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10 kV 馈线故障后的供电恢复,不能只依赖就地保护跳闸和人工倒闸,而应在故障定位、区段隔离、联络转供和网络重构之间形成闭环.文章以双电源环网10 kV 线路为对象,构建包含负荷恢复率、恢复时间、电压越限和线路负载率的综合评价模型,提出"故障识别—隔离校验—候选路径搜索—重构潮流校核—顺序控制执行"的快速恢复策略,在故障区段被准确隔离后,考虑配网重构的馈线自动化可将恢复时间由传统人工处置的约38 min压缩至3.8 min,负荷恢复率由66.5%提高至91.4%,最大线路负载率控制在78.6%,满足10 kV配电网安全运行要求.
10 kV馈线馈线自动化配网重构故障隔离快速供电恢复
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随着新型电力系统建设推进,配电网分布式保护自愈系统成为提升供电可靠性的核心手段.然而,针对配电网分布式馈线自动化动作逻辑的现场测试存在较大的困难,其多测试终端协同性能在复杂故障场景下的测试面临同步精度不足、现场停电困难、测试效率低等挑战.本文提出一种广域协同测试方法,并构建实时闭环的高保全测试平台.基于高精度同步触发技术和云边协同测试技术,构建 ms 级同步激励的多终端并行测试平台,实现电气信号与分布式馈线自动化智能终端控制信号的同步和交互,从而能够逼真地模拟分布式馈线自动化系统的故障形态和逻辑处理功能,进行配电网分布式保护自愈系统的多维度效能评估.10 kV 配电网实证表明,该方法支持多种典型拓扑结构的故障场景测试,大大提高了工作效率,可为系统工程化应用提供关键技术支撑.
配电网分布式保护自愈系统广域协同测试多故障场景实证
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配电网故障处理效率直接关系供电可靠性与用户满意度,但当前不同厂家设备通信规约不统一、故障处理策略缺乏统一判据、处理效果评价标准不一,制约了配电自动化整体效能的发挥.围绕标准化建设路径,从技术规范、处理方法选型、评价指标3个层面构建配电自动化故障处理方法体系,明确各类馈线自动化模式的适用边界与判定依据,并提出存量设备标准化改造对策与实施路径,为提升配电网故障处理效率、推动标准体系完善提供参考.
配电自动化标准化建设故障处理馈线自动化供电可靠性
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针对高比例分布式电源(DG)导致传统馈线自动化(FA)误动、拒动及重合闸失败问题,提出一种基于边缘协同计算架构的适应性提升技术.该架构的核心技术贡献包括:边缘网关协同计算框架、5G 低时延通信机制、基于分布式共识算法的FTU自主决策算法,实现多个馈线终端单元对故障方向达成一致.在此基础上,构建暂态方向判别、动态定值整定与自适应重合闸三层机制.在 RTDS 上搭建 10 kV 有源配电网模型,设置 DG 渗透率 50%～200%及多种故障验证.仿真结果表明:DG 渗透率 200%时,故障识别率 96.2%,重合闸成功率 94.6%,误动率 2.0%,平均隔离时间 0.41 s.高阻接地(500 Ω)下,非同期合闸由18次降至2次,冲击电流由5.8 p.u.降至1.3 p.u..所提边缘协同计算架构显著提升了高比例DG下FA的适应性.
高比例分布式电源馈线自动化暂态方向判别动态定值自适应重合闸
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配电网小电流接地系统发生单相接地故障时,故障特征量较小,且目前利用单一判据进行定位的方法在高阻接地情况下可靠性较低.本文提出一种利用配电自动化系统中多种来源测量信息的单相接地故障区间定位方法,对馈线终端单元采集到的零序电流幅值、相位以及开关动作情况的信息进行综合分析,建立幅值-相位加权综合判别模型.仿真实验结果表明:过渡电阻在0～2000Ω范围内,本文所提算法平均定位准确率为97.3%;平均定位时间为约68ms,可满足配电网馈线自动化对定位时间的要求.
配电自动化单相接地故障故障区间定位
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配电网馈线自动化系统通过引入先进技术和优化的系统架构,有效提升了配电网络在故障处理、供电可靠性及运行管理方面的整体效能.首先对配网馈线自动化系统进行了概述,阐述了多种控制模式的优缺点,并基于DSCADA系统,构建了上海松江电网主站集中式馈线自动化(FA)系统.该系统通过主站集中处理数据和控制决策,确保电网在发生故障时实现快速隔离和供电恢复,减少停电范围和时间,提升运维人员工作效率.
配电网馈线自动化配网主站终端设备故障处理
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配电自动化是支撑新型电力系统建设的重要基础,其测试技术水平直接影响配电设备可靠接入、系统功能落地应用及配电网安全稳定运行.围绕"设备—系统—场景"3个层面,系统论述配电自动化测试关键技术的研究进展.设备层面,提出仓调自动联调方法及基于源表架构的闭环测试技术,实现边端设备与智能传感器的规模化、自动化检测;系统层面,分析馈线自动化现场测试、数字物理混合仿真等技术的发展,实现有源配电网任意模式馈线自动化的现场测试与配电自动化系统级的全场景验证;场景层面,探讨基于数字孪生平台的多孪生体远程接入及自愈闭环试验方法,支撑复杂运行工况下系统功能的复现与评价.示范应用表明,相关测试技术已实现配电自动化项目全流程自动测试,有效提升批量检测效率,降低设备入网缺陷漏检率与现场投运故障率,提高配电设备运行质量与工程投运可靠性.面向未来高比例新能源和电力电子设备接入的新型配电系统,仍需在自愈协同控制验证、系统鲁棒性评估及复杂动态场景精准构建等方向深入攻关,以进一步提升配电自动化测试的智能化与系统化水平.
配电自动化测试馈线自动化数字仿真有源配电网数字孪生
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广东配电网规模大、网架结构复杂、负荷密度高,且分布式光伏、储能等电力电子设备高比例接入,叠加台风雷暴等极端天气频发,传统依赖人工经验或单一馈线自动化模式的故障处置方式已难以满足高可靠供电需求.广东电网以配电自动化实用化提升和故障处置闭环自治为抓手,构建了主站与就地协同的配电网故障自愈技术体系.该体系融合就地设备快速感知、定位与隔离能力,以及配电主站的全局拓扑感知、潮流校核、转供优化和成效评价能力,形成"就地快速切除、主站全局优化、闭环仿真评价"的故障自愈新范式.结合广东配电网故障自愈工程实践,梳理主站与就地协同自愈技术的总体技术架构、协同机制,以及级差保护式、电压-时间/电流型、混合协同型、智能分布式和主站自适应集中式等典型动作模式,分析面向复杂网架、新能源接入和多源运行方式的保护配置、故障定位、供电恢复、安全校核与综合评价方法.总结了该技术在广东电网规模化部署的应用成效.实践表明,该技术有效提升了广东复杂有源配电网故障快速隔离和非故障区域恢复供电能力,为超大规模城市配电网由"故障后人工处置"向"秒—分钟级闭环自治"演进提供了重要技术路径.
配电网配电自动化主站与就地协同故障自愈新能源发电
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配电网故障自动处理是配电自动化的核心功能,也是提高供电可靠性的关键技术手段.从故障类型与技术路径双维度展开:按相间短路、单相接地和断线故障3类故障分述,沿集中智能、分布智能和就地智能3条路径分析.相间短路故障处理最为成熟:集中智能的矩阵算法与容错定位方法已沿用至今,分布智能从引进国外重合器配合模式发展到"合闸速断""智能分布式"等本土创新,就地智能的多级继电保护配合已形成典型模式并大规模应用.单相接地故障处理近十年取得突破:暂态量法与稳态量法联合检测已成为工程主流路线,电压熄弧选线实现了不中断供电的快速熄弧与选线.断线故障定位成熟最晚,电流检测法不需通信但定位精度有限,电压检测法定位精度高但依赖主站通信,两者各有适用条件.贯穿3类故障处理的关键支撑是系统级现场测试技术,其突破直接推动了故障处理从"原理可行"到"工程实用"的跨越.3种智能模式协调配合的故障处理格局已经形成,系统级测试技术是保障实用化的关键支撑.全线速断保护、自适应重合闸、自适应定值动态调整、潜伏性缺陷监测与治理、低压电气火灾防治和漏电保护等前沿方向已有研究进展,但距工程实用仍有距离.
配电网配电自动化馈线自动化相间短路故障单相接地故障断线故障继电保护现场测试技术
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我国配电自动化(distribution automation,DA)经过三十年的发展,已从早期引进消化与局部试点,走向自主装备与规模化应用,在提升配电网运行管理效率与供电可靠性方面发挥了重要作用.回顾我国DA的发展历程,介绍早期试点、两轮建设热潮、全面铺开等阶段的建设过程与成效,归纳故障处置机制的演进路径,总结建设过程中的经验与不足.结合"双碳"目标、分布式电源规模化接入和新型电力系统建设需求,探讨主配一体化调度、分布式电源运行监控与保护、主配微协同调控、同步测量技术、面向对象的数据模型等关键技术方向.
配电自动化馈线自动化故障处置配电网保护分布式电源
