二遥模式的配电网故障定位系统设计.docx
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二遥模式的配电网故障定位系统设计
2014届
分类号:
TM727
单位代码:
10452
毕业论文(设计)
二遥模式的配电网故障定位系统设计
姓名 徐汝民
学号 201209920504
年级 2012
专业 电气工程及其自动化
系 (院) 汽车学院
指导教师 杨颖
2014年4月6日
摘要
为解决配电网故障定位问题,使配电网故障定位自动化,以减少巡线工作量和用户停电时间,对基于二遥模式的配电网故障定位系统进行设计。
在设计过程中主要分析了配电自动化技术的功能及意义,并对近几年国内配电自动化的发展现状做了阐述。
随后对配电网常见故障做了系统的分析,并提出了故障定位的一些常用的方法。
故障定位系统通常有主站、终端和通信技术组成,其中主站主要是通过终端发送过来的数据及信息进行运算及判定发生故障位置从而实现故障的定位,终端主要负责监控区段线路运行状况,在发生故障时能够及时上传给主站,通信技术的主要功能是实现数据的传输。
关键词:
配电网;故障定位;主站;终端;通信技术
ABSTRACT
Toautomatefaultlocationindistributionnetworksandreducelineinspectionworkloadandblackoutperiod,designbasetotworemotemodedistributionnetworkautomatefaultlocationsystem,Inthedesignprocessmainlyanalyzedthedistributionfunctionandsignificanceofautomationtechnology,anddistributionautomationinrecentyears,thedevelopmentofthedomesticsituationaredescribedindetail.Thenthedistributionnetworkcommonfailuretodoasystematicanalysisandproposessomecommonfaultlocationmethod.Faultlocationsystemsusuallyhavethemainstation,terminalandcommunicationtechnologies,ofwhichthemasterismainlythroughtheterminaltosendinformationoverthedataandfaultlocationcalculationanddeterminationtoachievefaultlocation,theterminalsectionofthelineismainlyresponsibleformonitoringoperatingconditions,failuretotimelyre-uploadedtothemainstation,communicationstechnologyisthemainfunctionistoachievedatatransmission.
Keywords:
Distributionnetwork;Automatefaultlocation;Master;Terminal;Communicationstechnology
1总则绪论
配电网直接联系用户,其可靠供电能力和供电质量既是电力企业经济效益的直接体现,又对应着不可估量的社会效益。
配电网故障自动定位作为配电自动化的一个重要内容,对提高供电可靠性有很大帮助,也越来越受到重视。
1.1设计依据
1)《配电自动化终端及子站》DL/T721-201XDL/T721-201X
2)《电力通信几种主要传输方式的应用分析》
3)《电力系统通信设计技术规定》DL/T5391-2007
4)《电力二次系统安全防护规定》(国家电力监管委员会第5号令)
5)《城市中低压配电网改造技术导则》D/T599-1996
6)《城市电力网规划设计导则》国家电网公司[2006]1202号
7)《福建电网城市中低压配电网建设改造技术导则》
8)《福建电网城市配电网建设改造工程管理办法》
9)《配电自动化及管理系统功能规范》中电联行业标准
10)《10kV配网自动化发展规划要点(试行)》国电公司1999
1.2设计范围
1)二遥模式的配电网故障定位系统
2)配电网主站系统
3)配电网终端功能及要求
4)配电网通信系统
2配电自动化的概述
2.1配电自动化简介
配电自动化(DA-DistributionAutomation)是利用现代计算机及通信技术,实现配电网运行监控及管理的自动化、信息化。
近年来,配电自动化已成为电力自动化技术的一个热点,引起了科研、制造单位的广泛注意和重视。
配电自动化的含义:
1.指配电网实时运行自动化,主要功能包括数据采集与监控(SCADA)、故障隔离(指故障定位、自动隔离与非故障区段恢复供电)、电压管理、负荷管理等。
2.指变电站和中压配电网馈线自动化。
3.指配电系统的控制中心、变电站、中低压电网、用户侧4个环节的自动化与信息化,包括自动绘图/设备管理/地理信息系统(AM/FM/GIS,简称配电GIS)、变电站自动化、中压配电网馈线自动化、自动读表、负荷控制管理等。
4指中低压配电网监测、保护、控制和管理的自动化,包括配电网运行自动化(DistributionOperationAutomation,DOA)和配电网生产管理自动化(DistributionManagementAutomation,DMA)。
国内配电网实际上指的是中压配电网和低压配电网部分,不少欧美国家中配电网也仅指中压变电站和中低压电网,把配电自动化限定为中低压配电网的自动化与以上专业分工范围相吻合,有利于DA系统的建设与维护管理。
另一方面,从功能配合与数据交换关系来看,中低压配电网自动化与变电站自动化、用户自动化之间的联系相对较弱,完全可以作为一个相互独立的技术领域对待。
2.2配电自动化的功能及意义
1.提高供电可靠性
配电自动化的首要作用是提高供电可靠性。
(1)降低故障发生几率。
通过对配电网及其设备运行状态实时监视,改变“盲管”现象,及时发现并消除故障隐患,减少故障的发生。
(2)减少故障停电时间。
受故障点查找困难、交通拥挤等因素的影响,依靠人工巡线进行故障隔离,往往要花费几个小时的时间,而应用DA能够在几分钟以内完成故障隔离、非故障段负荷的自动恢复,可以显著地减少故障影响范围与停电时间。
此外,还可以及时定位故障,快速调度抢修,缩短故障修复时间。
(3)缩短倒闸操作停电时间。
配电网经常会因为用电扩装、设备检修安排计划停电,需要进行负荷转供操作。
依靠人工到现场对柱上开关或环网柜(简称开关)逐一进行倒闸操作,则不可避免地造成部分用户较长时间停电,而应用DA进行“遥控”控制,则可以避免这一问题。
2.提高电压质量
配电自动化系统可以通过各种现场终端实时监视供电电压的变化,及时地调整运行方式,调节变压器分接头档位或投切无功补偿电容器组等,保证用户电压在合格的范围内;同时,还能够使配电网无功功率就地平衡,减少网损。
3.降低线损
对于带有联络开关、实现了手拉手供电的负荷区段,配电自动化系统在通过各种现场终端获取线路各区段负荷实时变化数据的基础上,可以采用一定策略及时调整各负荷区段的主供电源,平衡各出线电流从而降低线损。
配电自动化系统在实现无功功率和电压优化的同时,也可以达到降低线损的目的。
4.提高用户服务质量
应用配电自动化系统后,可以迅速处理用户用电申请,立即答复办理;加快用户电费缴纳与查询业务的处理速度,提高办事效率;在停电故障发生后,能够及时确定故障点位置、故障原因、停电范围及大致恢复供电时间,立即给用户一个满意的答复,由计算机制定抢修方案,尽快修复故障,恢复供电,进一步增加用户满意度。
5.提高设备利用率
采用配电自动化技术后可有效地调整峰谷负荷,提高设备利用率,压缩备用容量,减少或推迟基本建设投资
6.提高管理效率
配电自动化系统对配电网设备运行状态进行远程实时监视及操作控制,在故障发生后,能够及时地确定线路故障点及原因,可节约大量的人工现场巡查及操作劳动力;同时,配电生产管理实现自动化、信息化,可以很方便地录入、获取各种数据,并使用计算机系统提供的软件工具进行分析、决策,制作各种表格、通知单、报告,将人们从繁重的工作中解放出来,提高了工作效率与质量。
2.3国内配电自动化的现状
我国的配电网有两个显著的特点:
1)体系结构复杂,通常呈树状、辐射状和环状结构,传输功率不大,负荷性质千差万别。
2)中性点可以不接地,在发生单相接地时,但仍允许供电一段时间。
这就使得我国的配电自动化系统不能直接引进国外得系统,必须结合实际、自己开发。
自20世纪90年代以来,国内电力系统35KV变电站逐步实现了“四遥功能”。
但规模覆盖变电站的自动化、馈线的故障定位与隔离,自动恢复供电、负荷控制、远方自动读表和配电网综合管理系统,则是近年来才发展起来的。
伴随着配网自动化,配网故障检测技术先后出现了电压型故障检测技术和电流型故障检测技术。
3配电网故障定位系统
3.1配电网常见的几种故障
3.1.1配电网常见故障
随着我国经济的发展,电力系统规模逐渐加大,网络结构逐渐复杂,配电系统发生的故障也越来越频繁,最常见的故障形式主要包含两相或三相短路故障、单相接地故障、两相或三相接地并短路故障。
我国中低压配电网大多数采用小电流接地方式,小电流接地系统的故障绝大多数是单相接地短路故障,约占到短路故障的80%~90%。
3.1.2配电网故障系统详细分析
在电力系统运行过程中大部分发生的故障属于短路故障,所谓短路故障是指系统中不同相的导线或相对地发生金属性的联接或经较小阻抗的联接。
短路类型有单相短路、两相短路、两相接地短路和三相短路等[12]。
短路类型
原理图
代表符号
三相短路
K(3)
两相短路
K
(2)
单相短路
K
(1)
两相接地短路
K(1。
1)
图3.1短路类型及代表符号
当线路发生三相短路时,由于短路的三相阻抗相等,因此,三相电流和电压仍然是对称的,故三相短路又称为对称短路。
其他类型的短路不仅相电流和相电压各相数值不相等,而且各相之间的相角也不相等,这些类型的短路统称为不对称短路。
短路产生的原因主要是系统中电气绝缘的破坏。
引起这种破坏的原因有过电压、雷击、绝缘材料的陈旧、设备维护不周、运行人员误操作,还有鸟害、鼠害、施工机械的直接损害等都可能造成短路。
由于短路的发生,使得电力系统中个工作点的电压降低,电流增大,而且距离短路点越近,电压越低。
从而引起的不良后果由如下几个方面:
1)短路电流引起的热效应:
虽然短路电流通过电路的时间很短,但它往往超过额定电流的几倍到几十倍,巨大的短路电流将使导体和电气设备产生过热,造成导体熔化或绝缘损坏。
2)短路电流引起的电动力效应:
短路电流作用于设备上,使其相间产生很大的电动力,导致设备变形或损坏。
3)短路使网路电压降低。
4)短路可能造成电力系统稳定性的破坏。
5)短路可能干扰附近通信线路和信号系统,使其不能正常工作或发生误动作。
综上所述,短路后果是严重的,在系统正常运行过程中要防止故障的发生,另外,在系统发生故障后,要快速、准确地找到故障位置,迅速排出故障,确保电力系统安全运行,提高供电可靠性,将损失最小化。
3.2配电网故障定位常用方法
3.2.1阻抗法
阻抗法是根据故障时测量到的电压、电流来计算故障回路的阻抗,根据线路长度与阻抗成正比的关系来估算故障距离。
阻抗法按算法分可分为利用单端数据和双端数据两类.单端数据的测距算法由于模拟技术的诸多缺陷以及只采用线路单侧电流、电压信号,在双侧电源系统中,其测量精度受过渡阻抗和对侧助增电流的影响,定位精度较差;双端数据的测距算法采用精确的分布参数模型,但在数据同步和伪根判别等方面尚有待进一步改进。
武汉大学对阻抗法提出了改进,应用于变频电力电缆故障定位[4]。
该方法依据电弧的电阻性,因此流过故障点的电流和故障点两端的电压是同相位的,采集到线路首端的电压与电流后,基于分布参数线路理论就可以求出沿线路各点的电压与电流,在故障点处电压与电流是同相位的。
采用频率比工频高的正弦电源,采集故障状态下故障相电缆单端的电压、电流信号。
并利用这一点推导出故障定位方程。
3.2.2行波法
行波法是基于故障距离与行波从故障点传输到检测点的时间成正比的原理,一般分为A、B、C、D、E[6]五种.
A型行波定位方法是利用故障产生的行波进行单端定位的方法。
在线路发生故障时,故障点产生的电流(电压)行波在故障点与母线之间来回反射,根据行波在测量点与故障点之间往返一次的时间和行波的波速来确定故障点的距离。
B型定位原理利用故障点产生的行波到达线路两端的时间差来实现定位。
双端定位只利用行波第一波头到达线路两端时刻进行定位计算,因而只需捕捉行波第一个波头,不用考虑行波的反射与折射,而且行波幅值大,易于辨识,使得计算处理简单。
但要求线路两端测量系统有精确到微秒的同步时钟实现两端的时间同步。
随着GPS时钟同步技术和数字光纤通信技术的发展在电力系统中的广泛应用,线路两端的数据交换已成为可能。
因此,目前国内外输电线路很多都采用基于GPS系统的双端故障定位方法。
C型定位原理是通过注入信号在注入端和故障点之间往返一次所需要的时间来计算故障距离;与A型行波不同的是它不利用故障时故障点产生的行波信号,而是在故障后,人工向故障线路发射脉冲信号,然后检测发射脉冲信号的时刻和来自故障点的反射波到达检测点的时刻。
D型现代行波故障测距原理为利用故障暂态行波的双端测距原理,它利用线路内部故障产生的初始行波浪涌到达线路两端测量点时的绝对时间之差值计算故障点到两端测量点之问的距离。
为了准确标定故障初始行波浪涌到达两端母线的时刻,线路两端必须配备高精度和高稳定度的实时时钟,而且两端时钟必须保持精确同步.另外,实时对线路两端的电气量进行同步高速采集,并且对故障暂态波形进行存储和处理也是十分必要的.
E型定位原理是利用断路器重合闸于故障线路时产生的暂态行波在测量点与永久性故障点之间往返一次的时间计算故障距离.这一点对于装设有重合闸装置的高压输电线路尤为有用,它可以补救因故障发生在电压初始角为零或很小时造成的测距失败。
设线路发生了故障,在继电保护作用下,开关将跳开故障线路,之后在重合闸作用下,开关将重新闭合.若故障未消失。
则由开关重合所产生的初始行波经延时t后到达故障点,在故障点行波又反射回检测母线,这段时问间隔包含有故障距离信息,同样可用于测距。
3.2.3基于配网自动化的方法
近年来,随着配网自动化的日益成熟,大量基于SCADA系统的故障区域判定方法也相继出现。
他们大多基于配网的馈线继电保护,依断路器关系对整个网络进行拓扑分解,从而构成线路网络的关系矩阵,以此构成判别算法。
这些算法中包括:
(1)矩阵算法[6]及其改进。
矩阵算法的基本原理都是首先生成网络描述矩阵和故障信息矩阵,然后将两矩阵相乘,并对其进行规格化处理,最后形成判别矩阵P。
如果P中的元素Pij和Pji的异或运算结果等于1,则可确定i,j间的区段发生了故障.华中科技大学对此算法进行了改进:
在判断辐射形、树形、环形配电网的故障区段时,根据馈线沿线各开关处是否流过故障电流进行判断,因此FTU的整定容易。
(2)频域分析及特征向量法[7]。
清华大学研究了配电线路处于高频电场中参数随频率变化的规律,扩展了高频条件下的传递函数理论并给出了该情况下传递函数的定义,根据单相和三相情况下线路参数随频率改变的配电线路接地故障定位的传递函数法的计算公式结合具体线路作了详尽的模拟计算。
(3)蚁群算法[8]。
东南大学的研究人员利用配电网呈辐射状的特点,依据分级处理的思想,把配电网划分为主干支路和若干个独立区域,降低可行解的围数,再利用蚁群算法良好的正反馈和容错性的特点进行局部和全局寻优,从而找到故障位置。
(4)概率算法[9]。
华中科技大学提出了基于贝叶斯概率公式的配电网故障定位方法,建立基于该算法的故障寻址模型,利用SCADA系统采集到的负荷开关的故障信息序列,进行似然比运算,在最大故障概率条件下进行故障定位。
另外还有遗传算法、基于分层拓扑模型的优化算法等等。
3.2.4其他方法
山东工业大学研究的“S注入法[10]”,是将单相接地线路检测与接地点的定位结合起来的方法。
即在线路始端注入位于工频倍频与谐波频率中间的频率信号,并在沿线装设检验该频率信号的装置,通过检测到的信号路径来判断故障区域。
该方法使用简单,但实际应用时容易注入信号容易被线路对地电容吸收而导致失效。
且当故障停电后。
该保护就存在绝缘恢复和定位困难的问题。
后来,山东大学又提出了基于“S注入法”的小电流接地系统单相接地故障选线定位保护。
该方法通过向停电后的接地线路故障相外加恒定直流高压,再注入交流信号,并根据所注交流信号的消失点判定故障位置[2]。
3.3馈线自动化分析
馈线自动化功能[13]是在中压配电线路发生故障时,快速地进行故障判断,自动隔离故障区段,恢复非故障区段线路的供电,减少停电范围。
馈线自动化系统(以下简称FA系统)是整个DAS系统的子系统,尽管可以作为一个独立的系统存在,但它一般都是集成在DSCADA系统里,因此,也可以将FA系统理解为运行在DSCADA系统上的一个高级应用软件。
根据主站和终端之间是否能够实现通信以及信息交换形式,分段开关类型(负荷开关、断路器等)、开关配置的传感器类型(TV、TA)等条件,线路故障有不同的故障隔离及恢复供电方案可分为顺序重合控制型、集中遥控型、分布式智能型、网络保护型。
顺序重合控制型FA,根据就地电压和电流的变化,由变电站出口短路器或重合器与线路分段开关按照预先设定的逻辑进行顺序重合,完成故障隔离与非故障区段的恢复供电。
该FA方式既不依赖通信通道也不依赖于主站。
集中遥控型FA,由控制主站/子站通过通信系统集中收集各馈线终端(FTU)的故障检测信息,根据系统拓扑结构和预设算法进行故障定位,并通过遥控或手工方式实现隔离故障与非故障区段的恢复供电。
该FA方式需要由现场开关的监控终端(FTU)、通信网及控制主站/子站三部分共同完成。
分布式智能型FA,基于点对点对等通行技术的的分布式智能型FA。
网络保护型FA,用于闭环运行的电缆环网(联络开关正常运行时处于合位),环网柜进线开关采用能够遮断故障电流的断路器;采用基于分布式智能的故障电流方向或相位纵联比较保护,在线路故障时直接跳开故障区段两侧断路器隔离故障,做到非故障区段用户供电不中断。
3.4配电网故障定位系统组成
配电网故障定位系统主要有主站、通信网络、终端组成,各部分主要功能及组成如下:
3.4.1主站系统构成
1.系统硬件:
主站通常采用用户/服务器(C/S)结构,典型配置如下图所示。
数据库服务器用以保存与管理各种共享的SCADA实时数据、历史数据(负荷曲线、开关动作记录等)、设备属性数据(编号、额定值等)以及电网接线关系数据等。
其他计算机,如前置机、调度员工作站、管理员工作站、WEB服务器等,称为用户端,它们通过高速局域网访问服务器读取或者保存各种数据,完成独立的系统功能。
系统中所有计算机通过高速以太(Ethernet)网连接一起,可采用互为备用的双以太网,以提高系统可靠性。
1)数据库服务器
数据库服务器是系统的核心,可靠性要求高,通常选中高档PC服务器或RISC服务器,并采取多种保护措施,如双CPU、双电源、双风扇等。
为了获得更好的安全性能,服务器可以采用冗余配置。
一种模式是双服务器镜像系统,需要两台服务器,正常情况下一台主服务器接收数据,保存记录,另一台服务器通过网络复制主服务器数据库镜像;主服务器故障时,镜像服务器直接接收数据、保存记录,另一台服务器修复后,转为镜像服务器工作方式。
另一种模式是可靠性更高的磁盘阵列(RAID)系统,两台服务器互为热备用,共享一个大的逻辑磁盘,磁盘阵列中的任意一块硬盘数据损失都能通过其他磁盘恢复数据,任意一块硬盘都可以进行热插拔更换,确保系统不会停顿。
图3.2主站结构
2)前置机
前置通信处理机(简称前置机)与现场终端装置通信,对数据预处理,以减轻主机(服务器)负担;此外,还有系统时钟同步、通道的监视与切换以及向其他自动化系统或MIS系统转发数据等功能。
前置机向上接入主站局域网,与后台机交换数据;向下与各种现场终端装置通信,采集配电网实时运行数据,下发控制调节命令。
前置机功能实时性很强,如出现故障,将造成不可挽回的实时数据丢失,因而对其可靠性要求很高;一般是选用高可靠性的工业控制计算机,并采用双机热备用工作方式。
前置机与现场终端之间支持IEC60870-5-101、DNP3.0、SC1801等点对点、点对多点等专线通道通信协议,也支持IEC60870-5-104等网络通信协议。
3)调度员工作站
调度员工作站完成调度员人机联系功能。
为了进一步方便运行人员观察与操作,调度员工作站可以驱动大屏幕投影仪、动态模拟显示屏,也可以驱动双显示器,完成多屏显示。
调度员工作站一般采用双机配置、互为备用,两台工作站构成一个调度台,负责调度一个或几个变电所、开关站;一个主站可以包括几套调度台、若干调度员工作站。
4)FA工作站
FA工作站收集各个终端的故障信息,根据系统拓扑结构和预设的算法实现故障区段定位,下发遥控命令实现故障区段隔离和健全区段恢复供电等功能。
FA工作站也可以提供多种隔离和恢复方案供调度人员选择,以及对故障信息和故障处理信息的保存、查询、统计等操作。
FA工作站一般也采用双机配置、互为备用。
5)管理员工作站
管理员工作站负责整个系统的协调和管理,供系统管理员对主站系统进行配置、维护,如修改数据库、设置工作人员操作口令与权限等。
6)WEB服务器
主站一般采用WEB服务器形式与MIS系统接口。
WEB服务器从DOA中接收实时数据,形成实时数据库,向MIS提供配电网运行信息。
WEB服务器同时又是MIS的组成部分,MIS中的所有节点上的计算机都可以通过标准的Internet游览器访问该服务器,获取配电网运行信息。
7)与其他系统接口
DOA需要与GIS交换数据,向MIS提供电网实时运行信息;此外,还要向上级调度自动化系统转发数据。
2.系统软件
主站系统软件按各自功能可分为系统软件、支撑平台及应用软件三大类。
1)系统软件,主要有Windows和Linux,Linux操作系统是近几年来兴起的自由共享软件,它除具有性能稳定、扩展方便等特点,被广泛用于主站中。
2)支撑平台,又称支撑软件或支撑环境,在操作系统基础上构建,为具体应用软件提供数据存储、处理、显示、制表以及网络通信、数据交换、系统管理服务。
支撑平台介于操作系统与应用软件之间,直接决定了系统是否具有良好的开放性及扩展能力。
支撑平台主要有数据库管理系统、网络管理系统、图
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