本發(fā)明涉及一種基于饋線保護模擬原理的配電網(wǎng)故障自愈死區(qū)消除方法，屬于電力系統(tǒng)繼電保護技術領域。

背景技術：

配電網(wǎng)作為電力系統(tǒng)面向用戶的最后一環(huán)，實現(xiàn)配電網(wǎng)的自動化、智能化對提高配電網(wǎng)供電可靠性，提升用戶的用電體驗十分重要。故障自愈是配電網(wǎng)智能化的重要特征，是提高配電網(wǎng)供電可靠性的重要方法之一。目前有多種配電網(wǎng)故障自愈技術，其中基于分布式智能終端的配電網(wǎng)故障快速自愈技術應用到工程中，由于變電站內(nèi)的饋線保護設備和饋線上FTU設備歸屬于配電網(wǎng)內(nèi)不同的系統(tǒng)，二者間信息交互過程耗時較長，一般要大于3分鐘；其次變電站綜合自動化系統(tǒng)和饋線終端設備之間一般沒有對時系統(tǒng)，相互之間的信息也難以正確交互，導致在饋線上存在一段故障自愈死區(qū)。工程解決方法是在靠近變電站出口的位置安裝一臺斷路器和一套FTU，該方法只是縮小了死區(qū)范圍，降低了死區(qū)內(nèi)故障發(fā)生的概率，但是沒有消除死區(qū)。而死區(qū)內(nèi)一般包含了分段開關和電纜的接頭以及電纜和架空線路的接頭等，因接頭處發(fā)生故障可能性較高，導致死區(qū)內(nèi)發(fā)生故障的可能性也比較高。所以提出一種消除死區(qū)的方法十分必要。

技術實現(xiàn)要素：

本發(fā)明要解決的技術問題是提出一種基于饋線保護模擬原理的配電網(wǎng)故障自愈死區(qū)消除方法，用以解決目前因變電站內(nèi)的饋線保護設備和饋線終端設備之間的信息無法及時、正確交互而產(chǎn)生的饋線上故障自愈死區(qū)問題。

本發(fā)明的技術方案是：一種基于饋線保護模擬原理的配電網(wǎng)故障自愈死區(qū)消除方法，死區(qū)內(nèi)發(fā)生故障后，饋線保護模擬裝置獲取故障點上游變電站內(nèi)饋線保護動作信息，饋線上首個FTU(Feeder Terminal Unit，饋線終端單元，安裝在饋線首個分段開關上)獲取故障點下游的電流信息，通過二者間實時通信，交互故障點上下游電流信息，由饋線首FTU判斷死區(qū)內(nèi)是否發(fā)生了故障；若死區(qū)內(nèi)發(fā)生了故障，饋線首FTU控制首個饋線分段開關斷開，隔離故障區(qū)段消除死區(qū)，聯(lián)絡FTU控制聯(lián)絡開關合閘恢復非故障區(qū)段供電。

具體步驟為：

第一步：饋線上實時電氣信息的采集：饋線首FTU實時監(jiān)測饋線上的電流，電壓信息，并將采集信息存儲于存儲單元中；

第二步：饋線首FTU對采集到的信息進行判斷、處理，決定是否啟動和饋線保護模擬裝置之間的信息交互：

(1)若饋線首FTU沒有同時檢測到饋線上無電流，無電壓，則繼續(xù)采集饋線上的電氣信息；

(2)若饋線首FTU同時檢測到饋線上無電流，無電壓，則啟動和饋線保護模擬裝置之間的信息交互；

第三步：若饋線首FTU啟動信息交互，則饋線保護模擬裝置判斷饋線保護動作結果；饋線保護模擬裝置根據(jù)其測量模塊采集到故障電流信息，經(jīng)過數(shù)據(jù)處理和邏輯判斷，再結合保護動作過程中電流變化時序信息來判斷保護動作結果，判據(jù)如下：

(1)I>I₁且T₁<T<T₂則判斷為饋線過流Ⅰ段保護動作；

(2)I>I₂且T₂<T<T₃則判斷為饋線過流Ⅱ段保護動作；

(3)I>I₃且T₃<T則判斷為饋線過流Ⅲ段保護動作；

(4)若以上情況都不滿足，則故障未發(fā)生在饋線上；

在上面的(1)(2)(3)判據(jù)中，I為饋線保護模擬裝置測量到的故障電流，I₁、I₂、I₃分別代表饋線三段式過流保護的Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段整定值，T為過電流持續(xù)時間，T₁為饋線過流保護啟動需要的最短過流時間，T₂、T₃分別代表Ⅱ段、Ⅲ段過流保護延時時間；

第四步：基于饋線保護動作結果，二者間進行信息交互，判斷故障是否發(fā)生在死區(qū)內(nèi)：

(1)若饋線首FTU上檢測到無電流、無電壓，且饋線保護模擬裝置判斷饋線上發(fā)生了故障，則饋線首FTU判斷死區(qū)內(nèi)發(fā)生了故障；

(2)若饋線首FTU上檢測到無電流、無電壓，饋線保護模擬裝置判斷故障沒有發(fā)生在饋線上，則饋線首FTU判斷死區(qū)內(nèi)沒有發(fā)生了故障；

第五步：消除死區(qū)，恢復非故障區(qū)段供電：根據(jù)判斷結果，如果故障沒有發(fā)生在死區(qū)，則各開關設備均不動作；如果故障發(fā)生在死區(qū)內(nèi)，則饋線首FTU控制首個饋線分段開關斷開，隔離故障區(qū)段即消除死區(qū)，聯(lián)絡FTU控制聯(lián)絡開關合閘恢復非故障區(qū)段供電。

為了保證饋線保護模擬裝置和饋線首FTU間信息交互過程中時間的同一性，在饋線保護模擬裝置和饋線首FTU上都安裝GPS設備來解決該問題。

本發(fā)明的有益效果是：

(1)首先目前工程解決方法是在靠近變電站出口的位置安裝一臺斷路器和一套FTU，該工程解決方法只是縮小了死區(qū)范圍，降低了死區(qū)內(nèi)故障發(fā)生的概率，但是沒有消除死區(qū)。本發(fā)明利用變電站內(nèi)的饋線保護信息和饋線終端設備信息間的直接交互，消除了死區(qū)，極大地提高了饋線的供電可靠性；

(2)其次工程解決方法中靠近變電站出口處安裝的斷路器沒有充分發(fā)揮饋線分段開關的作用，與饋線出線斷路器的功能重復，導致配電網(wǎng)的投資增加。本發(fā)明可以去掉工程解決方案中靠近變電站位置安裝的斷路器和FTU設備，減少配電網(wǎng)的投資。

附圖說明

圖1為本發(fā)明的原理結構示意圖；

圖2為本發(fā)明饋線保護模擬裝置結構功能示意圖；

圖3為本發(fā)明基于原理消除死區(qū)過程的流程圖；

圖4為本發(fā)明實施例1、2中手拉手環(huán)網(wǎng)結構仿真模型圖；

圖5為本發(fā)明實施例1中死區(qū)內(nèi)發(fā)生相間短路故障的仿真結果圖，(a)死區(qū)內(nèi)發(fā)生相間短路故障饋線保護模擬裝置上的電流信號波形圖；(b)死區(qū)內(nèi)發(fā)生相間短路故障2#FTU上的電流信號波形圖；(c)死區(qū)內(nèi)發(fā)生相間短路故障2#FTU上的電壓信號波形圖；

圖6為本發(fā)明實施例2中死區(qū)上游區(qū)域內(nèi)發(fā)生相間短路故障的仿真結果圖，(d)死區(qū)上游區(qū)域發(fā)生相間短路故障饋線保護模擬裝置上的電流信號波形圖；(e)死區(qū)上游區(qū)域發(fā)生相間短路故障2#FTU上的電流信號波形圖；(f)死區(qū)上游區(qū)域發(fā)生相間短路故障2#FTU上的電壓信號波形圖；

具體實施方式

下面結合附圖和具體實施方式，對本發(fā)明作進一步說明。

一種基于饋線保護模擬原理的配電網(wǎng)故障自愈死區(qū)消除方法，死區(qū)內(nèi)發(fā)生故障后，饋線保護模擬裝置獲取故障點上游變電站內(nèi)饋線保護動作信息，饋線上首個FTU(Feeder TerminalUnit，饋線終端單元，安裝在饋線首個分段開關上)獲取故障點下游的電流信息，通過二者間實時通信，交互故障點上下游電流信息，由饋線首FTU判斷死區(qū)內(nèi)是否發(fā)生了故障；若死區(qū)內(nèi)發(fā)生了故障，饋線首FTU控制首個饋線分段開關斷開，隔離故障區(qū)段消除死區(qū)，聯(lián)絡FTU控制聯(lián)絡開關合閘恢復非故障區(qū)段供電。

具體步驟為：

第一步：饋線上實時電氣信息的采集：饋線首FTU實時監(jiān)測饋線上的電流，電壓信息，并將采集信息存儲于存儲單元中；

第二步：饋線首FTU對采集到的信息進行判斷、處理，決定是否啟動和饋線保護模擬裝置之間的信息交互：

(1)若饋線首FTU沒有同時檢測到饋線上無電流，無電壓，則繼續(xù)采集饋線上的電氣信息；

(2)若饋線首FTU同時檢測到饋線上無電流，無電壓，則啟動和饋線保護模擬裝置之間的信息交互；

第三步：若饋線首FTU啟動信息交互，則饋線保護模擬裝置判斷饋線保護動作結果；饋線保護模擬裝置根據(jù)其測量模塊采集到故障電流信息，經(jīng)過數(shù)據(jù)處理和邏輯判斷，再結合保護動作過程中電流變化時序信息來判斷保護動作結果，判據(jù)如下：

(1)I>I₁且T₁<T<T₂則判斷為饋線過流Ⅰ段保護動作；

(2)I>I₂且T₂<T<T₃則判斷為饋線過流Ⅱ段保護動作；

(3)I>I₃且T₃<T則判斷為饋線過流Ⅲ段保護動作；

(4)若以上情況都不滿足，則故障未發(fā)生在饋線上；

在上面的(1)(2)(3)判據(jù)中，I為饋線保護模擬裝置測量到的故障電流，I₁、I₂、I₃分別代表饋線三段式過流保護的Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段整定值，T為過電流持續(xù)時間，T₁為饋線過流保護啟動需要的最短過流時間，T₂、T₃分別代表Ⅱ段、Ⅲ段過流保護延時時間；

第四步：基于饋線保護動作結果，二者間進行信息交互，判斷故障是否發(fā)生在死區(qū)內(nèi)：

(1)若饋線首FTU上檢測到無電流、無電壓，且饋線保護模擬裝置判斷饋線上發(fā)生了故障，則饋線首FTU判斷死區(qū)內(nèi)發(fā)生了故障；

(2)若饋線首FTU上檢測到無電流、無電壓，饋線保護模擬裝置判斷故障沒有發(fā)生在饋線上，則饋線首FTU判斷死區(qū)內(nèi)沒有發(fā)生了故障；

第五步：消除死區(qū)，恢復非故障區(qū)段供電：根據(jù)判斷結果，如果故障沒有發(fā)生在死區(qū)，則各開關設備均不動作；如果故障發(fā)生在死區(qū)內(nèi)，則饋線首FTU控制首個饋線分段開關斷開，隔離故障區(qū)段即消除死區(qū)，聯(lián)絡FTU控制聯(lián)絡開關合閘恢復非故障區(qū)段供電。

實施例1：如圖4所示為“手拉手”環(huán)網(wǎng)結構仿真模型圖。仿真在死區(qū)發(fā)生相間短路故障時的情況，仿真模型中各參數(shù)如下：

(1)線路參數(shù):型號JKLGY-10-150/25，電阻、電抗有名值為R＝0.21,X＝0.32,死區(qū)線路長度0.3km，1#開關至2#開關長度2.5km，2#開關至3#號開關和3#開關至聯(lián)絡開關線路長度均為2.5km。

(2)10/0.4kV變壓器參數(shù):容量1600kVA；空載損耗1650W；負載損耗14500W；短路電壓4.5％、空載電流0.4％。

(3)負荷1參數(shù)：容量0.8MVA，功率因數(shù)0.85；負荷2參數(shù)、負荷3參數(shù)和負荷1相同。

(4)斷路器參數(shù)：額定電壓12kV，額定電流630A，額定短路開斷電流20kA。

(5)根據(jù)以上模型的仿真參數(shù)，計算得到開關柜內(nèi)10KV饋線配置的三段過電流保護和三相一次重合閘相關參數(shù)：(CT變比為:600/5，PT變比：10/0.1，T₁＝20ms)

(6)設置故障發(fā)生時刻為50ms。

第一步：饋線首FTU實時監(jiān)測饋線上的電流，電壓信息，并將采集信息存儲于存儲單元中；

第二步：如圖5(b)(c)所示，饋線首FTU(2#FTU)上會檢測到無流、無壓，2#FTU啟動和饋線保護模擬裝置間信息交互。

第三步：如圖5中(a)中50ms—150ms區(qū)段所示，故障電流大于I段動作值，故障電流持續(xù)時間為100ms，根據(jù)以上兩個條件結合判據(jù)：I>I₁且T₁<T<T₂，判斷變電站下游發(fā)生了故障，饋線保護結果為饋線過流I段動作。饋線保護動作的同時重合閘也啟動，等待重合閘時間1s后，如圖5中(a)1.15s時刻所示，饋線上再次出現(xiàn)過流，之后變?yōu)闊o流即重合閘失敗，判斷饋線上發(fā)生永久性故障。

第四步：由第三步結果饋線上發(fā)生永久性故障即饋線保護模擬裝置下游發(fā)生了永久性故障，饋線首FTU上檢測到無流、無壓，判斷其上游發(fā)生故障，通過上下游信息交互，判斷故障發(fā)生在死區(qū)內(nèi)；

第五步：根據(jù)判斷結果，死區(qū)內(nèi)發(fā)生了永久性故障，饋線首FTU控制首個饋線分段開關斷開，隔離故障區(qū)段即消除死區(qū)，聯(lián)絡FTU控制聯(lián)絡開關合閘恢復非故障區(qū)段供電。

實施例2：如圖4所示的手拉手環(huán)網(wǎng)結構仿真模型圖。仿真在死區(qū)上游區(qū)域發(fā)生相間短路故障時的情況，仿真模型中各參數(shù)同上，仿真結果圖如圖6所示：

第一步：饋線首FTU實時監(jiān)測饋線上的電流，電壓信息，并將采集信息存儲于存儲單元中；

第二步：如圖6(e)(f)所示，饋線首FTU(2#FTU)上會檢測到無流、無壓，2#FTU啟動和饋線保護模擬裝置間信息交互。

第三步：如圖6中(d)所示，故障電流大小、故障電流持續(xù)時間不滿足任何一種故障情況，判斷饋線上沒有發(fā)生故障。

第四步：雖然饋線首FTU上檢測到無流、失壓，而饋線保護模擬裝置判斷故障沒有發(fā)生在饋線上，饋線首FTU最終判斷死區(qū)內(nèi)沒有發(fā)生故障。根據(jù)判斷結果，故障沒有發(fā)生在死區(qū)，各開關設備均不動作。

以上結合附圖對本發(fā)明的具體實施方式作了詳細說明，但是本發(fā)明并不限于上述實施方式，在本領域普通技術人員所具備的知識范圍內(nèi)，還可以在不脫離本發(fā)明宗旨的前提下作出各種變化。