基于雙向通信的配電主站集中型自愈方法

深圳供電局有限公司 汪文達

1 基于雙向通信的配電主站集中型自愈方法設計

1.1 配電主站集中型自愈故障定位邏輯重構

通過鏈式結構將多個110kV變電站串聯，以此形成一個完整的電力系統。當串供回路上出現異常現象或故障問題時，在完成配電主站的集中型自愈的過程中，需根據配電站真實情況對其全景信息進行獲取，從而實現對各類故障問題的自動識別，并將相應的控制指令傳輸到各個控制裝置當中。當變電站中某臺供電設備出現故障問題無法供電時，需通過自愈故障定位邏輯給出的維護指令切斷該設備的電源，并控制另一臺備用設備參與到供電當中。基于上述配電主站集中型自愈需要，本文在設計自愈方法時，首先為確保對故障節點的準確定位，對配電主站集中型自愈故障定位邏輯進行重構[1]。結合電力系統運行過程中的實際情況，在電力系統當中配電主站集中型自愈故障定位邏輯的判斷依據包括三種：

當配電主站中有保護動作時，能實現對各個線路光纖縱差以及母差的保護動作，此時自愈故障定位邏輯可認為在保護范圍內出現故障問題；當保護動作未進行時，而串供線路上節點開關分位且線路上沒有電流經過，此時若該開關位置前后沒有故障相位電流產生、且沒有故障零序電流時，則認為此時出現開關偷跳問題。若開關分位上沒有電流經過且在其前端出現故障相電流、而故障相電流方向是流向線路方向時，則認為是在兩個開關之間發生故障問題。若開關分位上沒有電流經過、且在開關的線路上沒有零序電流，則認為故障出現在兩個開關之間，否則認為是下一級線路出現故障問題；當配電主站中110kV出現母線失壓或出線無流現象時，則此時判斷配電主站的110kV母線或配電主站以上出現故障問題。

根據上述三種不同邏輯對配電主站集中型自愈邏輯進行設定，三種故障定位邏輯分別對應多種不同自愈邏輯，本文以兩個串供變電站的電力企業中常見的雙配電主站為例，并針對其相關配置完成自愈邏輯重構[2]。假設在該電力企業當中，某一配電主站的開環點為DK4開關，則得出配電主站集中型自愈邏輯動作包括以下情況：

假設任意一個開關DC1/DC3出現偷跳情況，此時光纖縱差保護動作運行，自愈故障定位為縱差保護范圍內發生故障問題，跳DC3開關，并在確定開關DC3跳開后對配電主站檢測，確定其無壓狀態，合開環點開關DC2，之后完成相應放電動作[3]。假設任意一個開關DC1/DC2出現故障問題，此時母線差動作運行，自愈故障定位為母線保護范圍內發生故障問題，調DC1開關，在確定開關DC跳開后對配電主站進行檢測，確定其無壓狀態后合開環點開關DC2，完成相應放電動作。

1.2 基于雙向通信的配電主站交互信息傳輸

為進一步實現在發生故障問題時配電主站能實現交互信息傳輸，本文引入雙向通信方式完成對各類故障信息及指令信號的通信[4]。由于在電力系統當中SV報文密度較大且信息較為密集，在復雜故障情況下對電力系統上位機CPU造成嚴重的負載壓力，因此對運算速度及對處理能力造成影響。本文采用雙向通信傳輸模型，用以實現配電主站集中型自愈的數據信息交互，并發揮雙向通信傳輸在海量數據下實時性應用優勢，確保配電主站快速恢復供電。

根據本文重構的配電主站集中型自愈故障定位邏輯對配電網拓撲結構進行識別，并對配電主站上串聯的各個斷路器位置、交流電流電壓量進行采集[5]。配電子站采集并通過雙向通信傳輸方式上送到配電主站母線狀態量及其就地判據如下：I母線處于無壓狀態。有壓定值大于I母線三相電壓；I母線處于有壓狀態。有壓定值小于I母線三相電壓；II母線處于無壓狀態。有壓定值大于II母線三相電壓；II母線處于有壓狀態。有壓定值小于II母線三相電壓；配電子站收信異常。配電子站接收不到指令或指令失效。

為確保配電主站能與各個配電子站在交互信息雙向通信傳輸的過程中，不會受到周圍干擾因素的影響，在通信通道上配備光纖保護通道。在各個變電站之間利用交換機在專屬光纖串聯通道中完成雙向通信，配電主站與各個配電子站之間需通過光纜直連通道傳輸，以此滿足配電主站集中型自愈通信要求。

1.3 配合配電主站常規自切保護

通常情況下，220kV配電站中存在110kV側配電子站配備自切保護，整定動作時間范圍在2.5s～5s以內，在10kV側配電子站同樣配備自切保護，整定動作時間范圍在2.0s～4.5s。為確保本文提出的基于雙向通信的配電主站集中型自愈方法能實現對配電主站穩定運行的保護，需與各個配電主站常規自切保護有著良好的配合。

根據配電主站常規自切保護情況，當電力系統中傳串供回路上的配電主站出現110kV電壓等級的故障問題，則通過本文上述提出的自愈方法對運行時間進行調整，優先完成配電主站的自愈動作，其中動作時間的誤差級別應當在ms級及以上[6]。若在這一過程中配電主站自愈動作成功，則此時110kV側原本失去電力功能的配電子站此時恢復供電，而110kV側配電子站的自切保護指令自動返回，并不發生動作；若在這一過程中配電主站自愈動作未成功，則此時110kV側原本失去電力功能的配電子站自切保護指令傳達，并接著動作。

在配電主站串供回路中，若配電站或上級出現失電故障問題，則需相應的110kV側配電子站完成自切保護。同時配電主站完成自愈時間要求較短，因此配電主站需比配電子站提前完成自切保護動作[7]。因此，通過上述邏輯確保在配電主站出現失電等異常現象時，能通過本文自愈方法和自切保護實現對其不間斷維護運行。

2 對比實驗

2.1 實驗準備

本文通過上述論述，完成對基于雙向通信的配電主站集中型自愈方法的理論設計，為進一步驗證該方法是否能在實際應用中滿足整個電力系統的運行需要，開展下述對比實驗：

以某城市電力作為本文對比實驗的重要依托，由于該企業110kV接線模式下的配電主站自愈是首次引入到電網中，且缺少相關運行經驗，因此分別將本文提出的自愈方法和傳統自愈方法應用到該項目中，并在實際實施過程中分別向兩組引入后期配電主站運行中存在的各類故障問題和異常運行情況，以此全面考察本文自愈防方法的功能及操作邏輯，從而確保在未來本文自愈方法在廣泛應用中能具備更高的安全性和可靠性。

實驗分為常規階段和異常工況階段。在實驗過程中，充分考慮到兩種自愈方法和繼電保護共同組成的實驗條件與環境，并考慮兩種自愈方法和繼電保護裝置的配合問題。在異常工況實驗中引入保護發生誤動、漏動等異常狀況，以此模擬在實際電網運行過程中出現的異常工況。在兩組配電主站當中分別設置DC1～DC20共20個故障節點，其中前6種為母線故障節點，中間10種為線路中點故障節點，最后4種為開關與CT之間的故障節點。為方便對兩種自愈方法的對比，選擇將自愈時間作為評價兩種方法應用性能的評價指標，包括找出故障節點時間、上報時間以及配電主站恢復正常運行所消耗的時間。

2.2 實驗結果及分析

將兩種自愈方法下配電主站從異常到恢復正常運行過程中的相關數據進行記錄，并將上述對應時間相加得出最終兩種方法的自愈時間，五次實驗中本文方法于傳統方法自愈時間（sm）分別為52.65/245.26、64.23/285.36、68.24/312.26、71.23/334.26、92.14/——。可看出在五次實驗中本文方法自愈時間明顯小于傳統方法自愈時間。同時，在實驗過程中第五次實驗下傳統方法并未完成對配電主站的自愈，無法使其恢復正常運行，其主要原因是在傳統自愈方法找出故障節點后，并沒有將相關信息傳輸到電力系統監控中心，未實現對故障問題的上報，因此無法恢復配電主站的正常運行。