智能配电网广域测控系统及其应用技术培训(1).ppt

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1、1,上午好！GOOD MORNING！,2,智能配电网广域测控系统及其保护控制应用技术,3,主要内容,概述技术框架智能配电网广域测控系统基于广域测控平台的保护与控制技术分布式电源并网保护与控制技术广域继电保护技术馈线自动化技术小电流接地故障自愈技术总结,4,概 述,5,智能配电网亟待解决的技术问题(1),分布式电源接入带来的问题目前配电网的网架结构、保护控制技术无法适应分布式电源的大量接入，允许其接入容量有限，严重制约分布式电源发展电压与潮流控制问题DER出力具有随机性与间歇性，潮流双向流动保护与故障定位问题故障电流双向流动，导致保护整定和配合复杂，保护甚至失去选择性分布式电源并网保护问题,6

2、,智能配电网亟待解决的技术问题(2),供电质量问题我国供电质量远低于发达国家，每年经济损失超2000亿元90%的供电质量问题源于配电网存在高科技敏感设备，需要解决故障引起的短时停电、电压骤降问题,中国城市用户平均停电时间与发达国家比较,停电原因大致分布,7,智能配电网亟待解决的技术问题(3),缺少统一测控支撑平台和相应技术体系配电网二次系统分别配置、单独建设，互操作性差，存在严重的信息孤岛问题配电终端功能单一、智能化程度不高，无法实现即插即用，管理维护工作量大需要构建统一的配电网测控系统，能够支持集中控制、就地控制与分布式智能控制应用；实现自动化设备与应用软件的即插即用；但国内外对配电网统一测

3、控系统的研究还比较缺乏为解决自动化设备的即插即用问题，国际电工组织（IEC）TC57委员会已将IEC61850在配电网中的应用列入工作计划，并已经制定出DER监控数据模型，但尚处于起步阶段,8,智能配电网亟待解决的技术问题(4),传统保护与控制方式就地控制模式利用就地信息，如电流保护、基于顺序重合的馈线自动化等控制速度快，但利用信息不全面、性能不完善,9,智能配电网亟待解决的技术问题(4),集中控制模式利用主站集中采集处理多站点信息利用信息全面、性能完善，但通信与信息处理延时大，控制速度慢,10,解决思路,构建广域测控系统（Wide Area Measurement and Control S

4、ystem，WAMCS），为配电网监测与保护控制应用提供开放性的统一支撑平台WAMCS能够支持就地控制、集中控制与分布式智能控制技术基于WAMCS能够实现分布式电源并网控制、广域保护、馈线自动化、小电流接地故障自愈等新型保护与控制技术,11,总体技术框架,12,智能配电网广域测控及其应用技术框架,分为开放式通信体系、广域测控支撑平台与高级应用三个层次,13,智能配电网广域测控及其应用技术框架,开放式通信体系包括IP通信网络、配电网公共信息模型与信息交换模型、数据传输协议、通信服务映射等，为WAMCS提供基础的数据传输服务，是保证系统中自动化设备即插即用的关键,14,智能配电网广域测控及其应用技

5、术框架,广域测控支撑平台主要包括STU平台、主站平台、DI控制技术STU平台为就地与DI控制应用提供支撑，主站平台为集中控制应用提供支撑DI控制技术主要包括代理控制和协同控制两种模式,15,智能配电网广域测控及其应用技术框架,高级应用有基于主站SCADA平台的集中控制应用（配网自动化高级应用）、分别基于STU平台就地控制与DI控制应用,16,智能配电网广域测控系统,17,广域测控系统整体框架,广域测控系统从逻辑上可分为广域测控平台与应用软件两个层次广域测控平台由开放式通信体系、智能终端平台、SCADA主站平台构成广域测控平台为集中监控应用软件、分布式智能控制应用软件提供数据采集与控制命令传输服

6、务,18,开放式通信体系(1),采用通用的IP网络技术，实现对等通信 通信组网模式 主干通信网络采用SDH技术分支通信网采用以太网主干网与分支网之间通过网络交换机接口 智能终端间的数据快速传输技术配电网一般把一个独立的供电区域作为一个完整的保护控制对象（控制域），覆盖范围有限，将其所有站点设计在同一个以太网内，能够保证STU之间数据交换实时性（传输延迟不大于10ms），基于DI操作能够在100ms内发出命令，完全满足对动作速度的要求采用无连接方式的UDP协议（时延10ms)，应用重传机制保证UDP数据传输可靠性采用GOOSE技术在智能终端之间传输实时控制数据与命令,19,开放式通信体系(2),

7、智能终端和主站的即插即用、互通互联技术基于IEC61850标准的配电设备信息模型、信息服务模型与映射机制 基于IEC61968/61970标准的主站建模研发IEC61850模型到CIM（公用信息模型）的转换器（Gateway）实现IEC61850/61968/61970之间模型的融合,20,智能终端技术(1),现有终端难以运行复杂的智能控制应用软件开发支持分布式智能控制的多功能终端，能够支持就地控制与分布式智能控制硬件电路设计标准化、模块化具有良好的可扩展性、通用性、开放性,21,智能终端技术(2),软件设计层次化、模块化、提供准PC机的应用软件开发环境数据与应用的分离，应用程序通过API（应

8、用程序访问接口）访问底层数据与资源支持动态加载、卸载应用程序,22,主站系统,SCADA系统用于智能配电网的实时运行监控，并为高级配电自动化(ADA)应用软件提供支撑平台，ADA系统由SCADA系统与ADA应用软件构成 采用系统软总线技术，将应用进行模块化处理，保证系统的一致性与可扩展性，并可方便地与其它系统接口，打通信息孤岛引入现代并行计算技术完成海量数据的实时分析与信息挖掘任务，确保智能配电网中信息处理及决策的实时性系统的建模基于IEC61968/61970标准。为解决与智能终端的即插即用，引入IEC61850与CIM模型之间的映射转换技术,23,基于广域测控平台的保护与控制技术,24,应

9、用之一：分布式电源并网保护与控制技术,25,孤岛保护技术(1),传统孤岛保护仅利用DER并网点电压与频率测量信息，原理上总是存在保护误动或拒动的情况，难以兼顾保护的灵敏度与可靠性基于WAMCS的孤岛保护方法可有效提高其灵敏度与可靠性,26,孤岛保护技术(2),将DER并网处的STU设置为孤岛保护代理实时测量并通过其他STU通信获取当地以及变电站母线和线路分段（分支）开关的电压、电流相量与开关状态信息综合利用上述信息，采用比较电压相量差、检测开关状态变化等构成孤岛保护判据，提高孤岛保护的灵敏度和可靠性,27,计划孤岛供电无缝转换控制技术(1),在大电网供电中断时，由DER计划孤岛（或微网）供电可

10、以保证重要负荷的正常供电，提高供电可靠性计划孤岛在并网时从主网吸收的功率（网供功率），脱离主网后，网供功率就是计划孤岛的不平衡功率若不平衡功率过大，给计划孤岛的频率与电压稳定控制带来困难利用基于WAMCS的分布式智能控制，可实现计划孤岛供电的无缝转换,28,计划孤岛供电无缝转换控制技术(2),假设整条馈线具备计划孤岛供电的条件选择变电站断路器处的STU为计划孤岛转换功率平衡控制代理在并网运行时，该代理实时测量网供功率并收集其他STU送上来的计划孤岛内可控负荷的功率；在主网失电时，功率控制代理跳开断路器，计划孤岛转为孤岛运行；,29,计划孤岛供电无缝转换控制技术(3),假设主网失电前网供功率为P

11、，功率控制代理将按照预定的优先级向下游STU发出控制命令，切除数量约为P的有功负荷，便可实现计划孤岛功率的基本平衡整个控制操作可在脱网后100ms内完成，保证计划孤岛快速进入稳定运行状态,30,应用之二：广域继电保护技术,31,广域继电保护技术,基于广域信息与分布式智能控制技术构建广域保护，提高保护性能利用多站点的故障测量信息，提高动作的选择性与快速性根据配电网实时运行结构与参数，自动调整保护定值，实现自适应保护,32,信号闭锁广域电流保护(1),传统电流保护通过时间进行配合，当保护级数过多时，将导致最后一级保护动作过长（大于1s），短路电流以及电压骤降长时间存在，威胁配电网安全与电压质量敏感

12、负荷的正常运行利用广域信息与分布式智能控制技术，STU之间进行协同控制，可有效解决保护配合问题，提高保护动作速度,33,信号闭锁广域电流保护(2),F1点故障时，STU1检测到短路电流，同时收到STU2的非闭锁信号，则STU1即可判断出故障F1位置F2点故障时，STU1、STU2均可检测到短路电流，同时STU1收到STU2的闭锁信号，而STU2收到STU3非闭锁信号，故STU2可判断故障F2位置闭锁信号在STU之间的传输延时在10ms以内，完全能够保证在100ms以内发出跳闸命令，能够有效提高保护动作速度,34,闭环运行环网广域电流差动保护(1),在对供电质量特别敏感的场合，可采用闭环运行（闭

13、式）的电缆环网供电在环路上故障时，保护直接跳开故障区段，不会造成任何用户的供电中断闭式环网可采用常规的导引线或光纤电流差动保护，但需要为每一个区段建设专用保护通道，存在成本高、管理维护工作量大的问题应用基于分布式智能控制的广域电流差动保护，则可以解决这些问题,35,闭环运行环网广域电流差动保护(2),如图所示闭式环网，环网柜进线开关采用断路器当F点故障时，所有环网柜处的STU均检测到短路电流，比较本地与相邻STU测量到的短路电流相量差，判断故障区段只有F点两侧开关Q12和Q21的故障电流相位相反，判定故障在Q12与Q21的区段上Q12和Q21跳开，直接切除故障区段，保证了选择性与快速性,36,

14、闭环运行环网广域电流差动保护(3),故障信号同步技术故障电流相量的测量需要STU的时间同步为避免安装专用GPS同步时钟，可利用故障电流信号同步，即把检测到故障电流的时刻作为电流相量测量的起始点故障电流信号在馈线的传播时间可以忽略，如果STU的采样频率足够高（大于每周波64点），可以保证时间同步误差在100以内，完全满足电流差动保护的要求,37,应用之三：馈线自动化技术,38,馈线自动化技术,基于WAMCS的DI控制，不依赖主站，利用STU即可完成FA功能，使供电恢复时间缩短到几秒之内开式电缆环网如图，环网柜进线开关采用负荷开关当F点故障时，变电站出口断路器动作跳闸，检测到短路电流的STU启动，

15、并与相邻STU交换短路电流检测结果STU2检测到短路电流，而STU3检测不到，判断出故障点位于二者之间，控制Q12和Q21跳闸隔离故障，STU1与STU4 控制CB1与Q31合闸，非故障区段恢复供电,39,应用之四：小电流接地故障自愈技术,40,小电流接地故障自愈控制技术,中性点采用非有效接地方式能够大幅故障引起的停电，实现小电流接地故障自愈能够有效提高供电可靠性小电流接地故障自愈控制技术体系,41,小电流接地电流有源补偿技术,接地电流全电气分量动态补偿示意图,iQ,42,电压恢复控制,接地电弧熄灭后故障相电压恢复过程,43,基于WAMCS的小电流接地故障自愈控制,在进行接地电流跟踪补偿控制时

16、，需要根据接地点的实际电流确定中性点注入的补偿电流，接地电流可由接地点两侧相邻的馈线开关的零序电流近似求出在WAMCS系统中，将变电站的STU设置为接地电流测量代理，在发生小电流接地故障后，通过通信获取馈线开关STU测量到的零序电流，近似计算接地电流,44,小电流接地故障选线与定位技术,小电流接地故障选线定位技术包括注入信号、投入中电阻等措施增加故障电流的方法，以及利用故障暂态信号的方法暂态法无需增加或操作一次设备，无电流注入系统，具有投资小、安全性高的特点,45,暂态电流幅值比较选线法,比较同一母线所有出线暂态零序电流的幅值（均方根值），幅值最大者被选定为故障线路。缺点：不能确定母线接地,4

17、6,暂态零序电流极性比较选线法,比较所有出线电流的极性故障线路电流极性与健全线路相反所有出线电流极性相同则为母线接地故障,47,首半波法-初始极性相反,新方法-极性永远相反,暂态容性无功功率方向选线法,基本思路：比较零序电流与电压导数的极性。克服首半波法的缺点。,48,暂态法选线结果,故障线路零序电流,零序电压,49,暂态法选线结果,故障线路零序电流,零序电压,50,接地故障定位：比较暂态零序电流方向,故障点上游测量到的暂态故障电流方向一致，与故障点下游测量到的电流方向相反。需要测量暂态零序电压，现场应用不方便。,CB1,S11,S12,F,电源,i0,i0,51,接地故障定位：比较暂态零序电

18、流相似性,比较暂态零序电流的幅值与相似性，可实现故障定位。,52,接地故障暂态零序电流比较,故障点两侧暂态零序电流比较,故障点上游两点暂态零序电流比较,53,瞬时性接地故障监测,捕捉电网的瞬时接地故障并指示出发生故障的线路来，将给值班人员提供非常重要的电网绝缘状态信息相对于利用局部放电技术对电缆绝缘进行监测，瞬时性接地故障持续时间更长，可靠性更高,瞬时性接地故障的电压录波图,54,长岭石化变电站瞬时性接地故障监测结果,分子筛2#线路,电缆内部在4月16日持续约100分钟的永久接地故障之前，已有8次瞬时性接地故障。,55,基于WMACS的故障选线定位方法,方式一：将变电站处的STU作为故障选线定

19、位代理，采集各条出线的暂态零序电流并获取分段开关的暂态零序电流，进行故障选线、定位方式二：分段开关STU比较本地暂态零序电流与相邻STU获取的暂态零序电流，判断故障是否在其相邻的区段上方式三：故障定位的速度要求不是太高，可由WMACS主站集中采集处理STU送上来的暂态零序电流，实现故障定位,56,总 结,57,总 结,分布式电源接入、供电质量要求提高，对配电网保护与控制技术提出了新的要求，需要构建统一的软硬件支撑平台及其应用技术体系目前对WAMCS以及基于WAMCS的保护控制应用技术的研究才刚刚起步，希望能起到抛砖引玉的作用随着研究的深入与技术的不断完善，将形成完整的技术体系，为智能配电网建设提供可靠的二次技术支撑，推动配电网保护控制技术的发展,58,Thanks!,