低壓配電臺區(qū)拓撲識別技術淺述

潘圓君, 周國華, 沈狄龍, 夏明明, 孫桂萍

(1.杭州電力設備制造有限公司蕭山欣美成套電氣制造分公司, 浙江 杭州 310000; 2.國網(wǎng)浙江杭州市蕭山區(qū)供電有限公司, 浙江 杭州 310000)

0 引 言

近年來,隨著低壓配電臺區(qū)逐漸融入智能電網(wǎng)后,智能電網(wǎng)開始承擔輸送生活用電的主要角色。在智能電網(wǎng)建設中,準確識別低壓臺區(qū)拓撲關系,對于整個臺區(qū)開展線損準確計算、三相不平衡治理、反竊電、停電位置及區(qū)間判斷等精益化管理起著決定性作用。但現(xiàn)階段低壓配電臺區(qū)存在一些問題,如戶變關系錯誤導致不易故障精準定位及預警,影響臺區(qū)線損準確性;臺區(qū)三相負荷不平衡時無法對其平衡,導致設備壽命加速損耗;當需要維修時,未進行有效的信息更新或建檔,導致后期的識別缺漏或錯誤,造成臺區(qū)工作效率日漸低下。

為了解決該類問題,目前低壓配電網(wǎng)戶變關系的檢驗方法主要分為兩大類。一是人工現(xiàn)場識別,采用人工攜帶臺區(qū)識別儀巡測的方法?，F(xiàn)有臺區(qū)識別儀大多采用載波通信法和脈沖電流法。脈沖電流法指臺區(qū)識別儀發(fā)出高頻脈沖信號來識別臺區(qū)用戶,但此方法需在變壓器出線端安裝電流互感器,存在安全隱患且可控性差。載波通信法是指臺區(qū)識別儀在電力線上發(fā)送載波信號,由于變壓器感抗較大,在傳輸時不能通過變壓器,因此只能在同臺區(qū)里傳輸。

另外一種方案是在線識別,例如臺區(qū)停電識別、基于戶變工頻過零序列相關性分析、基于戶變歷史停電事件記錄相關性判別等。在線識別效率高,但成功率會受到應用場景的限制。文獻[6]提出了一種基于寬帶載波通信的戶變識別技術,使用基于載波通信的報文發(fā)送接收的方法來對戶變關系進行判別,但該方法僅考慮了同一臺區(qū)的用戶,對于不同臺區(qū)用戶的識別還有待研究。文獻[7]提出了一種基于HPLC技術和工頻畸變脈沖電流技術的低壓臺區(qū)拓撲關系識別方法。采用低壓監(jiān)測單元(LTU)產(chǎn)生和檢測工頻畸變脈沖電流信號,通過識別畸變信息實現(xiàn)拓撲關系識別。文獻[8]提出一種基于支路有功功率的配電網(wǎng)拓撲結構識別方法,從可能拓撲結構集中找到可能性最高的拓撲結構作為可信拓撲結構,降低拓撲結構解空間。文獻[9-10]分別理論并仿真分析基于高頻電力線載波測距實現(xiàn)低壓配電網(wǎng)拓撲識別。由于高頻信號衰減大,在線路距離較長時難以實現(xiàn)點對點測距,影響拓撲識別的準確性和效率,目前該類方法還在理論研究階段,尚未有實際應用案例。

本文介紹了一種基于特征微電流發(fā)送與接收的拓撲識別方法。通過HPLC模塊控制負載投切方式(如通斷規(guī)律),在電網(wǎng)中饋送設定規(guī)律的特征電流,在變壓器二次側或分支側檢測該頻點特征電流,通過拓撲分析算法即可實現(xiàn)戶變及拓撲關系識別。本方法具有通信可靠穩(wěn)定,臺區(qū)識別更加準確快速,對跨臺區(qū)一次性便可確定歸屬關系等優(yōu)點。

1 低壓配電臺區(qū)的拓撲識別架構

低壓配電臺區(qū)包括變壓器、配電房/JP柜(第一級)的斷路器、智能無功補償裝置、分支箱的斷路器(第二級)以及終端用戶表箱(第三級),低壓配電臺區(qū)典型拓撲結構如圖1所示。用電信息采集系統(tǒng)主站通過模組化融合終端下發(fā)特征電流發(fā)送命令至多芯模組化電能表,通過計量箱側、分支箱側、變壓器側各級智能塑殼斷路器及模組化融合終端采樣檢測特征電流信號,實現(xiàn)臺區(qū)“變-線-箱-表”拓撲關系及相位的自動識別。

圖1 低壓配電臺區(qū)典型拓撲結構

2 特征電流原理

拓撲識別流程如下:當主站收到拓撲識別指令后,主站給安裝有HPLC載波模塊的智能電表發(fā)送命令。智能電表接收指令并啟動特征電流發(fā)射模組控制負載投切方式,在火零線之間產(chǎn)生一定的特征電流。在線路的相應位置有帶交采功能的終端設備,這些終端設備會對線路上的電流信號進行實時采樣分析,記錄并上傳識別到的特征電流的時間參數(shù)。最后主站通過對所有時間參數(shù)進行對比分析,實現(xiàn)整個臺區(qū)的戶變及拓撲識別工作,特征電流注入與檢測示意圖如圖2所示。

圖2 特征電流注入與檢測示意圖

2.1 戶變關系識別特征電流過程

戶變關系識別特征電流的發(fā)送功能實現(xiàn)的特征電流發(fā)送流程如圖3所示。系統(tǒng)平臺向發(fā)送模塊下達發(fā)送指令,發(fā)送模塊接收指令后在電力線上產(chǎn)生特征電流信號。

圖3 特征電流發(fā)送流程

特征電流產(chǎn)生的要求:

(1) 頻率選擇:理論上頻率越大,衰減越大,滿足避開奇偶次諧波干擾的要求;

(2) 幅度選擇:單表注入百mA級電流,持續(xù)時間為s級,對電網(wǎng)線損影響極小。

根據(jù)要求確定的各指標參數(shù)詳細如下:

(1) 特征電流產(chǎn)生的發(fā)送信號頻率為783.3 Hz和883.3 Hz,具體為16位二進制編碼:1010101011-101001。其中,碼位0時,無特征電流發(fā)送,碼位1時,有特征電流發(fā)送。

若負載為恒阻負載,恒阻負載特征電流碼位示意圖如圖4所示;若負載為恒流負載,恒流負載特征電流碼位示意圖如圖5所示。

圖4 恒阻負載特征電流碼位示意圖

圖5 恒流負載特征電流碼位示意圖

對于恒阻負載,發(fā)送電流信號峰值范圍為0.6～0.7 A。對于恒流負載,發(fā)送電流信號峰值范圍為0.4～0.5 A。

(2) 單次發(fā)送時間為9.6 s,即每位編碼發(fā)送時間長度為0.6 s。單次發(fā)送總體時間偏差±40 ms,每位編碼允許發(fā)送時間偏差為±15 ms。

(3) 發(fā)送模塊本地存儲信號信息不應低于10條,包括模塊發(fā)送狀態(tài)和發(fā)送時間,發(fā)送模塊靜態(tài)功耗不超過0.01 W,發(fā)送模塊在一次發(fā)送過程中的平均功耗不應超過20 W。

在特征電流發(fā)送過程中,保證電網(wǎng)電壓諧波總畸變率不高于1%,奇次諧波電壓含有率不高于1%,偶次諧波電壓含有率不高于1%。

2.2 戶變關系特征電流接收過程

戶變關系識別特征電流的接收功能實現(xiàn)的特征電流接收流程如圖6所示。接收模塊實時采集電力線上的電流信號,解析并識別特征電流信息,進行戶變識別判斷。

圖6 特征電流接收流程

接收設備應通過交采實時進行識別,帶交采的終端設備在收到戶變關系識別命令后開始對電力線上的目標特征碼位進行檢測,識別信號編碼為1010101011101001。帶交采的終端判斷是否成功檢測到目標特征碼位,若在設定時間內(nèi)檢測到,則根據(jù)目標特征碼位電流的均值對被識別表的所在相位進行判別,并將相位識別結果、識別時間保存在終端本地;若在設定的時間內(nèi)未檢測到,則不保存信息。

確定的各指標參數(shù)詳細如下:

(1) 單次識別成功的信號時間跨度為9.6 s,每位編碼時間長度為0.6 s。單次識別總體時間偏差±40 ms,每位編碼允許時間偏差為±15 ms;

(2) 接收信號的頻率是783.3 Hz和883.3 Hz;接收信號采樣頻率不低于4 K;接收模塊本地存儲信號信息不應低于5 000條,包括模塊接收時間、特征電流所屬相位、電流大小;

(3) 變壓器互感器一次側要求:對于恒阻負載,接收電流信號峰值范圍為0.4～0.8 A;對于恒流負載,接收電流信號峰值在0.25～0.5 A;

(4) 接收設備的采樣精度要求不低于5‰;

(5) 集中器檢測范圍要求:量程不高于100 A。

2.3 識別流程

拓撲識別的應用流程如圖7所示,具體步驟如下。

圖7 拓撲識別應用流程圖

(1) 識別流程由主站發(fā)起,首先進行并行識別。主站收到進行拓撲識別指令,給智能電表發(fā)送命令,智能電表接收指令并啟動特征電流發(fā)射模組,在火零線之間產(chǎn)生特征電流;

(2) 載波通信本地模塊端CCO啟動并發(fā)配置,并將配置時刻送給LTU/STA;

(3) 終端對線路上的電流信號進行實時采樣分析,LTU/STA將接收到的配置時刻給到終端,終端記錄并上傳識別到的特征電流的時間參數(shù)和強度;

(4) 若并行識別結束,則主站啟動梳理拓撲識別結果以及終端檔案信息,檔案信息更新完成,拓撲識別流程結束;

(5) 若步驟4未完成檔案信息更新,則主站啟動串行識別。智能電表注入特征電流,CCO啟動單點配置,并將配置時刻送給LTU/STA;

(6) 重復步驟3,檔案信息更新完成,拓撲識別流程結束。若檔案信息更新未完成,則返回步驟5直至完成。

說明及注意事項:

(1) 時鐘同步:主站與終端之間維系系統(tǒng)時鐘;載波通信本地模塊端CCO與STA/LTU維系載波網(wǎng)絡時鐘;

(2) 地址意義:現(xiàn)系統(tǒng)不具備自由組網(wǎng)的條件和需求,判斷時間基于主站/終端控制的單一STA/LTU進行特征電流注入;相互獨立兩STA/LTU之間同時發(fā)送特征電流,會導致誤判,若傳輸?shù)刂芬讓е碌刂峰e誤;

(3) 識別原則:拓撲層級逐級梳理,按照節(jié)點與父節(jié)點綁定梳理原則,即節(jié)點不需要關心祖父節(jié)點等更高一級歸屬關系。

3 工程案例分析

3.1 農(nóng)網(wǎng)臺區(qū)試點

臺區(qū)試點情況如表1所示。某試點2#公變臺區(qū)共有3條分支,分支1上18塊電表、分支2上有20塊電表,分支3上有3塊電表,臺區(qū)最遠的電表距離模組化終端的距離約有600 m。

表1 臺區(qū)試點情況表

通過現(xiàn)場試點測試驗證,單個電能表的戶變識別只需15 s,識別成功率100%。通信可靠穩(wěn)定、臺區(qū)識別準確快速。

該試點方案節(jié)省了現(xiàn)場運維人員的精力、物力和人力。

3.2 城網(wǎng)臺區(qū)試點

某城網(wǎng)臺區(qū)為3個背靠背、共零臺區(qū),由于負荷切換調(diào)整,調(diào)整后計量線損檔案共97個電表用戶,負荷電流700 A以上,變壓器容量500 kVA,接近滿載,很多一個單相表帶一棟樓的情況,臺區(qū)日線損率連續(xù)幾天都在31%左右。

針對這一情況,運用拓撲識別技術后,發(fā)現(xiàn)有8只跨臺區(qū)電表、5個分支歸屬錯誤電表。

將計量線損檔案根據(jù)新型智能終端所采集的戶變關系更正后,日線損恢復連續(xù)正常,由原來的31%降到5%。根據(jù)識別出的準確檔案調(diào)整計量線損檔案后,臺區(qū)日線損恢復正常。

4 結 語

準確的低壓臺區(qū)拓撲是智能電網(wǎng)建設的基礎,沒有準確的臺區(qū)拓撲,線損準確計算、三相不平衡治理、反竊電、停電位置及區(qū)間判斷等精益化管理都無法準確開展。

通過現(xiàn)場試點測試驗證,基于特征電流的臺區(qū)拓撲識別技術相比目前的大數(shù)據(jù)采集統(tǒng)計等方案,通信可靠穩(wěn)定、臺區(qū)識別更加準確快速,對跨臺區(qū)一次性便可確定歸屬關系。該技術方案大大節(jié)省了運維人員的精力、物力和人力,提高了線損計算的可靠性,保證了低壓配電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。