区域配电网论文（通用11篇）
区域配电网论文 篇1
随着配电网络规划优化方法不断发展,将建设投资费用和年网损费用同时作为多目标函数,求得综合考虑成本最低的经济方案,并在优化模型和解算方法中取得了阶段性的成果[1,2,3,4]。但对于属于农网的城镇配电网由于供电半径短、用电负荷不均衡,直接采用城市大规模优化方法,按电压等级选择同一截面的导线既不合理,也不经济;另外基本算法还存在编码冗余,静态罚函数处理约束稳定性不强以及自识别寻优运算差等问题[5,6],为此本文利用经济电流密度概念、多目标规划理论和遗传算法,研究实数编码并行优化、动态罚函数约束、配电网路径与潮流自识别解码等方法,提出了配电网络多目标经济性优化模型及其算法,确保可行解搜索方向,提高布线效率,实现配电网待建规划线路长度和导线截面策略因子并行优化的最小投资方案,并以杨凌镇10 kV配电网算例证实其可行性和有效性,以期为城镇中压配电网优化决策系统提供技术支持。
1 配电网多目标经济性优化模型的建立
在建设投资方面,大多只计入线路长度的经济性,虽然在线路网损中间接表现了线路截面,但不够准确全面[7,8]。因此,考虑到按经济电流密度所选线路截面对小区域面积配电网规划投资建设的影响,在投资费用目标函数中计入经济电流密度截面相关的策略因子,克服传统的按电压等级选择同一截面导线的缺点;配电网运行费用和网损费用一般以年网损费用最小为目标[1],主要计入与供电线路长度和导线截面有关的有功损耗费用[9]。为了简化起见,不比较供电线路无功损耗费用。
以供应方计入导线截面策略因子的最小投资费用和年网损费用为目标函数,建立多目标优化模型如下:
式中:目标函数F1代表计入导线截面策略因子投资费用;目标函数F2代表年网损费用;N为可供选择的线路总数;zj是线路j的取舍标志,zj=1或0;cj为待建线路每公里的投资费用;xj为第j待建线路的回路数;lj为第j条待建线路的长度;Aj为待建线路j馈线截面的策略因子,能反映导线型号和规格,以及经济电流密度综合经济性能的比例因子;Sej、SJj分别为第j待建线路按额定工况下标准规格和型号所选的导线标称截面积和按导线经济电流密度所选的导线截面积;Pji为正常运行时待建线路j向第i个负荷节点供电的功率,且Pij=f(lj);Ue为额定电压;J为经济电流密度;cosφ为送电功率因数;Ap(n,r)为资金收回系数;i为资金贴现率,n为贴现年限;T为年网损小时数或最大负荷利用小时数;β为当前的电能单位电价;Rj为第j条线路电阻,且Rj=f(lj,Sej)。
需要满足的约束条件如下:
式中:Pjimax为通过第j条线路向第i个负荷节点供电的最大允许功率;Vimax、Vimin分别为负荷节点电压最大、最小限值;qi为第i个负荷节点的负荷量;Pik为由第i个负荷节点供电的第k条线路的功率;M为由第i负荷节点供电数;网络连通性原则:遵循城镇配电网常用的手拉手环网结构开环运行方式,使每个用电节点必须与电源点有一个通路,不能有孤岛和环路。在正常开环运行时,每个负荷节点必须且只能有一个供电节点供电。
2 配电网多目标经济性优化算法的研究
本文主要依据辐射状接线方式,着重研究拓扑约束有向图、实数编码并行优化、动态罚函数约束、配电网路径与潮流自识别解码、遗传算子自适应调整等方法,确保可行解搜索方向,获得多目标经济性优化算法的全局满意解。
2.1 构造配电网拓扑约束有向图
配电网络的拓扑约束图处理方法[10]:
(1)辐射状配电网的节点为拓扑图的顶点。
(2)各节点之间可待选布置的线路抽象为拓扑图的边。
(3)线路潮流方向抽象为拓扑图边的方向。
(4)电量由电源向多个负荷点供电,只存在分流,不存在汇流。
例如某规划区内的有一个电源和9个负荷点,如图1(a)所示。将电源和负荷点作为节点;节点之间待选线路按潮流方向构造为边;电源向负荷供电时,只有分流,没有汇流,构造拓扑有向图[见图1(b)],并在图中各条边上标注供电线路初始编码0、1、2等。例如有3条线路分别给节点5供电。选编码0表示由电源点0给节点5供电,选编码1表示由节点6给节点5供电,选编码2表示由节点2给节点5供电。
2.2 考虑最小投资费用和年网损费用的经济性模型计算方法
本文从供电节点出发,以线路长度和导线截面策略因子作为决策变量,采用遗传算法实数编码方法[11,12]以及计算网络功率、电压的约束方法,将供电节点矩阵转换为供电路径自识别方式,实现配电网规划最小投资费用的优化。
(1)遗传算法的实数编码并行优化。
根据拓扑有向图,对线路长度和导线截面策略因子进行并行实数编码优化。编码分2段,前半段编码为供电线路编号,后半段编码为导线截面策略因子编号;编码长度分别取为用电节点个数。以图1为例,取供电线路初始编码{0,1,2,…… },如第5位基因可选用0、1、2这3个整数表示。后半段的导线截面策略因子按递增方式排列编码,并与导线标称截面相对应,以方便导线截面的选择和换算,编码方式如图2所示。
若选取导线标称截面25、35、50、70、95、120、150、185和240 mm2等多个规格,遗传算法的实数编码并行优化结果为[0,0,0,0,2,0,1,0,2,7,9,6,2,4,2,1,4,2],其中前半段编码[0,0,0,0,2,0,1,0,2]反映图3中的优化线路供电状况,后半段编码[1,2,4,6,7,9]反映依据导线截面策略因子所选的相应的导线标称截面。
注:[7,158]分别为导线截面策略因子实数编码值和所选截面,mm2;0为供电线路实数编码值。
(2)遗传算法适应度函数的选择和确立。
用遗传算法求解优化问题时,通过计算搜空间的每个染色体的适应度函数值,对遗传操作的适应度函数大小作出个体评价,故其函数构造的合理与否直接影响算法的收敛性和计算速度。为了保证适应性好的个体有更多机会将优良特性遗传于后代,需要把优化问题的目标函数转化为适应度函数。
为了克服静态罚函数处理约束条件时,稳定性和鲁棒性不强,各约束量纲难以统一的缺点。本文引用退火算法中的动态罚因子构建罚函数,保证可行解的搜索方向,获得全局满意解。其适应度函数表达式为:
式中:Ffit为适应度函数;F1为投资费用的目标函数;F2为年网损费用的目标函数;G为不等式约束条件个数;σk为退火算法中的动态罚因子,定义为σk=1/Hp,Hp+1=α Hp,α∈[0,1],σk随着进化代数的增加,Hp逐渐下降,σk逐渐增大(由进化总代数控制,防止无限增大),使优化个体的解群趋于可行域;qP、qV为功率和电压约束惩罚因子;ΨPj、ΨVj为功率和电压约束的罚函数。
(3)基于遗传运算电网路径与潮流的自识别解码方法。
本文通过构造用电矩阵和其对应的供电矩阵,以及各支路的初始功率,使运算程序自动从电源点出发,按照供电路径寻优过程,把供、用电矩阵从元素有最多(总支路数)的矩阵逐渐化简为空矩阵,最终获得最佳供电路径方式。以图1的优化结果为例,自识别供电路径寻优过程见图4。
潮流功率的推求是从末级节点用电负荷出发,构造新的功率传递矩阵;按照供电路径寻优的逆序过程,逐一计算各支路的功率矩阵,获得各节点实际功率,潮流功率推求过程见图5。潮流电压的计算与功率推求相反,从配电网的电源点出发,逐级简化,求得各节点的电压值。
(4)遗传算子的自适应调整。
本文采用遗传算法中最常用的轮盘赌法,单点交叉方式和概率变异法进行选择、交叉和变异算子操作。为了放宽优化解的可行域,个体选择以0.5 N为界,使适应值和平均适应值成比例增长。选取的选择概率Psi表示为:
注:q0,q1,q2,q3,q4,q5,q6,q7,q8,q9为功率推求前的各节点功率;q′0,q′1,q′2,q′3,q′5为功率推求后的功率叠加节点功率。
式中:fi为第i个染色体个体的适应值;i为染色体序号; N为染色体群体个体规模;n为在群体中适应值大于平均适应值的个体数。
为了降低工程设计的难度,提高遗传算法的收敛速度,本文引用自适应遗传算法,按个体适应度大小和群体的分散程度自行调节交叉、变异概率。其自适应调节方式如下:
式中:Pc表示交叉概率;Pm表示变异概率;fmax表示种群的最大适应度;
3 配电网络多目标经济性优化模型计算流程
配电网络多目标经济性优化模型计算流程如图6所示。
4 算例的计算与分析
陕西省杨陵区新桥变电站10 kV配电网待建区域约占60万m2,包含9个用电负荷点。依据拓扑约束有向图处理方法,设定10个节点,其分布状况见图7。其节点的用电负荷分配和节点间初选线路长度见表1和表2。
线路经济电流密度按最大负荷利用小时数为大于2 000 h/a选取,资金贴现率取为7%,贴现年限为20 a。采用XPLE系列产品,选取其标称截面为25、35、50、70、95、120、150、185、240、300、400、500、630、800、1 000 mm2等。
在优化中选取种群规模N = 50,交叉概率最大、最小值取为Pcmax=0.95,Pcmin=0.50,变异概率最大、最小值取为Pmmax=0.1,Pmmin=0.001。单位建设投资成本选取为100万元/km,功率基准值SB=100 MVA,当前单位电价取为0.5元/kWh,最大、最小交叉概率取值为Pcmax=0.90,Pcmin= 0.60,最大、最小变异概率取值为Pmmax=0.1,Pmmin= 0.000 5。为验证本次优化的有效性和可行性,在此选取3个较为接近多目标优化方案,并与单目标优化方案进行对比,结果见表3。
由结果看出,随着选取种群数目的增多,综合费用逐渐趋向于1 200万元左右。而采用单目标优化方案时,投资费用相对比3个多目标优化方案的建设投资费用都小,但由于没有同时考虑年网损费用的优化问题,其综合费用比3个多目标优化方案的多,导致单目标优化方案的综合费用要高于多目标优化方案的结果。所以单目标优化方案往往不是最优选择方式。由于采用了导线截面策略因子的并行优化方法,按输送功率大小和经济电流密度选择导线截面,克服了传统的按电压等级同一选择导线截面的缺点,大幅度地降低了配电网总投资。多目标经济性优化接线如图8所示。
5 结 论
本文提出了配电网多目标经济性优化的数学模型及其算法具有如下特点。
(1)分析了经济电流密度与导线截面之间的关系,提出了计入导线截面策略因子的最小投资费用的目标函数。考虑到运行当中无功损耗年网损费用的影响甚少,仅建立有功损耗的最小年网损费用目标函数,以简化计算。
(2)采用遗传算法实数编码方式,以及计算网络功率、电压的约束方法,将供电节点矩阵转换为遗传运算电网路径与潮流的自识别解码方法。从辐射状接线的供电节点出发,实现配电网待建规划线路长度和导线截面策略因子并行优化。
(3)引用退火算法中的动态罚因子构建罚函数,提高解的搜索精度,保证可行解的搜索方向;实现遗传算子的自适应调整,避免优化解过早地收敛或出现局部最优等现象。
参考文献
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区域配电网论文 篇2
随着国民经济的飞速发展，电网为地区经济社会发展做出巨大贡献的同时，也暴露出供电能力不足、网架结构薄弱、可靠性有待提高、电网建设难度大等突出问题，对城市配电网进行科学合理的规划，以保证电网改造建设的合理性和电网运行的安全性和经济性，保证供电质量，是供电企业的重要职责。
配电网规划主要采用科学的方法确定规划区何时何地新建或改造电力设施，使得未来的电网能够满足：（1）符合的发展和各种电网技术的要求，安全可靠地为客户提供所需质量的电能；（2）能够满足城市建设规划的要求；（3）满足环保、美观等其他公众要求。在满足以上约束的基础上为企业谋求最大的经济效益和社会效益。
配电网的规划、改造重点是完善网架结构，并消除设备设施安全隐患，改造应从系统整体出发，综合考虑供电可靠性、电能质量、短路容量、保护配合、无功补偿及经济运行等因素，最大限度地解决实际运行中的问题。
城市配电网应有明确的目标网架，目标网架应结构坚强、经济可靠、合理简洁、行灵活，现状网架应按目标网架的要求进行改造。根据市中心区、市区等不同区域的负荷类型、预计负荷水平、供电可靠性要求和上级电网状况，合理选择适合本地区特点的10kV 配电网目标网架。
10kV 配电网目标网架应满足下列要求：
（1）接线规范合理、运行灵活，具备充足的供电能力、较强的负荷转供能力、以及对上级电网有一定的支撑能力；（2）能够适应各类用电负荷、分布式电源、电动汽车充电设施等新能源的增长与发展，适应负荷接入与业务扩充；（3）设备设施选型、安装安全可靠，具备较强的防护性能，有一定的抵御事故和自然灾害的能力；（4）线路设施及其结构便于开展带电作业；（5）保护配置、保护级数合理可靠；应根据城市发展规划和电网规划，结合分区具体地块的饱和负荷预测结果，预留目标网架的线路走廊路径及通道，以满足预期供电容量的增长。配电网规划的意义：(1)通过配电网的优化规划，可以降低系统的网络损耗，改善电网运行的经济效益；（2）科学合理地确定变电站容量和位置划分变电站供电范围，减少系统跨区交叉供电，有助于提高系统管理和运行效率；（3）配电网络的优化规划，可以大大提高系统的供电可靠性；（4）配电系统的优化规划是提高系统投资效益的最有效途径；（5）配电网络结构的合理性直接影响配电自动化设施的投资效益，配电系统规划是配电自动化实施的基础。规划人员的主要工作：
1、规划基础资料的收集和管理（日常工作）
规划人员与运行班组和专责加强沟通协调，收集运行需求，和线路基础资料(线路基础台账表、线路历年负荷数据表、电缆走向图、一次接线图)，为规划工作的开展提供第一手的资料。同时对线路走廊和通道情况进行常态化监控，掌握线路走廊和通道的使用情况，完善和更新地理接线图。根据地区经济的发展预测负荷发展趋势。针对各个地区的用电特性，组织开展配变台区典型日负荷实测工作，了解重点大用户和典型居民小区用电负荷特性，核实台区过载和低电压情况。
2、围绕优化配网结构和满足运行需求开展规划立项和项目优选排序工作 规划人员通过收集的第一手运行资料，进行重载、轻载线路分析，并形成分析报告，结合新投运的变电站及区域经济发展情况，针对当前存在的问题，召集相关部门、运行人员进行讨论，按照三个目标确定规划方案：一是优化配电网结构，二是平衡重载、轻载线路负荷（即解决正常运行方式下线路重载过载，异常运行方式下重载过载问题，重载过载线路与轻载线路负荷割接调整），三是对线路故障超过3次以上或运行状况恶劣的线路进行改造，对老旧线路及设备综合整治。根据线路问题的轻重缓急和变电站及相关工程的建设时序开展项目优选排序工作，并编制规划项目说明书。
3、按照省公司对城网项目投资的要求，以配电网运行单位在日常积累的丰富实践经验作为项目支撑依据，为项目立项的必要性提供充分的数据和图片等证据，确保90%以上的需求得到了省公司评审通过。（城网建设资金来源）
4、项目分包、可研编制及设计出图
根据项目的内容、地域和线路互联情况，对评审通过的项目进行分包。根据市局统一部署，配合设计单位开展项目的设计查勘工作（设计交底）。联合运行班组对项目涉及到的架空线路走向、电缆路径及通道情况、环网柜位置及间隔剩余情况、配变台区等逐点、逐线进行确认，涉及方案调整的项目，与运行、设计人员沟通、讨论，并提出优化方案。
5、主动作为，积极跟踪协调规划项目实施进度
城网项目实施周期较长，城网项目从规划到项目落地实施周期为1年左右（七个步骤：规划评估-项目优先排序-省公司审核立项-项目可研编制-设计查勘出图-施工招标-项目施工），项目实施过程中的可研、设计阶段是项目的第一个阶段，可研设计工作启动的时间及可研设计质量的好坏，直接影响到城网项目及时性、合理性、经济性、可实施性等等。设计的滞后影响工程项目的按时开展，从而使得项目的后续工作随之延后，无法在规定的时间内取得工程实效。需要规划人员主动作为，积极跟踪协调规划项目实施进度，确保各类项目的规划、可研、建设的一致性，保证项目建设的事实效果与规划目的一致。对运行的要求：
1、资料及时准确（补点需求 低压图纸 线路及设备台账、运行情况、故障分析报告及照片）
2、规范上报数据格式
规划表格内容繁复，填报内容各有需求，搜集表格内容，转换填报格式等耗费大量的人力物力，重复劳动量大。3、4、5、一次图的完善、图纸异动规划人员是否可以参与审核 电缆通道图的完善和更新
用户接入规划与总体网架结构规划冲突。
用户项目是长沙电网建设的主要投资来源之一，应该要服务长沙配电大局，但实际上用户项目存在主要以下问题：一是用户项目外线工程部分线路走向设计不合理，但设计单位是以用户规划方案为准，线路走向设计不能做修改，如修改线路走向需重新调整规划方案并重新走流程来实现；二是公专结合项目用户配变设计不合理，部分用户配变容量设计按照设计手册生搬硬套，配变容量配置不合理，采用800kVA以上大容量配变较多，小户型公寓楼、结构可改变的商住楼等建筑用途不限于居住的建筑物的配变容量配置较小，用户同时率系数取值不合理，造成后期配变过载，设备投运后运维过程中又因公用配电间空间不够造成增容困难。
区域配电网论文 篇3
关键词：配电网；自动化系统建设；运行维护模式
前言
经济建设的电力能源需求量十分庞大，稳定是社会经济发展对于电力供应的最基本要求。当前，在我国正大幅度进行的电网改造中，自动化技术大量应用，对于提高电网运行效益起到了十分重要的积极作用。配电网自动化系统建设以自动化技术的合理应用为基础[1]，但是，当前自动化技术使用方面还存在一些问题，要想建设配电网自动化系统，就要首先妥善处理这些问题。
一、配电网自动化技术现状分析
1.重功能、轻实用
当前，比较突出的问题是只关注配电网的功能，对其实用性通常没有给予重视。这样做的后果就是配电网与现实脱节，对其长远发展不利，对后期进行的自动化系统建设与运维也产生了一定的限制作用。
2.没有得到应有的重视
在很长一段时期内，配电网自动化系统均处于被忽视的局面，通常表现在资金投入少、设备和设施跟不上等方面。设施落后会影响到配电网运行的可靠性和安全性，同时也增加了运维成本，对于电力企业和社会的发展来讲均十分不利。
3.设备毁损几率高
不少的设备均布置在野外环境下，受到恶劣环境和天气变化的影响比较明显。在这样的情况下，设备很容易出现损坏，对于自动化系统功能的正常发挥产生不利影响。
4.遇到瓶颈
当前，在自动化技术方面，配电网输出故障是一个具有代表性的问题。输出故障会造成停电，对于供电的平稳性危害很大。结合我国改革开放实行情况来看，城镇化进程使得电力需求量、用电负荷大幅增加，但与此相对的是，电力建设却没有真正实现同步发展，并不能满足当前社会发展的实际需求，具体表现在输出覆盖面有限、线路过长、线损率过高、电能资源浪费严重等方面。
5.管理水平有待提高
目前，在电力建设方面，管理水平相对有限、权责不明等问题，均是比较突出的问题。这些因素或多或少都会影响到自动化系统建设和配电网的运行效益，因此，出于促进企业发展的考虑，在大力推进电力建设的同时，管理也必须同步改进，确保能够与配电网发展现状相适应。
二、区域配电网自动化系统建设的基本思路以及注意要点
1.区域配电网自动化系统建设的基本思路
复杂、多样是配电网供电的基本特征，在自动化系统建设中应将这两点纳入考虑范围[2]。在方案设计的过程中，应考虑不同模式对于方案的个性要求。单一方案具有明显的局限性，不符合自动化系统建设的实际要求。因此，为了满足多种供电模式的需求，应依据不同模式制定与其相适应的建设方案，以保障建设成效。
配电网自动化系统中应用了很多的新技术（比如通信技术、网络技术等），能够通过实时收集各种有用信息，形成一套相对完善的管理系统。该系统具有监测、维护、管理等多重功能，可以实现较为高效的系统管理。
配电网自动化系统建设中，可以以GIS为数据信息平台。该平台可以實现站外信息的录入，包括主站外设施运行参数、反馈线图等。录入的信息可以创建连接线，之后再利用GIS把反馈线图导入调配系统，就能够统一维护自动化系统。
调度系统也是区域配电网自动化系统建设需要考虑的方面。在进行这一步的过程中，应在设计环节做好科学布局，结构也要确保合理。此外，对其的应用和管理，除了要保障具有可行性之外，还要同时兼顾合理性、实用性。
2.区域配电网自动化系统建设中的注意要点
配电网自动化系统建设的过程中，需要引起注意的有以下几点：
（1）建设应结合当前经济发展与电力需求实际进行[3]，不能将功能作为唯一关注要点，而是要多考虑其实用性。
（2）自动化系统建设中，应考虑其综合性强、涉及面广的特征，将电网规划作为参照和基本依据，防止盲目建设。
（3）建设过程中应考虑后期维护的便利性，同时，由于系统规模大，其中的设施、设备也比较多，所以，为了避免干扰作用影响供电稳定性，应重视提升抗干扰能力。考虑到设备很多都处于恶劣环境中，因此，建设中也应该对设备采取一些防护手段。
3.区域配电网自动化系统运维管理探讨
配电网自动化系统本质上结合了通信技术与运维管理技术。配电网线路较长、分布较广，再加上所处环境比较恶劣，运维管理就显得非常重要。在具体实行中，可以采取如下措施：
（1）按周期对配电系统进行细致的检查，在日常检查中，一旦发现设施或系统存在安全隐患、故障，必须在最短的时间内进行维修，妥善、彻底的解决问题。
（2）通讯光缆对自动化系统功能的发挥有着重要意义，因此，在运维管理中，应由专业技术人员对其进行定期的检查和维修，对于可能存在问题的光缆要及时更换。
（3）对于图形数据，应做好维护和记录。
（4）结合系统的具体情况，在系统升级的过程中，应对性能不合格的设备、隐患设备实行更换处理，同时，也要对相关资料进行同步更新。
总之，在进行配电网自动化系统建设的过程中，需注意留好容量余量和接口余量，这样做是为了应对将来可能会发生的一些变化。配电网建设与自动化系统建设均需要在满足当前需求的前提下，考虑未来的发展事态，用电负荷应能够满足未来5-10年的发展要求。配电网自动化系统应与社会、经济共同发展，因此，建设时应保障其规模与功能可以持续发展，在未来能够通过不断扩展，始终与社会需求相适应。
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区域配电网论文 篇4
(一) 高压配电网
城市配电网中按照电压等级, 可以把电网分为低压配电网、中压配电网和高压配电网, 高压配电网主要是指电压等级在35k V电压以上的配电网, 据电力部门的相关报道, 国家电网现在发展的重点就是高压电网的建设, 高压电网的建设将成为国家“十一五”发展期间建设的重点对象。高压配电网是城市配电网中不可缺少的一部分, 因为高压配电网中可以有效的减少电能在电线中输送的阻力, 提高无功功率影响因数, 降低网络的有功损耗, 为城市配电网提供优质、安全电能提供了保障。
(二) 无功规划
无功规划是在原有的高压配电网中, 合理的安置一些控制电流大小装置, 设计这些电流装置的容量大小, 减小电流功率在配电网中的流动, 保证电流安全稳定的输送到各家各户的一种规划。无功规划是为了保证电能无论在任何情况下都能连续、完整的向社会上输送电能。在城市配电网中如果无功规划做的合理有效, 那么这不仅可以降低网络上的损失还可以提高电力企业配电网中电力系统的安全性和稳定性。
二、高压配电网无功规划方法与典型区域探析
(一) 高压配电网无功规划整体要求
高压配电网的无功规划方法要与实际配电网的功能与配电网中安置的电流控制装置相协调, 城市高压配电网中有高压补偿, 也有低压补偿;有集中补偿也有分散补偿;有整体的高压配电网布局, 也有部分的高压配电网布局, 根据高压配电网无功规划方法的要求, 高压配电网的工作人员要进行彼此之间的组合搭配, 如高压补偿和低压补偿相结合, 一高一低进行互补, 这样组合搭配可以让高压配电网整体提升供电能力, 比单纯的只运用低压配电网进行供电或单纯运用高压配电网进行供电要减少很多资源消耗, 这样可以让高压配电网供电能力发挥到最大;在进行高压配电网的组合搭配同时, 也要注意高压配电网上安置的电流控制装置, 这些电流装置对于电压控制范围的要求及装置本身提供的功能, 如电流装置对于高压配电网中电压偏差的控制范围、电流装置本身适合低压输送还是低压向高压输送、电流装置对于电流功率因数负荷大小的要求等, 高压配电网的工作人员一定要对无功规划的方法有一个整体上把握, 这样在进行工作规划时才不会偏离目标方向。
(二) 典型区域法在高压配电网中的应用
高压配电网中的典型区域无功规划是广泛运用于电力企业电力配电网中的对某个特定的地方, 进行全面综合分析电流无功装置的配置及依据配电网中的线路对电网进行划分的一种方法。
典型区域中供电网络接线图如图1所示。
从图1提供的典型区域网络接线图可知, 有五座变电站, 其中110k V的变电站有三个, 220k V的变电站有两个, 图中横向的、大致水平向下的线路头和尾分别连接着两个变电站, 电压均为220k V, 横向线路的上方, 两个支线路上的变电站均为110k V, 下方有一个变电站电压为110k V, 这是属于同电源, 多丁字型接线方式, 这种高压配电网中的接线方式有利于确定无功规划中补偿总容量, 配电网的工作人员可以利用典型区域网络接线图中的变电站负荷高峰期, 按照最大的负荷能力, 依据无功补偿总容量相关计算公式算出变电站的最大负荷功率, 还可以根据变电站负荷低峰期的相关数据来确定变电站配置的数量和分组情况。
这种基于典型区域中高压配电网的无功规划方法是依据了配电网中实际变电站负荷大小, 电压等级多少和供电网络线路等影响因素进行相关的电气计算, 从计算的结果数据中进行比较, 比较内容一般是从无功规划装置的性能、可靠性、市场价格等方面进行对比, 选择最合适的搭配。多网络线路配电模式一般存在电流阻力大、线路温度高、发生故障很多、不安全等情况;图一这种网络线路配电模式是单相的, 这种模式电流阻力小、线路温度较低、如果发生故障比较好解决, 安全性也是非常高的。
结语
基于典型区域高压配电网无功规划在实际中的运用可以有效的减少电流在线路中的阻力, 降低网络的有功损耗, 节约网络运行的成本, 提高供电的质量, 保证高压配电网安全稳定的运行。本文根据某典型区域的高压配电网中无功规划的方法要求, 结合实际, 应用于高压配电网中, 进行全面分析, 得出高压配电网中无功规划的显著成果, 这些成果说明了无功规划补偿在保证电压的合格率和电能质量优质的情况下, 向广大用户提供了非常经济实惠的电能, 典型区域高压配电网中无功规划的显著成果, 也为其它地方的进行高压配电网无功规划建设提供了方法和实例, 有助于高压配电网无功规划的广泛推广应用。
摘要：近些年我国电力企业发展非常迅速, 电力企业的电力配网工程建设大力开展, 电力配网中出现的一些问题也正逐渐引起电力配网工作人员的注意, 本文通过电力配网中无功补偿装置数量安置而产生的电力配网中电能低效使用问题进行叙述及未来电力企业电力配网发展趋势, 对典型区域高压配电网无功规划进行全面分析, 进一步说明高压配电网无功应用的有效性。
关键词：典型区域,高压配电网,无功规划,应用
参考文献
[1]王超, 龚文杰, 段晓燕, 等.基于典型区域分析的高压配电网无功规划探讨和应用[J].电气应用, 2009 (01) .
[2]张永东, 滕杰, 等.地区高压配电网无功规划分析和应用[J].电力系统保护与控制, 2009 (22) .
配电网建设需求管理 篇5
【关键词】配电网；需求；管理
1.配电网建设需求管理的实施和应用
1.1配电网建设需求管理办法
以配电网规划管理为例，简要说明管理办法的内容，其它可研、计划等环节的管理办法可参照制定。
1.1.1管理规范和要求
配电网规划是电网规划的重要内容，应与地方经济、社会、环境发展相协调并纳入地方总体规划。配电网规划应做到协调发展、适度超前、标准统一、因地制宜，有明确的规划目标。配电网规划应以现状配电网为基础，以配电网坚强网架为目标，以经济发展规划和高压变电站规划为导向进行编制。配电网规划中应包含主选和备选方案，一般情况下应2-3年修订一次。进行规划环节建设需求管理应注意：
①编制的配电网规划应具有很强的实际可操作性。以往规划编制完成后，容易出现规划与实际的脱节，并且到规划中后期时，更是规划与实际大相径庭。因此，规划编制要注重地方经济、社会、环境的发展因素，编制合理正选方案的同时，编制备选方案，并及时进行配电网规划修编。
②应优先考虑网架的构建，优化配电网结构。很多配电网建设需求只侧重考虑提高设备健康水平，缺少考虑坚强网架的构建，今后容易出现走回头路，“大拆大建”的现象。因此，应以配电网远景网架为目标，以变电站建设为契机，优先考虑变电站的新建中压出线配套，作为完善配电网网架的重要部分。
1.1.2制定的管理流程规范
a.配电网规划编制时，规划编制责任部门应召集单位内部相关专业人员组成规划编制小组，根据实际情况，可以聘请专业机构协助编制工作。
b.规划编制小组制定编制原则，并做好相关资料的收集，包括高压电网规划，经济发展规划，土地使用规划等。
c.各基层运行管理部门应依据配电网规划编制原则，加强与地方相关部门的联系沟通，落实配电设施用地、线路走廊、电缆通道，提出配电网规划建议，协助规划编制小组初步确定配电网网架主体结构规划建议。
d.规划编制责任部门召集相关部门审核规划编制小组汇总的网架主体结构规划建议，完善配电网架主体结构的规划内容。
e.规划编制小组以审定的配电网架主体结构规划建议为基础，各基层运行管理部门提出的规划建议为参考，以优化电网结构、保障供电能力、提高电能质量和供电服务水平为目标，编制完整的配电网规划建议。
f.规划编制责任部门召集相关部门审核配电网规划建议，规划编制小组修改完善，报公司决策通过后，上报到上级单位审批。
1.2配电网建设需求管理的评估方法
鱼骨图分析法，是将问题的特性与受影响的因素，按相互关联性整理而成的层次分明、条理清楚，并标出重要因素的图形，因其形状如鱼骨，所以又叫鱼骨图，是一种透过现象看本质的分析方法。
采用鱼骨图分析法找出可以表征配电网发展水平的因素。如网络结构水平中主要有中压线路联络率较低、变电层级多、山区线路供电半径过长等；装备技术水平中主要有线路绝缘化率偏低、主要设备标准化率不高、配网自动化覆盖率低等；负荷供应能力中主要有中压线路可转供电率较低、中压线路负载率不均衡且整体偏低等。
以此分析平阳县配电网现状，积极提高中压配电网典型接线模式的比例，解决部分线路供电半径过长，提高线路的绝缘化率等；同时，查找仍存在的问题时发现，中压配电网主干线仍未形成简单、清晰、稳定的网络结构，配网自动化覆盖率低，35千伏电压等级短时间内无法消除等。
1.3提高中压线路联络率是重要的建设需求
由于早期部分变电所落点不合理或不及时、单辐射线路仍然较多、联络方式不合理、线路负载率过高等问题导致配电网网架结构仍不十分合理，线路转供能力偏弱。
加强配电网建设需求的管理在提高中压线路联络率与转供能力方面的具体实施方法有：逐步减少现存单辐射线路，提高线路联络率；分流调整重载线路，提高线路互倒率；梳理调整联络方式不合理线路，简化优化片区网架结构；以配电网规划为指导，科学合理安排配电网资金，提高资金率利用率等。
1.3.1提高中压线路联络率的分片区分析
针对各片区网架和用电特点，开展需求分析。如山门片区内现有35千伏山门变，其中10千伏间隔12个，其中公用线路8条，公用线路环网化率38%，站间联络率38% 。山门片区位于平阳西部山区，电网发展比较缓慢，山区线路较长，线路走向发散，单辐射较多，联络率低，联络难度大。在考虑节约资金的前提下，尽可能地提高现有公用线路的环网化率，特别是站间联络率。
1.3.2制定优化配电网架和提高中压线路联络率的建议方案
仍然以山门片区为例，2013年投资约90万元改造大屋线岭街支线需，将原站间联络提升为生命线，提高转供能力；2014年投资约25万元延伸Ⅱ段城镇线末端400米与Ⅰ段东门线联络，增加一对站内不同母线中压线路联络，使中压线路联络率达到63%，站间联络率达到38%；2015年投资约25万元延伸Ⅱ段农村线末端400米与Ⅰ段晓坑线联络，增加一对站内不同母线中压线路联络，使中压线路联络率达到88%，站间联络率达到38%；2016年投资约260万元延伸山门变Ⅰ段梅岭线末端900米与改造后的凤尾变Ⅱ段凤首线联络，增加一对中压线路站间联络，使中压线路联络率达到100%，站间联络率达到50%。
1.4平阳县配电网建设需求管理的指标体系及绩效考核
配电网建设需求管理的指标体系中主要有：
（1）环网化率及供电可靠性。
（2）电压合格率及供电半径合格率。
（3）线路绝缘化率。
（4）综合线损率及负载率。
同时，这些指标也是绩效考核的内容。
2.配电网建设需求管理的成效
（1）配電网建设需求管理的起点从原来的可研环节前移至规划环节，提高建设需求的前瞻性。规划环节按照适应配电网和经济发展的要求确定建设需求，可研环节在深化项目方案的同时确定建设需求的项目储备，计划环节按照开工条件具备情况安排建设需求的实施计划，需求管理分级目标明确，避免工作混淆和重复。
（2）明确配电网建设需求由发展部门进行管理和优化，且网架优化方面的需求申报改为以发展部门为主，避免设备主人以改造需求为主申报项目的弊端，设备主人缺乏网架优化方面的整体布局意识。
（3）分析建设需求的轻重缓急，优化配电网建设的资金安排，更有效地利用好建设资金，提高配电网建设的投入产出效益。
（4）采用鱼骨图分析法找出可以表征配电网发展水平的因素，并以此分析平阳配电网发展存在的薄弱环节和配电网建设需求管理执行的情况，查找仍存在的问题，找出改进和提升的方向。
3.配电网建设需求管理的进一步完善针对联络结构复杂的网络，应进行优化分析，研究适当减少必要性不强的联络点建设需求，使配电网网络结构简单、清晰，具有规律性。
【参考文献】
[1]黄志伟，葛少云，罗俊平.城市配电网发展策略探讨.电力系统及其自动化学报，2011（ 第23卷）（6）：112-115.
[2]张功林，林韩，张榕林，陈彬.配电网发展若干问题探讨.电力与电工，2009（第29卷）（4）：8-9.
区域配电网论文 篇6
传统配电网为放射形结构并由单电源供电,因此其继电保护也以此为基础进行设计。近年,随着用户多样化的供电需求和越来越高的可靠安全性要求以及清洁能源的提出,分布式发电越来越多地受到关注。配电网中分布式电源(DG)与所有技术一样也存在利弊。其优点是改善电网质量、提高供电可靠性、降低网损;缺点是导致配电网的运行、控制和保护复杂化。DG的接入使传统的单电源辐射状配电网变成了一个遍布电源和负荷的多电源系统,改变了配电网辐射状结构、潮流大小和方向,进而使原有配电保护装置的配合失去协调,其影响程度与其容量、型号和安装位置有关。
为此,本文提出建立配电网区域保护方案。该方案将每条线路上接有SCDG的配电变压器、线路出口和入口均作为一个单元,将Agent单元组合为一个区域,在区域内设保护决策中心。其中,Agent单元负责测量安装点处的故障方向,并将方向结果传送至保护主机,同时也负责将保护主机的命令发送给本支路上的SCDG;保护主机在接收到区域内Agent单元的信息后形成故障关联矩阵,然后依据一次设备和Agent单元的对应关系判断故障位置。
1 配电网区域保护系统的结构
在本文所研究的配电网区域保护系统中,故障的判断既可由决策中心系统执行,也可由配置在各测量点的A-gent单元的本地保护来完成,以满足不同运行条件下对保护的不同需求。配电网区域保护系统结构如图1所示。整个区域保护系统由系统监控中心SMC (System Monitor Center)、区域保护决策层RDU(Region Decision Unit)、本地测量单元LMU(Local Measure Unit)三个层次构成。
本地测量单元安装在本区域内接有SCDG的支路上,由Agent单元组成,负责将本处的测量判断结果传送至区域保护主机。Agent单元负责采集本地的电流、电压信息,并利用保护相关算法对其进行运算,将得出的测量点故障的方向信息传送至区域保护主机。
区域决策层指区域保护系统的保护主机,与本区域内的Agent单元联络。正常运行时,保护主机用于监控本区域内Agent单元的运行状态;故障发生后,根据Agent单元上传的故障方向信息形成故障关联矩阵,然后利用故障关联矩阵判断故障元件并做出相应的决策,最后将决策信息下传至区域内的Agent单元,由其通知本支路上的SCDG动作。保护主机收到Agent单元的反馈信息后,通知重合闸,同时也将判断和操作信息上传至顶层的系统监控层。
系统监控层主要负责各区域保护系统的实时协调和监控、各区域电气量的实时显示、故障事件的记录以及各种保护定值的修改等。
2 配电网区域继电保护算法实施步骤
2.1 一次设备及Agent单元的表示
Agent单元设置在被保护区域内的断路器、电流互感器、分段开关和跌落保险处,其中分段开关处的Agent单元的判断结果只判断下游是否存在故障,其分合由保护主机决定。
本文中一次设备及Agent单元按以下格式进行表示:一次设备(ID,设备类型,设备名称,设备状态,对应的Agent单元);Agent单元(ID,类型,状态,对应的SC-DG)。ID是区分不同一次设备和Agent单元的标志。在一次设备中,设备类型即为一次设备类型。设备名称为具体一次设备的名称。设备状态有运行和停运两种。对应的Agent单元为与该设备直接相关的Agent单元。Agent单元根据其作用特点分为三类:主干线路Agent单元,安装于主干线路两侧,能够和相邻的主干线路上的Agent单元相互配合;普通型Agent单元,位于配电变压器的跌落保险处;联络开关Agent单元,安装于母联断路器或分段开关处。Agent单元的状态也分为运行和停运两种。Agent单元对应的SCDG为接入本支路的SCDG。
2.2 关联矩阵的形成
关联矩阵用于描述区域内一次设备和Agent单元的连接关系,分为直接相关、不相关和间接相关。直接相关是指Agent单元与一次设备相连,相关Agent单元的动作情况可直接用于判断相应一次设备是否为故障元件;不相关是指Agent单元与一次设备不相连,不相关Agent单元的动作情况不能作为相应一次设备是否为故障元件的判据;间接相关是除了直接相关和不相关的情况,当直接相关Agent单元拒动或信息丢失时,间接相关Agent单元的动作情况可用于判断相应一次设备是否为故障元件。关联矩阵表述为:
式中,“+”表示直接相关;“”表示间接相关;“×”表示不相关。
关联矩阵为M×N维矩阵,M为区域保护系统保护范围内同类型的一次设备数目,N为区域保护系统保护范围内的Agent单元数目。关联矩阵中每一行代表一个一次设备元件,每一列代表一个Agent单元,矩阵中的具体元素描述了一次设备与Agent单元的连接关系。
2.3 故障定位
在对支路上的Agent单元方向进行定义时,可将划定的保护区域看作一个广义的节点,按流入节点为正、流出节点为负判断;对于与母线相连的Agent单元,按流出母线为正、流入母线为负判断。方向元件状态表示为:
保护主机根据方向元件的输出值对关联矩阵进行赋值,形成故障关联矩阵。在对关联矩阵进行赋值时,若Agent单元与一次设备直接相关,则将其输出值赋给关联矩阵的对应元素;若Agent单元与一次设备是间接相关或不相关,则直接将关联矩阵的对应元素赋值为0。
故障关联矩阵形成后,保护主机根据Agent单元信息的完整性计算各一次设备的故障方向信息综合值;然后将计算值与故障门槛值进行对比,判断一次设备是否有故障。一次设备对应的故障方向信息综合值为:
式中,G(i)第i个一次设备所对应的故障方向信息综合值;n为本区域保护系统范围内与第i个一次设备直接相关的Agent单元数目;Aij为故障关联矩阵第i行第j列元素值。
判断某一次设备元件发生故障,则该一次设备元件的故障方向综合信息值应满足:
式中,M为一次设备;FM(i)为设定的一次设备M的故障门槛值。
所有Agent单元均有输出信息的时候,故障门槛值的设定取决于与该一次设备直接相关的Agent单元数量,但停运的Agent单元不包括在内。
保护主机在确定故障元件后,根据关联矩阵表示的一次设备与Agent单元的连接关系以及Agent单元的描述文件,通知各Agent单元所属的SCDG跳闸,完成对故障元件的隔离。
2.4 关联矩阵的变化
当配电网倒闸操作或其它原因使网络拓扑结构发生变化时,关联矩阵也必须与之相适应才能对故障进行正确判断。
(1)一次设备减少。
确定退出运行的一次设备后,将其直接相关的Agent单元也退出运行。具体措施为:将退出运行的一次设备对应的行从关联矩阵中删除,将退出运行的Agent单元对应的列从关联矩阵中删除,同时更新一次设备和Agent单元在关联矩阵中的位置索引。
(2)一次设备增加。
增加一次设备的同时也需要增加与其对应的Agent单元。修改原则为:在初始关联矩阵中增加新投入支路对应的行Mi,在初始关联矩阵中增加与之对应的列Nj,然后对关联矩阵的第Mi行和第Nj列元素进行初始化,最后更新支路和Agent单元在关联矩阵中的位置索引。
3 算例分析
以图2系统为例,假设L1～L6支路上均接有SC-DG,联络开关A13闭合。若线路L7发生故障,则区域保护系统的故障关联矩阵为:
由式(5)可知各干线的故障方向信息综合值为:
各一次设备的故障门槛值为:
对比式(6)、式(7)可知L7为故障元件。保护主机通知A7和A8将故障元件切除,同时通知A5和A6,让其支路上的SCDG断开与配电网的连接。保护主机在收到A5和A6的反馈信息后,通知A7自动重合闸。若为瞬时性故障,则重合成功,之后通知A5和A6,允许其支路上的SCDG并网;若为永久性故障,则A5、A6、A7和A8退出运行,同时更新关联矩阵。
A7和A8。成功将L7的故障切除后,若L9再发生故障,则故障关联矩阵变为:
由式(8)可知各干线的故障方向信息综合值为:
对比式(6)、式(9)可知L9为故障元件。保护主机通知A11和A12将故障元件切除,同时通知A1、A2、A3和A4,让其支路上的SCDG断开与配电网的连接。保护主机在收到A1、A2、A3和A,的反馈信息后,通知A12自动重合闸,若为瞬时性故障,则重合成功,之后通知A1、A2、A3和A4,允许其支路上的SCDG并网;若为永久性故障,则通知区域内的Agent单元退出运行,同时更新关联矩阵。
4 结束语
本文提出的区域继电保护算法利用通信系统获得A gent单元处的故障方向信息后,在保护主机中形成故障关联矩阵,并通过故障关联矩阵计算保护区域内各元件的故障综合信息值,之后将故障综合信息值与设定的各元件的故障门槛值对比,确定故障元件,最后由保护主机通知相应的Agent单元动作切除故障。通过具体的算例分析表明,该算法不仅原理简单、计算量较小,而且性能良好,可克服传统继电保护的一些不足,能够较好解决SCDG接入给配电网保护带来的问题。
摘要：随着分布式发电(DG)的不断渗入,传统的单电源辐射型网络变成双端甚至多端网络,使得配电网的继电保护变得复杂化,因而提出分布式电源的配电网区域保护方案。首先,获得本区域内配变支路和干线两端设置的测量通信单元(Agent单元)处的故障方向信息;其次,形成故障关联矩阵,并计算故障关联矩阵保护区域内各元件的故障综合信息值;最后,将故障综合信息值和设定的各元件故障门槛值对比确定故障元件。具体算例分析表明,该算法不仅原理简单、计算量较小,而且性能良好,可克服传统继电保护的不足,能够较好地解决小容量分布式电源(SCDG)接入给配电网保护带来的问题。
关键词：分布式发电,配电网,区域保护,故障关联矩阵
参考文献
区域配电网论文 篇7
随着新能源需求的不断增加,城市配电网网架的不断变化,配电系统越来越复杂,继电保护在速动性和选择性之间的矛盾逐渐突出;同时大量配电终端的接入, 导致上送的数据不断增多,上送数据的实时性差,无法有效进行配电自动化的设计,传统配电自动化手段的局限性逐渐体现出来。
区域保护控制系统基于智能变电站的数据信息共享的优势,综合利用区域内多点电气量、开关量等信息, 能快速、可靠实现故障点的定位及隔离,可以实现优化冗余后备及安全自动控制功能,同时,高速、可靠的通信网络信息传输技术保证了区域系统对实时性及可靠性的要求[1,2]。近年来,区域系统作为一个保护控制体系已经在110k V及以上电网保护控制领域得到了应用,凭借快速发展的通信技术,区域系统也能够较好地解决配电网中故障处理的配合问题,相比传统的配电自动化系统有较大的优势。
本文提出了一种基于分组传送网(packet transport network,PTN)的区域保护控制系统方案,可以有效解决当前配电网中存在的大数据量下的保护配合问题,基于此方案的区域保护控制系统在南方电网某地的具体工程中得到了实践。
1传统的SDH网络方案
当前区域保护控制系统多采用同步数字体系(synchronous digital hierarchy,SDH)的网络方案, SDH基于时分复用,稳定性高,可以组成各种形式的环网,具备完善的自愈保护功能[3,4],但刚性带宽的特点导致带宽的利用率较低,若数据量大则很容易造成堵塞,同时SDH网络基于电路交换信息,对于数据包交互支持困难,无法直接支持数据网上多点共享,因而更适用于较小规模的数据网。
而区域系统通信信息量大,通信频繁,并且继电保护对于通信的实时性又有较高的要求,只能靠增大网络带宽或减小每段报文的位数来缩短报文传输延时,并且区域控制系统要求信息同时在多点之间共享,要求网络支持组播或多播方式。因此SDH网络不利于区域保护控制系统实时获取区域内的可靠信息。
2配电网区域保护控制系统
2.1 PTN组网通信方案
PTN集成了SDH的传统优势[5],具备能力强大的柔性传输通道,带宽利用率高,可以很好地支持数据包交换模式,支持数据的组播或多播服务,更容易满足大信息量的需求;PTN还提供了高精度的时钟同步和时间同步解决方案,因而被作为通信系统的基础来实现区域保护控制系统。
本文所提出的配电网区域保护控制系统的网络构成如图1所示,主站及各子站之间构建PTN网络进行相互通信,配电子站的信息通过自动化终端采集处理,经PTN设备接入PTN网络,各子站及主站都能从网络上获取所需信息,执行相应的保护或控制命令,或者做出相应的保护控制决策发送至PTN网。在主站配置网络时钟,主站PTN设备从1pps+tod接口接受时间和频率同步信号作为网络时钟源,采用IEC 61588V2协议对PTN网上其他设备进行授时[6],使子站设备同步采样,上送IEC 61850-9-2格式的同步数据。
2.2区域保护控制方案
区域保护控制系统避免了传统配电自动化系统需要依靠定值整定实现故障隔离及恢复供电的方式,依据站内及站间多间隔、多点的同步信息自动进行保护及控制策略的制定并实施,易于适应配电系统中多电源、多分支的情况。
本方案将一个大的配电网区域按照相关性划分成几个较小的配电网区域,每个区域内配置一套区域保护控制系统。此系统基于本区域内的同步数据,利用配电线两端点对点的故障特性,可根据差动原理迅速定位故障,并配合馈线开关动作,从而以最小范围隔离故障线路[7,8],同时能以最快速度启动自愈逻辑,寻找电源点来恢复对无故障区域的供电。
以图2所示的配电系统为例,该区域内包括3个馈线电源点及4个子站,区域保护控制系统实时采集所需馈线及子站的开关量及电气量信息进行拓扑解析及故障分析。在系统正常运行情况下,根据识别的电源点的位置及子站的运行情况,提前预设保护、控制、自愈策略。
2.2.1子站之间线路的故障定位
线路L2、L3、L4为区域内子站之间的线路,通过计算子站之间线路两端的电流差动值很容易判断发生故4障的线路来实现故障定位功能,差动电流Id=|M+N|,制动电流Ir=|M-N|,其中IM和N为线路两端电流相量,母线指向线路为正方向。图3为差动保护制动特性。
2.2.2子站和馈线开关之间线路的故障定位
线路L1、L5、L6为区域内子站和馈线开关之间的线路,定义为单侧线路。在馈线开关侧电流不接入配电系统的情况下,子站根据馈线保护的动作情况综合区域系统判断结果来进行故障定位,馈线保护动作,且未有差动元件动作,则确认故障点在这类线路上。
如图4所示,当电源点在馈线1时,根据拓扑解析, 各条线路由馈线1供电。定义L5和L1为跨区线路,为由电源点通过子站供电的线路;定义L6为非跨区线路,为直接和电源点连接的线路。馈线1保护动作的同时如果未有差动元件成功定位故障,则L1、L5、L6线路均可能发生故障。
1)当非跨区线路L6发生故障时,L1、L5及L6线路均检测不到故障电流Imax<Iset,其中Imax为线路最大电流, Iset为检测故障的电流定值。
2)当跨区线路L5或者L1发生故障时,非跨区线路L6能检测到故障电流Imax>Iset,发生故障的跨区线路也能同时检测到故障电流Imax>Iset,而正常的跨区线路则检测不到故障电流Imax<Iset。
表1和表2分别列出在图4的拓扑关系下,改变电源点后不同故障点时子站检测到的故障电流特性。
因而在差动未能成功定位故障点的情况下,对于跨区线路,如果电源点馈线保护动作且本线路检测到故障电流,则判断该线路发生故障;对于非跨区线路,如果电源点馈线保护动作且本线路未检测到故障电流,则判断为该条线路发生故障。
用于检测故障的电流定值Iset可根据对应电源点处馈线保护的最末段过流保护定值来整定,区域保护控制系统进行拓扑关系的自动解析后,按照识别的电源点区分跨区线路和非跨区线路,并调整各条线路用于判断故障的电流定值,配合差动保护原理进而实现全线上的故障定位。
2.2.3保护控制方案
主站系统根据图2中所示各开关位置状态,通过拓扑解析,识别出馈线2为子站1、2电源点,馈线3为子站3、4电源点,子站3作为双侧电源的解环点,馈线1为备用电源。
1)当线路1发生故障时,馈线2保护动作,主站快速定位故障点为非子站间的故障,当馈线开关跳开时,主站触发信号闭锁馈线2的重合闸以防止10k V线路误合到故障上,同时主站下发跳闸令由子站1实现对故障线路的完全隔离,并启动自愈逻辑,由馈线1或馈线3恢复对子站1、2的供电。
2)当线路2发生故障时,馈线2同样反映故障电流而动作,主站定位为子站间故障, 当馈线开关跳开时,主站触发信号闭锁馈线2重合闸,同时下发跳令由子站1、2隔离故障线路。一旦故障线路被隔开,主站控制馈线2启动重合闸恢复对子站1其他负荷的供电,同时控制馈线3通过子站3恢复对子站2的供电。
3)当线路3故障时,子站2配合馈线2实现对故障线路的隔离, 并启动馈线2的重合闸,恢复对子站1、2的供电。
主站设备通过子站1、2、3、4及馈线1、2、3间隔上送的信息量,实时、快速地进行综合判断,判断结果共享给子站,由子站执行控制命令,主站和子站的自动配合协调了配电网系统速动性及选择性之间的矛盾。大量的数据或信息需要在子站和主站之间实现共享,使区域系统能自动适应不同的配电网系统运行方式及故障状态,来启动故障定位逻辑及合理的系统自愈策略,避免了过多的人为干预及繁琐的定值整定。
3工程应用
此方案被应用在南方电网某地的配电系统中,解决了一个由3个10k V电源点、7个配电环网柜点组成的配电系统的统一配合管理问题,提供了一套灵活的保护及控制自愈方案。该系统主站配置1台区域保护控制装置、1台网络时钟和1台PTN设备,每个配电环网柜点设1个子站,子站配置1台配电自动化装置和1台PTN设备,3个110k V变电站的10k V出线配备线路保护装置。主站通过站间交换机收集线路保护装置的保护动作情况及开关状态,与区域保护控制装置配合。主站和子站之间依赖PTN环网进行实时数据的交互,时钟源设备通过环网发送同步时钟信号给子站设备进行同步采样。工程应用系统图如图5所示。
主站装置配置电流差动保护功能及故障自愈逻辑,由子站装置接受并执行主站下发的控制命令,实现对配电系统的自动控制与管理。主站从PTN网上获取实时的同步信息,启动差动故障定位功能快速识别故障点,待上级10k V断路器跳开后,下发对子站的控制跳闸命令,子站从PTN网上获取对应的控制信息,执行跳闸命令跳开故障线路两侧的负荷开关来隔离故障线路。故障可靠隔离后主站启动自愈功能再次控制子站有选择性地合上负荷开关,以恢复对无故障区域的供电。大量的模拟量信息及开关量信息通过PTN共享,子站与主站各取所需,共同实现了对配电系统的统一控制与管理。
4结语
PTN网络因其柔性传输通道的特点,带宽利用率高,更能适应对大量信息要求较高的场合,被用在区域保护控制系统中解决数据通信的问题。以PTN组网的区域保护控制系统可以为配电网提供很好的故障处理方案,在自动实现故障定位、快速隔离后,及时恢复对无故障区域的供电,提高配电系统的供电可靠性。
参考文献
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区域配电网论文 篇8
包含分布式电源的智能配电网与传统配电网在系统结构和工作方式上有较大差别[1,2,3]。正常运行时,网络中的潮流分布及故障时短路电流的大小、流向和分布都会发生变化[4]。传统的配电网保护系统无法满足智能配电网对故障检测与隔离的要求[5,6,7]。基于比较线路两侧信息的纵联保护能够快速、可靠地区分区内外故障,不需要与相邻的多台保护装置进行定值和动作时限上的配合,具备良好的选择性和快速性,在高压输电线路中应用广泛[8]。鉴于纵联保护的诸多优点,可将其应用到智能配电网中,以满足智能配电网对保护系统的要求。
智能配电网分支较多,包含数量众多、类型各异、容量不等的分布式电源,网络拓扑结构和运行方式多变,保护配置及故障隔离方式与高压系统差别较大,不能将输电系统的纵联保护方案直接用到智能配电网中,必须根据智能配电网特点和运行要求研究有针对性的纵联保护方案。
本文提出了一种区域纵联保护方案,利用特定区域内的故障信息,基于纵联比较或纵联差动原理,对故障位置做出快速、可靠的判断。区域纵联可以看做是传统纵联保护原理在复杂结构网络中应用的延伸。根据对区域故障信息处理方式的不同,可分为集中式的区域纵联保护和分布式的区域纵联保护。
集中式结构的优点是信息资源集中,便于管理;缺点是对保护主机和通信系统依赖程度较高,主机节点信息流拥挤,容易受到干扰而出现单点或多点失效[9],不适合用于网络规模较大、从机数量较多的场合。
本文研究对象为分布式区域纵联保护系统。分散安装在各开关处的智能配电终端(smart distribution terminal unit,SDTU)借助通信网络获取其他SDTU的故障信息,独自完成故障的检测并制订出隔离方案。对分布式区域纵联保护系统而言,面对智能配电网复杂、多变的拓扑结构,每个SDTU保护哪些范围、需要获取哪些其他SDTU的信息是至关重要的问题,也是本文重点解决的问题。为保护某个区域而提供信息的SDTU就构成了该保护对象的关联域。
本文首先对区域纵联保护系统的结构和工作流程进行描述,重点研究区域纵联保护范围的划分原则及保护关联域的在线确定方法,同时还考虑了网络拓扑改变时对算法的修正,以满足智能配电网对保护系统的要求。
1 区域纵联保护系统
1.1 区域纵联保护系统结构
本文提出的分布式区域纵联保护系统结构如图1所示,区域纵联保护系统由管理主机、通信网络和安装在各处的SDTU三个主要部分组成。图中:SV表示采样值;GOOSE表示通用面向对象变电站事件。
管理主机位于调控中心,其主要作用是管理智能配电网的拓扑结构,根据当前网络结构为每个SDTU确定保护范围及保护关联域,并将确定的信息下发至对应的每个SDTU处。当网络拓扑结构发生变化时,管理主机将会重新确定保护范围及保护关联域。
通信网络为区域纵联保护系统提供主从式和对等式通信功能[10]。主从式通信用于管理主机和SDTU之间,交互开关位置状态信息、网络拓扑结构信息、各SDTU的保护范围及保护关联域信息等;对等通信用于各SDTU之间,主要是在故障发生后能够快速交互各种故障启动和判断信息,为完成分布式区域纵联保护功能提供快速可靠的通信支持。
SDTU分散安装在智能配电网各开关处,采集安装位置处的电气量与开关量信息,基于安装位置处的电气量进行故障计算,与管理主机通信,交互网络拓扑结构信息,获取来自主机的保护范围和关联域信息。故障发生后与同一关联域内的SDTU交互故障判断信息,快速、可靠地完成故障检测与隔离。
需要指出的是,分布式区域纵联保护系统虽然包含管理主机,但该主机的作用只是对网络拓扑结构进行管理。从故障的检测与隔离功能角度看,该系统是以SDTU为主导、采用分布式结构完成的。
1.2 区域纵联保护工作流程
区域纵联保护系统保护动作流程如图2所示。具体步骤如下。
步骤1:管理主机根据系统当前拓扑结构和运行要求,为每一个SDTU确定保护范围及各保护范围对应的关联域,并将该信息下发至对应的SDTU。
步骤2:各SDTU测量安装处的电气量信息,判断故障是否发生,若无故障发生则转向步骤3,否则转向步骤4。
步骤3:SDTU实时检测开关状态是否发生变化,若检测到开关变位则转向步骤1,否则转向步骤2。
步骤4:故障发生后,SDTU一方面根据本地电气量计算故障信息(故障电流和故障方向等),另一方面借助通信获取同一关联域内其他SDTU的故障信息。
步骤5:若成功获取关联域内其他SDTU信息,则转向步骤6,否则根据后备保护范围及关联域进一步扩大信息交互范围,获取信息成功后再转入步骤6,否则一定延时后直接跳开开关。
步骤6:SDTU根据本地故障信息和关联域内其他SDTU的故障信息,基于纵联比较原理完成故障的检测与隔离。
步骤7:故障隔离后,SDTU将对应的开关变位信息上传至管理主机,回到步骤1。
2 区域纵联保护关联域的确定方法
2.1 区域纵联保护范围的划分原则
智能配电网中每个区段包含多个分支,基于纵联比较原理检测故障时需要获取多端信息。对于区域纵联保护而言,首先要根据一定原则为每个SDTU划分好保护范围,在此基础上,必须知道对某保护范围内的任意SDTU而言,需要获取哪些其他SDTU的故障信息才能检测出故障,并且知道一旦某个或者某几个SDTU故障时,如何应对以确保不影响故障的隔离。
首先讨论保护范围的划分。本文对SDTU的保护范围划分为主保护范围和后备保护范围,划分原则分别如下[11]。
1)主保护范围。与某SDTU对应的开关直接相连的范围即为该SDTU的主保护范围,即关联区域为与开关相连的配电区域[12]。该范围内发生故障后,对应的开关必须快速断开才能隔离故障。
在本文中,故障正方向定义为系统电源指向负荷或分布式电源的方向[13,14],据此,主保护范围可以分为正向主保护范围和反向主保护范围。
以图3中开关S8处的SDTU8为例(SDTU的编号与对应开关S的标号一致,下同),其主保护范围包括正向的L8和反向的L6,如图中长虚线椭圆所涵盖的范围。L8发生故障时,SDTU8需要获取SDTU9和SDTU10的信息判断故障,故SDTU8与SDTU9和SDTU10构成了正向主保护范围L8的关联域;L6发生故障时,SDTU8需要获取SDTU6的信息,故SDTU8和SDTU6构成了反向主保护范围L6的关联域。
2)后备保护范围。这里后备保护范围按照传统远后备保护的原则来确定,即与主保护范围相邻的下一级线路末端。仍以图3中的SDTU8为例,其正向后备保护范围是L9和L10,正向后备保护关联域分别包括SDTU11和SDTU12;反向后备保护范围是L5,对应的保护关联域包括SDTU5和SDTU7。
2.2 区域纵联保护关联域的在线确定方法
对于网络结构和运行方式相对固定的系统而言,保护范围和关联域的确定相对容易,但对智能配电网而言,拓扑结构和运行方式经常改变,区域纵联保护范围及保护关联域必须随之改变。
例如:当图3中S8断开后,相当于SDTU8退出运行,此时SDTU8没有保护范围与之相对应,也应该退出原有的保护关联域,这将给整个区域纵联保护系统的保护范围划分和保护关联域的确定带来影响,本文所研究的方法必须能够较好地适应这种变化。关联域的确定可通过矩阵计算的方法来实现,涉及的矩阵包括节点—支路关联矩阵L、支路—节点变换矩阵C和节点邻接矩阵J。
将智能配电网中的测量点看做网络拓扑中的节点,两测量点之间的所有线路看做支路[15],用节点—支路关联矩阵L描述节点与支路的连接关系,其中的元素定义如下[16,17]:
配电网中出线和分支较多,为了控制矩阵规模,提高计算的可靠性和系统的容错性,以每一条出线为研究对象来定义节点—支路关联矩阵L及支路—节点变换矩阵C。以图3中的线路A2为研究对象,对应的节点—支路关联矩阵L如式(2)所示(其中行表示节点,列表示支路),即
支路—节点变换矩阵C采用无向图描述支路和节点的对应关系[17]。其中元素cij按以下原则定义:与主电源直接相连的节点SDTU所在列对应点的元素为0,该列其余元素为-1;其余元素当支路i与节点j直接相连且节点j处开关闭合时取值为1,否则为0。
线路A2的支路—节点变换矩阵C如式(3)所示(其中行表示支路,列表示节点),即
节点—支路关联矩阵L和支路—节点变换矩阵C相乘就可以得到节点邻接矩阵J,即J=LC。由式(2)和式(3)相乘,得到的节点邻接矩阵J如式(4)所示(其中行列均表示节点),即
节点邻接矩阵J表示了各节点之间的关系,由于SDTU安装在节点处,因此矩阵J可视为描述各SDTU关联关系的矩阵。每行中值为1的元素对应的SDTU为该行对应SDTU的正向主保护范围关联域;值为-1的元素对应的SDTU为该行对应SDTU的反方向主保护范围关联域。
依据上述方法可得到任意一个SDTU的主保护范围关联域,而关联域内其他SDTU也有各自的主保护关联域,这些就构成了上一级SDTU的后备保护范围关联域。以此类推,根据矩阵J可以获得所有SDTU之间的关联关系,因此即使改变区域纵联保护范围的划分原则,基于矩阵J也能够获得对应的保护关联域。
仍以图3中S8处的SDTU8为例,J矩阵中第4行元素中值为1的元素对应的节点为S9和S10,即SDTU8与SDTU9和SDTU10共同构成了正向主保护关联域;该行值为-1元素所对应的节点为S6,即SDTU8与SDTU6构成了反向主保护关联域。
SDTU8对应正向主保护关联域为SDTU9和SDTU10,分析矩阵J的第5,6行元素的取值可以发现节点S11和S12的值为1,故SDTU8对应的正向后备保护关联域包括SDTU11和SDTU12,这与2.1节分析一致;SDTU8对应的反向关联域包括SDTU6,矩阵J中第2行值为-1的元素对应着节点S5和S7,故SDTU8对应的反向后备保护关联域包括SDTU5和SDTU7,这也与2.1节分析结论一致。
对于带环网柜的电缆线路和双电源供电的环网,只要定义好故障正方向,并根据规定正方向给出节点—支路关联矩阵,其余计算过程均与上述情况一致。
3 拓扑结构变化的影响及修正方法
3.1 搜索主线路开关
智能配电网拓扑结构变化频繁,为此需要对算法进行修正以确保能够正确划分保护关联域。
1)当增加支路时,需要增加原有节点—支路关联矩阵L和支路—节点变换矩阵C的阶数,并根据本文原则定义新增元素的取值。
2)当开关断开导致拓扑结构改变时,还需要分情况讨论。若断开的是分支开关,只需要对变换矩阵C进行修正,将分支开关对应的SDTU所在列元素全部置0;若断开的是主线路开关但联络开关不闭合,可同样根据上述原则修正变换矩阵C;若主线路开关断开且联络开关闭合,此时部分区域改由对侧主电源供电,原来定义的正方向发生改变,需要同时对变换矩阵C和邻接矩阵L进行修正。
根据上述分析可知,网络拓扑结构发生变化后,有必要搜索哪些开关位于主线路上,并确定各主干线开关新的上下游关系。本文以节点—支路关联矩阵L为基础完成上述搜索,具体搜索步骤如下。
步骤1:依次搜索节点—支路关联矩阵L的每一列(与联络开关相连的节点对应的列除外),如果第i列中只有第i行元素为1,其余元素为0,则将矩阵L中的第i行全部的元素置0,得到矩阵L′。
步骤2:若矩阵L′中仍存在对角元素为1,其余元素为0的列(与联络开关相连的节点对应的列除外),重复步骤1的过程直到不满足条件为止,得到矩阵L″。
步骤3:经过步骤2得到的矩阵L″中非零行对应的节点即是处在主线路上的节点。
步骤4:从矩阵L″第1列开始,搜索其中为-1的元素(假设li1″=-1),则li1″所在行对应的节点i即是处在第1列对应SDTU的下游且与其相邻的节点;转而搜索第i列中为-1的元素(假设为lji″=-1),其对应的节点j即是与节点i相邻且处在其下游的节点;依次类推,直至搜索至与联络开关相连的节点为止。
以图3为例,搜索节点—支路关联矩阵L的每一列,由式(2)可知,只有第3,6,8列对角元素为1,其他元素为0(第7列元素不在搜索范围内),将矩阵L中的对应行元素置0,得到L′为:
式(5)中不存在对角元素为1、其余元素为0的列(与联络开关相连的节点对应的列除外),故不再进行第2,3步搜索。由式(5)可看出,节点S5,S6,S8,S9,S11所在的行是非零行,故SDTU5,SDTU6,SDTU8,SDTU9,SDTU11在主线路上。从第1列开始搜索,S6所对应的元素为-1,则SDTU6是处在SDTU5的下游;转而搜索S6所在的列,可看到S8所对应的元素为-1,则SDTU8是处在SDTU6的下游。以此类推,可得到主线路上的SDTU的顺序为SDTU5→SDTU6→SDTU8→SDTU9→SDTU11。
3.2 分支开关断开时修正算法
分支开关断开时对应的支路退出运行,应将该支路从相关SDTU的保护范围中剔除,同时该支路开关处的SDTU也需退出相应的保护关联域。如果分支开关处的SDTU发生故障也可纳入上述情况分析。
为了标示分支开关及对应的SDTU的状态,定义状态标志向量K=[k1,k2,…,km][18]。其中m为线路上开关的数量(不包含联络开关),当SDTU正常工作并且开关闭合时ki取1,否则ki取0。
变换矩阵中的元素利用式(6)进行修正:
式中:&表示逻辑与运算。
采用修正后的变换矩阵进行运算可得到新的邻接矩阵,此时故障或所在位置开关断开的SDTU所对应的列元素值变为0,将不会参与其他SDTU关联域的搜索。例如,当S10断开时,K=[1,1,1,1,1,0,1,1]根据式(6)对变换矩阵进行修正,得到矩阵C′为:
得到邻接矩阵J′=LC′为:
由式(8)可看出,SDTU10不再参与其他SDTU的关联域搜索。
3.3 主线路上开关断开时修正算法
当主干线路上有开关断开但是联络开关不闭合时,修正方法与3.2节相同。若主干线路上有开关断开且导致联络开关闭合时,根据3.1节得到的主线路节点上下游关系,定义修正向量X的元素取值如下:
令Y=XT,且yi为Y中的元素,则对节点邻接矩阵进行修正,得到:
假设故障发生在图3中区域L6,需要跳开SDTU6和SDTU8对应的开关,K=[1,0,1,0,1,1,1,1]。修正后的变换矩阵C′为:
根据J′=LC′计算可得到邻接矩阵J′为:
根据3.1节的搜索结果可知:SDTU8的下游是SDTU9和SDTU11,修正向量X=[1,0,1,0,-1,1,-1,1],代入式(10)对节点邻接矩阵进行修正,修正后的邻接矩阵为:
从修正后的邻接矩阵可以看出,断开开关对应的节点所在的行与列元素均为零,不再与任何节点相关联。另外通过分析比较式(4)和式(13)可发现,联络开关闭合后,SDTU9和SDTU11的正向关联域转变成了反向关联域,反向关联域转变成了正向关联域。所以由对侧电源供电的SDTU仍旧可以通过修正后的邻接矩阵J正确确定出关联域和保护范围。
4 算例分析
以图4所示的一种常见的10kV城市配电网结构[19]为例验证本文所提方法,该网络由架空线和电缆线路构成,包含两级联络开关和3路系统电压,其中区域1为电缆—架空混合线路,区域2,3为架空线路。
为更全面地说明问题,假设联络开关S12闭合,供电线路由电源1和电源2同时供电,假定只有电源1供电来确定正方向。依据图4可写出节点—支路关联矩阵L为:
支路—节点变换矩阵C为:
计算可得邻接矩阵J为:
以图4中S7处的SDTU7为例,其正向主保护对象为母线B2,相应的正向主保护关联域包含SDTU8,SDTU9,SDTU10,其反向保护范围为L5,反向主保护关联域为SDTU3,式(16)的计算结果与图4的分析结果一致。
对比对其他节点的分析结果和计算结果可知:对于各种类型和结构的网络,采用本文提出的方法,都能准确、可靠地确定出相应的保护关联域。
5 结语
区域纵联比较保护原理能够较好地满足智能配电网对故障检测与隔离的要求,采用分布式结构具有较好的灵活性和适应性,能够降低对通信容量的要求,适用于各种不同规模的配电系统。本文在描述一种分布式的区域纵联保护系统的基础上,重点研究了区域纵联保护中保护范围的划分原则及保护关联域的确定方法,提出了相应的矩阵算法,并充分考虑了运行方式变化和网络拓扑结构改变对算法的影响。该算法具有原理清晰、计算量小、灵活性好、适应范围广等优点,为更好地实现区域纵联保护功能奠定了理论基础。
摘要：针对智能配电网对故障检测的要求,提出了一种分布式区域纵联保护系统,介绍了该系统的结构和工作流程,研究了区域纵联保护范围的划分原则,并在此基础上提出了区域纵联保护关联域的在线确定方法。采用节点—支路关联矩阵描述网络拓扑结构,由当前拓扑生成变换矩阵,通过对2个矩阵进行相乘运算可得到节点邻接矩阵。对邻接矩阵进行分析,可快速、可靠地确定出区域纵联保护范围,以及各保护范围所对应的关联域。此外还讨论了网络拓扑结构变化对区域纵联保护关联域确定方法的影响。算例分析验证了所提方法的有效性。
区域配电网论文 篇9
关键词：电力GIS,新型区域配电网,IEC61970,配电设备模型
1 电力GIS系统概述
电力GIS系统主要是将电力行业中的电力设备,包括变电站、发电厂、输电线路以及10 k V配电网络、低压线路以及电力用户与电力负荷和生产及管理等核心业务连接形成电力信息化的生产管理的综合信息系统。
在当前云南使用的电力GIS系统,主要包含电力设备类信息、设施地理分布类信息、电网拓扑结构类信息、电网运行类信息等。在实现了基本电力GIS系统功能上,正在实现与营销系统、OMS系统、计量四合一系统,配电自动化系统相符集成,实现各个系统中数据的交互,当前电力GIS系统已经成为电力系统公共数据交互的平台。充分贯彻南方电网“一张网”的思想,实现全网数据共通。
2 IEC 61970规范简介
在电力市场飞速发展的今天,相应的电力系统也开始变得日益庞大和复杂。而调度自动化所覆盖的内容远远超出了传统所认为的能量管理范围。而作为配电自动化最基础、最核心的部分的SCADA系统。由于其他电力系统之间数据交互日进成熟,对应的应用功能不断完善和开发。已经远远不能满足当前系统需要。所以在现有调度自动化系统的上,将相关的孤立应用集成到一个统一的平台。随着各种异构系统不断介入,为了方便这些系统之间的信息交互和相互操作。国际电工协会IEC制定了IEC 61970标准。
IEC 61970标准主要包括电力系统公共模型CIM和统一数据访问接口CIS。其主要目的是根据不同厂家开发的EMS应用可以在运行控制中心的环境下根据IEC 61970标准实现数据共享。彻底实现与底层技术无关。而CIM本身就是一个通用的数据模型。描述了电力系统生产过程涉及各类对象,用对象类和属性及他们之间的关系来表示电力系统资源。作为SCADA标准数据模式,保证了所对应的EMS集成框架具有良好的开放性。而在IEC 61970标准中也规定了SVG作为图形交互的标准。
3 新型区域配电网数字虚拟分析系统简介
新型区域配电网数字虚拟分析系统基于先进的计算机硬件、软件及电磁暂态仿真技术实现配电网的仿真计算,准确的再现配电网的正常、异常及故障情况下的各种行为。为了满足系统计算速度和实时性的需求,配网动态仿真基础平台采用了具有高性能双CPU四核英特尔至强处理器的通用实时仿真计算服务器,完成模型的计算,为实时仿真提供可靠地支撑。采用了以高速DSP芯片或CPLD芯片为核心的高性能、高实时性数字物理接口,通过PCI总线实现中央处理器与外围数字物理接口装置的数据传输,实时精确地对各种数字及模拟信号进行采集与输出,保证了配网动态仿真的要求。
配网动态仿真基础平台在传统电网仿真的基础上,在仿真平台基础上配置配电网数字虚拟分析系统模型库,实现配电网电磁暂态仿真分析功能,以及配电网仿真研究、试验、分析功能。配电网电磁暂态分析软件平台应具有良好的扩展性,具备扩展实现配电网数字物理混合仿真的能力。
4 电力GIS系统与新型区域配电网数字虚拟分析系统集成架构设计
基于IEC 61970标准的情况,电力GIS配网实时数据以SVG/CIM模型文件推送到新型区域配电网数字虚拟分析系统中进行图形转换。根据系统需求对SVG/CIM公共模型进行转换。实现两方系统互通,GIS系统图模信息能展示在新型区域配电网数字虚拟分析系统中,实现实时设备对应,该系统将分析的实时信号数据发送回GIS系统中进行分析展示。满足供电可靠性的研究以及实现自动化应用功能如配电网故障开关定位,停电分析、开关告警、供电范围、用电在线分析等。这些带有实用化意义的馈线自动化。
GIS系统完成对发送回的电网设备开关状态、电流、电压、负荷、故障跳闸信息等遥测、遥信实时信息的管理,在GIS系统一次接线图中进行展示。效果如图1所示。
5 系统集成应用成果
目前,云南电网公司GIS配电网建设已完成基础数据的基本录入,在完成基础数据录入的基础上,为了更好的使配网GIS系统能够起到决策辅助的作用。将这些配网数据能运用及对应到新型区域配电网数字虚拟分析系统上,实时数据信息能匹配到GIS系统对应的设备上。两边可以数据联动,实现真正意义上的实时数据共享。目前,在云南电网公司主要实现了配网开关故障的定位,停电分析,供电范围分析等高级功能。
5.1 配网开关故障的定位
故障定位是配电网馈线自动化的重要功能。当配电网发生故障时,必须能够准确及时的确定故障位置,从而能够快速隔离故障区段并恢复全区段供电,尽可能的减少因故障停电对社会经济和群众生活造成的影响与损失。
在型区域配电网数字虚拟分析系统模拟检测到开关故障发生变位(站内断路器、线路开关分合闸状态及变化信息)、告警(故障分闸、电压异常、电流越限、配变过载、母线失压事件)等信息后通过预先注册的接口把对应的故障设备信息以及影响到的设备信息数据推送给GIS系统。GIS系统在接受到故障开关信息的时候,定位并且高亮展示出故障设备。在通过GIS后台拓扑关系运算。分析出当故障发生时候,影响的范围等相关信息能够直观反馈给GIS系统制图人员。设备故障在GIS系统中定位如图2所示。
5.2 停电分析
同样作为配电网自动化建设的高级功能,停电分析能准确分析停电原因,在通过拓扑关系直观展示停电影响的范围。停电主要分为五种情况,即计划停电、临时停电、事故停电、事故拉闸停电和计划用电停电。GIS系统接收到仿真系统模拟的数据,可进行最佳停电隔离点决策和负荷转移的决策的计算。可将这些故障到恢复供电的流程记录在GIS系统中,可作为供电可靠性分析的相关依据。也能实现停电范围分析以及显示,在GIS系统中能提供线路、配电变压器、开闭所等设备的停电历史数据查询和定位。计划停电分析中影响范围分析效果如图3所示。
5.3 供电范围分析
随着负荷的发展,当前的供电范围划分和配电网架已经不能很好地满足供电需求,主要表现在:各个供电分区的负荷不均衡、部分导线截面太细、运行费用(线损)较高、甚至有的新增规划负荷没有供电途径。因此需要进行供电范围调整和配电网架扩展规划。所以合理的计算供电范围显得尤为重要。GIS系统通过从仿真系统中获取模拟的配电变压器的负荷信息,计算供电范围,能在GIS系统中的地理沿布图中高亮展示供电半径,能对区域负荷进行分析。
6 未来的发展趋势以及展望
随着负荷的不断增长,输电网络的发展,配电网电压等级的升高,城市规划和环境的制约,以及社会、政治、经济、工业和人民生活水平的发展变化等因素,都对配电网自动化系统要求越来越高。电力系统之间的数据共享就显得相当的重要。在云南电网初步已经实现了电力GIS与新型区域配电网数字虚拟分析系统的配网数据、图模共享,实时数据信息的交互。当前电力GIS与营销系统、OMS系统已经能实现数据交互也开发出来相关的高级功能。而本篇文章所探讨的GIS与新型区域配电网数字虚拟分析系统的可视化集成研究。在以后电力系统发展趋势过程是不可缺少的一部分,加强了云南配网自动化的健壮性、可靠性、稳定性。但在当前的实际情况下,同样也是技术上的问题。在实时数据的交互中,会存在延迟。会导致数据更新不及时。GIS主网数据对应的主网自动化系统数据不对应以及在开发某些高级功能时候受双方系统的制约等。在以后不断完善电力GIS系统的过程,应该多考虑系统之间集成应用、接口开发等问题。
在云南电网电力科学院对于电力GIS系统与新型区域配电网数字虚拟分析系统的可视化集成应用已经度过了初步的阶段。各种实用化的高级集成功能如:故障设备定位、停电分析、供电范围等已经步入了实践的阶段。在GIS系统中的基础数据基本录入完整的情况下,打通各个系统之间的交互、集成。能有效的提升电网运行、供电的可靠性,减少工作人员在现场的操作。降低风险。
7 结论
区域配电网论文 篇10
关键词：10kV配电网；电网线路；变配电安装
中图分类号：TM728 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）14-0102-02
10kV的配电网线路重要组成部分就是变配电设备，所以对于变配电设备的合理安装，是能够有效地保障供电质量和增强设备使用寿命的前提条件。变配电设备在配网线路中起着重要的不可替代作用，对整个线路运行作用不仅仅是表现在对已经接到的电压、电能的转换，还影响到升降后电压发送，所以本文将以10kV的配电网的安装技术为研究课题，主要分析设备在安装技术的过程以及在安装过程中所需要注意的问题进行探讨。
1 变配电安装的技术研究
1.1 变压器
变压器是10kV的配电网线路重要的构件设备之一，同时变压器也是作为配电安装工作中最重要的内容。然而在实践的安装过程中，真正能够决定安装方式的是变压器的容量特性。一般情况下，变压器的容量如果在3150kW以上就要进行解体，而且一定要在安装场地进行组装，低于1600kW的变压器则对其整体安装便可。
1.1.1 搬运环节。对10kV的配电网线路来说，搬运环节对变压器的安装具有很重要的指导意义。然而在实践的安装过程中，通常忽略了对搬运环节的重视，因此，要确保搬运的成果和做到质量的保障，应该做到以下四点：
（1）在搬运之前要做好事先的准备工作，要对搬运路径的信息有一个全面而充分的了解。
（2）在对变压器进行起吊时，不要利用变压器油箱上面的吊环来进行起吊。应该把起吊的绳索套安全地系在油箱的吊耳上，并确保中心线的平衡，做到稳定起吊。
（3）在变压器起吊工作进行到一定高度之后，应该有专门的负责人员对变压器进行全面的检查工作。主要目的是看是否有损伤，在检测完毕后才能进行继续起吊工作。
（4）最后，在变压器运输车厢内，提早预备好一些枕木，以便对其进行安放。做好相关的绳索稳固措施，用来避免在运输过程中对其造成的颠簸伤害。并嘱咐司机控制好时速，以保证变压器内部的一些绝缘构件的安全。
1.1.2 安装环节。当把变压器运到选择的目的地后便可对其进行安装环节。通常情况下，室内的变压器基础后台远比室外地面要高出一部分，所以事先要选择一个和基础平面差不多高度的平台，最终的目的是利用平台把变压器转运到室内，以便来完成具体的安装工作。
1.1.3 检测环节。在变压器安装工作进行完毕后，要对其进行相关的检测工作，来检验变压器安装的质量效果，看其是否符合相关行业的标准。同时也可检验出一些质量隐患，所有的前提准备工作都是为了能够确保配电网线路在日后的运行工作中得以顺利进行。
1.2 配电柜
10kV的配电网系统的另外重要设备就是配电柜。它的规格分为低压配电柜和高压配电柜两类，而实际的运行应用中通常都是以高压的配电柜规格为主，用来完成电能的分配、接收电能等一些简单的运行功能。
1.2.1 埋设基础的型钢。埋设基础型钢是进行配电柜安装重要的准备工作。因此，在预埋时，要掌握好型钢中心线，并参考图纸的设计要求和标准来完成其安装的指导依据。这样才能把握好安装的高度、做出标记和完成固定等一些操作程序。
1.2.2 搬运和检测。搬运时首先应该选择好天气，最好选择在没有阴天、雨天的气候条件下进行装运。使设备避开阴天、雨天的潮湿影响。由于配电柜中心较高，所以在装运的过程中要注意平稳，避免在运输过程中的倾斜现象。在特殊条件下还可以拆掉一些比较容易损坏的部件来进行单独的装运。配电柜运到现场后，要对其进行检查，确定好规格、型号是否与原本设计相符。一些技术文件和相应的附属设备都要保证完好无缺。检查时需谨慎，避开对柜体的机械损伤。
1.2.3 安装。在确定好浇筑型钢混凝土的凝固之后，便可对配电柜进行安装。安装的工作是根据实际情况还有图纸本身的设计要求来进行的。在配电柜安装完毕后，要对其进行微调，以第一个配电柜位置为标准依据对其他的配电柜进行调整，来达到柜面的排列整齐和间隙均匀目的。
2 变配电安装所需要注意的问题
首先，要注意变压器和配电柜的导体连接性问题，要避免两个设备之间铜制或铝制螺母和螺杆之间发生铜铝连接的一些现象。并妥善处理好表面的氧化问题，否则会影响到设备的使用性能，严重的还会造成设备的损毁。
其次，是在避雷器和吸湿器的安设上，避雷器安设能够确保配电网的正常运行，保障其免受雷击的损害。吸湿器作为变压器内部的重要构件，主要目的就是为了保证变压器内部的清洁工作，过滤水分和一些杂质等，来确保变压器良好的绝缘功能。
最后，接地装置的工作要做好，一些具体的接地系统的操作要求是：把变压器低压侧部位用来接地电，高压侧的避雷器用来接地点和配电柜外壳，都应该和地线网络可靠地连接上。
3 结语
配电网络的设备安装技术性工作有着非常强的系统性，尤其对于10kV的线路配电安装来说，对于其安装的技术性工作要求非常高。因此，在实践的安装过程当中，应该确保各个安装的工作人员都要各执其责，责任分工明确到人头，责任的各单位之间都要密切的配合和协调。才能更好地促进10kV的线路配电安装的技术性工作能够顺利展开，更好地为配网线路下面的各个其他领域组织提供安全的用电保障。
参考文献
[1] 李恒灿，余金华，张晓沙.10kV配电网线路悬式瓷绝缘子劣化原因分析[J].广西电力，2007，（4）.
[2] 阮永丽.10kV配电网合环转供电对线路保护的影响分析[A].2011年云南电力技术论坛论文集（入选部分）[C].2011，（11）.
[3] 康庆平，卢锦玲，杨国旺.确定城市10kV配电网线路最优分段数的一种方法[J].电力系统自动化，2000，（7）.
区域配电网论文 篇11
1 智能配电网概念分析
智能配电网在智能电网中占着至关重要的位置, 因而国外学者在对其进行实践研究的过程中将配网侧化为自身研究重点, 且在配电网高级技术的基础上对其展开了深入的分析, 并总结出了其运行特性。 此外, 经过大量的实践研究表明, 智能配电网充分运用了控制技术、计算机、通信及网络技术, 且在智能配电网设备设置的过程中安置了配电网终端设备, 继而形成了可视化的配电网管理形式。 另外, 智能配电网在实际运行过程中更为注重鼓励电力用户参与到监督环节中, 继而及时发现配电网运行中凸显出的问题, 形成安全且经济的运行状态[1]。
2 配电网运行管理现状
配电系统处在电力系统末端位置, 且其直接面向用户, 因而在此背景下加强配电网运行管理手段是非常必要的, 其可有效满足用户用电需求, 并提升整体电能供给质量, 实现稳定性较强的电力系统运行目标。 但就当前配电网运行管理现状来看, 其仍然存在着某些不可忽视的问题, 且问题具体体现在以下几个方面:第一, 配电网建设存在着滞后于地区经济的问题, 从而导致电能供给质量始终无法满足用户需求;第二, 当前配电网运行管理中还存在着电能损耗较大的问题, 继而由此引起了用户停电现象的发生, 基于此, 电力部门在发展的过程中应提高对此问题的重视程度;第三, 配电网运行管理中的问题亦体现在配电网自动化程度远低于输电网, 最终影响到了整体供电质量。
3 智能配电网技术在配电网规划中的具体应用
3.1 智能自动化技术
随着配电网规划的不断发展, 智能自动化技术被广泛应用于配电网实际运行中, 智能自动化技术在配电网规划中的应用实现了对配网自动化规划方案内容的有效规范, 并带动相关技术人员在实际工作开展过程中能充分发挥智能调度信息一体化功能, 构建相应的配电自动化主站, 且形成主站、子站等。 继而便于系统操作人员开展相应操作行为。 此外, 智能自动化技术在配电网规划中的应用也逐渐实现了智能预警运行模式, 继而促使操作人员可通过监测信息的观察及时发现配电网运行过程中存在的故障问题, 最终将故障损失降至最低。 另外, 智能自动化技术也逐渐实现了实时调度、远方监控、分布式等功能, 并基于安置用户终端配电设备的基础上实现了对用户信息的有效采集及处理, 最终由此保障了骨干网络通信需求, 且提升了信息整体利用效率[2]。
3.2 参数量测技术
参数量测技术也是智能配电网技术在配电网应用中的表现形式, 同时, 参数两侧技术在配电网中的应用也逐渐实现了数据向数据信息的转换, 继而在此基础上便于相关技术人员在对系统进行操控的过程中可通过对数据信息的分析全面掌控评估电网运行现状, 最终避免配电网规划过程中呈现出的用户窃电行为, 同时达到精准化的电费评估效果。 此外, 在传统配电网规划中电磁表计的应用已经无法满足智能配电网发展需求, 因而在此背景下应强调对参数量测技术的应用, 从而达成电力部门与用户间的双向沟通, 缓解传统配电网规划中凸显出的高峰电费费率计算问题, 达到最佳的费率计算状态。 另外, 参数量测技术的应用亦可及时告知用户费率政策改革信息, 满足用户服务需求。 从以上的分析中即可看出, 在配电网规划中强调对参数量测技术的应用是非常必要的, 因而应提高对其的关注度。
3.3 分布式能源发电技术
近年来, 分布式能源发电技术被广泛应用于智能配电网规划中, 而其技术的应用源自于《 分布式电源接入配电网设计规范》 。 分布式能源发电技术的合理应用为用户带来了较大的便利条件, 即通过在用户周围安置分布式发电的方式促使用户可利用用户端平台对系统运行方式进行操控, 最终达到配电网平衡调节的目标。 此外, 就当前的现状来看, 分布式发电可被划分为太阳能、生物质能及海洋能等几种类型, 其缓解了传统配电网技术层面的问题, 且实现了不消耗化石燃料发电过程。 同时, 并网方式较为灵活也是分布式能源发电技术凸显出的优势。 为此, 应强化对其的合理运用。 另外, 在现代化科学技术不断发展的背景下, 分布式能源发电电源控制保护、监控、测量一体化技术得以实现。 为此, 强化对其的运用可在一定程度上提升配电网运行稳定性, 并就此解决能源消耗问题[3]。
3.4 电动汽车充换电技术
在《 电动汽车充换电设施接入电网技术规范》 中强调了运用电动汽车充换电技术的重要性, 因而在此基础上, 当代政府在实施配电网规划过程中将其融入到其中, 并对其展开大力推广行为, 争取到2018 年将电动汽车数量提升至400 万辆。 在配电网规划中电动汽车作为移动储能设备其可实现削峰填谷的配电网运行目标。 为此, 应提高对其的重视度, 达到最佳的智能配电网运行状态。 此外, 在此背景下为了提升配电网运行的安全性, 要求相关技术人员在对电动汽车交换电进行运用的过程中应安装滤波设备, 继而缓解配电网运行中凸显出的电能质量问题, 为用户营造高质量的用电环境[4]。
结束语
综上可知, 随着现代化科学技术的不断发展, 智能配电网建设问题逐渐引起了人们关注, 但由于当前智能配电网运行管理中仍然存在着某些不足之处。 基于此, 当代电力部门在配电网规划过程中应强调对自动化配电技术、参数量测技术、分布式能源发电技术及电动汽车充换电技术的应用, 继而为人类营造一个良好的用电环境, 并促使其在此环境中能避免断电现象的发生。 此外, 在配电网规划过程中提升技术人员创新意识也是非常必要的。 为此, 政府部门应提高对其的关注度。
参考文献
[1]何开元.智能配电网大数据应用需求和场景分析研究[J].中国电机工程学报, 2015, 12 (2) :287-293.
[2]汪海蛟.微电网技术在主动配电网中的应用[J].电力自动化设备, 2015, 15 (4) :8-16.
[3]王少荣.Simplici TI无线自组网在配电网智能监控系统中的应用[J].电力系统自动化, 2014, 24 (7) :83-87.