、采集装置或电流互感器故障的处理与1.1.3节中的2)相同。开关带电合闸状态信息的融合与1.1.3节中的3)相同。
1.4 闭环故障诊断
若一个闭环馈线组被其上的N个有效开关划分出M个区域,其上发生故障后配电自动化主站收到的故障信息为:
式中:ai=1表示流过第i台开关上报的故障功率方向与参考方向相同;ai=-1表示流过第i台开关上报的故障功率方向与参考方向相反;ai=0表示没有收到故障信息。
在单一故障假设和故障信息A下,故障就发生在第i个区域的概率为P(Di|A),有
式中:ξi=P(A|Di)P(Di);
当j>0时,若收到第i个开关上报的故障信息且故障功率方向与故障发生在第j个区域内的假设相一致,有
若收到第i个开关上报的故障信息且故障功率方向与故障发生在第j个区域内的假设相反,有
若未收到第i个开关上报的故障信息,有
当j=0时(表示没有任何区域故障),若收到第i个开关上报的故障信息,有
若未收到第i个开关上报的故障信息,有
闭环配电网非健全故障信息条件下的故障诊断结果的筛选方法与开环配电网相同。
2 故障自动处理
2.1 区域的层次
定义沿着由第i个电源点向外的方向,某个开关节点到指定的第i个电源点之间的最短路径上经过的开关节点的个数再加1为该开关节点到电源点的层数。第i个电源点自身的层数为0。到第i个电源点的层数越小,称该开关节点距离第i个电源点越近,反之越远。
定义沿着由第i个电源点向外的方向,某个区域的各个端点中到第i个电源点最近的端点的层数为该区域到第i个电源点的层数,称其到第i个电源点最近的端点为第i个电源点到该区域的入点,称其余端点为该区域对第i个电源点的出点。
若一个可能故障区域被确诊为其中含有永久性故障或无永久性故障,则称该可能故障区域为确诊区域,否则称为非确诊区域。所有可能故障区域之外的区域都是无故障确诊区域。
2.2 故障自动处理原则
对于开环配电网,在正常方式下,一条馈线只有一个供电电源点,称为其主供电源点,其余可能为其供电的电源点都称为备用电源点。
对于闭环配电网,在正常方式下,一个闭环馈线组存在多个供电电源点,其中来自主网的一些电源都称为优先主供电源点,还有一些分布式电源称为候选主供电源点,与其相连但通过联络开关暂时隔离的可能为其供电的电源点都称为备用电源点。
配电网故障自动处理的原则是:
1)尽量采取主供电源点恢复供电,减少备用电源点在参与恢复过程中因合到故障点而导致跳闸扩大故障影响范围的风险。
2)按距电源点层次从小到大的顺序对各个可能故障区域进行试探性恢复,在层次相同时,按照故障可能性从小到大的顺序进行。每次只试探性恢复一个可能故障区域,若恢复成功,则排除该区域故障的可能性;若引起跳闸,则将新收集到的故障信息进行融合后重新进行故障定位并调整故障恢复步骤。
3)若遇到开关操作不成功,则重复对该开关的操作,若连续操作3次后仍然不成功,则视为开关拒动,放弃对该开关的操作。
2.3 故障自动处理过程
故障自动处理过程主要有以下步骤:
1)形成电源点队列S。对于开环配电网,将主供电源点排在最前面,然后按照负载余量从大到小的顺序排放备用电源点。对于闭环配电网,将优先主供电源点排在最前面,然后按照负载余量从大到小的顺序排放候选主供电源点,再按照负载余量从大到小的顺序排放备用电源点。从电源点队列S中取出一个电源点作为s。
2)按距s的层次从小到大的顺序对各个非确诊区域进行排序。在层次相同时,按照故障可能性从小到大的顺序排序,将非确诊区域按顺序放入队列Q。
3)若队列Q不空且元素个数大于1,则取出一个非确诊区域进行恢复,进行步骤5。若队列Q不空且元素个数等于1,则:若需要探测区分永久性故障或暂时性故障,则取出Q中的该区域进行恢复,进行步骤5;若不需要探测区分永久性故障或暂时性故障,则使该非确诊区域成为确诊故障区域,清空队列Q,进行步骤4;若队列Q已空,则进行步骤4。
4)恢复可由s恢复的确诊无故障区域供电,若引起跳闸,则将原确诊故障区域改为确诊无故障区域,并将新收集到的故障信息进行融合后重新进行故障定位,筛选出故障可能区域后作为非确诊区域,返回步骤1;否则执行步骤6。
5)若因某开关拒合或过载的原因而无法恢复该区域,则返回步骤3;若恢复成功,则该区域成为确诊无故障区域,返回步骤3;若引起跳闸,则将新收集到的故障信息进行融合后重新进行故障定位,如果筛选后没有得到新的故障可能区域,则使该区域成为确诊故障区域,使其他非确诊区域成为确诊无故障区域,清空队列Q,返回步骤3;若筛选后得到了新的故障可能区域,则返回步骤2。
6)若除了确诊故障区域之外仍存在未恢复供电区域,则执行步骤7;否则执行步骤8。
7)若S空,则执行步骤8;若S不空,则取出一个电源点作为s,返回步骤2。
8)对于闭环配电网,将可并网的电源投入后结束;对于开环配电网直接结束。
2.4 恢复供电的处理过程
恢复某个非确诊区域供电的主要思想为:
1)若恢复该非确诊区域a后会导致其他非确诊区域b也带电,则应在恢复前先分断非确诊区域b的入点开关。若某开关连续3次拒分,则放弃对该开关的操作,而尝试去分断其父开关节点。若直至某个已经处于分闸状态的开关以前的开关都拒分,则由各个拒分开关为入点的区域与待恢复非确诊区域a合并为一个不可分割的非确诊区域。
2)恢复某个非确诊区域供电的过程是令该待恢复非确诊区域的入点与配电网已带电部分之间处于分闸状态的开关都合闸。若经判断一旦恢复了待恢复非确诊区域供电后将超过s的负载极限能力,则放弃恢复该区域;若某开关连续3次拒合,则放弃对该开关的操作。
3)可由电源点s供电的确诊无故障区域恢复过程为:若确诊故障区域相对于电源点s的入点开关处于合闸状态,则分断该开关;若该开关拒分则放弃对该开关的操作,而去分断其父开关节点;若仍拒分则继续上溯,直至某个开关处于分闸状态或分断操作成功为止。恢复可由电源点s恢复的各个区域供电,若某开关连续3次拒合则放弃对该开关的操作。
3 实例
分别以一个开环配电网和一个闭环配电网为例,详细说明第1节和第2节提出的方法。
1)实例1
图1(a)所示开环配电网中,s1和s2为电源点,A～G为分段开关,H为联络开关,所有开关均为具有过流脱扣功能的断路器,D1～D9为9个区域。
开关E的采集装置的通信已经中断了32 h,因此开关E应被忽视,而将区域D9合并到区域D3,记为D3,9。
一般可以认为:
设各个开关的pM都为0.1,pE都为
假设某次故障后,配电自动化主站收到的故障信息为B=,其中开关的序号按照S1,A,B,C,D,E,H,F,G,S2的顺序排列,S1和S2分别为电源点s1和s2对应的开关。可见,故障发生在s1供电的馈线上,但是故障信息相互矛盾。
假设在此次故障信息收集期间,有2次观测到流过S1的电流显著不为0且采集值存在明显波动,则根据1.1.2中1)的条件①可以得出S1合闸且带电的概率
假设在此次故障信息收集期间,尽管没有收到开关A跳闸信息,但观测到流过其上游开关S1的电流在故障时刻突然发生跌幅大约为开关A流过的电流值的下跌,则根据1.1.2中2)的条件①可以得出开关A因故障而跳闸的估计概率
收到开关B,C,D的状态信息为合闸,但是这些开关的电流和电压遥测值都很接近0,因此可以判断出开关B,C,D处于合闸但不带电状态。
按照1.1.3节方法进行信息融合,得到各个开关流过故障电流的概率分别为:pC,S1=1-pE=0.95;pC,A=1-(1-pM)(1-PT,A)=0.865;pC,B=1-pE=0.95;pC,C=pM=0.1;pC,D=1-pE=0.95。得到各个区域故障的先验概率为:
按照1.2节方法,得出:δ0=1.52×10-5ρ;δ1=2.89×10-6ρ;δ2=1.85×10-3ρ;δ3,9=7.02×10-2ρ;δ4=3.51×10-2ρ;δ5=3.90×10-3ρ。
根据式(16),故障发生在各个区域的概率为:P(D0|C)=0.013 7%;P(D1|C)=0.002 6%;P(D2|C)=1.67%;P(D3,9|C)=63.24%;P(D4|C)=31.62%;P(D5|C)=3.51%。
Ω取93%,按照1.2节的方法筛选出可能的故障区域为D3,9和D4,假设各馈线段都采用电缆,因此没有暂时性故障的可能性。
对于故障馈线,s1是主供电源,s2是备用电源,因此S={s1,s2}。从S中取出s1作为s,则D3,9和D4同处于距离s1的第3层,但D4的故障概率较小应排在D3,9前面,即Q={D4,D3,9}。
从Q中取出D4作为待恢复的非确诊区域。为了恢复D4供电需要合开关A,会使D3,9也带电。因此,根据2.4节中的2),应先遥控分断D3,9的入点开关D。假设开关D被成功分断(如图1(b)所示),则接下来需要遥控使开关A合闸,假设实际操作后又引起开关B和A跳闸(如图1(c)所示),融合接收到的故障信息后仍判断D4故障,则表明D4为确诊永久故障区域,D3,9为确诊无故障区域。
清空队列Q,遥控开关D和A合闸,假设都操作成功,则恢复了D2和 D3,9供电。
从S中取出s2作为s,因确诊故障区域D4相对于s的入点开关C处于合闸状态,因此遥控开关C分闸,假设操作成功,则遥控联络开关H合闸,假设操作成功,则恢复了D5供电。
至此,故障恢复结束。
2)实例2
见附录A。
4 结语
非健全信息下容错故障诊断和不唯一故障定位条件下的故障恢复步骤对于配电网故障自动处理具有重要意义。本文提出的基于故障信息融合的配电网非健全故障信息故障诊断方法以及不唯一故障定位条件下的配电网故障自动恢复步骤是可行的。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
城市配电网故障 篇10
关键词：智能配电网,故障定位,故障恢复
一直以来, 电力企业发展重心都是输电网, 但是与发达国家比依然存在一些不足, 随着人们对供电可靠性需求越来越大, 很多供电企业2010年、2008年以及2007年配电网建设投资额超出了输电网。基于上述背景, 发展配电网自愈控制技术与故障恢复技术成为降低故障发生率, 减少出现供电中断的重要手段。智能配电网故障定位与恢复是重要的功能之一, 也是故障自愈基础, 分布式电源接入对配电网影响较大, 研究更高智能配电网故障定位与故障恢复显得尤为重要。
一、和声法在DG配电网故障定位
(一) 故障定位模型
从FTU得到信息是不同开关故障电流越流信号, 可以对故障进行定位, 建立线路故障状态, 实现故障电流信息间的转换, 就是开关函数。目标函数在对故障定位上有重要作用, 具有容错能力定位更加精准。
(二) 开关函数
第一部分为主变电源提供故障电流, 就是指主变电源到故障点通路所包含的所有开关电流, 电流方向为正;第二部分为各DG提供的故障电流, DG到故障点通路包含的所有开关电流, 方向由系数W决定, 与故障电流方向一致[1]。
I表示主变电源到不同故障点通路的所有开关数;k表示分布式电源数量;Nm表示第m个DG到故障点开关数;Nm (n) 集合表示Nm中n个元素相应开关;开关电流方向表示为w, 逆流时W=-2;正流时W=1。
(三) 和声算法在故障定位中的应用
故障状态使用0与1二进制编码法, 1表示有故障, 0表示没有故障, -1表示负方向流过电流, 0表示无过电流, 1为正方向电流。
基于上述故障定位与分区域处理方法, 算法声搜索算法流程如下:
按照分区域处理法将配电网分为无源树枝与有源树枝两种;根据FTU将故障电流信息上传, 剔除无源树枝, 将维数确定下来, 每一个变量值都可以表示为0或者1, 能够表示线路运行状态;更新和声记忆库;对目标函数进行判断, 判断迭代次数是否是最大值。将迭代停止, 最优解输出[2]。
二、基于和声法配电网重构减少不可行解编码方法
配电网处于开环运行状态, 任何一个联络开关都能构成一个闭合环, 并且断开环中任意一个分段开关都连通拓扑结构并将辐射状恢复。对此, 每一个联络开关都可以作为一个单独闭合环与任意一个开关开合状态进行交换, 此时, 网络仍然是辐射状。辐射状配电网中, 任意一个联络开关分段分组环都是单联络环。由此, 单联络环与联络开关数一致。
基于单联络环配电网络。为了将变量减少使解的维度降低, 需要对配电网进行优化处理, 没有任一一个单联络环不进行编码;将配电网中所有开关闭合, 将出度与入度之合比2小的节点连接支路并为一个支路组, 解环效果基本一致[3]。具体见下图一所示。
混合编码形式。使用二进制与十进制混合编码方法, 将第一个变量作为联络开关, 使用二进制方法编码, 将0处断开, 1处闭合;将第二个变量设置为分段的开关, 使用十进制编码法, 如果一位是1, 就表示开关闭合, 将Si表示为分段开关编号;如果前位是0, 则不闭合联络开关, 此时, Si为0, 需要闭合支路数目与断开支路数相等[4]。编码长度为配电网双倍联络开关数, 编码形式为:
三、配电网故障阶段式恢复法
传统的配电网故障恢复方法存在很多不足, 恢复时间短、电负荷过多, 需要拓扑保持辐射状并确保配电网安全可靠运行, 在配电网故障重构上选择多目标约束组合与优化, 解为一组开关动作序列。当前, 故障恢复求解方法有启发式、搜索方法以及智能优化法。
(一) 基于单联络环网络连通恢复
依据隔离故障断开的分段开关, 可以将单联络环对应的联络开关全部闭合, 就能够将网络连通性恢复。鉴于每一个分段开关具有多个环, 并且环与环间存在一个公共开关, 由此, 需要按照单联络环矩阵判断。先将联络开关数量确定下来, 表示为n, 故障断开分段开关表示为 (S1, S2, ...., Sc) , 将零矩阵定义为Bn×c。将S单联络环关联矩阵对应的xi找出, 再将这些信息复制到矩阵B内的第i行, 矩阵表示为B (i, :) =A (xi, :) 。然后对矩阵B中相同行进行判断, 如果存在, 可以删除一行, 再保留一行。对B矩阵中是否具有非零元素进行判断, 如果存在, 将此列作为联络开关编号存入到P, 将所有非零元素规零。将矩阵B中非零元素最小元素对应的联络开关找出, 对转供裕度最大开关支路确定下来, 在方案集P中输入编号, 将该列中的非零元素归零。对矩阵B中是否存在非零元素进行判断, 如果有, 则转到第二步骤, 如果没有, 则转到下一个步骤。运行结束以后, 将方案p输出[5]。
(二) 基于和声算法配电网重构步骤
首先, 第一阶段没有动作的联络开关放置到可操作的联络开关集中, 表示为LL1, L2...Ln) 将维数2n确定下来。然后对HS算法参数初始化。HS算法参数中包含了和声记忆库与解维数、和声记忆库概率、微调概率以及最大迭代次数、终止条件等。初始化和声记忆库 (HM) 。产生的HMS初始解是随机的, 可以放置到HM中, 将每一个目标函数f (X) 计算出来。将新的解生成。随机选择一个机数r1, 如果r1<HMCR, 则可以在HM中随机选择一个变量, 也可以在HM中选择一个随机值。如果选择HM定值, 可以再选择一个随机数r2, 如果此时PAR>r2, 可以扰动此值, 将扰动量设定为bw。对于每一个变量来说, 都需要按照上述规则形成一个新的解;对新解目标函数fitness进行计算。对HM更新, 对fitness判断, 查看其是否是目标函数值最差解, 如果是优解, 可以将其替换HM中的差解。对是否满足条件进行判断, 如果满足条件, 将循环终止, 否则需再次对上述步骤进行重复[6]。
(三) 切负荷实现方法
如果网络重构不能将线路过载电压消除, 或者电压越限时, 需要在网络重构中找到最优解, 利用最优解切负荷, 能够将配电网安全运行及时恢复。步骤方法为:对网络重构得到网络拓扑, 将电源开始的支路分层, 将接近电源的分为第一层支路, 沿着辐射网络搜索线路的末端, 依次得出剩余层。从层数最大的开始遍历, 对某一层中支路过载情况进行搜索, 将过载功率确定下来。从过载支路开始搜索, 呈外辐射状, 从三级负荷切除, 确保切除的负荷量高于过载功率, 确保每组切负荷是最小的;如果三级负荷都满足要求, 表示过载支路完成处理。
结束语:
本文主要对智能配电网故障定位方法进行了分析, 并提出了几种故障恢复方法, 得出的结论为本文所论述的方法基本能实现配电网系统不同位置单故障与复杂故障的恢复, 故障位置、数目以及阶段数不一致, 但都能找到最优解, 具有较强的实用性, 耗时段, 很多故障都能在第一阶段得到恢复, 且动作开关数量少, 能够将搜索效果提高。
参考文献
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[5]刘东庭.智能电网故障定位及在线检测技术在10k V城市配电网的应用研究[J].大科技, 2014 (35) :80-81.
城市配电网建设要点分析 篇11
【关键词】电网；配电网；改造
前言
随着国民经济的高速发展及人民生活水平的日益提高，电力的供应和消耗已渗透到社会生产、人民生活的各个角落，社会对电力的需求量越来越大。同时，产业结构的调整，电力市场的逐步形成以及电价机制的完善，也对电网的经济性和可靠性提出了新的要求。城市配电网是城市现代化建设的重要基础设施之一，是现代化城市必不可少的能源供应系统，其建设的好坏直接影响到城市经济的发展、人民生活水平质量的提高、投资环境的优化等。对城市配电网规划问题进行研究，可大幅度提高供电质量和可靠性，对提高供电企业的经济效益与竞争力、降低电网电能损耗、节约能源具有重大的现实意义。
1、电网规划
随着城市现代化发展，架空线、柱上开关、杆上变压器必然越来越被地下电缆、开关站和箱式变压器所取代，因此，要和城建部门积极合作，及时沟通，了解市政土建工程规划，并拟定方案，及早预留电缆沟以及开关站、箱式变压器和电缆分接箱位置，且要有足够的裕度。这些位置的选取是比较灵活的，如人行道绿化带、停车场或大楼间的角落，都是相当理想的地点，不需征地、盖房，大大节省投资。当前城网的配变常有超负荷情况，主要是因为配变的布点少，供电半径长，在楼宇建成使用后就难以再有位置增加配变，所以应提前与政府规划部门沟通，要求在小区住宅或楼群内规划好配变点，供电部门在报装时严格把关，防止出现超负荷情况。
在配电设备选型方面要坚持“技术进步、安全可靠、方便维护、宜于管理”的原则。一是要提倡思维适度超前，反对思想保守和过于超前的盲目改造意识。在设备选型方面既不可有贪大求洋、过于超前的思想，也不能有故步自封的守旧行为。比如在配电变压器的选择使用中，对于新建项目应该以选用当前节能型性价比最好的变压器为主导设备，同时也要选择使用一些技术特性最高、效率最优的非晶合金变压器。对于正在使用的性能完好的变压器，一并淘汰更换为先进的节能变压器的行为不可取。应根据具体负荷特性来选择设备，既要选择一定数量新型设备的优中之优者，又要选择新型设备中的优中之良者；二是要重视设备的质量，应避免选用技术含量虽高，但设计不成熟的新产品。通过选用技术含量高，设计又成熟的产品，不仅可以提高电网的科技含量，而且可以有效地减少设备的故障率，提高电网的供电可靠性；三是设备选型要以实现配网自动化为目标，不可选用与现在配网自动化不匹配的设备；四是要致力于提高设备的可靠性，通过实现设备小型化、无油化、自动化、免维护和少维修来延长设备的检修周期。
2、高压配电网
城市高压配电网是指电压等级110kV级的配电网。随着经济的高速增长，电网的迅速发展，110kV电压等级电网已逐步降低为配电网。一个可靠、合理的110kV网架是城市中低压配电网安全、可靠、灵活运行的物质基础高压配电网的建设是以优化电力网络为目标。
2.1增加220kV变电站布点
以220kV线路为骨架，110kV线路深入城市负荷中心作为城市高压配电网的建设目标。在经济许可的条件下，适当增加220kV变电站的布点，使110kV供电网络结构得到优化，同时得到更为可靠的供电支撑。
2.2调整110kV
网络结构原有城市110kV配电网多以环形供电网为主，110kV变电站之间存在110kV电能转供功能，导致保护配置复杂，运行操作频繁，可靠性较低的现象。随着220kV电源点的增加，110kV网络结构的调整成为可能，对原有的变电站进线可根据220kV电源点的位置，在原有的110kV线路的基础上进行调整；新建的110kV变电站应按终端型考虑；适当保留部分110kV联络线路，开环运行。尽量简化110kV 网络接线，使城市110kV网络结构逐步从环形向星形网络发展，从而使城市高压配电网更加可靠、灵活。
2.3增加110kV变电站布点，提供设备运行的可靠性
随着社会对电力需求的增大，对供电可靠性的要求越来越高，迫切需要提高110kV变电站的主变容载比。对原有的110kV变电站需根据负荷情况增加主变，以满足供电安全“N-1”的要求。新建变电站应有2-3路电源接线；主变压器按3台配置（主变容量40~50MVA，低损耗，有载调压）；规划主变容载按2.0考虑；无功容量应按主变容量的25%配置；10kV主接线采用单母线4分段的接线方式。同时对原有变电站的10kV负荷进行割接，尽量提高老站的主变容载比使负荷转供的功能逐步调整到城市10kV配电网上。为适应城市建设对变电站小型化的要求，在设备选型时尽可能采用GIS、Pass等配电装置，同时对关键设备选型要尽量选择科技含量高，可靠性高的设备，若经济许可则可选用进口或合资品牌。只有一个强大的110kV高压配电网架，才能支撑城市中低压配电网安全，可靠，灵活的运行。
3、中低压配电网
城市中低压配电网建设和改造工程必须根据原水电部和建设部颁布的《城市电力网规划设计导则》和国家电网公司（2003年颁布的《国家电网公司系统县城电网建设与改造技术导则》，以本地区的城市中低压配电网规划为指导，以提高供电能力、供电质量和节能降损为目标，分期分批进行。中低压配电网直接面对用户，社会影响较大，建设和改造中低压配电网显得尤为重要。近年来开展了大规模的中低压配电网改造，中低压配电网得到了极大地完善，每年迎峰度夏期间，运行人员在高峰负荷测量电气设备接头温度及负荷电流，以便及时发现10kV线路、配电变压器、400V及以下线路地过温过载情况，对于存在严重过载的线路、配变则作为电网评估的依据，报迎峰度夏立项改造。
3.1明确供电范围
中低压配电网应根据高压变电站的分布、负荷密度、运行管理的需要和参照城市行政分区分成若干个相对独立的分区配电网。分区配电网应有较为明显的供电范围。并根据变电站站点的增加，及时调整配电网络。应注意控制中压配电网的供电半径，扩大中压配电网的覆盖范围。配电变压器多布点、小容量。
3.2合理选择中压配电网的网架结构和配电设备
中压配电网应尽量形成环形网路，开环运行，以便在事故和检修情况下转供部分负荷，缩小停电范围。这就要求中压配电网具有一定的备用容量，以满足“N-1”的要求。根据变电站布点及不同的负荷性质，选择110kV线路环网供电方式。一般情况下可选择“二减一”的环网方式，两回馈线原则上来自同一变电站不同段母线或不同变电站，每回馈线的最高负荷应控制在安全载流量的，50%以上。对于城市中心及负荷电流大于安全载量，50%的线路可采用“三减一”的环网方式，三回馈线原则上来自同一变电站不同段母线或不同变电站（电缆线路适用）。
中压配电网应选用短路容量能满足长期发展需要、可靠性高、体积小、维护工作量少和操作简单的新型设备，如柱上真空开关、环网柜及各种新型熔断器。随着用于环网柜中开断电流630断路器（SF6或真空）价格的下调，可逐步选用断路器作为联络设备，以提高中压配电网可靠性及自动化水平。
3.3在中压线路电缆化及架空线路绝缘化间取得平衡
随着城市建设的逐步发展，对中压配电线路的电缆化要求越来越高，但电缆线路的建设投资高，且电缆路经受到城市规划的制约，应结合城市电网的长远规划，纳入城市建设的统一规划中，逐步进行，一次投资一次建成，避免重复投资。随着城区大规模道路改造，当地电业局所属原有架空线路全部采用电缆入地，原有杆式变压器更换为箱式变压器，随着城市道路和城网建设改造的同步进行，城市电网逐步实现电缆化、绝缘化、无油化，采用了绝缘导线、分接箱、环网柜等高科技产品，极大地美化了城市环境，提高了城市品位。
3.4低壓配电网
低压配电网应力求接线简单、安全可靠、重点应放在提高电压质量，降低线损的工作上。低压配电线路应以配电变压器为中心采用放射式结构，严格控制供电半径，与相临配电变压器间设置联络开关，事故时可倒闸操作。低压主干线的截面选择应考虑的发展需要，一次建成，公用配电变压器应同时考虑同时安装无功补偿装置。所有公变台区全部配置了低压综合配电箱，配电箱内安装了关口计量表、远程抄表装置、无功补偿装置、低压出线断路器等设备，可以实现配网线损分析、低压出线回路控制、无功补偿等功能。
3.5配网自动化
配网自动化是一项投资大、范围广、技术含量高、实现周期长的系统工程。应从配网运行的实际出发，注重项目的性能价格比。实现配网自动化的目标为，快速故障地位，缩短停电时间，提高配网运行水平。可根据各地区的经济发展水平，在负荷密度大，供电可靠性要求高的局部区域试点。对于新建的环网设备及配电装置应考虑预留配网自动化设备安装位置。目前电缆预埋管道均预留了通信光缆的专用管道，新增的箱变、环网柜、开闭所、柱上断路器等设备均预留有配网自动化设备安装位置。为下一步推行智能化电网建设打下坚强的网架基础。
4、结束语
总之，城市配电网规划是配电网改造与建设的一个关键环节，必须先行，规划既要切合实际，又要适当超前，正确处理近期建设与远期发展关系的同时，还要考虑社会、经济、环境的综合效益。规划应该得到城建规划部门认可，纳入城市建设总体规划，才能顺利实施。使规划既有权威性，又有灵活性，在实施中既要严格执行，又要结合实际适当调整。
基于配电网故障定位技术的研究 篇12
关键词：配电网,故障定位
配合南方电网公司创先工作的开展, 公司明确提出了想尽一切方法, 提高供电可靠率的要求。要提高10kV配网的供电可靠性, 首先必须优化配电网, 即尽可能让每个电力用户都有双电源或者环网供电, 这样, 一旦一个电源点或传输线出现故障, 就可以通过控制由另一个电源点供电, 从而减少停电时间, 这种方法, 最大幅度地提高供电可靠性, 但电网改造成本较高;其次, 就是在配电网发生故障时, 迅速确定故障区段, 将故障区段隔离、恢复非故障区的供电, 并在最短时间内修复故障点, 从而减少停电面积, 这种方法成本低, 可操作性较强。由此可知, 实施配电自动化的故障定位功能可以减少停电时间、缩小停电面积, 提高供电的可靠性。
1 配电网的故障定位和隔离
实现故障定位和隔离是配电自动化的关键技术之一, 也是目前国内外的研究热点。在配电网中, 由于存在开关的误动和拒动, 因此不能直接根据开关的动作来判断故障区段。实现配电网的故障定位主要有三种方式: (1) 基于重合器、分段器的故障定位; (2) 基于电话报修的故障定位; (3) 基于FTU的故障定位。
1.1 基于重合器、分段器的故障定位
利用重合器和分段器的动作特性, 通过设置重合器和分段器的动作次数、时间来实现故障定位的方法称为基于重合器和分段器的故障定位。
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。
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。若分段器未完成预定次数的分合操作, 故障就被其他设备切除了, 则其保持在合闸状态, 并经一段延时后恢复到预先的整定状态, 为下一次故障作好准备。
基于重合器和分段器的馈线自动化, 如图1所示, 通过设置重合器和分段器的动作次数、时间, 结合重合器和分段器的特性, 可以确定故障区段并隔离, 恢复非故障区域供电;这种方式进行故障定位的过程如下。
当线路故障时, 分段开关并不立即分断, 而是要依靠重合器的保护跳闸, 导致馈线失压后, 各分段开关才能分断。因此这种方式的故障定位模式存在以下缺陷:切断故障的时间较长;由于必须分断重合器, 因此实际扩大了事故范围;在进行恢复供电时无法实现全局最优网络重构。
1.2 基于电话报修的故障定位
基于故障投诉电话进行配电网故障定位的基本原理是较初期的原理, 它是根据用户电话号码或客户计费号搜索到与终端配电变压器连接的资料, 大致确定故障的位置, 这种方法简单经济。
目前, 在供电局的营销系统中保存有用户的有关信息, 包括客户编号、电话号码、以及与终端配变连接的资料, 很容易得到故障的信息。但如仅接到一个用户投诉电话仅能确定该用户的自身设备发生故障, 接到多个投诉电话则可确定关联配电设备发生故障, 但报障打或不打具有不确定性, 且用户参与意识不强, 所以该方法虽然简单, 但定位结果不精确, 只能作为故障定位诊断的辅助参考部分。
1.3 基于FTU的故障定位
馈线自动化的首要条件是一次系统应该是环网结构、开环运行, 实现网络重够的一次系统的硬件是变电站的出线断路器和负荷开关, 而要较好地实现网络自动重构则要安装具有远方通信能力的现场监测和控制装置 (FTU) 。FTU安装在柱上开关处, 如图2所示。各FTU分别采集相应柱上开关的运行情况, 并将采集的信息通过通讯网发送到远方的配电自动化控制中心。各FTU还可接受配电自动化控制中心下达的命令进行相应的远方倒闸操作。在故障发生时, 各FTU记录下故障前及故障时的重要信息, 上传到控制中心, 经计算机系统分析后确定故障区段和最优恢复供电方案, 最终以遥控方式隔离故障区段, 恢复健全区段供电。
利用FTU上传的参数, 经过运算实现故障定位的方法称为基于FTU的故障定位。由于辐射状网、树状网和处于开环运行的环网, 判断故障区段只需根据馈线沿线各开关是否流过故障电流就可以了。假设馈线上出现故障, 显然故障区段位于从电源侧到末梢方向最后一个经历了故障电流的开关和第一个未经历故障电流的开关之间的区段。因此利用FTU上传的各开关运行状态通过计算即可确定故障区段。
现在主要流行以下几种比较典型的基于FTU的故障定位方法。
文献[1]首先根据网络中开关的连接关系和假定的方向建立一个网络描述矩阵D。从FTU得到有关故障电流及FTU的信息, 并加入到D中对角线元素上, 就可以得到故障判别矩阵Dp。依据Dp中的相关元素的值就可以快速而有效地判别出故障区域。该算法无需进行矩阵相乘的繁琐运算, 适用于单电源树状网或多电源复杂配电网, 但仅限于单一故障下的故障定位, 但当上传信息中有畸变时FSD的准确率较差。
文献[2]将配电网的馈线看作弧, 将开关看作顶点, 则馈线供出的负荷可以看作弧的负荷, 开关流过的电流可以看作是顶点的负荷。定义归一化负荷为弧负荷与额定负荷之比再乘以100, 则故障区段显然是归一化负荷远大于100的那些弧, 这些弧称为过热弧。于是问题被归为过热弧搜寻问题。文献将配电网络的描述矩阵分解成只含耦合点矩阵和不含耦合点矩阵的方法, 方便了过热弧的搜索方法, 便于计算机实现, 但没有考虑树状分支末端情况。
文献[3]提出了一种新的统一矩阵算法。算法需构造网络描述矩阵D, 故障信息向量G及源点分布向量M, 并根据D和G间相应元素的运算构造向量Q, 同过分析P、Q定位故障区段。该算法适用于放射状网络、双电源及多电源并列供电系统, 对网络中任何区段的故障都能做出判断, 但原矩阵算法FSD准确率较低的不足仍存在。
现有的方法在故障判断过程中存在有盲目搜索, 当网络拓扑结构复杂时会使搜索时间过长, 不能适应快速性的要求;并且容易误判、漏判、扩大判, 使故障定位的容错性差, 直接影响了供电可靠性指标, 如何在任何情况下都能确保故障定位的准确性, 是有待深入研究的关键性问题。
2 基于FTU的故障定位原理[4～5]
本文故障定位算法的具体步骤如下。
(1) 根据系统静态数据和SCADA实时数据完成网络拓扑。
(2) 根据网络拓扑结构建立网络模型。
(3) 实时地从SCADA系统中读取有关故障警报和遥信信息, 进行矩阵运算, 判断出故障位置。
(4) 根据遥测信息、故障录波进行辅助分析, 判断解出的结果是否正确。
故障检测的原理比较简单, 主要根据配电网一般为辐射状, 故障电流从电源点 (或馈线首端结点) 开始沿树状支路构成的连通路径单一方向地流向故障区。因此, 对故障馈线上的任一区段, 如果故障电流不流入该区段的任何端点, 或从该区段的一个端点流入并从另一个端点流出, 该区段是非故障区段;如果故障电流只流入区段而不流出该区段, 则该区段是故障区段。
随着FTU越来越广泛的被应用到配电网的在线监测中, 我们只需要对馈线上的每一个节点建立网络模型, 将FTU上传的每一个开关是否有故障电流流过的信息作为判断的依据。图3a为电缆环网结构的FTU方案, 进线和出线采用的均是负荷开关, 进线开关为S1和S2, 出线开关为S3和S4, 都由FTU进行监控。为了便于建立模型, 将该环网柜进行简化, 如图3b所示。只有采集到足够的样本进行参考学习, 才能形成可以诊断用的网络模型, 开关S1、S2、S3和S4均由FTU监控。
*表示开关, 这些开关处安装FTU, —顶点编号 (2) , (5) 为耦合点。
前面提出的判别原理, 根据每一个开关处流过的电流状态, 我们可以推断出下面故障样本集。
(1) 如果只有S1处检测到故障电流, 则故障在开关S1和S2汇合部分区段。
(2) 如果只有S1和S2处检测到故障电流, 则故障在开关S2右侧。
(3) 如果只有S1和S3处检测到故障电流, 则故障在开关S3外侧。
(4) 如果只有S1和S4处检测到故障电流, 则故障在开关S4外侧。
3 结语
配电自动化虽然对FTU的要求较高, 但由于巨大的市场潜力, 已经吸引了国内的许多知名电力自动化设备厂家如南京电力自动化研究院、烟台东方电子股份有限公司、许昌继电器股份有限公司、北京哈德威四方股份有限公司等, 他们正在大力研制适合中国国情的配电自动化设备FTU;同时也在不断地改进和完善配电自动化的应用软件功能。
参考文献
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