配电网自愈测试系统设计与实现

高洪雨，陈 青，李文进，宋卫平

(1.山东大学 电气工程学院，山东 济南 250061；2.国家电网技术学院，山东 泰安 271000；3.国家电网泰安供电公司，山东 泰安 271000)

智能电网(smart grid)具有可靠、优质、高效、兼容、互动等特点，是现代电网的发展方向。自愈功能作为保证电网可靠、优质供电的关键功能，是智能电网技术研究的重点[1]。配电网直接面向用户，其自愈水平的高低直接影响电网对用户的供电质量，对整个配电网的安全、可靠、经济运行起着重要的作用[2]。近年来，国内外专家对配电网自愈进行了大量的研究，取得了一系列成果[3-8]。

电力供应涉及千家万户，各级用户停电的原因，一般是计划检修与非预期的故障断电[9]。对于电力类专业学生与电力系统员工教学培训而言，基于专门的配电网物理系统，熟悉配电网运行与故障过程[10-11]，深入研究配电网故障自愈功能与应用非常重要[2]。基于科研、教育等用途，国内外学者对继电保护装置检测进行了深入研究[12-14]，而对配电网自愈功能测试的研究相对较少。为满足科研、职工培训需求，本文基于EPON和GPRS方式，设计实现了10/0.4 kV配电网架及相应配电自动化系统[1]。配电网架及配电自动化系统按照生产型设计，10/0.4 kV配电室安装在室内，电力电缆、架空出线安装在室外试验场，配电终端、通信系统、子站等就地安装，小电流接地选线装置、主站、视频监视系统安装在监控室，构成完整的配电自动化测试平台[15]。整个平台不仅能进行配电SCADA人机交互，实现配电网运行监视和远方控制，还可以通过馈线自动化(feeder automation，FA)，监视配电线路(馈线)运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区域并实施隔离，快速恢复对非故障区域的供电。该平台能有效提高对电力系统配电自动化运维专业人员的培训效果，指导运维人员实施不同的馈线自愈策略，评估自愈效果。

1 配电网架设计与实现

建设的配电网架系统见图1。

图1 配电网架系统

1.1 网架结构

供电电源设计：电压等级为10 kV，形成图1中的1号电源、2号电源，采用开关控制与电缆接线切换方式，可实现单电源供电、单电源双回路进线、双电源进线，以便模拟不同可靠性等级负荷对应的供电方式。配电网络的结构满足供电安全“N-1”原则[16]。

变电所主接线方式：采取典型的单母线分段方式，母联断路器、各条出线断路器均按照潮流计算有关参数选取。配电室采取电缆出线方式，出线1、出线4等两路出线分别引接至配电架空线路，通过1号联络开关形成环网接线，采用开环运行方式。中性点可切换至不接地及经消弧线圈接地两种方式。

1.2 配置策略

基于馈线故障自愈方式的多样性，配电线路实施典型性与代表性相结合设计，形成馈线网架方式与设备配置策略：

(1) 主干线路10 kV出线1的1号、2号分段开关，用分段断路器代替传统的重合器与负荷开关组合[5]，在出线1上，可以进行架空线路单相接地故障定位策略下的自愈试验，形成研发与培训试验环境。而出线4的3号、4号分段开关保留了负荷开关配置。在故障自愈的隔离阶段，传统方式采用重合器与负荷开关进行重合配合来判别故障区域,实现隔离故障及恢复健全区域供电，在这个系列操作中重合器和负荷开关多次分合闸，形成对设备的二次故障电流冲击,可能使故障扩大,而且延长了恢复健全区域供电的时间。在出线4上可以实现该类自愈方式的改进策略。

(2) 在自愈功能的技术经济性评价方面，以10 kV 1号出线为样例，进行试验评估。可基于加装开关后增加投资、维护费用与加装开关后减少的停电损失综合费用最小模型[2]等策略，进行基于供电能力的配电网联络有效性评价[17],在馈线上合理安装带自动化功能的智能分段开关、分支线开关，增加或者减少各个分段线路用户数，以改变自愈时间、停电范围，实现对不同性质负荷组合的供电经济性评估。本系统上电压互感器、电流互感器、配电终端的配置，满足多种自愈策略的选择性，可以采取“就地智能自愈方式”自动检出和隔离故障点，以及“主站自愈”方式检出和隔离故障点。联络点1号智能分段开关，承担转供电功能，按照远方遥控方式设计，以快速转供复电。

(3) 配置T接线试验样例。在10 kV馈线用户T 接点处，采用#1分支开关作为用户分界开关，界定故障区间，自动切除用户侧短路故障，隔离用户侧接地故障，避免事故殃及主干线和相邻用户。该类开关利用故障发生时界内与界外明显的故障电流差来判别和定位故障点，适合于中性点经小电阻、消弧线圈和不接地系统。

(4) 配电网架与分布式发电系统的联络。在配电室内0.4 kV出线1，设置分布式发电并网点，风光互补分布式发电容量按照25 kW设计，短路点容量与分布式发电电源机组额定电流之比值为173.2，满足不低于10的要求[17]。

2 配电自动化系统

建设的配电自动化系统是一个对配电系统实现全面监视、控制和管理的综合化自动化系统，其内容包括馈线自动化、变电自动化及部分管理功能等。系统结构及通信系统配置分别如图2和图3所示。

图2 系统结构

图3 通信系统配置

2.1 配电自动化主站

安装了KH-8000PT主站，该系统软件平台采用Windows 2000服务器版和SQL Server 2000企业版与MAPINFO 5.0版。主站系统为交换式以太网，设有2台24口的网络交换机，2台前置机服务器FEP-A、FEP-B，1台调度员工作站，2台数据库管理服务器，1台馈线自动化(feeder automation,FA)处理工作站，1台WEB服务器和1台管理员工作站。该KH-8000PT系统结合电力系统员工培训特点，除具有完备的SCADA功能外，还将调度管理、设备管理、变电所管理等功能集成到常规的SCADA功能中，衔接现场 “调配控一体化”模式。GPS同步时钟用于全网设备统一时钟，对时精度达到1 μs 。

2.2 配电自动化通信系统

在10 kV变电所内配电DTU子站，设置1台HUB，通过光缆实现监控室交换机与HUB连接。10 kV配电线路各个分段开关、联络开关对应的FTU、TTU输出通过光缆接入以太网无源光网络(ethernet passive optical network，EPON)，1号分支开关的遥测、遥信等功能通过通用无线分组技术(general packet radio service，GPRS)接入，经前置机服务器FEP-A、FEP-B实现FTU-HUB、TTU-HUB的接入。

1号分支开关的实时监测数据与主站之间采用GPRS技术进行加密收发，通信速率最高可达到170 kbit/s，满足现场300 bit/s左右的要求,成本较低,模拟了生产现场的应用实况。

2.3 配电子站层、变电所远动分站及馈线终端

监控室设有10 kV及0.4 kV站所终端，完成配电室内各个监测点采集的现场信息向主站通信处理机中转。如图1和图3所示，在架空馈线1和馈线4安装4只FTU，1只联络开关FTU，1只分支线开关FTU，在整个系统的最底层完成柱上开关运行信息的采集处理及监控，均可检测所控开关的故障信息[18]。10 kV分支线的配电变压器安装TTU 1台，监测配变运行工况，对配变过流、过负荷、过热进行保护，同时实施就地无功补偿电容器组投切控制。各个终端与一次设备接口良好，通信规约兼容性好，能够实现互联互通、即插即用。

智能终端的后备电源以免维护超级电容为主，个别采用蓄电池，用于支撑DTU、TTU实现开关分闸操作和掉电后故障信息、开关动作信息上传。蓄电池受高低温环境影响较大，一般寿命3～5 年，而免维护超级电容，在线路掉电后可维持10 min左右运行时间，且其电化学特性决定了适应恶劣高低温环境的能力较强，在德国已经取得4年运行经验[19]。

2.4 小电流接地故障选线与视频监视

安装了XJ-100型小电流接地故障选线及监测系统，该装置利用综合暂态零序电流幅值比较、极性比较以及基于暂态容性电流方向和无功功率方向的方法，提高选线检测灵敏度和可靠性。

为了实现系统反复故障设置及自愈的安全和有效管理，在配电室及10 kV线路安装视频监视设备，视频信号汇集到监控室，在监控室可切换、调整配电室、10 kV线路各处场景，及时准确协调解决综合操作中的设备投切，保障人身安全。

3 配电网自愈测试

电网的自愈是指电网在尽可能少量的人为干预下，借助于先进的监控手段，对电网的运行状态进行连续的在线识别、评估，及时发现并快速调整，消除故障隐患；在故障出现时，快速隔离故障，恢复无故障区段供电，保证电能质量指标，将故障影响降至最小[1]。

3.1 测试系统整体工作方案

系统工作过程如下：在配电网一次系统中，选取典型故障位置，接入接地故障器[20]，形成单相接地、两相接地短路等故障，对应的电压、电流互感器将故障信息送入FTU和TTU，FTU和TTU将采集到的电压、电流模拟量数字化后，通过EPON、GPRS网络，传给保护、子站和主站。主站按照设定好的自愈策略，发出断路器、分段开关、分界开关控制指令，实现健全区域供电和故障区域隔离。

设置的故障模拟点见表1。表1中的“台变”全称为工作台变压器。

表1 故障设置一览表

3.2 系统试验

3.2.1 试验一

采用文献[5]、[8]中的区段定位与隔离方法，基于电压型馈线自动化系统实现，属于分布智能型，人工与自动控制相结合的半自动自愈方式，适用于农网及架空线路较多的中性点非有效接地城网。在图1中10 kV配电网的II母线出线4，分段开关为电压时间型智能设备，配套三相零序组合式电压互感器，通过变电站4号出线开关的重合闸和线路上分段开关电压时间的逻辑时序配合，完成主干线路短路故障的隔离和非故障区间恢复送电。

在图1中10 kV配电网的II母线出线4的3号、4号分段开关之间，投入人工接地器，设置单相接地。单相永久接地故障线路的故障段前端开关的合闸逻辑时序见图4。图中tv设定为开关关合前的零序电压确认时间 ，td设定为分段开关投入故障确认时间。令tv=1.5 s，td=3.5 s，人工接地器在故障线路的出口断路器重合后ttv+td，即5 s后退出，设置永久性接地故障。

运行及动作结果：馈线自动化系统及接地选线装置选出II母线出线4为接地故障线路，故障电流较小，出口断路器不跳闸。运行人员手动跳开出口开关，变电站报警信号消失，确认选线结果正确，同时沿线各个分段断路器两侧均失压后延时跳闸。手动投入故障线路的出口断路器，同时投入人工接地器的故障计时。此后，依次控制各个分段开关关合。线路4号分段开关检测到电源侧来电，启动tv时间计时，实时监测线路零序电压，因零序电压为零或者小于基准值，tv时间延时到后4号分段开关投入，同时启动td时间计时，根据接地故障存在时间，动作如下：

(1) 若开关投入时，接地器仍在接地状态，线路出现大于FTU整定的零序电压，单相接地报警装置的报警信号重新出现，而且4号分段开关对应的FTU 检测到从tv时间到td时间的零序电压跃变，FTU 使4号分段开关分闸、闭锁；故障点后端的3号分段开关FTU在4号分段开关投入后，启动确认时间tv内，检测到零序电压，闭锁3号分段开关，使之保持在分闸位置，实现了故障区段的隔离。同时1号联络开关投入，后段非故障区间自动实现负荷转移而恢复供电。

图4 发生单相接地故障线路的故障段前端开关的合闸逻辑时序图

不考虑运行人员核查时间，故障隔离时间为

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

式中:ts为故障隔离时间；te为出口断路器合闸时间；n为故障点到供电母线的逻辑区段数；tc为分段开关合闸时间，设备设计值为45 ms，实测数值离散，取tc≤100 ms；to为分段开关分闸时间，约为200 ms。

故障自愈时间th为

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

式中:th约5.3 s；tl为联络开关合闸时间，设备设计值为45 ms，实测数值离散，取t1≤100 ms。

若n=3，则故障自愈时间：th=15.6 s

(2) 若开关投入时，接地器已经退出，单相接地故障已消除，线路零序电压消失，4号分段开关对应的FTU 检测到从tv时间到td时间的零序电压无跃变，使4号分段开关保持投入，原故障点后端的各分段开关依次顺利投入，实现故障区段的自愈。

故障自愈时间为

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

若总故障逻辑区段n=3，则故障自愈时间：th=15.4 s

3.2.2 试验二

采用文献[7]、[8]的区段定位与隔离方法，基于集中型馈线自动化实现，全自动自愈方式，适用于可靠性要求较高的城网。图1中10 kV配电网，中性点经消弧线圈接地，在I母线出线1的1号、2号分段开关之间，投入人工接地器，设置单相接地。故障段两侧开关的分闸逻辑时序见图5。

运行及动作结果：接地选线装置告警，报文提示II母线出线4为接地故障线路。因故障电流较小，出口断路器不跳闸。线路上各FTU利用线电压和零模电流计算故障方向参数D并上传至FA控制主站，主站根据故障区段两侧方向参数极性相反的特征定位接地故障位于II母线出线4的1号、2号分段开关之间[8]。运行人员核查后，确认选线及故障定位结果的一致性。启动故障自愈运行，结果如下：

(1) 经过一定的延时间隔，故障选线系统报文显示永久性接地故障，1号、2号分段开关FTU检测到从tv时间到td时间内方向参数极性仍处于相反状态，确认1号、2号分段开关之间发生永久性接地故障，FTU 使1号、2号分段开关分闸、闭锁。主站及接地选线装置接地警报解除，实现故障区段的隔离。同时1号联络开关投入，非故障区间自动实现恢复供电。

图5 发生单相接地故障线路的故障段两侧开关的分闸逻辑时序图

不考虑运行人员核查时间，故障隔离时间为

ts=tv+td+to

式中：ts约5.2 s；to约为200 ms。

故障自愈时间为

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

式中，th约5.3 s；tl设备设计值为45 ms，实测数值离散，取tl≤100 ms。

(2) 经过一定的延时间隔，故障选线系统提示瞬时性接地未复发，1号、2号分段开关FTU检测到从tv到td时间段内方向参数D极性恢复至一致状态，使1号、2号分段开关保持投入，实现故障区段的自愈。

故障自愈时间：th=ts=tv+td，约5.0 s。

3.2.3 试验结果分析

比较试验一和试验二的方法及结果可看出，基于时限零序电压单相接地故障检测方法的馈线自动化系统，无需通信信道，能够充分可靠地检测并隔离出线路上的单相接地故障，与选线装置配合，克服了“拉路法”的缺点；基于线电压和零模电流暂态定位方法的集中型馈线自动化系统，故障的诊断、定位、隔离，以及上、下游负荷的恢复，处理程序通过“三遥”自动进行，故障处理速度快，避免了重合于短路点后对设备的二次冲击及接地故障长时间存在对系统的过电压损害。

该系统按照生产要求设计建设，配置与实际配电网一致的设备，能够提供真实的配电运行环境。通过在一次设备、系统不同位置上设置不同的故障，即可实现对各种自愈策略的测试和分析。另外，还可以在TTU或者FTU的输出端，输入特定信号组合，实现在一次设备、系统上难以设置的故障，方便地实现对各种自愈算法性能的测试和分析。

4 结束语

随着我国配电自动化应用的深入，馈线自动化及配网自愈的应用越来越广泛，相关的技术人才培养成为当务之急。为了满足科研和培训的需求，本文总结2013年国网公司第一期配网自动化运维专业新员工的培训，在基本的配电网框架下，配置配电自动化系统，构建了不同方式的自愈测试平台。该平台的主站、通信、配电终端等能针对不同的自愈与网络重构策略，实现对策略与算法的全面检测。该测试平台的建立，既为新型配电自动化系统的研究、开发提供验证手段，而且为相关系统、装置的入网检测提供了测试平台。

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