中低压智能配网

中低压智能配网（精选7篇）

中低压智能配网 篇1

随着各项技术的进步, 智能电网的建设规模及质量在不断提升, 在实际的应用中, 建设智能电网的最主要的目的是应用各项先进技术, 是电网的智能化水平得到有效提升, 使其能够很好的满足双向互动、可再生能源接入等多元化的电网服务要求, 以便于其在电能供应的过程中能够保持高效的运行能力, 在智能电网的建设过程中, 加强其自动化建设是非常重要的, 下面就对中低压智能配网的自动化应用进行简单分析, 对于配网自动化程度的提升具有积极的作用。

1 中低压配网自动化建设的必要性

我国智能电网建设的过程中, 其主要的建设目标是:应用先进的自动化技术、信息化技术建立起互动性的、自主创新的智能电网, 互动化、自动化、信息化是我国智能电网的最主要的特征, 另一方面, 站在管理的角度来讲, 智能电网应该具备标准化、精益化、集约化、集团化的特征, 因此, 在智能电网的研究工作中, 加强中低压智能配网自动化应用的研究是非常必要的。

在实际的应用中, 中低压配网具有设备运行环境复杂、网络点多等特点, 这使得其线路管理工作中具有较大难度, 在传统的管理方式中, 想要实现中低压配网的全线管理是比较难的, 并且在实际的运行过程中, 一旦有线路出现故障, 具体的故障点的确定需要由相关的检修人员进行现场的定位, 采用这种故障检修方法, 不仅需要耗费大量的时间、精力, 并且其准确率也不高, 检修人员的人身安全也难以有效的保证。而如果将自动化系统应用于中低压智能配网中, 能够对配网中的所有线路进行有效的监测, 并且能够对线路中的电流、电压、开关信号等数据进行自动的采集与传输, 实现整个配网工作的实时监控, 一旦线路中发生相应的故障, 能够自动的进行故障定位, 具有很好的定位准确率, 这对于电网故障检修效率的提升具有积极的作用, 能够有效的减少线路中故障处理时间, 整个配网中的停电规模及停电时间能够有效的减少, 对于整个配网的运行安全、可靠性的提升具有积极的作用, 因此, 在中低压智能配网的建设工作中, 应用自动化管理系统是非常必要的。

2 中低压配网的自动化系统应用

2.1 中低压配网自动化系统的简单介绍

本次研究中的中低压智能配网自动化系统中应用了大量的现代化技术, 如:网络技术、通信技术、电子技术等, 并融合了先进的地理GIS系统及低压集抄系统等, 整个自动化系统包含了两个主要的子系统, 一个是10KV的智能配网自动化系统, 另一个是0.4KV的低压智能配网自动化系统, 对这两个子系统进行简单分析, 其中的10KV中压智能配网自动化系统中, 主要集成了地理信息系统、电网结构参数系统、客户数据系统、离线数据系统、配网实时信息系统等, 这些系统功能的应用, 使得整个配网在正常运行的情况下, 能够有效的实现配网各运行状态的监测、控制、保护、管理等各种功能, 并且具有WEB发布、馈线自动化、配电SCADA等先进功能, 目前我国的中压智能配网的建设规模是比较大的, 自动化系统的应用, 对于配网的安全、稳定运行具有非常重要的作用。

2.2 中低压配网自动化系统的主要功能

对中低压配网自动化系统的各主要功能进行简单介绍, 其中的WEB发布功能能够在供电企业的MIS网上实现配调实时数据的远程浏览功能, 并能够进行实现数据交换服务, WEB服务器是一个单独的数据库平台, 又可以作为数据中心与网桥来应用。应用WEB服务功能, 能够有效的实现中低压智能配网中大量数据信息的共享, 在配网管理工作中, 能够远程获取相关的实时监测数据, 为相关决策工作提供有力依据。

馈线自动化功能是中低压智能配网自动化系统中非常重要的功能, 其主要功能是用于配网线路的网络重构、故障隔离、故障检测与诊断中, 一旦配网在运行过程中出现相关故障, 自动化系统能够迅速的开展故障检测与识别, 进行故障点的定位, 并能够在对故障类型进行有效判断的基础上, 对故障区段实施有效的隔离, 能够进行负荷的合理转移, 保证停电区域的快速恢复, 对于降低停电时间与停电规模具有积极的作用。

中低压智能配网自动化系统的SCADA功能, 主要实现的是数据采集功能, 中低压智能配网运行过程中, 自动化系统能够实现其运行过程中的大量数据的采集, 并能够通过有效的通信方式实现相关数据的传输, 具有扩容方便、可靠性强、稳定性性能好等诸多优点, 在数据采集的过程中, 主要应用的是基于端口值班技术的集群采集机制, 能够实现通信资源的有效共享, 其采集系统可以由多个采集集群组成, 在实际的工作中, 可以对采集任务负载进行均衡化, 对于工作效率的提升具有积极的作用。

在整个中低压智能配网自动化系统中, 应用的快速光纤网络, 在实际的工作中, 能够快速的实现故障信息上传、故障识别、故障定位等工作, 并且能够在对故障进行准确定位与判断之后, 迅速的制定出有效的隔离与恢复供电方案。并且能采用有效的手段实现配网中的实时数据采集、信号传输、远程控制等各种功能, 并能实现配网线路中短路接地、无功补偿、负荷状况、综合线损、供电可靠性等的实时监测, 对于配网运行可靠性的提升具有积极的作用。

2.3 中低压配网自动化系统的故障处理流程

对中低压智能配网自动化系统的故障处理流程进行简单阐述, 主要表现为:

(1) 一旦配网相关线路上的故障指示器监测到线路中存在短路故障或者接地故障, 会采用一定的通信方式据昂故障信息传输至配电监测中心。

(2) 监测中心的相关工作人员在接受到故障信息之后, 会对线路的实际运行情况进行检查, 与此同时会通知相关工作人员开展查线工作, 并会将故障信息上报至调度所。

(3) 相关线路的管理人员会一句故障信息对故障原因进行分析、核对, 并检查其与配电中心收到的故障信息是否一致。

(4) 相关的线路管理人员会在查清线路的实际故障情况之后, 将相关信息上报至配电中心, 经过核对之后, 可以对故障线路的分支开展停电, 采取针对性的措施进行故障处理工作, 在实际的故障处理工作中, 如果主干线路出现故障, 涉及到的停电范围非常的广, 配电中心的相关工作人员需要将停电信息上报至调度所, 由调度所的工作人员开展相关的停电工作。

(5) 一旦主干线路的故障解除, 配电中心的工作人员需要将相关的故障处理情况上报至调度所, 而如果时分支线路的故障成功解除, 直接可以由配电中心的工作人员下达供电恢复命令, 并要对线路的实际运行状况进行仔细检查。

(6) 所有线路的故障解除之后, 都要根据实际的检修情况进行故障检修记录, 并将相关的资料进行整理归档。

(7) 另外, 需要注意的是:主干线路出现故障之后, 如果配电中心向调度所上报了故障解除信息, 但是经调度所核实, 存在不合格的情况, 需要重新开展故障处理工作。

2.4 中低压配网自动化系统的应用效果评估

中低压智能配网自动化系统, 能够有效的实现配网中的实时数据采集、故障定位、配网设备运行监控、配网综合调度缺陷检查等工作, 这是传统管理方式中难以实现的, 对于整个配网管理工作的管理效率的提升具有积极的作用, 具有非常好的社会效益、管理效益与经济效益。

首先, 对其经济效益进行简单分析, 举一个简单的实例进行分析, 假设一条10KV线路的日平均负荷值为一千瓦左右, 一旦线路中出现导致全线故障的停电, 其故障查询时间、故障切除时间、故障处理时间能够大大的缩短, 并且其损失电量的值相比于原有的管理方式也能够大大缩短, 相比于传统的管理方式, 其经济损失值得到了有效的降低, 具有非常好的经济效益, 具体的数据如表1所示。

采用中低压智能配网自动化系统之后, 配网的供电可靠性得到显著提升, 并且由于该系统的应用使得配网运行过程中具有线路电压自动调整功能以及在线监测功能、远程监控功能, 使得中低压配网的电压合格率显著提升, 由于具有远程监控功能, 大大减小了人工劳动强度, 有效提升了工作效率, 降低了运行成本, 具有非常好的内部管理经济效益。

随着社会市场经济的发展, 社会的用电需求在不断增大, 人们对于供电网络的供电质量的要求在不断提升, 应用自动化系统之后, 配网的安全、稳定性性能得到显著提升, 能够很好的满足客户的用电需求, 具有非常好的社会效益。

3 结束语

本文主要对中低压智能配网自动化系统的系统架构、系统主要功能以及系统故障处理流程进行了简单分析, 该系统具有远程监控、实时数据采集、故障快速检测、定位等诸多优点, 将其应用于中低压智能配网中, 具有非常好的应用效果。

参考文献

[1]曲毅, 魏震波, 向月, 刘俊勇, 刘洋, 李成鑫.智能电网配电自动化技术的发展[J].南方电网技术, 2013 (05) .

[2]陈丁剑.智能电网中低压一体化配用电监控管理系统[J].低压电器, 2010 (22) .

[3]邱野.中低压配电网自动化的必要性及其PLC实现方案[J].广东电力, 2011 (05) .

中低压智能配网 篇2

关键词：低压配网,快速复电,智能化,控制系统

低压电网中出现故障后, 能否进行快速复电是缩短用户停电时间, 保障通信机房各类设备正常运行, 增强用户满意度的一个重要标志, 怎样增强低压配网实时监控水平, 做到对故障快速报警、快速诊测、快速定位及快速修复, 是供电单位和用户都关心的问题, 怎样快速准确的修复低压支线及干线出现的故障, 值得我们去仔细研究, 这里就需要我们依靠新产品、新技术及对管理理念的不断创新, 来解决这些问题。

1 低压配电网运行现状

随着我国电力系统规模的不断扩大, 电力系统所暴露出的问题也越来越多, 在长距离配电系统电网中的电压线路问题准确定位、漏电保护器的有效运行, 对用户用电量的智能抄收, 电压无功优化等问题复杂程度逐步提高。截至目前, 主要存在问题有以下几点: (1) 仍然没有一个有效统一的智能化管理控制平台, 尤其是对低压台区剩余保护器的管理仍是以人工管理为主, 这种管理往往因为某单个某个站点用户出现漏电而导致大面积的停电。 (2) 由于南水北调工程本身特点, 输送线路长, 沿途站点多, 一旦出现故障, 专业的施工队伍往往不能第一时间赶到现场。 (3) 人工进行合闸, 致使停电时间长, 供电得不到很好保证, 并且基层工作管理人员缺乏有效的监控手段, 对所有电流保护器的工作状态不能很好的把握。 (4) 对电量的抄收依旧处在过去的手工抄表, 这些方式费力、费时且及时性和准确性并不能得到很好的保证, 因为对这些基础信息数据的处理的不够正确、详细, 致使很多的管理系统软件不能正常应用。 (5) 对电功的优化控制、功率因素控制仍为配电柜单个的自动控制。 (6) 仅仅为局部进行控制, 没有使得整个电网实现最优化。

2 智能化低压电网控制系统的构成及其特点

智能化低压电网远程控制系统其主要是由EA3-2剩余电流保护器、计算机、EAZD控制终端 (该终端包括短信收发平台) 、管控人员手机等几部分共同组成。而该系统的特点主要有以下几点: (1) 该系统主要有一个平台, 即建构一个对电网自动化运行过程中出现的数据进行收集和管理的交流平台, 其完成了对数据的集成、查找及信息的远程控制, 该平台兼具有较好的功能兼容性和扩展性; (2) 该系统具备五条主线, 即智能控制终端、监控计算机、智能集成电流保护器、智能无功优化补偿及智能抄表系统; (3) 该系统有着几大应用功能, 即配网自动化、遥控安全约束、电网分析软件、电网安全监控、电网实时管理、电网有效运行、数据传导及发布、数据选择入库及电网远程控制合闸, 该智能控制终端安装在配电侧面, 对数据和剩余电流保护器运行状态进行实时监控, 如果电流保护器运行出现异常, 其自动向监控计算机及管理人员手机发送信息, 完成了对保护器运行状态远程智能监控。其中单个供电站电脑可对本范围内做出监控, 而远程控制终端和监控计算机通过GSM进行通信连接, 就可实现对线路所有配变覆盖, 即使偏远地区的配变保护器也可有效的监视, 并完成指令动作。另外管控人员可利用监控电脑或手机对辖区内的所有低压配网的运行参数实时监控, 在加上剩余电流保护器发出的告警消息, 就可完成远程剩余电流保护器的分合闸, 及时设置调整运行参数等。

3 低压电网远程控制系统的实际应用

3.1 实际应用分析

智能化低压电网远程控制系统在南水北调京石河北段干渠等几个有代表性的低压台区进行了安装并试运行取得了成功, 当前该系统已经在河北段全面建设应用, 效果理想, 在日常运行中, 值班工作人员如果需要获取剩余电流保护器参数时, 不再需要去剩余电流保护器工作现场, 仅仅需要使用手机发送中文短信“河北段某中心查询信息”;智能终端接收到查询短信之后, 对该中心剩余电流保护器信息读取, 然后发送, 此时监控计算机及工作人员手机上就可收到如下信息:河北段区某中心保护器:A相负载电流XXXA, B相漏电电流XXXA, B相负载电流XXXA, C相负载电流XXXA, 相应负载电压XXXV。如果工作人员需要对漏电电流进行远程更改时, 仅需要编辑短信如“河北段区某中心设置漏电电流为500”;短信经发送, 智能终端接收到需要设置的参数命令后, 就会对对应的电流保护器参数进行调整, 并读取数据信息, 向设置参数的监控计算机或手机发送短信, 当更改参数动作成功之后, 短信显示为:“河北某中心保护器参数设定成功, 漏电档位XXXm A, 运行方式三相, 负载电流档位XXXm A, 分段时间XXXms。”当需要进行远程合闸时, 可直接编辑短信:“河北段区X号控制合闸。”如果操作合闸失败, 终端就会向监控计算机或手机发送信息如下:“河北段区X号保护器控制合闸失败”。

3.2 该系统具备的效益

(1) 具备的经济效益, 通过该系统的应用, 首先所有用电保护器的运行维护费及工人开支费用大大减少, 其次实现了智能开合闸, 使得停电时间大大减少, 最后其和电子表相互配合, 可完成远程抄表和线损分析实时监测功能。 (2) 具备的社会效益, 该系统在应用以来供电可靠性得到了提升, 提高了用户满意度, 并且该系统大大减轻了工作人员的工作劳动量, 使得工作人员劳动效率得到了大大提高。

4 结语

智能化低压电网远程控制系统的运用, 使得低压区电流保护器在自动控制及远距离监控方面的空白得到了填补, 智能远程终端其体积相对较小、重量轻, 操作便利、全中文显示, 适应性很强, 其有效的增强了低压电网控制和检测的速度, 完成了在异地对电流保护器运行的实时监测, 但是在该系统的应用中, 依旧有一些不足还需要相关工作者研究并进一步解决。

参考文献

[1]蔡锐丹, 许少云.GSM/GPRS通信在配电自动化系统中的应用[J].电子设计应用, 2004 (37) .

[2]易传炳.基于GPRS/SMS的农村低压配变综合管理系统[J].湖北电力, 2008 (12) .

[3]李家贤, 纪贤宝.剩余电流保护系统及运行管理[M].中国水利水电出版社, 2002.

中低压智能配网 篇3

农村低压供电配网中, 低压开关电器是重要的电气元件之一, 主要用来切断负荷电流和故障电流。由于经常频繁操作和切断故障电流, 容易造成缺陷的存在和损坏。修理存在缺陷和损坏的低压开关电器时, 因其品种繁多, 常常会使人感觉到“棘手”。因此, 低压开关电器的结构基本是相同的, 最容易出“毛病”的部位不外乎是触头、电磁、灭弧三个基本系统。因此, 笔者认为在维修低压开关电器时, 一般应从以下三个方面入手:

1 触头系统的故障和处理方法

1.1 触头发热

低压开关电器若是因为选择容量不足或触头严重磨损, 接触面减少导致触头发热, 这就需要另外选择大容量的开关, 或更换新的触头;若是触头的弹簧由于发热而失去了弹性, 使触头压力不足, 或触头表面氧化, 有杂质使接触电阻增大而引起的发热, 这就需要消除氧化层, 清理表面或更换新的弹簧。更换新的弹簧时, 要使新弹簧的初压力和终压力相等。其数值可以从产品的样本中查得或按照下列公式 (1) 计算:

式中:IH———触头额定电流 (A) ;

F终, F初———触头的终压力和初压力。

氧化层的处理时, 对于无镀层的触头, 一般设计时已考虑了自洁的作用, 如果由于某种原因, 氧化得特别严重, 可用小刀刮掉;对于镀银的触头, 银的氧化物对接触电阻影响不是很大, 不需要进行处理;对于触头上有积灰, 用布条或鬃刷清除;对于触头上有油垢, 可以用四氯化碳或汽油反复洗刷干净。

1.2 触头烧毛

触头在电弧的作用下, 表面会形成凸出的小点。这样的现象称为烧毛。如果出现这样的现象, 可以用细锉锉平凸出的小点, 应注意触头锉掉的厚度与次数。还要查明触头烧毛的原因并及时处理。若是灭弧装置有问题, 使得灭弧时间拖长, 或因弹簧压力不足, 应该分别进行处理。

1.3 触头熔焊

触头熔焊。触头的弹簧损坏, 使得开关电器闭合过程中发生跳跃。触头之间产生电弧使触头熔化焊在一起, 这属于严重故障。或是开关容量选太小, 使得通过触头的电流超过额定电流10倍以上, 也会出现熔焊现象。如遇到触头熔焊现象, 要认真仔细地查明原因, 分别进行处理。

1.4 触头磨损

触头的正常磨损是因为多次断、合电流电弧的高温使金属汽化所造成的, 这种过程非常缓慢。若触头磨损很快, 属于故障现象, 除更换新的触头外, 还应查明原因及时消除。一般认为在测定开关的行程减少一般时, 就应更换。触头应有备品, 也可以按原材料的尺寸配制, 但不能太大, 太大了会使触头的重量增加, 引起触头在闭合时出现跳跃现象, 使得磨损加剧。对于镀银的触头制作困难, 可以用尺寸相同的紫铜触头代替作应急措施。对于自动空气开关的触头是不允许制作代用品的, 因为它他能分断故障电流, 若是替代了有可能会引起事故。

2 电磁系统的故障和处理方法

2.1 衔铁噪音太大

低压开关电器的噪音太大如果是由其铁芯端面上有灰尘、油垢或杂质引起的, 应吹扫或擦拭干净;对于若是铁芯和衔铁端损伤变形引起的, 要慎重处理, 防止越修越坏。倘若迫切需要修理, 身边又无更好的加工工具, 只能用锉刀或砂布。当初步锉平后, 再经过一番试装、修整、刮光等工作, 一般能保证接触面良好, 若是噪音还是很大, 可能是短路环损坏了, 可配制更换。如果吸引线圈电压太低, 导致电磁吸力太小, 衔铁也会发出强烈的震动和噪声, 这种现象一般在线路的末端会经常出现, 应采取考虑调整电压水平的措施, 保证使电压水平在正常的工作范围内。

2.2 吸引线圈过热或烧毁

低压开关电器的吸引线圈过热或烧毁是由于频繁地操作使得吸引线圈经常受大电流的冲击;电源电压过高;吸引线圈受潮;机械损伤造成线圈匝间路;铁芯和衔铁接触面不良如有灰尘、油垢等;磁路卡涩而使得磁路动、静触头接触面不良等均会导致吸引线圈过热或烧毁, 必须查明原因进行消除。如果是线圈烧毁可以重新绕制, 绕制原线圈参数可以从产品铭牌中查得, 或用等重法计算, 或是按照下列公式 (2) 计算:

式中:W-匝数;H-线圈厚度 (mm) ;L-线圈高度 (mm) ;f0-取0.5~0.6线圈的填充系数;d-导线直径 (mm) ;π-3.14 (常数) 。

2.3 衔铁不吸合

如果合上电源后, 若是衔铁不动作, 应立即断开电源查明原因, 防止线圈烧毁。其主要原因为线圈烧断, 转轴生锈、歪斜等均会使衔铁吸不上, 必须查明原因进行处理。

3 灭弧系统的故障和处理方法

低压开关电器灭弧系统的故障主要表现为在开关电器的灭弧过程中发出“软弱无力”的“噗噗”声。经过检查, 若是触头会出现烧毛, 灭弧罩有烧焦等痕迹, 这说明灭弧的时间延长了。若不及时进行处理会导致开关电器烧损加剧, 甚至将会引起爆炸和火灾的事故。灭弧系统的故障部位的处理方法为:

3.1 灭弧罩受潮

灭弧罩受潮的主要原因是雨淋, 空气潮湿也会降低绝缘性能, 使得灭弧罩的灭弧能力下降。灭弧罩内的水分子汽化会使其上部的压力增大, 阻止电弧进入罩内。若是电弧这样长时间地燃烧, 将会引起爆炸。灭弧罩受潮了, 应烘干后再装上, 还应该防止进水。

3.2 磁吹线圈匝间短路

有的低压开关电器带有磁吹线圈的灭弧装置, 触头的附近装有承受大电流的磁吹线圈, 用来吹弧。磁吹线圈的匝间是靠空气间隙来绝缘的, 若是线圈的安装位置不当时, 受到了力矩的冲击, 会使线圈变形造成匝间短路, 磁吹力不足将会拖延灭弧的时间。处理时, 只要用改锥或其它工具将线圈的匝间距离调整矫正即可。

3.3 灭弧栅片脱落

灭弧栅片是将电弧分段吸热进行灭弧。脱落时应及时补充。

3.4 灭弧罩炭化

若是灭弧罩炭化了, 用砂布或锉刀将烧焦了的碳质部分打磨掉, 保证其表面的光洁, 并吹刷干净, 不能留有金属颗粒和其它的导电物质。

3.5 灭弧罩破损

若是灭弧罩破损, 不能安装使用时, 会在相间产生飞弧现象, 将会引起相间短路。因此, 必须及时更换。

3.6 弧角脱落

有的低压开关电器在动、静触头上装有弧角。它是引导电弧进入灭弧罩加速灭弧的零部件。弧角脱落或短缺时, 将会延长灭弧时间, 可以用紫铜加工配制, 但必须与原来得弧角的外形、尺寸相一致, 反之, 便不能安装使用。

4 结束语

综上所述, 供电配网开关采用以上处理方法, 有效地降低开关故障率, 缩短配电运维人员故障抢修周期, 从而提高了供电企业的经济效益和降低了用电客户投诉率的社会效益。

参考文献

[1]周石生, 严杉, 严思雄, 陈真玉, 编.农村供电配网电工培训教材 (第1版) .中国电力出版社, 2002, 1.

[2]马镜澄, 王书成, 扬玉鸿, 段刚, 常云镇, 编.低压电器 (第1版) .兵器工业出版社, 1993, 6.

中低压智能配网 篇4

目前,浦东地区变电站基本无人值班,线路重合闸功能的投退均由运行操作人员完成,占用了大量的人员及车辆资源。同时,以往的遥控投退研究甚少涉及微机型保护装置,重合闸出口回路状态的监测手段也不尽完善。遥控投退重合闸功能的实现涉及运维和调度自动化等多个部门,其运行操作的相关组织措施也是一项亟需填补的空白。

1 浦东地区10kV线路保护重合闸装置现状

1.1 二次系统配置情况

浦东地区现有的微机型10kV出线保护主要来自SEL、ABB、SIEMENS和南瑞继保等公司。其中,最具有代表性的是SEL 351系列的微机保护装置。SEL 35151保护装置重合闸逻辑启动方式如图1所示,由保护元件动作启动重合闸模块(79),同时结合断路器位置条件进行判断。在断路器处于分位时,继电器得电闭合。因系统监控需要,断路器位置、保护元件动作情况作为遥信量由微机保护装置上传综合自动化系统,重合闸功能投退状态仅作为保护装置内部逻辑量,不向综合自动化系统上传。

1.2 存在的问题

现状调查发现,目前的重合闸功能主要存在以下问题。

问题一:重合闸投退工作效率低。继电保护和自动装置的回路仍采用硬压板(即连接片LP)方式进行投退,未能实现遥控操作。当方式调整、线路带电作业或通道异常时,均须派人到无人值班变电站现场进行投退硬压板的操作,工作量大、操作时间长,增加了系统不安全因素。

问题二:缺少重合闸投退状态远程监控手段。目前,综合自动化系统未对浦东地区35kV及以下电压等级线路保护重合闸功能投退状态进行信号量采集,因此无论是调度主站端还是综合自动化后台机均无法对其进行监控,仅依靠现场重合闸投退压板作为显著标志不利于及时查询故障。

问题三:不利于资源的合理配置。在每年电网负荷最重期间,进行重合闸投退工作会给电网带来安全隐患。

2 重合闸遥控投退改进方案

2.1 保护系统方案研究

图2为重合闸启动逻辑,装置通过输入口IN201实现远方/就地控制选择。当IN201为1时,遥控功能启动,保护装置通过RB1的置位置1和复位置0实现重合闸远方投入和退出。控制回路需要在原有基础上增加重合闸投退就地/远方控制压板。为减少对保护屏的盘面影响,将此压板设计在保护屏内接线端子排中。改造后的控制回路如图3所示。

2.2 综合自动化系统方案研究

在综合自动化系统中,需将遥控投退压板的分、合状态上传微机保护装置,经转换后再送至综合自动化系统;增加重合闸投退软压板,开放重合闸遥控端口(RB1);增加遥控点号,控制重合闸功能的投退;修改后台模拟屏,增加重合闸投退的远方/就地显示和重合闸投退状态指示,如图4所示。

3 操作流程及维护方案

3.1 操作流程

3.1.1 遥控操作流程

遥控操作是指调度通过微机监控系统(远动系统)对远方设备进行的电系操作,其基本流程如图5所示。

对于配置重合闸功能的线路,正常情况下重合闸功能投入,保护屏上的重合闸压板在合位。若需要停用重合闸功能,则在调度主站核对设备状态信号后并进行遥控退出重合闸操作。操作完成后,须再次确认SCADA系统中相关设备状态信号。

3.1.2 现场操作流程

若遥控操作不成功,则为保证工作正常开展,应在通知继电保护班组消缺的同时进行手动操作。手动退出重合闸的主要步骤为:

(1)打开装置柜门,断开柜内端子排上的遥控压板,停用遥控投退重合闸。

(2)断开保护屏面板上的重合闸压板,并在压板端口间加“停用”标识牌。

(3)核对信号。操作人员完成操作后,后台机模拟屏显示该线路重合闸投退方式为“就地”,重合闸退出。

手动投入重合闸的步骤为:

(1)去除压板端口间的“停用”标识牌,合上保护屏面板上的重合闸压板。

(2)合上装置柜中端子排上的遥控压板,后台机显示如图6中状态1所示。

(3)通知调度主站端发送遥控投入重合闸指令,并在后台机屏或保护装置面板核对装置状态信号,后台机显示如图6中状态2所示。

3.2 继保校验及维护流程

3.2.1 继保校验流程

根据《上海市地区电网调度操作规程》,需在例行校验中对遥控投退重合闸相关功能及装置进行检验。

(1)将重合闸投退切换到就地位置,通知调度主站端投入重合闸,主站端重合闸状态应无变化,为退出。

(2)将重合闸投退切换到远方位置,通知调度主站端投入重合闸,查看主站端及后台信号变位是否正确。

(3)现场进行过流保护整组试验,按常规方式进行重合闸功能试验。

(4)通知调度主站端遥控退出重合闸功能,重新进行过流保护整组试验,检验重合闸是否动作。

(5)检验现场光字牌、装置指示灯、后台及信号是否正常。

3.2.2 消缺抢修流程

除例行校验之外,如遇系统报错或遥控失败等情况,继保班组还需派员对遥控投退重合闸装置系统进行消缺。按照设备构成情况,其缺陷主要有外部通道故障、站内远动装置故障和重合闸保护装置故障。

消缺流程如图7所示,其中,外部通道故障需要设计通信公司配合处理。需要注意的是,外部通道故障及站内远动装置故障均不涉及停电。但是,如果重合闸保护装置发生故障,那么需根据《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》进行停电检修和开关设备整组试验。当缺陷消除、试验合格后,由操作人员恢复重合闸功能及重合闸遥控投退功能状态。

4 结束语

本文提出通过微机保护装置逻辑、控制回路及综合自动化系统改造实现遥控投退重合闸的技术方案,并对其操作、校验、消缺流程提出建议。实践证明,该方案有效地减小了保护外回路和面板的改动量,为该系统的安全有效运行提供了保障。

摘要：针对浦东地区无人值班变电站线路重合闸功能投退仍由运行操作人员完成的现状,研究遥控投退重合闸技术方案。在对重合闸装置进行广泛调研的基础上,选择代表性较强的保护装置及自动化系统,提出装置本体及外回路改造方案,给出重合闸系统遥控投退操作及维护的相应方案。

关键词：遥控,重合闸,微机,综合自动化

参考文献

[1]丁文书.变电站综合自动化系统实用技术问答[M].北京:中国电力出版社,2007

[2]高亮.电力系统微机继电保护[M].北京:中国电力出版社, 2007

低压配网载波通信的探讨 篇5

关键词：OFDM,电力线载波通信,信号带宽,噪声

前言

截至目前, 电力线载波通信 (Power Line Communication PLC) 技术已经成为通信系统中新的研究热点, 是比较节约成本的现场设备总线通信技术。但是, 载波通信有时变性、频率选择性等特点, 使其在应用中还存在很多问题, 不能很好的推广使用。

多年来, 电力线载波通信一直是电力系统通信的重要基础。随着光纤技术的发展和普及, 电力线载波已经慢慢转变为辅助的电力通信方式。但是, 由于我国电力通信发展水平不平衡以及电力线载波技术发展带来的新的功能致使电力线载波在我国仍有巨大的市场需求。[1]高压电力线载波通信技术已经长时间应用于电网通信中, 且形成了相应的国际国家标准。而在低压配电网中, 低压载波无法直接依靠物理层信号的调制实现, 所有载波节点的通信必须借助中继等手段。

1 低压电力线载波通信特点

1.1 信道的频率选择性

由于低压配电网中负荷情况复杂, 负载变化大、随机性强、噪声强度大等特点, 容易造成信号的反射、谐振、驻波等现象, 导致了信号的衰减。因此, 电力载波通信信道具有很强的频率选择性。[2]

1.2 信道的时变性

载波信号在低压电力线上分布不均匀, 加上多种电力负载在低压配电网中任意位置随机的投入和断开, 使信道表现出很强的时变性。

1.3 噪声干扰强

影响电力线载波通信的噪声有3种:分布在整个通信频带的背景噪声;由脉冲干扰所引起的周期性噪声;由用电设备的随机接入或断开而产生的突发性噪声。

2 低压电力线通信技术

2.1 电力线载波通信技术分类

电力线载波根据带宽可分为两类, 分为宽带电力线载波通信和窄带电力线载波通信。宽带电力线通信的带宽为2～30MHz, 速率为1Mbit/s以上, 而窄带电力线的带宽限制为3～500kHz、通信速率小于1Mbit/s。

根据频带传输技术将电力线载波通信可划分为传统的频带传输和扩频传输。目前, 主要的扩频技术有:直接序列扩频 (Direct Sequence Spread Spectrum, DSSS) , 正交频分复用 (Orthogonal Frequency Division Multiplexing, OFDM) 以及调频等。[3]

2.2 低压电力线载波通信技术难点

低压电力线载波通信由于线路衰减和线路阻抗以及时变性, 需要我们增强模拟前端技术, 如自适应滤波、自适应均衡等的研究。另外, 低压载波通信在变压器跨相和穿越变压器方面的技术也需进一步研究, 在多路供电的现场需解决电源切换时的通信中断问题。

3 低压电力线载波通信组网方式

由于低压电力线网复杂的网络拓扑结构、物理结构以及由此所造成的未知性和时变性使得低压电力线组网存在着很大的困难。本文试图通过一种方法找到网络逻辑拓扑结构, 以解决在低压抄表系统中由于电网时变性和突发噪声所造成的抄表“盲区”问题。在网络扑结构中需要注意的是“孤点”问题, 此节点无法通过任何中继手段同其他节点相连, 应该置于整个拓扑结构之外。

此方法的基本思想是从主载波节点开始, 遍历此网络中的所有从载波节点, 找出孤点, 从而确定网络逻辑拓扑结构。假设此网络中1个主载波节点, a个从载波节点, 确定此网络的逻辑拓扑结构步骤如下:[4]

首先, 由1个主载波节点向其余a个从载波节点发送测试轮询包。假设有b (b≤a) 个从载波节点接收到轮询包并回复, 则找到第一层可以直接和主载波节点通信的从载波节点。若a=b, 则此轮询过程结束。然后, 从第一层载波节点1到b依次向剩余 (a-b) 个从载波节点发送测试轮询包。假设有c[c≤ (a-b) ]个主从载波节点接收到并回复, 则找到第二层可以和第一层中继相连接的从载波节点。若c=0, 则表明剩下的节点既不能直接与主载波节点相连, 也不能与第一层从载波节点中继相连, 则其为孤点, 轮询结束。若c= (a-b) , 则表明所有的从载波节点都可以直接或间接与主载波节点相连, 轮询结束。若 (0<c< (a-b) , 则按照此方法继续第二层发送测试测试轮询包, 直到轮询结束, 根据轮询结果确定网络逻辑拓扑结构。图1为逻辑拓扑结构的建立流程图。

图2为根据此算法得出的一组网络节点的逻辑拓扑结构。通过此图我们可以看出逻辑拓扑结构和物理拓扑结构之间的不同。逻辑拓扑结构虽然也是采用树的结构, 但其所描述的不是一种确定的拓扑结构, 而是一种中继策略。它并不代表一种唯一的通信路径。如图中的方法, 但它不同于物理拓扑结构, 图中1、2节点, 4、5节点, 6、8节点在物理拓扑结构中属于不同层, 但在“逻辑拓扑结构”属于同一层。

4 仿真实验与结果分析

为了验证本文所提出的逻辑拓扑结构算法的可行性和有效性, 通过在实验室利用载波机搭建测试网络, 人为改变节点总数、网络层数、中继节点、子节点位置等, 统计出各种不同情况下轮询的次数以及建立完成逻辑拓扑结构所花费的时间。所选用载波机完成一次点对点轮询所需的时间为0.5s。[5]实验结果如表1所示。

实验结果表明, 采用本文所提出来的算法建立逻辑拓扑结构, 对耗时影响最大的是需要中继子节点的位置。对于具有40个子节点的网络来说, 最长耗时为164.8s, 对于实时性要求不高的低压载波通信来说, 是可以接受的。具有10个子载波节点的网络其节点数和中继数与一般的中压电力线相当, 可以在中压载波组网中借鉴这一方法。

5 结束语

电力线载波技术成本低廉、方便快捷、分布广泛、接入方便, 其关键技术OFDM的发展方兴未艾, 为电力线载波通信的发展奠定了技术基础。自动集抄系统通道的载波应用目前已能自动组网, 但仍存在抄表盲区的的问题, 而低压电力电力线载波正好能解决这个问题。但这些场合的网络往往比较复杂, 很难找到物理上的“网络拓扑结构”。本文提出了基于逻辑拓扑结构的组网方法, 并通过仿真实验计算其组网时间, 其延时时间可以被目前的低压载波通信接受

参考文献

[1]梁明, 任燕.高速电力线通信的关键技术[J].电工技术杂志, 2004, (4) .

[2]刘晓胜, 胡永军, 张胜友.低压配电网电力线载波通信与新技术[J].电气应用, 2006, 25, (2) .

[3]李瑞, 柯熙政.电力载波扩频通信技术研究进展[J].自动化博览, 2003, (9) .

[4]李胜利, 焦邵华.中低压电力线载波通信方案的研究[J].电测与仪表, 2002, 39 (443) :29-33.

中低压智能配网 篇6

信息采集是基于智能控制系统之上的, 可根据使用地区的实际情况来编写内部程序。目前智能配网已在多个地区落实使用, 用户的日常用电情况通过系统传输至控制中心, 电量统计更为合理, 并且不会出现误差。用电信息采集系统中还具备费用计算功能, 当用户的电费用完时会自动断电提醒缴费。根据调查可知, 智能配电网在城市中的使用率可达到98%以上, 在此之上建立信息采集系统, 具有极强的可行性, 并且建设时间较短。

使用智能化供配电系统后, 信息采集器可将用户在统计时间内的用电量反馈至电力单位。供电单位可根据地区的实际用电情况来优化供应网络, 避免在使用过程中出现故障, 而影响到用户的正常活动。由此可见, 用电信息采集系统具有可靠性。传统的电网管理体系中, 当供电设备发生问题时, 会有控制中心的监管人员将情况反馈至维修工人, 再做出相应的处理。这一过程需要消耗大量的时间, 往往已经错过了最佳的维护时期, 为用户带来不便。将信息采集系统应用在智能配电网中可解决这一问题, 当设备发生故障时, 采集器会捕捉这一异常, 反馈至控制中心。接收到这一信息后警报器会响起, 维护人员便在第一时间了解到现场情况, 为抢修工作争取到大量时间。

信息采集是针对使用端进行的。采集装置会被安放在不同部分, 例如电表端、变压设备等, 作用分别为故障检测与费用管理。采集系统中包含计算设备, 将捕捉到的数据统一反馈至设备中, 在短时间内分析故障产生的原理, 可作为电力系统维护工作开展的依据。控制中心在传递指令信息时也可通过这一系统来完成, 各终端的用电设备会在第一时间做出相应变动, 来满足使用需求。

2采集终端应用分析

用电信息监管在多个省市得到广泛使用, 减轻了电力部门工作压力, 同时也为用户提供了便捷。智能化监管必然会促使科学管理制度的产生, 用电费用也向公开透明化发展。用电信息采集在设备与技术上不断做出进步, 安装在使用端的设备可做到实时监管, 出现供电终止后可在短时间内将信息反馈。用户违规操作、危险使用时, 信息监管系统感应到异常后会自动断电, 避免发生用电事故。

2.1用电信息采集终端停上电事件

供电配网中最常见的故障就是供电终止, 可能是设备损坏导致, 也可能是电压不稳造成的跳闸。这时需要技术人员对系统进行维护, 做出应对的速率与使用的信息采集系统有着必然联系。智能系统中会在额定时间内对反馈数据进行更新, 来反应最新情况, 当出现上述问题后, 可自动调节更新时间, 在短时间内完成这一任务。技术人员根据不同时间更新的信息可做出具体的维修方案, 并判断故障发生的部位与损坏情况。这种智能系统具有一定的可控性, 反应的情况也真实可靠。特殊用途的供电网络是单独监管的, 要保障在突发时间中也可作为应急设备使用。

2.2三层采集结构的台区停电判定分析

供电系统中含有变压设备, 将不同的电压调节至稳定的生活使用频率。电力信息采集也可在输送阶段进行, 经不同的监管数据汇总后再开展分析判断, 更具有科学性。系统运转过程中若断电时间超过一分钟, 则视为停电事故, 需要管理人员严肃对待, 并找出造成故障的原因。使用一段时间后还要监管系统中的各设备进行维护, 判断反馈数据的精准度, 发现问题后第一时间解决, 避免在使用中影响各系统的稳定性。若已经发生停电问题, 但监管系统中被没有体现, 要考虑故障发生的地点是否在信息采集设备附近。可根据使用损耗来设定维护周期, 到达规定时间后便组织工作人员开展全面检修工作, 对老化设备进行更换, 以维护供电系统的稳定性。

2.3两层采集结构的台区停电判定分析

对于采用两层结构采集的台区, 一般根据用户的大小配有1个或多个集中器, 当该台区所有集中器向主站上报停电事件, 与之对应的监测公用变压器的终端在同一时刻 (与集中器上报的时间差不超过1min也上报停电事件, 且停电时间超过1min, 即可判定该台区停电, 且公用变压器停电。当该台区所有集中器 (数量≥2) 向主站上报停电事件, 且停电时间超过1min, 与之对应的监测公用变压器的终端在同一时刻 (与集中器上报的时间差不超过1min) 未上报停电事件, 可判定该台区停电, 但不能判断公用变压器是否停电。当该台区部分集中器向主站上报停电事件, 其他集中器未上报停电事件, 且与之对应的监测公用变压器的终端未向主站上报停电事件, 则可判定该部分集中器所在线路停电。当该台区所有集中器均未向主站上报停电事件, 而与之对应的监测公用变压器的终端向主站上报停电事件, 可判定监测公用变压器的终端出现故障。

2.4线路停电故障判定

对于同一线路上具有多个专用变压器或公用变压器的线路, 其网络拓扑结构可根据使用来设定, 若该线路上的所有专用变压器终端均上报停电事件, 则可判定该线路停电故障。

3基于用电信息采集系统的供电抢修服务模式

3.1供电抢修模式流程

结合“线路—台区”的网络拓扑关系, 根据用电信息采集系统终端所上报的停电事件信息, 判断台区是否停电, 若停电则由主站系统自动告知相关负责人员, 及时进行供电抢修, 抢修成功后, 台区恢复供电, 终端主动上报上电事件, 上报内容包括本次上电时间和上次停电时间。流程下所示。针对台区停电情况、同一线路的专用变压器停电情况进行了分析, 由于现场用于专用变压器的终端一般为单只, 故对停电事件于某一专用变压器的停电只能作为辅助判断和定位。由于终端停电1min内会向主站上报停电事件, 故该供电抢修模式缩短了供电抢修时间, 提高了故障段或故障点定位的准确度, 保证了供电的可靠性, 提升了工作效率, 缓解了现场人员的工作量, 具有很高的推广使用价值。

3.2案例模拟分析

搭建具有1台专用变压器终端和3台II型集中器的供电台区。其中, 每台II型集中器下挂有192只智能电能表, 终端与主站之间采用GPRS通信。所搭建台区停电后, 主站在1min内可以收到终端停电信息。由此可判定该台区停电, 系统自动告知相关人员, 待台区来电后, 终端主动向主站发送上电信息。

4结论

用电信息采集系统是国家电网公司统一坚强智能电网建设的重要组成部分, 目前正在不断的建设和完善之中, 包括减少终端的故障率, 提高终端上报信息的可靠性和实时性, 保证终端运行的稳定性等。随着“全覆盖、全采集、全费控”的实现, 利用用电信系采集系统判断停电故障将成为一种行之有效的方法。

参考文献

[1]冯海舟, 林向阳, 熊章学, 陈淼.基于GPRS双链接的用电信息采集与配网监测系统[J].电力信息与通信技术, 2013 (9) .

中低压智能配网 篇7

关键词：无线专网,技术,智能配网,应用,分析

需知, 配电自动化技术以核心科技手段形式产生, 其主要作用即为有效提升供电可靠性, 之后在此基础上稳步提升供电质量和供电效率, 实现真正意义上的配电网高效运行与经济运行, 智能电网若想得以实现, 必须依靠配电自动化技术。通过数次分析和调查可以看出, 国家电网机构和部门已经提出了智能电网规划准则, 应为智能电网信息化和智能电网自动化以及智能电网互动化, 计划在2020 年阶段进行全方位多层次智能电网组建, 此战略目标提出为配电自动化技术进行了新鲜血液注入, 配电自动化未来发展前景也更为可观。

1 无线数据通信技术要点分析

1.1 Wi MAX技术要点分析

众做周知, Wi MAX技术以先进技术形式产生, Wi MAX技术起步相对较晚, 并且其内在频率复用性小问题和内在频率利用率低问题尤为明显, 因为近年来才完成标准化Wi MAX技术发展, Wi MAX技术规模推广仍旧处于研究阶段与实践考验阶段, 针对Wi MAX技术应用前景内容加以分析, Wi MAX技术可在一定程度上进行高度上网需求满足, 因为其波及范围相对较广, 基础性覆盖区域将室内与室外共同涵盖, 不仅如此, 还可进行大面积覆盖和大范围应用, 信号覆盖面得以逐渐拓宽, 少数基站运行中, 也使全城网络覆盖成为可能。因为Wi MAX技术具备先进性特质与超远距离传输特质, 社会大众群体一直广泛关注, Wi MAX技术是未来移动技术发展的主流方向之一, 最后一公里网络接入服务得到深度推广与使用。Wi MAX技术本体数据传输率数值为75Mbps, Wi MAX此时将10 英里距离通信信息有效传递到原定目标, 有时其网络信息传输距离可扩大到30 英里之多, 筛选不同类型供应商产品状态下, 固定地点网络信息传输过程中, 点对点方式通信和对多点方式通信均较为完善, 此类标准被发达国家充分利用, 私人固定网络运行中也会适时融入Wi MAX技术, 借助超晶胞来完成相关操作, 大多情况将范围覆盖视为操作重点, 此时排除容量范围纳入可能。

1.2 3G技术要点分析

上世纪90 年代末, 3G技术标准开始出现, 20 世纪初期, 上层协议制定工作已全面下达, 3G网络部署经验也日趋成熟, 其具备较为完善的建网结构系统理论体系, 主要分为网络链路预算内容和传播模型预算内容以及相关计算机仿真内容等。我国商业应用中用到3G技术方面居多, 并且呈大规模发展趋势, 当前已经完全步入3G技术使用阶段, 第3 带移动同系结构系统本体特征主要为, 本体传输效率在综合高速移动网络环境运行中已经开始全面支持144kbps, 在步行慢速移动网络环境背景下还可高度支持38kbps, 在静止状态运行时可完美支持2Mbps。按照电力结构系统网络流量标准加以解析, 220KV变电站、550KV变电站中, 核心调度生产业务基础性数据流量数值额度标准应被定论在150-270kbps之间, 地调和省调生产业务数据流量数值额度标准被定论为384kbps, 3G静止状态数据业务具体传输效率最高时数值额度可达到2Mbps, 之后在此基础上可满足省级数据网生产业务本体数据传输需求和地调数据网生产业务本体数据传输需求。

2 无线专网技术在智能配网中的应用要素解析

新型无线通信技术快速发展的同时, 老旧式技术已难以满足社会发展需求, 配电网自动化结构系统实质上归属于综合电力监控结构系统范畴内, 此时务必进行生产控制大区位置安放, 在合理使用遥控功能过程中, 在生产控制大区范围内进行对应专用网络通道设定, 因此配网中的具体配置细则应该遵循基本操作原则, 在无线专网通信配电终端装置基础上与配电调度结构系统二者进行最终无线专网组合, 无线专网组成阶段完成后便可实现广义之上的三遥功能, Wi MAX技术则被视为首选方案之一。终端需要对二层交换机完成直连操作, 之后在此基础上进行接入设备综合, 无线路由与不同类型网络设备终端共同进行数据提供和语音提供以及图像信息内容提供等。因为配电终端具备数量大优点和分散速度快优点以及基础性传输距离远优点等, 中等城市中, 城市变压器数量繁多, 配电终端数量繁多, Wi MAX电力专网此时需要对配电终端进行无线直连, 随之与配电控制机构相互配合, 对智能电表大用户用电量整体信息和对应具体线路故障信息等进行调度中心上报, Wi MAX技术质量优良且可实现点对多点的超远距离传输。

单体Wi MAX基站皆运用无线专网技术进行数据传输, 最终接收位置为开闭所, 后者光纤主干网会将整体数据进行调度控制机构传输, 此时接受方即为DMS结构系统, 但是Wi MAX电力专网建设流程应将网络规划工作做好, 深度研究不同类型电力业务需求通信模式内容, 与此同时, 电力业务分部状况内容和电力业务覆盖范围状况内容以及电力业务覆盖要求内容等也被涵盖其中, 对带宽需求信息和带宽分部信息加以研究与剖析, 按照具体操作应用要求标准进行优良容量规划和正规覆盖规划, Wi MAX电力专网假设初始阶段, 要为之后网络容量拓展工作进行规划空间留余, 网络宽带分配环节中, 不同类型细则业务需求与服务标准均应严格制定, 随之进行优先等级类型合理划分, 全方位多较多的进行时段需求变化考虑和区域容量需求变化考虑。

3 结束语

综上所述, 无线专网技术具备迅速部署优点和不受地面限制优点等, 其有力解决了电力结构系统电网层通信问题, 将监控能力上升到崭新高度之上, 不仅如此, 其还根本上提高了系统安全性和系统可靠性, 从而改进和完善了供电可靠性。

参考文献

[1]沈磊, 王凯令.移动互联网时代下智能电网的发展前景和趋势[J].电气应用, 2013 (S2) .

[2]詹鹏, 刘方方.电力通信运维中关于智能化支撑的探索[J].电气应用, 2013 (S2) .