配电系统恢复（精选7篇）
配电系统恢复 篇1
0 引言
随着电网运营模式进一步开放，电力系统规模不断增大，传统集中式大电网的可靠性、安全性和环保性等方面遇到了新的挑战[1,2]。尤其是在配电网处，分布式电源（DG）大规模简单并网会给系统的稳定运行、电能质量和保护等带来不利影响。当外部严重干扰（如自然灾害、设备故障和需求/供应波动）发生故障时，迫切需要通过用户附近的电源来保障重要负荷的供电。
主动配电网（ADN)[3]是将分布式能源（DER）与大型配电网通过自动化设备、通信设备以及其他相关电气设备紧密联系在一起，实现电网故障自恢复的有效解决方案[4]。与传统配电网相比，ADN最显著的特征是能够对接入的DER进行主动调节与控制。ADN发生故障时，既可以通过合理的协调机制实现DER与馈线共同为故障区供电[5,6]，也可以由未发生故障的DG孤岛运行恢复供电[7]。近年来，计算机处理技术和通信基础设施在智能电网保护方案以及新型继电保护装置中得到快速推广[8]。同时，多代理系统（MAS）技术因其自主性和智能性，符合配电网分布式特点，可在电网协调层实现控制元件间复杂的协商机制，在电网故障检测和故障恢复方面得到广泛应用[9,10,11]。但现有研究较少涉及基于MAS的ADN故障自恢复，与此同时，在实际工程应用中控制元件往往来自不同厂商，将其融入同一个控制系统仍需要进一步研究。
针对ADN故障自恢复中复杂的控制问题，本文提出一种基于IEC 61850的ADN故障自恢复MAS。研究ADN架构以及各区域负荷的供电特性，建立了基于IEC 61850信息模型的MAS；研究ADN恢复供电优化模型，最大限度使负荷恢复供电；研究MAS与IEC 61850在ADN中的兼容，实现元件代理之间信息的互操作性和统一性。所提MAS实现了不同厂家设备间的集成，能快速有效地实现故障定位、隔离与供电恢复，从而提高ADN供电可靠性和安全性。
1 基于MAS技术的ADN架构
根据CIGRE 6.11工作组的工作报告[12],ADN定义为采用灵活的网络拓扑结构对潮流进行有效管理，方便对局部DER进行主动控制和主动管理的公共配电网，DER在其合理监管环境和接入准则基础上承担对系统一定的支撑作用，其基本架构如图1所示。图1中，每一条馈线供电区域可看成一个自治区域[2]，若干个自治区域构成整个ADN。自治区域由DER、区域配电管理系统、电力电子、通信设备和用户等部分构成。其中，DER指包含分布式储能（DES）、电动汽车（EV）充电站、响应负荷（RL）和DG的各类分布式资源的总称[3]。在ADN中，DER通过电力电子设备与区域配电网络相连，实现能源双向流动，同时在需求侧可集成先进的计量设备，以便对用电信息和供电状态进行实时监控，实现用户与电网之间的双向操作[6]。
在传统配电网中，负载的用电行为是“被动的”，即便存在DG，仅仅是电能就地消纳，无法实现DG与主网之间的协调控制；而在ADN中自治区域内部的每个DG可设置代理，正常供电时既可以通过自主控制独自完成各自的供电任务，也可以运用代理之间的协商共同完成自治区域内的整个供电任务。发生故障时，不仅可以通过DG的孤岛运行给故障区供电，还可以通过自治区域之间的协作，实现故障自愈[13]。
2 ADN故障恢复优化模型
ADN发生故障时，运行人员首要关心的是保证重要负荷优先供电前提下，如何快速及最大限度恢复负荷供电。
以ADN馈线故障恢复问题为例，供电恢复优化模型可描述为：
式中：Li为自治区域馈线上节点的负荷；‖xi‖为负荷供电状态向量幅值，‖xi‖=0时，节点i与配电线路无电气连接，即负荷处于孤岛或停电状态，‖xi‖=1时，负荷与馈线存在电气连接，即单配电线路供电或配电线路与DG共同供电；Lj为孤岛运行时孤岛j的负荷；n为供电恢复后自治区域中馈线上供电节点总数；m为供电恢复后孤岛总数；αi和βj为不同负荷权重系数，代表负荷重要级别[9]。
ADN供电恢复优化模型的约束条件如下。
1）线路容量约束
式中：Ck,max为ADN中线路k最大传输容量；Ak为从线路k获得电能的节点集合；Pi为从配电线路k流入节点i的功率。
2）孤岛区供电约束
式中：L为孤岛中总负荷容量；CL,max为孤岛中DG和DES可提供的最大容量。
需求侧负荷以及供应侧的DER皆具有波动性，在孤岛运行时，可控DG和DES需配置足够的备用容量以维持孤岛的频率稳定。ADN中的DG和DES具备下垂控制及PQ控制等控制策略，可为孤岛运行提供备用容量，平衡需求侧负荷和供应侧DER的波动[14]，但应满足如下约束。
式中：Cidle为孤岛总备用容量；r为孤岛备用容量占孤岛总负荷容量的比例，在ADN中可以通过DES的充放电，即备用容量取正负来平衡需求侧负荷的波动。
3）配电有功平衡约束
式中：Ba为向发生故障的自治区域a供电的备用供电线路集合；Py为备用供电线路y向自治区域a可提供的功率；Di为DG和DES给馈线上第i个节点提供的容量。
4）无电磁环网约束
自治区域DG和DES给负荷供电不会形成电能损耗的电磁环流，因此为了避免产生电磁环流造成电能损失，只需考虑单配电馈线供电不产生电磁环流。即
式中：Ri为向节点i供电的备用供电线集合；‖yk‖为备用供电线路k的状态变量，‖yk‖取0或1。
3 ADN供电自恢复MAS
3.1 自治区域互联结构
图2为图1中任意3个母线电压相同的自治区域互联示意图。图2中，配电系统由3个变电站、3条馈线、3条母线、4条联络线、9个断路器、9个分段开关（S1至S9）、4个联络开关、2个DER和3个负荷组成。BA为母线代理；MTSA为联络开关成员代理；MLA为负荷成员代理；LSA为分段开关领导代理；MDGA为分布式电源成员代理；自治区域与自治区域之间的线路为备用供电线路，备用线路上的TS1至TS4为联络开关，在系统正常运行时，联络开关断开以便于系统开环运行。当自治区域馈线上发生永久性故障时，负荷与负荷之间的地理位置相距较远。
为使故障区负荷快速恢复供电，可将故障区馈线上相邻的电气设备、负荷和DER等看作一个控制单元（CU）。考虑最小失电负荷、开关操作次数和负荷容量裕度等约束，CU内负荷有3种供电恢复方案。
1）方案1：对于无备用供电线的CU，若CU内负荷容量小于或等于DG容量，DG独自向本地负荷供电，形成孤岛系统；若负荷容量大于DG容量，则考虑卸载部分负荷。DG容量一般较小且具有波动性，孤岛运行时只对岛内的负荷供电，不考虑向岛外供电的情况。
2）方案2：对于有备用线路和DG的CU,CU内负荷大于DG容量，则采用DG和备用供电线路共同给CU负荷供电，实现故障恢复。
3）方案3：对于无DG的CU，若有备用供电线，由备用供电线单独向负荷供电；若没有备用供电线，则将此CU与临近CU合并，其重新组成的CU内负荷恢复供电方式可参照上述方案1和2。
3.2 基于IEC 61850的ADN信息模型
IEC 61850实现了不同厂家设备的智能化、互操作和可配置，将MAS的分布式控制特点与IEC61850信息模型相融合，可为ADN自恢复供电系统中MAS平台的构建提供强有力的理论保障和技术支持。
IEC 61850-7-420[15]与IEC61400-25[16]定义了DER专用的逻辑节点和逻辑设备。IEC 61850-90-7[17]具体定义了DER与电力系统连接点（ECP），如逆变器、整流器等相关电力电子器件的逻辑节点。
根据图2中ADN自治区域互联模型结构，基于IEC 61850统一信息模型和建模规则，建立自治区域IEC 61850信息模型，如图3所示。图中逻辑节点的功能描述见附录A表A1。
3.3 供电自恢复MAS
图2中，BA2管辖的自治区域内负荷类型、开关和DG等种类繁多，且每个元件都有不同功能，代理采集的信息量大，信息传递过程中容易造成通信拥挤和堵塞。逐级纵向的传递和接收信息不利于ADN稳定运行，尤其是在配电端大面积发生故障时迅速恢复供电的难度很大。针对这一问题，同时基于IEC 61850自治区域的信息模型，本文在自治区域内的每个元件部署一个代理，构成完全分布式MAS，实现ADN故障自恢复。
为提高供电恢复的可靠性，本文又将每个CU内元件的代理分为2种，代理结构具体如图4所示。图中，ACL为代理通信语言。领导代理（leader＿agent,L＿A）部署在各个CU内分段开关上，如LSA4,LSA5和LSA6等。在故障发生时，距离故障点最近的L＿A担任主导代理，独立对整条馈线的供电恢复方案进行决策。成员代理（member＿agent,M＿A）部署在CU的负荷和DG等元件上，能够向LSA提供负荷、备用电源、临近自治区域输电状态等必要的信息，且只能与所处的CU中LSA进行通信。
此外，信息传输的实时性和可靠性是故障自恢复的核心问题，要求电力通信网络具有容错能力。正常情况下，通信网络中的任意2个网络节点须保持至少2条独立物理路由的连通，必须满足N-1原则，尽量满足N-2原则。信息传输路径失效后的快速重构是必不可少的手段[18]。
3.4 ADN中MAS与IEC 61850的兼容
3.2节和3.3节分别从IEC 61850和MAS的角度对ADN进行功能抽象和结构描述。在ADN馈线故障自恢复过程中，MAS与IEC 61850的兼容实际上是在MAS对ADN的功能分解的基础上，实现IEC 61850描述的ADN信息模型重构与分解，使代理间能够互操作和可配置[19]。
本文基于智能代理基金会（FIPA)[20]规范框架设计了故障自恢复MAS结构，各代理之间通过符合FIPA标准的ACL实现无缝通信。ACL定义了20种解释语用词来解释消息内容，其中本体（ontology）元素可用于信息段解释，同时也是IEC61850信息模型重构和解析的载体。
FIPA规范的ACL ontology包括断言、概念和代理动作3种元素，其中概念元素与IEC 61850逻辑节点中的状态信息和定值信息相映射，结构一致，可实现信息描述的互相融合；代理动作元素与IEC61850逻辑节点的控制命令信息相映射；断言元素描述概念元素之间的相互关系[20,21]。
JAVA代理开发框架（JADE）平台提供了自定义代理行为（behaviors）和本体的接口将IEC 61850相关逻辑节点的状态信息和定值信息映射到ACL的ontology中，生成自定义的MAS-ontology。将自定义的MAS-ontology实现对IEC 61850 ADN信息模型的封装和代理交互信息的解析，从而实现了MAS与IEC 61850的兼容。
4 故障自恢复过程
本文将ADN馈线上的故障自恢复过程分为故障定位与隔离、确定供电恢复方案、执行恢复操作3个步骤。
4.1 故障定位与隔离
电力系统正常运行时，自治区域中的代理LSA对馈线上电流信息进行实时监测、更新。为方便描述，依据ADN线路中潮流流向，将自治区域中各个代理的相邻代理分为上游代理和下游代理。如图2所示。ADN正常输电情况下，电能由变电站2经过分段开关S4和S5传输到S6，所以LSA4为LSA5的上游代理，LSA6为LSA5的下游代理。
当故障发生时，电流互感器（TA）逻辑节点监测到过流信息，并将信息报告给LSA。LSA中过电流保护（PIOC）逻辑节点响应过流信息，并将信息逐级向下游LSA发送，通知下游各代理等待锁定，馈线上所有LSA进入故障准备状态并开始运行故障定位算法。
上游LSA在向下游传播过流信息的同时向下游LSA请求各自继电器状态。如果下游继电器处于故障状态，LSA的TA逻辑节点能够监测到过电流信息，则表示此段线路没有发生故障，故障发生在此段的下游区域；如果下游继电器为正常状态，则意味着本段电流互感器是检测到过电流信息的最后一段，故障发生在此段线路上。主导LSA根据继电器工作状态对故障发生的位置做出判断，并向其他LSA发送表示“故障锁定”或“重合闸”的信号。“故障锁定”信号表明此故障为永久性故障，沿馈线切断电能传送；“重合闸”信号代表故障为暂时性故障，自动将断路器重合，恢复供电。若故障确定为永久故障时，则主导LSA将代表“故障锁定”的执行信号逐级向下游LSA发送，最后分段开关断开，实现故障隔离。
4.2 确定供电恢复方案
进行故障定位后，原来与母线相连没有发生故障的区域继续正常供电，故障区则确定供电恢复方案。确定供电恢复方案主要包括寻找可供电源和负荷需求容量分析，主要包括以下步骤。
步骤1：主导LSA向下游CU中的LSA发出“请求”信息，经过各CU内的LSA相互传递直至故障馈线末端。请求各个CU内负荷容量大小、电源可供容量、临近自治区域输电状态等信息。
步骤2：故障区所有LSA向所在CU内M＿A，如MLA,MTSA和MDGA等代理发送“查询”信息，查询CU内负荷需求容量和电源可供容量，M＿A将自身相关逻辑节点参数回复给LSA。例如：MLA1回复的信息内容包含负荷逻辑节点（ZLAD）关于负荷容量需求的参数；MDGA1回复的信息包含光伏组件参数逻辑节点（DPVM）关于光伏电池可供容量参数。
步骤3：各LSA将收集到的信息，遵循容量约束和功率平衡条件，利用掌握的局部信息对信息内容进行优化，然后逐级向上游LSA“回复”，直到所有信息汇总在主导LSA处。
步骤4：主导LSA收齐所有信息后，对故障区各个CU负荷供电恢复情况进行分析，基于各个CU内负荷容量大小、电源可供容量、临近自治区域输电状态等信息，对照3.1节提供的供电恢复方案，对CU进行归类，并将供电恢复方案“通知”所有CU，准备执行供电恢复操作。
4.3 供电恢复执行
根据不同的供电恢复方案，制定相应的“供电恢复执行操作”。主导LSA逐级将“供电恢复执行操作”信息发送给各个CU中的LSA,LSA再将操作指令下发给相应的M＿A，然后所有M＿A执行恢复操作。例如，MDGA1收到LSA4发送的执行信息后，MDGA1首先调节光伏矩阵控制器逻辑节点（DPVC）的控制数据：即设定光伏电池工作在最大功率跟踪（MPPT）模式下，然后MDGA1根据负荷恢复供电需求容量将功率设置值写入光伏并网逆变器逻辑节点（ZINV）的输出功率定值数据中，最终调节线路断路器控制逻辑节点（CSWI）启用ECP进行光伏并网连接。
同类型的CU打包发送相同的“供电恢复执行操作”信息，可优化信息流，降低误动作。若CU负荷不能完全恢复，需要卸载负荷来满足容量约束，则按照文献[22]提供的卸载负荷方法制定“供电恢复执行操作”，并通知相应的代理执行卸载指令；若CU中没有DG、备用供电线提供可用电源，则将此CU与临近的CU合并，之后参照方案1和2执行恢复操作。
图5展示了图2中分段开关S4与S5之间发生永久性故障。LSA4,MLA1和MDGA1在确定供电恢复方案和供电执行恢复过程中的具体通信流程以及MAS与IEC 61850之间的映射。
一个或多个逻辑设备模型构成了IEC 61850模型，例如LD ECP（逻辑设备及电气连接点），LD DERUC（逻辑设备及DER单元控制器）等逻辑设备构成了DER的IEC 61850模型。IEC 61850模型映射到ACL的ontology中，生成自定义的MAS-ontology。JADE平台通过查询Agent之间的通信信息，利用MAS-ontology实现MAS与IEC 61850模型的兼容。
为保证系统的可靠性，避免误操作，用心跳包等方法检测通信网络故障[23]。通信网络出现故障时，系统自动停止供电自恢复功能。另外，系统试运行阶段可以设定为辅助工作模式，为电力维护工程师决策提供参考。
5 仿真结果分析
为验证故障恢复方案的可行性，根据图2所示的ADN自治区域互联结构，在MATLAB/Simulink中建立仿真模型。并以JADE平台为基础，运用JAVA语言设计了基于IEC 61850模型的ADN的MAS，通过设置不同的负荷值、不同的负荷类型以及不同的开关动作时间对测试系统进行了仿真实验，由于篇幅限制，本文在此仅在0.5s时，对在分段开关S4和S5之间发生的永久性三相接地故障，故障区负荷供电恢复情况进行详细说明。
图6为三相接地故障A相电流仿真波形。
由图6(a）可见：在0.52s时，电流互感器检测到超过4 000A的电流值，LSA4监测到过电流信息时，依次向下游LSA5和LSA6发送过电流信息，并通知各CU进入故障准备状态，同时查询CU中继电器工作状态。
由图6(b）至图6(d）可看出，CU中负荷1,2和3在0.5～0.55s之间A相电流急剧下降，除开关S4处其他连接点都没有过电流信息，所以LSA5和LSA6回复LSA4：所在的CU内继电器均处于正常工作状态，LSA4所在的CU监测到继电器处于故障工作状态，因此LSA4根据交互的信息对照4.1节故障定位原理可判断出分段开关S4,S5之间发生永久性三相接地故障；LSA4将故障位置信息依次传播给下游LSA5,LSA6，并通知执行“故障锁定”操作，在0.55s时LSA4切断开关S4,S4处故障电流变为0。从而实现了故障定位以及馈线2整个故障区的故障隔离。
本案例确定供电恢复方案、故障恢复执行过程中各代理在JADE软件中的通信仿真如图7所示。图中，REQUEST,INFORM,QUERY-REF和PROPOSE分别为请求、通知、查询—回复和执行信息。根据测试系统中各控制元件参数，以及查询的故障区各个CU内负荷大小、可供电源、临近自治区域输电状态等信息，主导LSA4可对各个CU制定相应的供电恢复方案。由上而下：第1个CU得到恢复方案1，孤岛运行，由DER1（光伏发电）单独给负荷1供电，通过下垂控制和PQ控制实现故障前后频率和幅值同步；第2个CU得到恢复方案2，在0.5s发生故障时负荷2处A相电流急剧下降接近零，0.55 s时LSA5将故障恢复方案发送给MDGA2和MTSA3,DER2（风力发电）和馈线3所在自治区域共同给负荷2供电，图6中可看出负荷2处A相电流在0.55s时重新达到81.6A，实现供电恢复。
6 结语
针对DER大量接入电网后，配电网故障恢复时复杂的控制问题，本文提出一种基于IEC 61850的ADN故障自恢复MAS。在MATLAB平台上仿真了故障发生时的电路参数，通过JADE平台仿真了故障自恢复的信息交互过程，验证了本文故障自恢复方案的可行性。该MAS系统基于IEC 61850标准设计，具有完全分布式特性，受ADN设备地理位置布局影响小，可扩展性强，赋予分散的自治区更多自主性和自控性；同时在供电恢复决策过程中考虑了配电网的整体情况，作为传统主站掌握全局信息集中控制方案的有效补充，可缩减故障停电时间，提高维修技术人员工作效率。
附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx）。
摘要：鉴于分布式能源(DER)在电力系统中的渗透率不断上升,可孤岛运行的DER对配电网馈线故障及恢复供电有新的影响,为此提出一种基于IEC 61850的主动配电网(ADN)故障自恢复多代理系统(MAS)。该MAS由部署在馈线分段开关上的领导代理和馈线其他元件上的成员代理组成。重点基于IEC 61850的信息模型研究了自治区域代理之间的功能布局和通信流程,故障区域通过代理之间的通信与协商完成故障定位、隔离和供电恢复。MAS考虑了ADN架构和各区域负荷供电特性,并顾及与IEC 61850在ADN中的兼容性和适用性。仿真结果表明所提MAS满足ADN中各设备之间的互操作性和可配置性,确保ADN供电恢复的可靠性和安全性。
关键词：分布式能源,主动配电网,多代理系统,IEC 61850,供电恢复
配电网故障恢复方法研究 篇2
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.
配电系统恢复 篇3
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.
配电系统恢复 篇4
配电网络通常具有闭环连接、开环运行的特点, 正常运行时, 配电网络中的每个负荷点通过单一的路径与电源相连。当配电网中发生永久性故障时, 通过配网自动化设备的自动装置隔离相应故障, 并通过操作配电网中的线路分段开关及线路间的联络开关恢复非故障点的正常供电, 而分合哪些开关最为合理, 是一个值得研究的问题, 即配电网的故障恢复重构问题。配电网故障恢复重构是一个多目标、多约束、复杂的非线性组合优化问题, 目前在故障恢复研究中, 建立的数学模型中, 主要是从减少线损、开关操作次数、切负荷数最小等为目标, 但是缺乏从供电企业经济性方面的分析。
1 数学模型
1.1 目标函数。考虑配电网的经济性, 配电网故障恢复重构的目标为故障恢复方案的售电量减小最少, 即:
minf (X) =WT (X) +WL (X) +WR (X) (1)
式 (1) 中, WT (X) 、WL (X) 、WR (X) 分别为故障恢复重构方案X的开关操作次数、网损、供电可靠性引起的电量损失。
在故障恢复过程中, 由于开关操作需要时间, 由于开关操作次数增加必将使得负荷恢复供电的时间延长, 由于开关操作次数引起的电量损失可由下式计算:
式 (2) 中, Pi、ti为负荷点i的负荷、停电时间。
配电网的线损直接影响供电企业的经济效益, 在故障恢复重构方案中需要考虑配电网的线损, 其计算公式如下:
式 (3) 中, T为故障恢复方案的运行时间, Rj、Sj、Uj分别为故障恢复方案X所组成配电网中支路j的电阻、流过支路j的负荷容量及支路j的末端电压。
除开关操作次数及线损外, 还应考虑恢复方案的运行可靠性, 故障恢复方案供电可靠性对售电量的影响可用下式计算:
式 (4) 中, ASUI (X) 代表故障恢复方案X所组成配电网的供电可用率, P代表该网络中的总负荷。
1.2 约束条件
1.2.1 节点电压约束。
节点电压约束即配电网中的每个负荷点的运行电压在允许的电压波动范围内, 即
上式 (5) 中, Ui为节点i的电压, Ui·min、Ui·max分别为节点的最小与最大允许运行电压。
1.2.2 支路容量约束。
支路容量约束即流过配电网络中每条支路、开关的负荷电流不大于该支路、开关的最大容许载流量, 用公式表示为:
上式 (6) 中, Ij为流过支路j的负荷电流, Ij·max为支路j的最大载流量, m为配电网络中的支路总数。
1.2.3 配电网的连接性约束。
配电网的连接性约束, 即故障恢复后的配电网中的每一个负荷点与电源点之间有且仅有一条通路。
2 模型求解
2.1 故障恢复重构模型方法。
蚂蚁k根据路径上留下信息素的多少以概率的原则选择下一个路径, 其选择路劲概率计算公司如下:
上式 (7) 中, Pij (t) 为蚂蚁k在t时刻选择路径ij的概率τij (t) 、ηj (t) 分别为支路ij上的信息素、路径信息, 文章中ηij=1/Rij, α、β分别为相应支路上的信息素、路径信息的影响因子。
所有蚂蚁对非故障节点进行一次遍历后, 需对配电网络中的信息素按照下式 (8) 进行更新:
式 (9) 中, △τkij为蚂蚁k在本次遍历中在支路ij上留下的信息素, f (X) k为蚂蚁k本次遍历形成的故障恢复方案的目标函数值, Q为常数, ρ为信息素挥发因子0燮ρ燮1, m为蚂蚁个数。
2.2 故障恢复重构流程。
Step1:参数初始化, 设置迭代次数NC=0, τij (0) =C1, △τkij=0, fmin=C2, 其C2为一较大的数值, 建立tabu表存放蚂蚁走过的非故障节点。Step2:m只蚂蚁从根节点出发, 根据公式 (7) 计算tabu表中未列的路径的选择概率, 根据蚂蚁根据概率的原则选择下一个节点。Step3:循环执行Step2, 直到每只蚂蚁遍历所有非故障节点形成一个配电网的辐射状网络, 应用前推回代法计算每只蚂蚁形成的故障恢复方案形成的配电网络的潮流, 验证该方案是否满足节点电压约束和支路容量约束。Step4:计算本次所有蚂蚁遍历形成的配电网络中, 满足约束条件的故障恢复方案的开关操作次数、供电可靠性、线损, 进而根据公式 (1) 至公式 (4) 计算每个方案的目标函数值f (X) , 若存在f (X) k燮fmin, 则替代原有fmin, 同时记录该方案。Step5:根据公式 (8) 、 (9) 更新网络支路上的信息素。Step6:迭代次数NC=NC+1, 若NC>NCmax则停止, 输出最优方案及其相应目标函数值, 否则清空tabu表, 转Step2进行下一次遍历。
3 实例应用
文章采用IEEE配电系统33节点网络进行实例分析, 配电网络具有33个节点, 37条支路、5个联络开关, 网络首端额定电压为12.66k V, 总负荷5084.26+j2547.32k VA, 其支路阻抗及其节点负荷参数见文献[3]。假设某时刻7-8支路发生永久性故障, 并已通过配网自动化设备将故障隔离, 需恢复节点7-17节点的供电。算例中, 参数取值为:α=5, β=3, m=20, Q=200, ρ=0.2, NCmax=200并假设每台开关操作时间相同均需5min。运用matlab软件编程计算其故障恢复重构最优方案方案为:断开分段开关9-10、14-15、32-33, 合上联络开关21-8、22-12、9-15、18-33。
4 结束语
文章根据电网企业的经营特点, 以配电网的售电量损失最小作为故障恢复重构的目标, 并在目标中考虑故障恢复重构方案的开关操作次数、线损及配电网的供电可靠性, 并以此建立相应的数学模型。根据建立模型的特点, 应用蚁群算法进行求解, 并在matlab软件中编程实现, 最后对实例进行应用。通过实例的应用说明方法的有效性实用性。
参考文献
[1]Miu Karen Nan, Chiang Hsiao-Dong, Yuan Bentao, etal.Fast Service Restoration for Large-Scale Distribution System switch Priority Customers and Constraints.IEEE Trans on Power System s, 1998, 13 (3) .
[2]李海锋, 张尧, 钱国基, 等.配电网故障恢复重构算法研究[J].电力系统自动化, 2001, 25 (4) :34-37.
[3]刘学琴, 崔宝华, 吴耀华, 等.基于蚁群算法的配电网故障恢复重构[J].广东电力, 2009, 22 (3) :15-18.
配电系统恢复 篇5
配电自动化是智能电网的重要组成部分,对于提高供电可靠性、扩大供电能力和实现配电网的高效经济运行具有重要意义[1]。
配电网故障处理是配电自动化的核心内容,它包括:故障定位、故障隔离和健全区域恢复供电,其理论方法已经有大量文献报道。
文献[2]提出了一种配电网故障区段判断的统一矩阵算法,文献[3-4]对其进行了改进。文献[5]提出了一种基于有向图的配电网故障区域判断方法,避免了矩阵相乘和规格化处理。文献[6]提出了一种适用于多电源复杂配电网的故障定位新算法,文献[7]探讨了基于多代理技术的配电网故障处理,文献[8]提出一种基于改进禁忌搜索算法且以甩负荷最小为目标的网络重构算法,并给出了一种开关操作顺序生成方法。文献[9-10]研究了基于遗传算法的配电网故障定位方法,具有一定的容错能力;文献[11-12]研究了基于贝叶斯法的配电自动化系统容错故障定位方法。文献[13]建议采用一种继电保护与配电自动化配合的配电网故障处理策略。文献[14]采用数学优化方法确定恢复供电策略。文献[15]采用启发式方法解决供电优化恢复问题。文献[16-18]采用人工智能算法求解配电网供电恢复方案。
已有文献论述的故障处理策略都是认为故障位置一定在某一个区域的范围内,对于中性点有效接地系统,考虑到一般不会同时发生多个故障(这称为“单一故障假设”),故障位置一般局限在一个区域内。但是,对于中性点非有效接地的配电网,这一认识却不一定成立,这是因为中性点非有效接地配电网当某相在某处发生单相接地后,会导致另外两相对地电压升高(理论上最高可达到额定相电压的1.73倍),严重威胁另外两相的绝缘,有可能随后这两相中的某一相又在其绝缘最薄弱的部位发生单相接地,导致两相接地短路。上述2处接地并不一定发生在同一区域中,甚至有可能在2条馈线之间发生,造成大跨距相间接地短路故障,增加了故障定位与供电恢复的处理难度。
本文讨论了配电网两相接地短路情况下的故障定位与供电恢复策略。
1 配电网两相接地短路故障区域定位
1.1 故障现象
若一个中性点非有效接地的开环运行配电网发生了两相接地短路,其故障现象如下。
1)变电站10kV母线的零序电压超过阈值。
2)对于发生接地的两相,在其接地点上游的开关会经历对应相的故障电流。
3)在发生接地的两相,其接地点上游至少有一台断路器跳闸遮断故障电流。
图1(a)至图1(d)给出了几种典型的两相接地短路情况下的故障现象。假设按照文献[13]的方法配置了继电保护方案,各级保护的整定时间在图中圆括号内标出;故障现象在尖括号内标出。
对于图1(a)的情形,因断路器S1和S2的保护整定时间相同,因此两相接地短路发生后,S1和S2同时跳闸遮断故障电流。
对于图1(b)的情形,因断路器J的保护整定时间比S1和S2短,因此两相接地短路发生后,J跳闸遮断故障电流,而S1和S2维持原状态。
对于图1(c)的情形,因断路器E的保护整定时间比S1短,因此两相接地短路发生后,E跳闸遮断故障电流,而S1维持原状态。
对于图1(d)的情形,两相接地短路发生后,S1跳闸遮断故障电流。
1.2 故障区域定位判据
1)启动条件:对于一个中性点非有效接地的开环运行配电网,若观测到1.1节中的3个现象,则可判定发生了两相接地短路故障,应启动两相接地短路故障区域定位程序。
2)两相接地短路故障区域定位判据:如果一个中性点非有效接地的开环运行配电网发生了x,y(x,y∈{a,b,c})两相接地短路故障,则x相接地发生在以最末一个监测到x相过流的开关为端点的下游区域,y相接地发生在以最末一个监测到y相过流的开关为端点的下游区域。
例如:对于图1(a)的情形,根据开关S1和A经历了a相过流而其他节点未经历a相过流,可以判定a相接地发生在以开关A为端点的下游区域,即由开关A,B,C围成的区域。类似地,根据开关S2,G,K经历了b相过流而其他开关未经历b相过流,可判定b相接地发生在以开关K为端点的下游区域,即由开关K和M围成的区域。
1.3 故障信息采集需求
为了满足1.2节描述的故障区域定位判据的需要,配电自动化系统需要采集下列故障信息。
1)地调自动化系统需向配电自动化系统传送10kV母线零序电压超阈值信息、出线断路器的分相过流信息、保护动作及断路器状态信息。
2)馈线上的馈线终端单元(FTU)、开闭所终端设备(DTU)和故障指示器需向配电自动化系统传送所监测处的分相过电流信息及所监测开关的状态信息。
目前,已建成的配电自动化系统在监测处(终端、故障指示器等)的一次电流互感器和二次电流互感器没有三相都配置,一般只配置了两相;而且终端的过流信息没有分相上报,而是合成为一个过流信息上送。这些问题都会影响两相接地短路故障定位,需要加以完善。
2 配电网两相接地短路故障处理
2.1 两相接地短路故障隔离
在发生了两相接地短路故障后,虽然有断路器跳闸遮断了故障电流,但是一般没有将接地故障隔离在最小范围内,需要由配电自动化主站根据两相接地短路故障的定位结果,采用遥控方式进行故障隔离。
为了隔离一个接地故障区域,只需将作为该区域端点的所有开关分断即可,对于图1(a)的情形,要隔离a相接地区域只需分断开关A,B,C即可。
根据相关规程,对于中性点非有效接地的配电网,允许其在单相接地状态运行一段时间,但是在此期间,另外两相对地电压升高会威胁其绝缘。
因此,在允许单相接地运行时,2处接地区域只需要隔离一个即可,究竟隔离哪一个,则需要选取供电恢复后负荷能够得到最大限度恢复的方案。
对于由于单相接地状态运行过程中,因另一相发生对地绝缘击穿而导致的两相接地短路故障的情形,则不宜再允许单相接地运行,而需要将2处接地区域全部隔离。
2.2 两相接地短路故障的供电恢复策略
两相接地短路故障的供电恢复原则是使受影响的负荷能够最大限度地恢复供电。
2.2.1 不允许单相接地运行的情形
对于不允许单相接地运行的情形,为获取供电恢复策略及开关操作顺序可执行下列步骤。
步骤1:获取当前各个开关所处的状态存入数组W1和W2中,wij=0(i=1,2)表示开关j处于分闸状态,wij=1(i=1,2)表示开关j处于合闸状态。
步骤2:将隔离2处接地区域所对应的开关在W1和W2中对应的状态设置为分闸,并将相应的待分闸开关放入开关操作队列SW中。
步骤3:若有能够由原电源恢复供电的处于失电状态的健全区域,则将对应的开关在W1和W2中的状态设置为合闸,并将相应的待合闸开关按照合闸后恢复负荷量由大到小的顺序放入开关操作队列SW中。
步骤4:若不能由原电源恢复供电的受影响区域与其他馈线间存在联络开关,则将这些联络开关在W2中对应的状态设置为合闸;否则转到步骤8。
步骤5:若目前的运行方式存在闭环,则在环路上选择分闸后不会造成孤岛的开关,将其在W2中对应的状态设置为分闸,直至不存在闭环为止。
步骤6:采用文献[8]的方法,在与两相接地短路故障馈线不能由原电源恢复供电的受影响区域相连的配电子网络中,进行以甩负荷最小为目标的网络重构,并根据结果修改W2中对应的开关状态。
步骤7:根据W1和W2中开关状态的差异,采用文献[8]的方法,生成从当前运行方式过渡到目标方式的开关操作顺序,将排列好的待操作开关按顺序放入开关操作队列SW中。
步骤8:输出开关操作队列SW并退出。
2.2.2允许单相接地运行的情形
对于允许单相接地运行的情形,为获取供电恢复策略可执行下列步骤。
步骤1:获取当前各个开关所处的状态存入数组W1和W2中。如果只存在一个单相接地区域(即2处接地发生在同一个区域中),则处理方法与2.2.1节步骤1完全相同;否则进行下一步。
步骤2:任选一处接地区域,根据步骤1中得到的W1和W2,将隔离该接地区域所对应的开关在W1和W2中对应的状态设置为分闸,并将相应的待分闸开关放入开关操作队列SW1中。
步骤3:执行2.2.1节中的步骤3—步骤7,得出一种供电恢复方案及开关操作顺序,将排列好的待操作开关按顺序放入开关操作队列SW1中,其需要甩去的负荷为L1,电源点的最大载流量为I1。
步骤4:选出另一处接地区域,根据步骤1中得到的W1和W2,将隔离接地区域所对应的开关在W1和W2中对应的状态设置为分闸,并将相应的待分闸开关放入开关操作队列SW2中。
步骤5:执行2.2.1节中的步骤3—步骤7,得出另一种供电恢复方案及开关操作顺序,将排列好的待操作开关按顺序放入开关操作队列SW2中,其需要甩去的负荷为L2,电源点的最大载流量为I2。
步骤6:若L1≠L2,则将甩去负荷少的方案作为最优供电恢复策略,并选择相应的开关操作队列;若L1=L2,则比较I1和I2,将电源点最大载流量较小的方案作为最优供电恢复策略,并选择相应的开关操作队列。
步骤7:输出开关操作队列SW并退出。
3 案例分析
图2所示为一个由3条电缆线路构成的配电网,各开关下方数字表示流过各个开关的负荷(单位均为安培)。设各条馈线的额定容量为300A,变电站出线断路器与环网柜出线断路器的过流保护设置有一级延时级差配合。
3.1 案例1
案例1为如图3所示的两相接地短路故障,不允许单相接地状态运行。
故障发生后,断路器B2立即跳闸遮断故障电流,按照2.2.1节的步骤,配电自动化主站首先获取当前各个开关所处的状态存入数组W1和W2中。
由于不允许单相接地状态运行,需要将另一个接地区域也隔离,因此,将开关A2和A3在W1和W2中的状态设置为分闸,将待分闸开关A2和A3放入开关操作队列SW中。
此时,由于接地区域上游没有失电,因此,没有能够由原电源恢复供电的处于失电状态的健全区域,不需要改变W1和W2中的开关状态。
但是接地区域下游处于失电状态的受影响区域的供电没有恢复,按照2.2.1节的步骤4—步骤7,将与这些区域相连的联络开关A6和A9在W2中的状态设置为合闸,由于存在闭环,选择分闸后不会造成孤岛的开关A9,再将其在W2中的状态设置为分闸,当前由S2和S3供电的馈线即为与两相接地短路故障所涉及的馈线相连的配电子网络。采用文献[8]的方法进行以甩负荷最小为目标的网络重构,得出的负荷分配方案是:将B5下游和B6下游负荷由S3转带,将B3下游负荷由S2转带,这样可以将全部可恢复的受影响负荷恢复供电而不必甩负荷,根据网络重构结果修改W2中对应的开关状态,再根据W1和W2中开关状态的差异,需要改变状态的开关有A4,A6,A9。采用文献[8]的方法生成的开关操作顺序为“控分A4—控合A6—控合A9”,将上述开关操作顺序放入开关操作队列SW中。
因此,配电自动化主站最终的开关操作队列SW为:“控分A2—控分 A3—控分 A4—控合 A6—控合 A9”,最终得到恢复状态下的运行方式如图3所示。
3.2 案例2
案例2为如图4所示的两相接地短路故障,不允许单相接地状态运行。
故障发生后,断路器B2立即跳闸遮断故障电流。由于不允许单相接地状态运行,按照2.2.1节的步骤,得出配电自动化主站的开关操作队列为:“控分A4—控分A5—控合 A6”,可以将全部受影响的健全区域恢复供电而不必甩负荷,最终得到的恢复状态下的运行方式如图4所示。
3.3 案例3
案例3为如图5所示的两相接地短路故障,不允许单相接地状态运行。
故障发生后,断路器S1和S2立即跳闸遮断故障电流。由于不允许单相接地状态运行,按照2.2.1节的步骤,得出配电自动化主站的开关操作队列为:“控分 A2—控分 A3—控分 A10—控分 A11—控合 S2—控合 S1—控分 B3—控合 A6—控分 B10—控分 B12—控合A9”。为了确保S3不过负荷,不得不甩去了B3下游、B10下游、B12下游负荷,最终得到恢复状态下的运行方式如图5所示。
3.4 案例4
案例4为如图6所示的两相接地短路故障,允许单相接地状态运行。
故障发生后,断路器S1和S2立即跳闸遮断故障电流。由于允许单相接地状态运行,按照2.2.2节的步骤获取供电恢复策略。
1)先考查隔离S1上接地区域的方案,得出配电自动化主站的开关操作队列为:“控分A2—控分A3—控合S2—控合S1—控分A4—控合A6—控合A9”,不需要甩负荷,L1=0,电源点的最大载流量I1=295A,最终得到恢复状态下的运行方式如图6(a)所示。
2)再考查隔离S2上接地区域的方案,得出配电自动化主站需要进行的开关操作队列为:“控分 A10—控分 A11—控合 S1—控合 S2—控分 A4—控合 A9—控合 A6”,不需要甩负荷,L2=0,电源点的最大载流量I2=290A,最终得到恢复状态下的运行方式如图6(b)所示。
比较以上2个方案,最终选择隔离S2上接地区域的方案,如图6(b)所示。
4 结论
1)在中性点非有效接地的配电网中发生两相接地短路故障的现象并不罕见,其表现为变电站10kV母线的零序电压超过阈值、各接地相在接地点上游的开关经历相应相过电流、接地点上游至少有一台断路器跳闸遮断故障电流。
2)中性点非有效接地的开环运行配电网x,y(x,y∈{a,b,c})两相接地短路故障定位判据为:x相接地发生在以最末一个监测到x相过流的开关为端点的下游区域;y相接地发生在以最末一个监测到y相过流的开关为端点的下游区域。
3)为了实现两相接地短路故障定位,需要对三相过流信息分别采集和上报。
4)两相接地短路故障隔离和供电恢复原则是使受影响的负荷能够最大限度地恢复供电,针对不允许单相接地运行和允许单相接地运行2种情形的处理策略有所区别。
摘要：为了解决配电网两相接地短路故障处理问题,对两相接地短路故障现象进行了分析,提出了一种基于接地相过流信息连贯性的接地故障区域定位判据,指出了为实现两相接地短路故障区域定位,需要对三相过流信息分别采集和上报。以使受影响的负荷能够最大限度地恢复供电为原则,针对不允许单相接地运行和允许单相接地运行2种情形,分别给出了两相接地短路故障隔离和供电恢复策略的生成方法。结合典型案例对所提出的方法进行了说明,案例分析结果表明所提出的方法可以准确定位和隔离接地故障区域,可以使受影响的负荷最大限度地恢复供电。
配电系统恢复 篇6
智能电网是我国电网未来发展方式, 其中, 具有清洁、环保、高效等特质的分布式发电 (Distributed Generation, DG) 技术近年来快速发展, 在配电网中占据着不可或缺的地位。大量DG接人, 将会改变配电网原有潮流大小、方向以及电压分布状况。因此, 配电网发生故障时, 很可能使得原有配电系统的故障定位以及重合闸失败, 从而给配电网故障处理带来新的问题。
文献[1,2]研究了分布式电源的接入对配电网电压分布以及网络损耗方面的影响;文献[3,4]研究了分布式电源接入放射状配电网对配电网电能质量以及继电保护的影响;文献[5]研究了分析了分布式电源接入配电网对其谐波特性的影响;文献[6]提出了一种利用重合闸与分布式电源脱网特性协调配合的改进故障处理策略;文献[7]考虑了重合闸延时时间, 提出利用重合闸过程中再次经历的故障电流信息进行故障定位的方案;文献[8]提出一种不借助电压信息进行故障定位的方案, 通过对馈线首端到DG接入点之间的限时电流速断保护和DG接入点到馈线末端之间的定时限过电流保护的动作信息进行分析, 实现对故障的准确定位。本文将通过对分布式电源接入对配电网电能质量、功率损耗和继电保护等方面产生影响展开分析, 着重探讨了分布式电源的故障处理与恢复问题。
1分布式电源接入配电网影响
1.1 电能质量
DG并网后, 改变了原配电网的潮流分布, 从而影响了各节点的电压分布。各节点电压分布与电源接入点和接入容量有关。研究表明, 在不改变DG接入点情况下, DG总出力越大, 对系统电压的支撑能力越强;总出力相同的DG, 分散接入在不同节点比全部接入某个节点对电压的支撑能力要高;在DG出力不变的情况下, 接入点越靠近变电站母线, 对系统电压分布的影响越小。
1.2 谐波
分布式发电并网后, 将对线路上谐波电压和谐波电流的分布产生影响。研究表明, 在不改变DG接入位置的情况下, DG总出力越大, 则线路沿线各节点电压谐波总畸变率越大;在不改变DG总出力的情况下, 接入点越靠近变电站母线, 对系统谐波分布的影响就越小。
1.3 配电网损耗
DG的接入改变了原配电网的潮流分布和电压水平, 因此也影响了整个配电网的网损。网损的改变与DG接入的位置和容量有关, 也与配电网本身的网络拓扑结构有关, 在DG合理接入的情况下可以减少配电网网损。
1.4 系统保护
DG接入配电网后, 线路从单一电源变成多电源结构, 从而改变了故障情况下短路电流的方向和大小, 进而影响了线路继电保护的保护范围和动作配合。研究表明, 当接入点在故障点上游时, 会导致本线路保护的灵敏度降低, 甚至发生拒动;当接入点所在线路的相邻线路发生故障时, 有可能导致本线路保护误动。因此, 在考虑DG对继电保护的影响时, 往往需要对接入配电网的DG容量进行限制或者对原先保护加装方向性元件。
2 分布式电源的故障处理
在配电网的故障中, 大部分是瞬时性故障。在瞬时性故障情况下, 为快速恢复供电, 变电站出线开关处一般配置重合闸功能。并非所有故障均为瞬时性故障, 当配电网发生永久性故障, 会发生重合闸失败, 线路及各开关会流经一次故障电流。DG需要及时从电网切除, 使得故障电流不对DG造成影响, 因此配电自动化系统可基于现有的针对单电源辐射状配电网的故障定位规则, 利用重合闸过程中经历的故障电流信息直接进行故障定位, 主站根据各个配电自动化终端上报的故障电流信息, 若某个开关及其上游的开关均流过了故障电流信息, 而其下游的开关未流过故障电流信息, 则判定故障发生在该开关与其下游邻近开关所围成的区域内, 遥控相应开关分闸隔离故障区域, 之后再遥控变电站出线开关和联络开关合闸恢复健全区域的供电[7]。图1 和图2 分别为含DG配电网的瞬时故障和永久故障的处理过程。
对于图1 (a) 所示的含DG的配电网, 设置变电站出线开关S1、S2 的重合闸延时时间为2.5s, 设置DG反孤岛保护动作时间2.3s, 其在发生瞬时性故障和永久性故障情况下的故障处理过程分别如下:
(1) 假设A2-A3 之间馈线段发生瞬时性故障, 首先变电站出线开关S1 跳闸切断故障电流, 如图1 (b) 向所示, 之后DG所配置的反孤岛保护动作在2.3s内将DG从电网切除, 如图1 (c) 所示, 之后在2.5s时变电站出线开关S1 重合, 由于重合时DG已从电网脱离, 因此重合成功, 完成瞬时性故障的处理, 如图1 (d) 所示。
(2) 假设A2-A3 之间馈线段发生永久性故障, 首先变电站出线开关S1 跳闸切断故障电流, 如图1 (b) 所示, 之后DG所配置的反孤岛保护动作在2.3s内将DG从电网切除, 如图1 (c) 所示, 之后在2.5s时变电站出线开关S1 重合, 由于重合到永久性故障, 变电站出线开关S1 再次跳闸, 如图2 (a) 所示, 但由于此时DG已经从电网切除, 因此重合闸过程中各个开关经历的故障电流不受DG的影响, 主站直接根据重合闸过程中的故障电流信息判断出故障发生在A2-A3 之间的区域, 遥控负荷开关A2 和A3 分闸以隔离故障区域, 如图2 (b) 所示, 再遥控S1 和A5 合闸以恢复健全区域供电, 得到最终的故障处理结果如图2 (c) 所示。
3 故障恢复策略
3.1 故障发生后DG分类
(1) 根据能否作为备用电源分类
根据故障发生后DG能否作为系统的备用电源可分为BDG (Black-Start DG) 与NBDG (Non Black-Start DG) 。
※ BDG包括联合发电机组、无源逆变器及他励型发电机组等, 此外, 带有储能装置的风能发电及太阳能发电也可归入BDG。这类DG可以作为系统的备用电源;
※ NBDG包括自励型发电机组以及未配备储能装置的风能发电及太阳能发电等。该类DG不能作为系统的备用电源。
(2) 根据与公共电网的连接状况
根据故障发生后DG与公共电网的连接状况可分为SDG (Survived DG) 和NSDG (Non-Survived DG) 。
※SDG是故障发生后仍与公共电网保持并网运行的DG;
※NSDG是在故障发生后与公共电网分离的DG。
3.2 含DG的配电网故障恢复
在制定配电网故障恢复策略之前, 首先给出如下假定条件:
(1) 配电网的自动化水平较高, 可实现远程控制, 并能自动完成故障检测与隔离操作;
(2) 所有DG均可控, 且其操作状态可实时监测。
4 结语
本文首先介绍了分布式接入配电网, 在电能质量、谐波、配电网损耗及继电保护等方面的影响。并针对于架空线路发生瞬时性故障和永久性故障的情况, 分析DG应及时从电网断开, 恢复非故障区域供电, 同时根据DG是否作为备用电源, 制定相应故障恢复策略。
摘要：分布式电源接入配电网后, 改变了原配电网的潮流分布, 导致配电网的故障电流难以预测, 使得配电网继电保护受到严重影响, 甚至是完全失效。针对此问题, 本文分析了当含分布式电源的系统发生永久性故障且重合闸失败后的故障处理方案。并根据单辐射电网的故障恢复策略, 恢复健全区域供电。
关键词：分布式发电,故障处理,重合闸,故障恢复,配电网
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配电系统恢复 篇7
配电网日趋庞大和复杂是现代社会电气化发展的要求,也是电网发展的必然结果。配电网故障恢复作为配电自动化的一个主要方面,一直引领国内外的研究热潮。随着智能电网的提出,配电网故障恢复又面临着新的机遇和挑战。
目前,国内外学者已经将多种优化算法引入到配电网故障恢复课题当中,文献[1]提出一种基于树型结构的配电网故障恢复算法,该算法用树型结构表示配电网,并对其分层,降低了求解的复杂度。文献[2]提出一种简单实用的配电网故障恢复算法,该算法采用有功负荷作为制定初始恢复方案的依据,简化了分析过程,降低了问题复杂度。文献[3]对配电网拓扑结构模型进行简化,利用改进的二进制粒子群优化算法有效地解决了负荷均衡化的问题,但计算速度有待提高。文献[4]提出一种模糊遗传算法,对交叉率和变异率进行模糊控制,有效地提高了收敛速度,避免了不成熟收敛。文献[5]在确定目标函数时引入了层次分析法求解各指标的权重值,并采用改进的二进制粒子群算法求解故障恢复问题。文献[6]把包括全系统控制协调代理(CAG)、微网控制代理(MGAG)、分布式电源代理(DGAG)以及母线代理(BAG),组成了多代理系统,对配网故障后快速恢复供电,该方法通过对分布式电源的集中控制较大改善了供电的可靠性。文献[7]分析了负荷与配电网网损的关系,基于此给出了一种配电网重构的算法。文献[8]提出基于人工免疫思想的蚁群算法求解配电网重构问题等。
近年来,多代理以其强大的自主性、社会性和协作性在智能优化问题上发挥了巨大的优势,涉及的领域包括规划、控制、网络重构和故障恢复等方面[9,10,11]。
本质上说,配电网故障恢复问题是一个多目标、非线性、多约束的组合优化问题,配电网日趋庞大,在优化过程中必然要遇到“维数灾”的问题,使得优化过程缓慢、效率低下;同时,在处理各个目标函数关系时,研究人员往往采用加权的形式将多目标优化转化成单目标优化问题,造成目标函数权重人为经验化,优化结果单一。
针对上述两个问题,本文在分布估计算法的基础上,结合多代理理论,提出一种多Agent演化算法,解决配电网故障后网络恢复问题,从本质上实现多目标配电网故障恢复,提高恢复速度,综合考虑配电网经济性和安全性两方面指标,为调度人员提供合理的恢复策略。
1 配电网故障恢复模型的建立
1.1 目标函数
1)重要负荷优先恢复f1
式中:C为重要负荷节点集合;Li为节点i的负荷;ki为节点i的状态,1为带电,0为失电。
2)尽可能多的恢复失电负荷f2
式中:M为非故障失电区域节点集合;λi为节点状态,1为带电,0为失电。
3)配电网运行均衡度尽可能高f3
式中:Hi、Hk为线路负载率;E为配电网运行均衡度。
4)网络损耗尽可能低f4
式中:N为网络支路集合;Ii、Ri分别为支路i的电流和电阻。
1.2 相关指标定义
配网故障恢复后,网络运行是否安全是一个值得研究的问题。为此,本文结合负载率,提出配电网运行均衡度这一配电网安全运行指标。
线路负载率函数表达为
式中:Hi为线路负载率;SLi和SLN,i分别为支路i的实际功率和容量。
定义配电网运行均衡度E为
配电网运行均衡度E反映了电网运行的线路潮流是否均衡。在同一负荷水平下,E的数值越小,电网的各线路潮流越平均,电网的运行安全性越高。相对于线路负载率等常见的系统安全运行指标,配电网运行均衡度反映的是电网潮流运行的综合水平,具有全局性的特点。
1.3 约束条件
以上目标函数必须在满足下列约束条件下才能实现。
1)辐射状运行的网络约束(不含分布式电源)
式中:gk为当前网络结构;Gk为所有允许的辐射状网络集合。
2)线路容量约束
式中,Si和Si,max分别为支路j的视在功率和容量。
3)节点电压约束
式中,Uimin、Uimax分别代表节点电压上下限。
2 多Agent演化算法的原理
2.1 代理的设置与协调机制设计
代理自身具有高度的自主性、交互性和可通信性,代理在感受外界环境变化,适应环境并完成自身任务的同时,彼此间还可以实时通信。
(1)选取每一个目标函数作为一个代理,代理的个数按照目标函数个数来确定,目标函数f1(x),f2(x),,fn(x)分别各自对应代理A1,A2,,nA,每一个代理iA拥有各自的进化群体,各个代理(AG)自身进化采用分布估计算法(EDAs)[12,13],解群体按照自己的评价函数朝着最优方向演化,并在一定周期内,把各自最优解的概率分布发送给协调代理(CAG)。
(2)设置一个协调代理(CAG),在演化过程中起到控制和协调的作用。协调代理作为中间代理,对演化方向起到控制作用。协调代理收集到代理iA发送过来的最优解概率分布,进行概率合成后再把合成概率分布发送给各个代理iA,作为代理iA产生下一代的依据,部分或全部代替父代解群体,迭代演化。
(3)协调机制设计:代理AG1~AG4分别计算得到优良解概率分布P1~P4后,将信息发送给协调代理(CAG),通过CAG将P1~P4整合计算得到P,而后再将平均概率分布P发回各代理AG1~AG4,作为各代理产生下一代解种群的依据,如此循环往复协调,直至满足收敛条件。代理间协调过程如图1所示,图中P1~P4为各目标函数代理优良解的概率分布,P为合成概率分布。
在求解多目标优化问题时,多代理演化算法具有收敛迅速,效率高等特点。将目标分派给多个Agent执行,实现了求解过程的分布化;运用Agent之间的通信,保证了演化目标的一致性;同时用优良解的概率分布估算替代传统的遗传算法的生成子代的方法,强化了演化算法的方向性。
2.2 优化步骤和流程图
1)初始化解种群,G=(X1,X2,X3,,Xi),Xi=(x1,x2,x3,,xn),n代表开关数,n=37,代表种群大小,i=30,每个代理人按照文献[12]中的避圈法生成初始解,提高可行解的概率,置t=0,k=0。
2)各代理采用广度优先搜索法进行拓扑分析,进行潮流计算,潮流计算方法选取前推回代法。
3)计算各解的适应值并按从低到高的顺序排序。
4)排序完成后,按比例s=40%,各个代理取出优良解,并计算得出概率分布,t=t+1,k=k+1。
5)判断k是否达到通信条件,如果k=K,执行步骤6),否则执行步骤7)。
6)代理把各自优良解的概率分布发送给协调代理(CAG),CAG根据自身准则合成新的概率分布P,然后再发送给各个代理。
7)各个代理自身进化,判断是否达到传输条件。
8)判断是否跳出循环,是则转入步骤9),否则回到步骤1)。
9)运行结束,输出结果。
3 基于多Agent演化算法的多目标配电网故障恢复
以某地区实际配电系统对该算法仿真,如图3所示,其中,节点36、23、22、7、41为电源点,负荷点110、111、121、122、135、144、127为重要负荷,其他负荷点为普通负荷。正常运行时,0、4、12、15、24开关断开,其他开关闭合。严格的网络参数参见文献[13]。假设支路26-44某处发生故障,立即断开26、44隔离故障区域,则负荷109、110、111、112失去电力供应。
3.1 设置基本参数
种群规模取30,优良解的选择概率取40%,各代理自身迭代K(K取3)次向协调代理发送优良解概率分布P1=(p1,p2,…,pn),P2=(p1,p2,…,pn),P3=(p1,p2,…,pn),P4=(p1,p2,…,pn),(n=1,2,…37),协调代理将接收到的信息整合(这里对各代理的最优解的概率分布取平均),随后将新的优良解的概率分布P=(p1,p2,…,pn)发送给各个代理,作为产生下一代的依据。
3.2 仿真结果分析
算法程序运行30次,在40代左右收敛到Pareto前沿,最优解如表1。
从表1中可以看出,26-44支路发生故障后,对非故障停电区域恢复供电,解集当中的三个方案均能满足重要负荷的优先恢复,并且能恢复所有失电负荷。
从图4、图5中我们可以看出,根据开关状态的不同网损值减小,配电网运行均衡度E值也呈下降趋势。综合分析电网运行均衡度和网损的内在联系,从Pareto前沿选取7组非劣解分析,对E值取倒数作为横坐标,网损值作为纵坐标,如图6所示。
从图6中可以看出,配电网运行均衡度不同,网损值有所不同。网络运行越均衡安全性就越高,网损也越小,由此可知,配电网运行均衡化可以均衡电网潮流、提高供电安全性、降低网络损耗。
分析图6中两适应值对应关系,不难发现,调度员在选取恢复策略上更加灵活,假设某一策略由于特殊原因未能成功恢复供电,立刻可以提取后备恢复方案应急。此种方法不仅为调度员提供了更加贴近实际的多种恢复策略,同时在选取恢复策略上,考虑的比较全面,直观。
4 结论