一种配电网负荷转供方法及装置与流程

1.本发明涉及电网负荷转供技术领域，尤其是一种配电网负荷转供方法及装置。


背景技术：

2.变电站作为变换电压、交换功率和汇集、分配电能的设施，是电网网架的关键连接点。为更好提高变电站对下级线路的供电保障能力，变电站通常由双进线供电，两台及以上主变压器运行，配置备自投装置，以快速恢复非故障区域的供电。
3.当变电站本身接线方式、计划检修、非计划检修、故障等原因导致变电站单线路、单主变压器、单通道的情况时，传统的备自投装置无法应用；一旦进线或主变压器发生故障跳闸，中、低压母线将全部失电，造成配电网多条供电线路停止工作，大面积负荷失去供电。
4.现有配电自动化主站系统馈线自动化功能仅能实现单一配电线路发生故障时自动恢复非故障区域的供电，无法在上级电源故障造成10千伏(kv)母线失压时启动自愈功能、自动恢复供电。目前10kv母线失电后，调度员手动查询每条线路是否有联络开关、联络开关是否是异站联络、线路日常最大负荷、线路最大允许电流、主变压器负荷等信息，耗时长，对调度员的经验和能力有很高要求，用户恢复供电时间长，无法满足用户对供电可靠性的要求。
5.日常运行过载、越限、检修、更改运行方式等工作前，需进行负荷转供或配合上级工作进行倒负荷，由调度管理部门方式计划组负责人校核最大允许电流、线路电缆等因素，调度员手动编写负荷转供方案，调度员核实后，逐条操作转供，确认合、解环电流和开关位置，费时费力，容易出差错。


技术实现要素：

6.本发明提供了一种配电网负荷转供方法及装置，用于解决现有配电网故障后，恢复供电时间长，无法满足用户对供电可靠性要求的问题。
7.为实现上述目的，本发明采用下述技术方案：
8.本发明第一方面提供了一种配电网负荷转供方法，所述转供方法包括以下步骤：
9.获取配电网故障信号，所述故障信号包括母线电压、主变压器低压侧开关、各出线电流和主变压器保护信号；
10.在所述故障信号满足预设条件后，收集带路线路和被转供线路的负荷断面数据，排除不能作为带路线路的情况，得到具备优先级的若干转供方案；
11.基于预设的负荷转供模式，按照所述转供方案执行负荷转供。
12.进一步地，所述预设条件包括启动条件和闭锁条件，所述启动条件和闭锁条件依次判断。
13.进一步地，所述启动条件具体为：
14.变电站母线全部失电、变电站出线拓扑失电且主变低压侧开关无电流。
15.进一步地，所述闭锁条件具体为：所述闭锁条件包括：
16.存在出线保护动作信号，但开关未跳闸；
17.存在后备保护动作信号；
18.全站通道退出；
19.主变低压侧开关遥控分闸；
20.出现以上任一条件，均触发闭锁。
21.进一步地，所述不能作为带路线路的情况包括：
22.转供操作开关或转供路径不允许作为带路线路；
23.联络开关质量码为双位错；
24.线路发生单相接地故障或馈线自动化故障未处理结束；
25.转供路径上开关位置在分位或无压；
26.具备以上任一情况，均不能作为带路线路。
27.进一步地，所述执行负荷转供的过程具体为：
28.断开主变压器各侧开关，隔离主变压器；
29.断开母线所有出线开关；
30.通过联络开关恢复有异站联络的出线，送电至出线开关；
31.按照优先级顺序，逐一合上无异站联络线路的出线开关，恢复供电，待达到最大供载能力或全部负荷转供完毕，停止转供。
32.进一步地，所述方法还包括对所述转供方案进行转供方式校验和安全性校验。
33.进一步地，所述转供方式校验具体为：
34.对转供线路和带路线路进行电源点追踪，判断两条线路是否有合环相角差，基于判断结果进行合环调电模式或停电调电模式的选择；
35.对于跨区域不允许合环的线路，追溯转供线路和带路线路的220v母线，根据所述220v母线维护的分区判断所述转供线路和带路线路是否在同一电网分区，若是，采用合环调电模式，若否，采用停电调电模式。
36.本发明第二方面提供了一种配电网负荷转供装置，可部署在配电自动化系统，所述装置还包括：
37.信号采集模块，用于获取配电网故障信号，所述故障信号包括母线电压、主变压器低压侧开关、各出线电流和主变压器保护信号；
38.转供处理模块，用于在所述故障信号满足预设条件后，收集带路线路和被转供线路的负荷断面数据，排除不能作为带路线路的情况，得到具备优先级的若干转供方案；
39.转供执行模块，基于预设的负荷转供模式，按照所述转供方案执行负荷转供。
40.进一步地，所述装置还包括校验模块，所述校验模块用于对所述转供方案进行转供方式校验和安全性校验。
41.本发明第二方面的所述配电网负荷转供装置能够实现第一方面及第一方面的各实现方式中的方法，并取得相同的效果。
42.发明内容中提供的效果仅仅是实施例的效果，而不是发明所有的全部效果，上述技术方案中的一个技术方案具有如下优点或有益效果：
43.1、本发明实时获取配电网的故障信号，判断是否满足预设条件，在满足预设条件后，基于预设的转供策略，进行负荷转供，既可应用于日常运行过载、越限、检修、更改运行
方式等工作，实现单个线路、单个母线、单个厂站快速负荷转供，也可应用与配网大面积停电下，对主网无法恢复的10kv母线快速恢复供电，保证了供电可靠性。
44.2、在启动负荷转供动作前，对启动条件和闭锁条件分别进行判断，且排除掉不允许作为带路线路的情况，保证了负荷转供的准确性，避免错误操作，进一步保证了供电的可靠性。
附图说明
45.为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
46.图1是本发明所述方法实施例的流程示意图；
47.图2是本发明所述方法实施例中其一具体实现方式的流程示意图；
48.图3是本发明所述方法实施例中转供启动的预设条件示意图；
49.图4是本发明所述方法实施例中执行负荷转供的流程示意图；
50.图5是本发明提供的实用化验证上述方法的模型示意图；
51.图6是基于图5验证模型的军埠站1号主变压器差动保护动作后仿真测试结果图；
52.图7是本发明所述装置实施例的结构示意图。
具体实施方式
53.为能清楚说明本方案的技术特点，下面通过具体实施方式，并结合其附图，对本发明进行详细阐述。下文的公开提供了许多不同的实施例或例子用来实现本发明的不同结构。为了简化本发明的公开，下文中对特定例子的部件和设置进行描述。此外，本发明可以在不同例子中重复参考数字和/或字母。这种重复是为了简化和清楚的目的，其本身不指示所讨论各种实施例和/或设置之间的关系。应当注意，在附图中所图示的部件不一定按比例绘制。本发明省略了对公知组件和处理技术及工艺的描述以避免不必要地限制本发明。
54.本发明提供一种智能配电网全方位一键转供技术，该技术既可应用于日常工作，实时分析可转供线路，生成操作策略，在操作界面依次执行，实现单个线路、单个母线、单个厂站负荷转供，也可应用在配网大面积停电情景，对主网无法恢复的10kv母线分析其转供路径，推送按照系统预设转供策略优先级排序的转供方案。调度员可选择“一键执行”，也可对负荷转供方案进行编辑，自动或人工确认后将受影响负荷安全转至新电源点，从而使因为事故或日常工作导致的停电范围最小。
55.目前配电网调度和生产领域广泛采用配电自动化系统，配电自动化主站系统是以实时状态采集为基础，以异常感知及就地处理为导向的配电网实时采集和控制系统，主要实现配电网数据采集与监控、操作与控制、模型/图形管理、综合告警分析、馈线自动化、拓扑分析应用、事故反演等基本功能和配电网接地故障分析、运行趋势分析、终端管理、供电能力分析、线损计算支撑功能、告警管理、配网指标管理等扩展功能，并具有与其他应用信息系统进行信息交互的功能，为配电网调度指挥和生产管理提供技术支撑。现有配电自动化主站系统的“馈线自动化”功能仅能实现单一配电线路发生故障时自动恢复非故障区域的供电，不具备全站停电时10kv线路负荷转供能力；现有的“负荷转供”功能只能生成单一
设备的负荷转供预案，不能生成整站、整个母线、多条线路的负荷转供方案，也不能编辑负荷转供方案。
56.如图1所示，本发明是实施例提供了一种配电网负荷转供方法，包括以下步骤：
57.s1,获取配电网故障信号，所述故障信号包括母线电压、主变压器低压侧开关、各出线电流和主变压器保护信号；
58.s2,在所述故障信号满足预设条件后，收集带路线路和被转供线路的负荷断面数据，排除不能作为带路线路的情况，得到具备优先级的若干转供方案；
59.s3,基于预设的负荷转供模式，按照所述转供方案执行负荷转供。
60.如图2所示，步骤s1中，所述预设条件包括启动条件和闭锁条件，所述启动条件和闭锁条件依次判断。
61.如图3所示，所述启动条件具体为：
62.变电站10千伏母线全部失电，即i、ii母线电压互感器检测到三相电压均为零；
63.变电站10千伏出线拓扑失电，即所有出线均无压无流；
64.主变低压侧开关无电流，即母线的进线也无压无流。
65.以上三个启动条件必须同时满足。
66.闭锁条件如下：
67.(1)10千伏出线保护动作信号。10kv出线有保护动作信号，但开关未跳闸，为该线路保护拒动所致，若进行负荷转供会将故障点转至带路线路，导致带路线路跳闸。
68.(2)主变后备保护动作信号。主变有后备保护动作信号，说明故障在母线或者保护装置拒动，若倒供母线，将导致负荷转供失败，停电范围进一步扩大。
69.(3)全站通道退出。网络通信全部中断、远动机故障会导致全站通道退出，此时配电自动化主站系统中无法实时获取变电站的三遥信息，信息不可信，故禁止进行负荷转供。
70.(4)主变低压侧开关遥控分闸。调度员操作或处理故障引起的失电，该功能应闭锁不启动。
71.出现以上任一信号，该转供不启动。另外还需考虑系统的防误闭锁，要防止自动化信息误发、遥测数据不刷新或突变、现场自动化终端故障异常等原因造成的系统误动作。
72.步骤s2中，为有效避免上下级动作混乱，需考虑与上级线路保护进行时间配合。本方案优先级低于上级电源重合闸(时限一般为2s)及备自投(时限一般为8s以内)动作，只有躲过以上时间并满足启动条件，系统才判定母线确已失电。考虑一次装置的动作时间，可将启动动作时限设为10s，或者将其启动条件的判定时限设为10s以上，即主变压器低压侧、母线、出线无压无流10s以上，才考虑启动该转供动作。
73.步骤s2中，所述不能作为带路线路的情况包括：
74.1)转供操作开关或转供路径不允许作为带路线路；
75.2)联络开关质量码为双位错(坏数据)；
76.3)线路发生单相接地故障或馈线自动化故障未处理结束；
77.4)转供路径上开关位置在分位或无压；
78.5)操作开关离线、工况退出、非实测。
79.在符合转供动作的预设条件后，核实异站联络开关状态、相关线路运行方式等相关信息，生成转供通道。例：异站联络开关为非智能、智能挂闭锁遥控操作的标志牌、智能离
线，异站联络线路有接地、或馈线自动化显示故障未处理结束等，都不可作为带路线路。(如果将a线路负荷转由b线路供电，则a线路为被转供线路，b线路为带路线路，b线路的电源侧，简称带路电源)。
80.负荷转供策略优先级如下：
81.(1)如果一条被转供线路有多条带路线路，转供路径优先选择传统电源的带路路径，尽量不采用存在分布式电源参与恢复供电的路径；
82.(2)根据带路线路剩余容量(可开放容量)的大小来判断优先级，可开放容量越大，优先级别越高，选取优先级最高者作为倒供母线的路径，可开放容量计算公式如下所示；
83.带路线路可开放容量＝带路线路最大允许电流-带路线路负荷电流(公式1)。
84.(3)兼顾考虑带路线路所在主变压器和高压侧线路不过载。
85.(4)在进行负荷转供时，应优先保证重要用户、保电用户、民生用户恢复供电。
86.如图4所示，步骤s3中，所述执行负荷转供的过程具体为：
87.(1)配电自动化主站遥控拉开主变压器各侧开关，隔离主变压器；
88.(2)配电自动化主站遥控拉开10kv母线所有出线开关；
89.(3)遥控联络开关恢复有异站联络的出线(全站停电时，本站的所有线路已失电，在生成转供方案时，会追溯拓扑和带电情况，本站相互联络线路不会作为带路路径)，送电至出线开关；
90.(4)选择最优倒供母线路径恢复10kv母线供电；
91.(5)按照事先设定的顺序，逐一合上无异站联络线路的出线开关，恢复供电。逐条转供前实时计算联络线路的负载率，接近达到允许载流量时，可考虑分段转供，进一步缩小停电范围；
92.(6)达到最大供载能力或全部转供完毕，停止转供；
93.(7)退出被转供线路重合闸、带路线路保护和重合闸。
94.负荷转供执行方式分为：自动模式、交互模式，前者根据执行策略进行一键全自动执行；后者在弹出实时交互界面(辅助语音报警)，由人工参与处理，配网调度员与主网调度核实上级电源是否可快速恢复送电决定是否执行方案，若执行，可以选择一键启动智能转供方案或只执行部分内容等；如果负荷转供方案未完成执行，则转交互提示调度员处理。
95.执行结束后弹出已转供线路详细信息，系统自动统计停电区间、停电客户数量、停电总负荷等信息，并生成停电区域详细列表，如表1所示，方便调度员后续处理和监测指挥班做好停电客户沟通工作。
96.序号变电站线路停电区间停电台区总数停电总负荷停电开始时间停电时长1xxxxxxxxxxxxxx
…ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
97.表1停电区域详情列表
98.上述实施例描述的是对于电网故障造成大面积停电时的负荷转供方法，另外本方案还适用于日常模式下。
99.根据计划或临时性工作，设定目标设备，分析其影响负荷，并自动或人工确认将受影响负荷安全转至新电源点，提出包括转供路径、转供容量在内的负荷转供操作方案。
100.包括预案生成、预案编辑和预案执行。该过程的描述结合配电自动化系统进行说
明。
101.预案生成：在系统应用界面上点击该功能图标，进入该应用，为保证安全，需输入用户名和密码，单击进入预案编制界面，可通过搜索框选择厂站，在厂站展开页面，根据需要选择线路、母线、厂站，自动分析生成相应的负荷转供预案。如果运行方式变化，只需重新生成预案即可。
102.预案编辑：双击预案，查看预案所有详细操作步骤，该详细步骤是根据电网实时运行方式、联络开关状态、允许电流等信息生成的。有权限的调度员可对弹出的方案进行预案编辑和预案删除、提升优先级/降低优先级等操作。例：如果一条线路有多条可转供通道，会按照转供通道负载率从小到大排序，负载率越小，优先级越高，调度员可右键更改优先级，选择转供通道；对于方案中多条线路负荷调出时，系统会按照重要用户、保电用户及民生用户优先供电原则生成操作顺序，调度员可选择优先转供哪几条线路。
103.预案执行分为校验预案和执行预案两部分。
104.校验预案。在执行预案的遥控操作命令前，会对预案进行最终校验。校验内容包括：
105.①
遥信质量码校验，识别转供预案中所有遥控操作的开关遥信质量码是否正常，如果遥控操作的开关离线、挂闭锁遥控的标志牌，则校验不通过。
106.②
转供方式校验，对转供线路和带路线路进行电源点追踪，计算判断两条线路是否有合环相角差，智能进行合环调电(热倒)或者停电调电(冷倒)模式的选择；对于跨区域不允许合环的线路，通过拓扑分析追溯到转供线路和带路线路的220kv母线，根据220kv母线维护的所述分区判断是否为同一电网分区，不同电网分区线路转供负荷，推送冷倒模式，同一电网分区线路转供负荷采用热倒模式。
107.③
安全性校验，如果转供路径上的开关遥信质量码为分位或接地，则校验不通过。
108.如果某条线路有多个方案，用
“”
进行标识，当进行校验的时候，如果第一条方案校验不成功，会继续校验第二条方案，校验成功的方案用绿色标识，失败以红色标识。只有通过校验的方案才能显示在“执行预案”页面。
109.在执行预案部分，先进行遥控模式的选择，可以“单步执行”、“顺序执行”、“并发执行”3种模式。单步执行是每条线路转供均需要值班调控员确认后再执行；顺序执行是多条线路按照操作顺序依次转供；并发执行是多条线路并行同时转供。校验通过后，值班调控员根据实际可灵活选择任一种转供模式，快速进行负荷转供。执行成功的步骤用绿色标识，失败以红色标识。此外，遥控执行时可设置遥控失败继续操作次数；为保证安全，只有开关遥信变位和电流遥测信号均变化，才判断为该开关执行成功。
110.按照上述实施例记载的方法，在新一代配电自动化主站系统中，如图5所示，选取一典型的110kv“单主变压器”变电站，验证各种故障情况下该技术动作的可靠性和准确性。图中，军埠站有10条10kv线路，其中4条10kv线路可拉手倒出，军望线与柴家线联络为非智能设备，需现场人员到场操作，转供联络表如表2所示。
[0111][0112]
表2军埠站与外站联络表
[0113]
日常模式验证：
[0114]
假设军埠站1号主变将进行检修，检修前需将10kv负荷倒出。进入预案编制界面，选择军埠站，生成全站倒供方案；编辑确认方案；校验通过；选择一键全自动执行，整个负荷转供方案执行成功仅需2分钟。
[0115]
大面积停电模式验证：
[0116]
1、主变压器主保护动作测试
[0117]
2022.5.24 17:10，设置军埠站1号主变压器差动保护动作，线路电流断面值如表2所示，仿真结果如图6所示，其中：
[0118]
(1)10kv亿佰通线(用户专线)停电；
[0119]
(2)10kv文庄线负荷倒东王站10kv宝华线供电；
[0120]
(3)10kv大寨线负荷倒大柳站10kv官庄线供电；
[0121]
(4)110kv宁家站10kv宁红线经秀水线倒供10kv长安线、申家线、北季线、文南线、长清线、军望线；
[0122]
(5)因柴军00为非智能开关，需现场到人操作，望留站10kv柴家线作为倒供备用通道。
[0123][0124]
表3停电区域详情列表
[0125]
2、主变压器低后备保护动作测试
[0126]
设置军埠站1号主变压器低后备保护动作，该转供方案不启动。
[0127]
3、10kv出线开关保护动作测试
[0128]
设置军埠站10kv长安线011开关速段保护动作，011开关未分闸，全站停电，该专供方案不启动。
[0129]
4、全站通道退出动作测试
[0130]
将军埠站通道退出，该转供方案不启动。
[0131]
5、主变低压侧开关遥控拉开全站停电动作测试
[0132]
遥控拉开军埠站1号主变压器10kv 001开关，该转供方案不启动。
[0133]
如图7所示，本发明实施例还提供了一种配电网负荷转供装置，可部署在配电自动化系统，所述装置还包括信号采集模块、转供处理模块、校验模块和转供执行模块。
[0134]
信号采集模块用于获取配电网故障信号，所述故障信号包括母线电压、主变压器低压侧开关、各出线电流和主变压器保护信号；转供处理模块用于在所述故障信号满足预设条件后，收集带路线路和被转供线路的负荷断面数据，排除不能作为带路线路的情况，得到具备优先级的若干转供方案；所述校验模块用于对所述转供方案进行转供方式校验和安全性校验；转供执行模块基于预设的负荷转供模式，按照所述转供方案执行负荷转供。
[0135]
本发明实施例中的负荷转供装置基于现有的配电网自动化系统实现。
[0136]
上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。