低压配电台区拓扑识别技术浅述
时间：2023-01-17 11:00:16 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
潘圆君, 周国华, 沈狄龙, 夏明明, 孙桂萍
(1.杭州电力设备制造有限公司萧山欣美成套电气制造分公司, 浙江 杭州 310000; 2.国网浙江杭州市萧山区供电有限公司, 浙江 杭州 310000)
近年来,随着低压配电台区逐渐融入智能电网后,智能电网开始承担输送生活用电的主要角色。在智能电网建设中,准确识别低压台区拓扑关系,对于整个台区开展线损准确计算、三相不平衡治理、反窃电、停电位置及区间判断等精益化管理起着决定性作用。但现阶段低压配电台区存在一些问题,如户变关系错误导致不易故障精准定位及预警,影响台区线损准确性;台区三相负荷不平衡时无法对其平衡,导致设备寿命加速损耗;当需要维修时,未进行有效的信息更新或建档,导致后期的识别缺漏或错误,造成台区工作效率日渐低下。
为了解决该类问题,目前低压配电网户变关系的检验方法主要分为两大类。一是人工现场识别,采用人工携带台区识别仪巡测的方法。现有台区识别仪大多采用载波通信法和脉冲电流法。脉冲电流法指台区识别仪发出高频脉冲信号来识别台区用户,但此方法需在变压器出线端安装电流互感器,存在安全隐患且可控性差。载波通信法是指台区识别仪在电力线上发送载波信号,由于变压器感抗较大,在传输时不能通过变压器,因此只能在同台区里传输。
另外一种方案是在线识别,例如台区停电识别、基于户变工频过零序列相关性分析、基于户变历史停电事件记录相关性判别等。在线识别效率高,但成功率会受到应用场景的限制。文献[6]提出了一种基于宽带载波通信的户变识别技术,使用基于载波通信的报文发送接收的方法来对户变关系进行判别,但该方法仅考虑了同一台区的用户,对于不同台区用户的识别还有待研究。文献[7]提出了一种基于HPLC技术和工频畸变脉冲电流技术的低压台区拓扑关系识别方法。采用低压监测单元(LTU)产生和检测工频畸变脉冲电流信号,通过识别畸变信息实现拓扑关系识别。文献[8]提出一种基于支路有功功率的配电网拓扑结构识别方法,从可能拓扑结构集中找到可能性最高的拓扑结构作为可信拓扑结构,降低拓扑结构解空间。文献[9-10]分别理论并仿真分析基于高频电力线载波测距实现低压配电网拓扑识别。由于高频信号衰减大,在线路距离较长时难以实现点对点测距,影响拓扑识别的准确性和效率,目前该类方法还在理论研究阶段,尚未有实际应用案例。
本文介绍了一种基于特征微电流发送与接收的拓扑识别方法。通过HPLC模块控制负载投切方式(如通断规律),在电网中馈送设定规律的特征电流,在变压器二次侧或分支侧检测该频点特征电流,通过拓扑分析算法即可实现户变及拓扑关系识别。本方法具有通信可靠稳定,台区识别更加准确快速,对跨台区一次性便可确定归属关系等优点。
低压配电台区包括变压器、配电房/JP柜(第一级)的断路器、智能无功补偿装置、分支箱的断路器(第二级)以及终端用户表箱(第三级),低压配电台区典型拓扑结构如图1所示。用电信息采集系统主站通过模组化融合终端下发特征电流发送命令至多芯模组化电能表,通过计量箱侧、分支箱侧、变压器侧各级智能塑壳断路器及模组化融合终端采样检测特征电流信号,实现台区“变-线-箱-表”拓扑关系及相位的自动识别。
图1 低压配电台区典型拓扑结构
拓扑识别流程如下:当主站收到拓扑识别指令后,主站给安装有HPLC载波模块的智能电表发送命令。智能电表接收指令并启动特征电流发射模组控制负载投切方式,在火零线之间产生一定的特征电流。在线路的相应位置有带交采功能的终端设备,这些终端设备会对线路上的电流信号进行实时采样分析,记录并上传识别到的特征电流的时间参数。最后主站通过对所有时间参数进行对比分析,实现整个台区的户变及拓扑识别工作,特征电流注入与检测示意图如图2所示。
图2 特征电流注入与检测示意图
2.1 户变关系识别特征电流过程
户变关系识别特征电流的发送功能实现的特征电流发送流程如图3所示。系统平台向发送模块下达发送指令,发送模块接收指令后在电力线上产生特征电流信号。
图3 特征电流发送流程
特征电流产生的要求:
(1) 频率选择:理论上频率越大,衰减越大,满足避开奇偶次谐波干扰的要求;
(2) 幅度选择:单表注入百mA级电流,持续时间为s级,对电网线损影响极小。
根据要求确定的各指标参数详细如下:
(1) 特征电流产生的发送信号频率为783.3 Hz和883.3 Hz,具体为16位二进制编码:1010101011-101001。其中,码位0时,无特征电流发送,码位1时,有特征电流发送。
若负载为恒阻负载,恒阻负载特征电流码位示意图如图4所示;若负载为恒流负载,恒流负载特征电流码位示意图如图5所示。
图4 恒阻负载特征电流码位示意图
图5 恒流负载特征电流码位示意图
对于恒阻负载,发送电流信号峰值范围为0.6～0.7 A。对于恒流负载,发送电流信号峰值范围为0.4～0.5 A。
(2) 单次发送时间为9.6 s,即每位编码发送时间长度为0.6 s。单次发送总体时间偏差±40 ms,每位编码允许发送时间偏差为±15 ms。
(3) 发送模块本地存储信号信息不应低于10条,包括模块发送状态和发送时间,发送模块静态功耗不超过0.01 W,发送模块在一次发送过程中的平均功耗不应超过20 W。
在特征电流发送过程中,保证电网电压谐波总畸变率不高于1%,奇次谐波电压含有率不高于1%,偶次谐波电压含有率不高于1%。
2.2 户变关系特征电流接收过程
户变关系识别特征电流的接收功能实现的特征电流接收流程如图6所示。接收模块实时采集电力线上的电流信号,解析并识别特征电流信息,进行户变识别判断。
图6 特征电流接收流程
接收设备应通过交采实时进行识别,带交采的终端设备在收到户变关系识别命令后开始对电力线上的目标特征码位进行检测,识别信号编码为1010101011101001。带交采的终端判断是否成功检测到目标特征码位,若在设定时间内检测到,则根据目标特征码位电流的均值对被识别表的所在相位进行判别,并将相位识别结果、识别时间保存在终端本地;若在设定的时间内未检测到,则不保存信息。
确定的各指标参数详细如下:
(1) 单次识别成功的信号时间跨度为9.6 s,每位编码时间长度为0.6 s。单次识别总体时间偏差±40 ms,每位编码允许时间偏差为±15 ms;
(2) 接收信号的频率是783.3 Hz和883.3 Hz;接收信号采样频率不低于4 K;接收模块本地存储信号信息不应低于5 000条,包括模块接收时间、特征电流所属相位、电流大小;
(3) 变压器互感器一次侧要求:对于恒阻负载,接收电流信号峰值范围为0.4～0.8 A;对于恒流负载,接收电流信号峰值在0.25～0.5 A;
(4) 接收设备的采样精度要求不低于5‰;
(5) 集中器检测范围要求:量程不高于100 A。
2.3 识别流程
拓扑识别的应用流程如图7所示,具体步骤如下。
图7 拓扑识别应用流程图
(1) 识别流程由主站发起,首先进行并行识别。主站收到进行拓扑识别指令,给智能电表发送命令,智能电表接收指令并启动特征电流发射模组,在火零线之间产生特征电流;
(2) 载波通信本地模块端CCO启动并发配置,并将配置时刻送给LTU/STA;
(3) 终端对线路上的电流信号进行实时采样分析,LTU/STA将接收到的配置时刻给到终端,终端记录并上传识别到的特征电流的时间参数和强度;
(4) 若并行识别结束,则主站启动梳理拓扑识别结果以及终端档案信息,档案信息更新完成,拓扑识别流程结束;
(5) 若步骤4未完成档案信息更新,则主站启动串行识别。智能电表注入特征电流,CCO启动单点配置,并将配置时刻送给LTU/STA;
(6) 重复步骤3,档案信息更新完成,拓扑识别流程结束。若档案信息更新未完成,则返回步骤5直至完成。
说明及注意事项:
(1) 时钟同步:主站与终端之间维系系统时钟;载波通信本地模块端CCO与STA/LTU维系载波网络时钟;
(2) 地址意义:现系统不具备自由组网的条件和需求,判断时间基于主站/终端控制的单一STA/LTU进行特征电流注入;相互独立两STA/LTU之间同时发送特征电流,会导致误判,若传输地址易导致地址错误;
(3) 识别原则:拓扑层级逐级梳理,按照节点与父节点绑定梳理原则,即节点不需要关心祖父节点等更高一级归属关系。
3.1 农网台区试点
台区试点情况如表1所示。某试点2#公变台区共有3条分支,分支1上18块电表、分支2上有20块电表,分支3上有3块电表,台区最远的电表距离模组化终端的距离约有600 m。
表1 台区试点情况表
通过现场试点测试验证,单个电能表的户变识别只需15 s,识别成功率100%。通信可靠稳定、台区识别准确快速。
该试点方案节省了现场运维人员的精力、物力和人力。
3.2 城网台区试点
某城网台区为3个背靠背、共零台区,由于负荷切换调整,调整后计量线损档案共97个电表用户,负荷电流700 A以上,变压器容量500 kVA,接近满载,很多一个单相表带一栋楼的情况,台区日线损率连续几天都在31%左右。
针对这一情况,运用拓扑识别技术后,发现有8只跨台区电表、5个分支归属错误电表。
将计量线损档案根据新型智能终端所采集的户变关系更正后,日线损恢复连续正常,由原来的31%降到5%。根据识别出的准确档案调整计量线损档案后,台区日线损恢复正常。
准确的低压台区拓扑是智能电网建设的基础,没有准确的台区拓扑,线损准确计算、三相不平衡治理、反窃电、停电位置及区间判断等精益化管理都无法准确开展。
通过现场试点测试验证,基于特征电流的台区拓扑识别技术相比目前的大数据采集统计等方案,通信可靠稳定、台区识别更加准确快速,对跨台区一次性便可确定归属关系。该技术方案大大节省了运维人员的精力、物力和人力,提高了线损计算的可靠性,保证了低压配电网的安全稳定运行。
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