一种10kV环网配电线路自动化故障隔离及自愈的控制系统及方法与流程

本发明属于智能配电监控领域，涉及适用于10kv环网配电线路自动化故障隔离及故障自愈的控制系统和方法。

背景技术：

目前国内城市10kv配电网的网络接线类型多样，分为放射式、树干式、环网式等。其中，环网供电由于建设投资少、供电运行可靠性高、运行方式灵活，已得到广泛建设和应用。但由于10kv环网形式复杂多样，存在单环网、双环网、“二供一备”、“三供一备”等多种类型，如何在10kv环网配电线路出现故障时，迅速的实现自动化故障隔离及故障自愈，快速将非故障区域恢复供电，从而减小长时间停电对生产、生活、教学等秩序的影响，显得尤为重要。

传统的10kv环网配电网络大多采用在馈线电源侧配置微机综合保护装置，用于整条环网线路的保护和控制。这种保护方式较为简单，无法在故障发生时精准的对故障区域进行定位，且故障查找、故障隔离、故障恢复等操作均需运行人员现场人工处理，造成停电时间长、影响面广，不利于环网配电系统的稳定运行。

随着配电自动化技术的发展，一些环网线路中各节点装有负荷开关和馈线终端单元(ftu)，通过馈线终端单元(ftu)采集流过负荷开关的状态、电流、电压等电力参数，采用集中控制方式实现整条环网线路中各节点的实时监控。此种控制方式是依托配电自动化控制系统的主站实现环网线路中各节点的电力参数采集，再根据采集到的参数判断故障信息、故障特性，从而实现10kv环网配电线路的保护和控制。由于目前国内大多配电自动化控制系统采用基于modbus协议的rs485总线技术体系，此技术路线在系统传输速率、传输距离、抗干扰性等方面性能较低，从而造成了故障发生后通过主站采集到各节点电力参数，再判断故障信息、故障特性至实现故障区域隔离、恢复非故障区域供电的一系列过程需要时间较长，系统整体实时性、准确性较差。且由于rs485总线技术体系无法实现网络变量捆绑的互操作，一旦配电自动化控制系统主干通信网络出现问题，无法实现设备与设备之间的快速联动控制，对通信网络的依赖程度较高，整体可靠性较差。因此，目前国内大多配电自动化控制系统控制水平普遍较低，无法适用于较为复杂的10kv环网配电网络系统。

技术实现要素：

本发明的目的是针对较为复杂的10kv环网配电网络特点，提供一种实时性强、可靠性高的10kv环网配电线路自动化故障隔离及故障自愈的控制系统与方法；当10kv环网配电线路出现故障时，可快速的实现故障定位、故障隔离、自愈控制，减小长时间停电的影响，有利于10kv环网配电网络系统的稳定运行。

为了实现上述目的，本发明采取的技术方案如下：

一种10kv环网配电线路自动化故障隔离及自愈的控制系统，其包括监控中心工作站、系统软件以及设于开闭所内的微机综合保护装置、智能网关、多功能电力监控终端a和设于变电所的多个多功能电力监控终端b，所述微机综合保护装置和智能网关用于与监控中心配合实现对10kv环网馈线电源侧回路远程控制，所述多功能电力监控终端a用于监测10kv环网馈线电源侧回路的电力运行参数，所述多功能电力监控终端b用于监测10kv环网各节点高压进线回路的电力运行参数以及远程分合闸控制，所述监控中心工作站及系统软件用于实现10kv环网配电线路的高压回路电力运行参数实时计量监测、开关运行状态监控、实时报警、人机交互，所述智能网关、多功能电力监控终端等现场智能终端设备用于实现10kv环网配电线路故障定位、故障隔离、高压联锁控制和网络重构。

进一步的，所述系统配置光纤交换机组建光纤专网，通过网络控制器实现主干通信网络与现场控制子网的无缝链接，达到监控中心控制命令的准确下达和底层设备数据的及时上传。

一种10kv环网配电线路自动化故障隔离及自愈的控制方法，其包括：

(1)故障诊断：结合10kv环网线路中各变电所变压器额定容量，计算得出线路中各节点高压进线开关的额定电流，在现场各监控终端设置不同的过负荷电流阈值，若现场各监控终端监测到实际运行电流大于此阈值时，通过终端发跳闸信号使得高压开关分闸；设开关1和开关n为开闭所馈线电源侧回路高压断路器，开关2至开关n-1为各变电所10kv环网各节点环网柜高压负荷开关，当线路中出现过负荷故障时，由终端2至终端n-1进行保护动作，线路上开关2至开关n-1中必定有某开关跳闸动作，以此诊断为过电流保护动作；当线路中出现瞬间短路故障时，由终端1至终端n进行保护动作，线路上开关1或开关n跳闸动作，以此诊断为电流速断保护动作；

(2)故障区域定位：故障诊断完成后，系统迅速反馈各终端实时采集的电流、高压开关状态数据，与保护整定值进行比较，以此依据对发生保护动作的故障线路区域进行自动精准定位；

(3)故障区域隔离：故障区域定位完成后，故障区域相关的监控终端向区域两侧相邻的高压负荷开关发送控制命令，使得故障区域两侧相邻的高压负荷开关自动分闸，实现故障区域的快速自动隔离。

(4)非故障区域恢复：故障区域隔离完成后，现场终端设备根据事先已完成的相互捆绑节点网络变量逻辑连接，进行现场终端设备的互操作，自动匹配故障处理预案；各监控终端向非故障区域内的负荷开关包括开环点发送恢复合闸的控制命令，重新组建配电网络，对非故障区域快速自动恢复供电。

进一步的，所述环网配电线路采用双电源手拉手单环网接线方式，采用闭环设计、实际开环运行方式，并设定开关1和开关n为开闭所馈线电源侧回路高压断路器，开关2至开关n-1为各变电所10kv环网各节点环网柜高压负荷开关。

本发明的有益效果是：本发明解决了10kv环网配电网络较为复杂的情况下，自动化故障诊断、故障定位、故障区域隔离、非故障区域恢复供电延时性较高、准确率较低的问题，克服了传统的监控技术故障隔离、自愈控制对系统通讯网络依赖性较高的问题，具有实时性强、可靠性高的特点。同时结合系统后台监控计算机采用开关状态闪烁、故障线路闪烁、弹窗报警、声光报警、语音报警等多种形式，使得10kv环网配电线路故障时，短时停电寻找故障点后，即可恢复供电，大量节省了停复电操作的工作时间，有利于10kv环网配电网络系统的稳定运行。

附图说明

图1是本发明的系统结构图。

图2是10kv环网配电线路示例图。

图3是本发明的控制方法流程图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。

本发明以高级自动化、信息化、智能化的分布式高速实时控制网络技术为基础，利用现代电子技术、计算机、通信技术、软件技术及网络技术，将10kv环网配电网在线数据和离线数据、电网结构数据进行信息集成，构成完整的10kv环网配电智能化系统，即10kv环网配电线路自动化故障隔离及自愈的控制系统；结合人工智能方法的控制策略优化决策，实现10kv环网在正常运行状态下的监测、保护、控制、调度以及出现故障状态下的故障隔离、自愈控制。

1.系统结构

10kv环网配电智能化系统包含微机综合保护装置、智能网关、多功能电力监控终端等现场终端层的智能监控设备，配置光纤交换机等网络设备组建光纤专网，通过网络控制器实现主干通信网络与现场控制子网的无缝链接，达到监控系统中心控制命令的准确下达和底层设备数据及时上传的目的。其中，位于开闭所的10kv环网馈线电源侧回路的远程控制主要采用“微机综合保护装置+智能网关”实现，电力运行参数的计量监测主要通过多功能电力监控终端实现；位于各变电所的10kv环网各节点高压进线回路通过配备多功能电力监控终端，实现各变电所内高压环网柜的电力运行参数的计量监测，以及远程分合闸控制；监控系统中心配置服务器、工作站等设备以及系统应用软件，实现10kv环网配电线路的高压回路电力运行参数实时计量监测、开关运行状态监控、实时报警、人机交互等功能；智能网关、多功能电力监控终端等现场智能终端设备的网络变量绑定用于实现10kv环网配电线路故障定位、故障隔离、高压联锁控制和网络重构。系统结构图见图1。

2.控制原理

10kv环网配电系统最常出现的线路故障为短路故障、过负荷故障，相应的最常用的保护为电流速断保护、过电流保护。传统的10kv环网配电监控，主要采用的是微机综合保护装置，通过在馈线电源侧回路设置不同的电流整定值和时间整定值，监控10kv环网整条线路。当整条线路上出现短路故障、过负荷故障时，微机综合保护装置监测到线路上的电流异常信息超过整定值，决定是否报警或对高压断路器发出跳闸信号，进行10kv环网整条线路的保护。通常10kv环网配电线路中，微机综合保护装置的电流速断保护电流整定值为整条线路额定电流的5倍，时间整定值为100ms；过电流保护电流整定值为整条线路额定电流的1.2倍，时间整定值在500ms至700ms之间。

通过在各变电所的10kv环网各节点高压进线回路配备多功能电力监控终端，以分布式高速实时控制网络技术为基础，多功能电力监控终端电流采样至寄存于计量芯片内可在50ms周期内完成，电流采样至开关量输出周期最快可达150ms，分别小于微机综合保护装置的电流速断保护与过电流保护电流整定值，从而保证了当10kv环网配电线路出现短路、过负荷等永久或瞬时故障时，位于各变电所的10kv环网各节点可先于馈线电源侧被系统实时采集监测，从而实现故障区域快速定位。

本发明以分布式高速实时控制网络技术为基础，现场控制网络内的多功能电力监控终端、智能网关等现场终端设备可经过捆绑建立节点网络变量的逻辑连接，实现现场节点设备的互操作和网络通信，无需后台监控中心远程干预可快速联动控制。因此，当故障区域快速定位完成后，可根据判断10kv环网线路中各开关当前所处的运行状态，按事先编制好的故障逻辑程序，快速将各节点的开关协调联锁控制，实现故障区域隔离、非故障区域恢复供电的快速自愈控制。

3.控制策略

本发明以双电源手拉手单环网接线方式为例，结合10kv环网配电系统最常用的电流速断保护、过电流保护，分别说明自动化故障隔离及故障自愈的控制策略。

(1)正常运行方式

以图2为例，正常情况采用闭环设计、实际开环运行方式，开关1和开关n为开闭所馈线电源侧回路高压断路器，开关2至开关n-1为各变电所10kv环网各节点环网柜高压负荷开关。在正常运行方式下，从开关1至开关3处，此流向的各开关一次电流应该是根据变电所的负荷状态依次从大到小，即可i1＝i2>i3＝0；同理，开关n至开关5处，此流向的电流也是依次从大到小，即in＝in-1>in-2>…>i5。

(2)故障诊断

根据此原则，结合10kv环网线路中各变电所变压器额定容量，计算得出线路中各节点高压进线开关的额定电流。通过配电智能化系统，在终端1至终端n设置不同的过负荷电流阈值，如现场各终端监测到实际运行电流大于此阈值时，通过终端发跳闸信号使得高压开关分闸。当线路中出现过负荷故障时，由终端2至终端n-1进行保护动作，线路上开关2至开关n-1中必定有某开关跳闸动作，以此诊断为过电流保护动作；当线路中出现瞬间短路故障时，由终端1至终端n进行保护动作，线路上开关1或开关n跳闸动作，以此诊断为电流速断保护动作。根据以上逻辑判断，实现10kv环网线路自动化故障诊断。

(3)故障区域定位

故障诊断完成后，系统迅速反馈各终端实时采集的电流、高压开关状态等数据，与保护整定值进行比较，以此依据对发生保护动作的故障线路区域进行自动精准定位。

(4)故障区域隔离

故障区域定位完成后，故障区域相关的监控终端向区域两侧相邻的高压负荷开关发送控制命令，使得故障区域两侧相邻的高压负荷开关自动分闸，实现故障区域的快速自动隔离。

(5)非故障区域恢复

故障区域隔离完成后，现场终端设备根据事先已完成的相互捆绑节点网络变量逻辑连接，进行现场终端设备的互操作，自动匹配故障处理预案。各监控终端向非故障区域内的负荷开关(含开环点)发送恢复合闸的控制命令，重新组建配电网络，对非故障区域快速自动恢复供电。

当以上控制逻辑完成后，10kv环网配电线路处于非正常运行方式。根据事先计算好的此非正常运行方式下的线路中各节点高压进线开关的额定电流，通过配电智能化系统重新下达此运行方式下的终端1至终端n过负荷电流阈值，对此运行方式下的10kv环网配电线路进行保护。

综上，本发明可广泛应用于各类电力用户对象的配电网智能化系统，包括政府机关、学校、医院、商业等各类大型公共建筑，地铁、公路高速、港口等大型交通用户，各类工业企业，以及大型园区、居民小区类用户。本发明有很强的推广价值，在保障用户侧电网用电安全稳定的同时，可大量节约时间成本，避免了因停复电耗时长而带来的不必要的财产损失，从而保障整个配电系统的安全稳定运行、提高供电可靠性和供电质量，推动智能配电网建设。

以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和优点。本领域的普通技术人员应该了解，上述实施例不以任何形式限制本发明的保护范围，凡采用等同替换等方式所获得的技术方案，均落于本发明的保护范围内。

本发明未涉及部分均与现有技术相同或可采用现有技术加以实现。