智能配电网广域测控系统及其应用技术培训.ppt

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,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 system，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),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，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,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，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，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,46,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s