配電網自愈測試系統設計與實現

高洪雨，陳 青，李文進，宋衛平

(1.山東大學 電氣工程學院，山東 濟南 250061；2.國家電網技術學院，山東 泰安 271000；3.國家電網泰安供電公司，山東 泰安 271000)

智能電網(smart grid)具有可靠、優質、高效、兼容、互動等特點，是現代電網的發展方向。自愈功能作為保證電網可靠、優質供電的關鍵功能，是智能電網技術研究的重點[1]。配電網直接面向用戶，其自愈水平的高低直接影響電網對用戶的供電質量，對整個配電網的安全、可靠、經濟運行起著重要的作用[2]。近年來，國內外專家對配電網自愈進行了大量的研究，取得了一系列成果[3-8]。

電力供應涉及千家萬戶，各級用戶停電的原因，一般是計劃檢修與非預期的故障斷電[9]。對于電力類專業學生與電力系統員工教學培訓而言，基于專門的配電網物理系統，熟悉配電網運行與故障過程[10-11]，深入研究配電網故障自愈功能與應用非常重要[2]?；诳蒲小⒔逃扔猛荆瑖鴥韧鈱W者對繼電保護裝置檢測進行了深入研究[12-14]，而對配電網自愈功能測試的研究相對較少。為滿足科研、職工培訓需求，本文基于EPON和GPRS方式，設計實現了10/0.4 kV配電網架及相應配電自動化系統[1]。配電網架及配電自動化系統按照生產型設計，10/0.4 kV配電室安裝在室內，電力電纜、架空出線安裝在室外試驗場，配電終端、通信系統、子站等就地安裝，小電流接地選線裝置、主站、視頻監視系統安裝在監控室，構成完整的配電自動化測試平臺[15]。整個平臺不僅能進行配電SCADA人機交互，實現配電網運行監視和遠方控制，還可以通過饋線自動化(feeder automation，FA)，監視配電線路(饋線)運行狀況，及時發現線路故障，迅速診斷出故障區域并實施隔離，快速恢復對非故障區域的供電。該平臺能有效提高對電力系統配電自動化運維專業人員的培訓效果，指導運維人員實施不同的饋線自愈策略，評估自愈效果。

1 配電網架設計與實現

建設的配電網架系統見圖1。

圖1 配電網架系統

1.1 網架結構

供電電源設計：電壓等級為10 kV，形成圖1中的1號電源、2號電源，采用開關控制與電纜接線切換方式，可實現單電源供電、單電源雙回路進線、雙電源進線，以便模擬不同可靠性等級負荷對應的供電方式。配電網絡的結構滿足供電安全“N-1”原則[16]。

變電所主接線方式：采取典型的單母線分段方式，母聯斷路器、各條出線斷路器均按照潮流計算有關參數選取。配電室采取電纜出線方式，出線1、出線4等兩路出線分別引接至配電架空線路，通過1號聯絡開關形成環網接線，采用開環運行方式。中性點可切換至不接地及經消弧線圈接地兩種方式。

1.2 配置策略

基于饋線故障自愈方式的多樣性，配電線路實施典型性與代表性相結合設計，形成饋線網架方式與設備配置策略：

(1) 主干線路10 kV出線1的1號、2號分段開關，用分段斷路器代替傳統的重合器與負荷開關組合[5]，在出線1上，可以進行架空線路單相接地故障定位策略下的自愈試驗，形成研發與培訓試驗環境。而出線4的3號、4號分段開關保留了負荷開關配置。在故障自愈的隔離階段，傳統方式采用重合器與負荷開關進行重合配合來判別故障區域,實現隔離故障及恢復健全區域供電，在這個系列操作中重合器和負荷開關多次分合閘，形成對設備的二次故障電流沖擊,可能使故障擴大,而且延長了恢復健全區域供電的時間。在出線4上可以實現該類自愈方式的改進策略。

(2) 在自愈功能的技術經濟性評價方面，以10 kV 1號出線為樣例，進行試驗評估?？苫诩友b開關后增加投資、維護費用與加裝開關后減少的停電損失綜合費用最小模型[2]等策略，進行基于供電能力的配電網聯絡有效性評價[17],在饋線上合理安裝帶自動化功能的智能分段開關、分支線開關，增加或者減少各個分段線路用戶數，以改變自愈時間、停電范圍，實現對不同性質負荷組合的供電經濟性評估。本系統上電壓互感器、電流互感器、配電終端的配置，滿足多種自愈策略的選擇性，可以采取“就地智能自愈方式”自動檢出和隔離故障點，以及“主站自愈”方式檢出和隔離故障點。聯絡點1號智能分段開關，承擔轉供電功能，按照遠方遙控方式設計，以快速轉供復電。

(3) 配置T接線試驗樣例。在10 kV饋線用戶T 接點處，采用#1分支開關作為用戶分界開關，界定故障區間，自動切除用戶側短路故障，隔離用戶側接地故障，避免事故殃及主干線和相鄰用戶。該類開關利用故障發生時界內與界外明顯的故障電流差來判別和定位故障點，適合于中性點經小電阻、消弧線圈和不接地系統。

(4) 配電網架與分布式發電系統的聯絡。在配電室內0.4 kV出線1，設置分布式發電并網點，風光互補分布式發電容量按照25 kW設計，短路點容量與分布式發電電源機組額定電流之比值為173.2，滿足不低于10的要求[17]。

2 配電自動化系統

建設的配電自動化系統是一個對配電系統實現全面監視、控制和管理的綜合化自動化系統，其內容包括饋線自動化、變電自動化及部分管理功能等。系統結構及通信系統配置分別如圖2和圖3所示。

圖2 系統結構

圖3 通信系統配置

2.1 配電自動化主站

安裝了KH-8000PT主站，該系統軟件平臺采用Windows 2000服務器版和SQL Server 2000企業版與MAPINFO 5.0版。主站系統為交換式以太網，設有2臺24口的網絡交換機，2臺前置機服務器FEP-A、FEP-B，1臺調度員工作站，2臺數據庫管理服務器，1臺饋線自動化(feeder automation,FA)處理工作站，1臺WEB服務器和1臺管理員工作站。該KH-8000PT系統結合電力系統員工培訓特點，除具有完備的SCADA功能外，還將調度管理、設備管理、變電所管理等功能集成到常規的SCADA功能中，銜接現場 “調配控一體化”模式。GPS同步時鐘用于全網設備統一時鐘，對時精度達到1 μs 。

2.2 配電自動化通信系統

在10 kV變電所內配電DTU子站，設置1臺HUB，通過光纜實現監控室交換機與HUB連接。10 kV配電線路各個分段開關、聯絡開關對應的FTU、TTU輸出通過光纜接入以太網無源光網絡(ethernet passive optical network，EPON)，1號分支開關的遙測、遙信等功能通過通用無線分組技術(general packet radio service，GPRS)接入，經前置機服務器FEP-A、FEP-B實現FTU-HUB、TTU-HUB的接入。

1號分支開關的實時監測數據與主站之間采用GPRS技術進行加密收發，通信速率最高可達到170 kbit/s，滿足現場300 bit/s左右的要求,成本較低,模擬了生產現場的應用實況。

2.3 配電子站層、變電所遠動分站及饋線終端

監控室設有10 kV及0.4 kV站所終端，完成配電室內各個監測點采集的現場信息向主站通信處理機中轉。如圖1和圖3所示，在架空饋線1和饋線4安裝4只FTU，1只聯絡開關FTU，1只分支線開關FTU，在整個系統的最底層完成柱上開關運行信息的采集處理及監控，均可檢測所控開關的故障信息[18]。10 kV分支線的配電變壓器安裝TTU 1臺，監測配變運行工況，對配變過流、過負荷、過熱進行保護，同時實施就地無功補償電容器組投切控制。各個終端與一次設備接口良好，通信規約兼容性好，能夠實現互聯互通、即插即用。

智能終端的后備電源以免維護超級電容為主，個別采用蓄電池，用于支撐DTU、TTU實現開關分閘操作和掉電后故障信息、開關動作信息上傳。蓄電池受高低溫環境影響較大，一般壽命3～5 年，而免維護超級電容，在線路掉電后可維持10 min左右運行時間，且其電化學特性決定了適應惡劣高低溫環境的能力較強，在德國已經取得4年運行經驗[19]。

2.4 小電流接地故障選線與視頻監視

安裝了XJ-100型小電流接地故障選線及監測系統，該裝置利用綜合暫態零序電流幅值比較、極性比較以及基于暫態容性電流方向和無功功率方向的方法，提高選線檢測靈敏度和可靠性。

為了實現系統反復故障設置及自愈的安全和有效管理，在配電室及10 kV線路安裝視頻監視設備，視頻信號匯集到監控室，在監控室可切換、調整配電室、10 kV線路各處場景，及時準確協調解決綜合操作中的設備投切，保障人身安全。

3 配電網自愈測試

電網的自愈是指電網在盡可能少量的人為干預下，借助于先進的監控手段，對電網的運行狀態進行連續的在線識別、評估，及時發現并快速調整，消除故障隱患；在故障出現時，快速隔離故障，恢復無故障區段供電，保證電能質量指標，將故障影響降至最小[1]。

3.1 測試系統整體工作方案

系統工作過程如下：在配電網一次系統中，選取典型故障位置，接入接地故障器[20]，形成單相接地、兩相接地短路等故障，對應的電壓、電流互感器將故障信息送入FTU和TTU，FTU和TTU將采集到的電壓、電流模擬量數字化后，通過EPON、GPRS網絡，傳給保護、子站和主站。主站按照設定好的自愈策略，發出斷路器、分段開關、分界開關控制指令，實現健全區域供電和故障區域隔離。

設置的故障模擬點見表1。表1中的“臺變”全稱為工作臺變壓器。

表1 故障設置一覽表

3.2 系統試驗

3.2.1 試驗一

采用文獻[5]、[8]中的區段定位與隔離方法，基于電壓型饋線自動化系統實現，屬于分布智能型，人工與自動控制相結合的半自動自愈方式，適用于農網及架空線路較多的中性點非有效接地城網。在圖1中10 kV配電網的II母線出線4，分段開關為電壓時間型智能設備，配套三相零序組合式電壓互感器，通過變電站4號出線開關的重合閘和線路上分段開關電壓時間的邏輯時序配合，完成主干線路短路故障的隔離和非故障區間恢復送電。

在圖1中10 kV配電網的II母線出線4的3號、4號分段開關之間，投入人工接地器，設置單相接地。單相永久接地故障線路的故障段前端開關的合閘邏輯時序見圖4。圖中tv設定為開關關合前的零序電壓確認時間 ，td設定為分段開關投入故障確認時間。令tv=1.5 s，td=3.5 s，人工接地器在故障線路的出口斷路器重合后ttv+td，即5 s后退出，設置永久性接地故障。

運行及動作結果：饋線自動化系統及接地選線裝置選出II母線出線4為接地故障線路，故障電流較小，出口斷路器不跳閘。運行人員手動跳開出口開關，變電站報警信號消失，確認選線結果正確，同時沿線各個分段斷路器兩側均失壓后延時跳閘。手動投入故障線路的出口斷路器，同時投入人工接地器的故障計時。此后，依次控制各個分段開關關合。線路4號分段開關檢測到電源側來電，啟動tv時間計時，實時監測線路零序電壓，因零序電壓為零或者小于基準值，tv時間延時到后4號分段開關投入，同時啟動td時間計時，根據接地故障存在時間，動作如下：

(1) 若開關投入時，接地器仍在接地狀態，線路出現大于FTU整定的零序電壓，單相接地報警裝置的報警信號重新出現，而且4號分段開關對應的FTU 檢測到從tv時間到td時間的零序電壓躍變，FTU 使4號分段開關分閘、閉鎖；故障點后端的3號分段開關FTU在4號分段開關投入后，啟動確認時間tv內，檢測到零序電壓，閉鎖3號分段開關，使之保持在分閘位置，實現了故障區段的隔離。同時1號聯絡開關投入，后段非故障區間自動實現負荷轉移而恢復供電。

圖4 發生單相接地故障線路的故障段前端開關的合閘邏輯時序圖

不考慮運行人員核查時間，故障隔離時間為

ts=te+n(tv+td+tc)+to

式中:ts為故障隔離時間；te為出口斷路器合閘時間；n為故障點到供電母線的邏輯區段數；tc為分段開關合閘時間，設備設計值為45 ms，實測數值離散，取tc≤100 ms；to為分段開關分閘時間，約為200 ms。

故障自愈時間th為

th=tl+ts=tl+te+n(tv+td+tc)+to

式中:th約5.3 s；tl為聯絡開關合閘時間，設備設計值為45 ms，實測數值離散，取t1≤100 ms。

若n=3，則故障自愈時間：th=15.6 s

(2) 若開關投入時，接地器已經退出，單相接地故障已消除，線路零序電壓消失，4號分段開關對應的FTU 檢測到從tv時間到td時間的零序電壓無躍變，使4號分段開關保持投入，原故障點后端的各分段開關依次順利投入，實現故障區段的自愈。

故障自愈時間為

th=tl+ts=te+n(tv+td+tc)

若總故障邏輯區段n=3，則故障自愈時間：th=15.4 s

3.2.2 試驗二

采用文獻[7]、[8]的區段定位與隔離方法，基于集中型饋線自動化實現，全自動自愈方式，適用于可靠性要求較高的城網。圖1中10 kV配電網，中性點經消弧線圈接地，在I母線出線1的1號、2號分段開關之間，投入人工接地器，設置單相接地。故障段兩側開關的分閘邏輯時序見圖5。

運行及動作結果：接地選線裝置告警，報文提示II母線出線4為接地故障線路。因故障電流較小，出口斷路器不跳閘。線路上各FTU利用線電壓和零模電流計算故障方向參數D并上傳至FA控制主站，主站根據故障區段兩側方向參數極性相反的特征定位接地故障位于II母線出線4的1號、2號分段開關之間[8]。運行人員核查后，確認選線及故障定位結果的一致性。啟動故障自愈運行，結果如下：

(1) 經過一定的延時間隔，故障選線系統報文顯示永久性接地故障，1號、2號分段開關FTU檢測到從tv時間到td時間內方向參數極性仍處于相反狀態，確認1號、2號分段開關之間發生永久性接地故障，FTU 使1號、2號分段開關分閘、閉鎖。主站及接地選線裝置接地警報解除，實現故障區段的隔離。同時1號聯絡開關投入，非故障區間自動實現恢復供電。

圖5 發生單相接地故障線路的故障段兩側開關的分閘邏輯時序圖

不考慮運行人員核查時間，故障隔離時間為

ts=tv+td+to

式中：ts約5.2 s；to約為200 ms。

故障自愈時間為

th=tl+ts=tl+tv+td+to

式中，th約5.3 s；tl設備設計值為45 ms，實測數值離散，取tl≤100 ms。

(2) 經過一定的延時間隔，故障選線系統提示瞬時性接地未復發，1號、2號分段開關FTU檢測到從tv到td時間段內方向參數D極性恢復至一致狀態，使1號、2號分段開關保持投入，實現故障區段的自愈。

故障自愈時間：th=ts=tv+td，約5.0 s。

3.2.3 試驗結果分析

比較試驗一和試驗二的方法及結果可看出，基于時限零序電壓單相接地故障檢測方法的饋線自動化系統，無需通信信道，能夠充分可靠地檢測并隔離出線路上的單相接地故障，與選線裝置配合，克服了“拉路法”的缺點；基于線電壓和零模電流暫態定位方法的集中型饋線自動化系統，故障的診斷、定位、隔離，以及上、下游負荷的恢復，處理程序通過“三遙”自動進行，故障處理速度快，避免了重合于短路點后對設備的二次沖擊及接地故障長時間存在對系統的過電壓損害。

該系統按照生產要求設計建設，配置與實際配電網一致的設備，能夠提供真實的配電運行環境。通過在一次設備、系統不同位置上設置不同的故障，即可實現對各種自愈策略的測試和分析。另外，還可以在TTU或者FTU的輸出端，輸入特定信號組合，實現在一次設備、系統上難以設置的故障，方便地實現對各種自愈算法性能的測試和分析。

4 結束語

隨著我國配電自動化應用的深入，饋線自動化及配網自愈的應用越來越廣泛，相關的技術人才培養成為當務之急。為了滿足科研和培訓的需求，本文總結2013年國網公司第一期配網自動化運維專業新員工的培訓，在基本的配電網框架下，配置配電自動化系統，構建了不同方式的自愈測試平臺。該平臺的主站、通信、配電終端等能針對不同的自愈與網絡重構策略，實現對策略與算法的全面檢測。該測試平臺的建立，既為新型配電自動化系統的研究、開發提供驗證手段，而且為相關系統、裝置的入網檢測提供了測試平臺。

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