配电网故障主动预警及快速处置技术探索

国电南瑞科技股份有限公司二〇二三年八月 二 总体思路 C目录ontents 关键技术 后续研究 一、现状挑战 随着分布式光伏/风电、充电汽车和新型储能规模化接入，配电网发展将面临保供应、促消纳和低成本的矛盾三角，提升配电网故障处理的快速性和电能质量监测能力对保供应意义重大。但配电网已成为个多电源网络，网架日趋复杂、运行方式多变，当前的故障处理技术面临诸多挑战 一、现状挑战 自前城市配电电缆运行年限已超15年不逐步进入了老龄化状态，老化问题是线路故障的主要问题之一。电缆永久性故障的发生开始于局部潜伏性缺陷。而局部潜伏性缺陷与电缆绝缘水平息息相关。但当前故障处理技术重心在故障定位、隔离与恢复，缺乏有效的线缆绝缘状态预警手段。 一、现状挑战 分布式新能源故障电流幅值受限、相角受控，导致配电网潮流和短路电流分布特性发生显著变化传统阶段式过流保护整定配合越发困难，甚至失去选择性。配网规模增大，单相接地故障处置不及时引！发山火、人畜伤害等安全事故的风险增大，故障辨识可靠性、隔离快速性有待持续提升。 一、现状挑战 配网网架由辐射向环网多联络转变以及分布式新能源比例逐步提高，在故障隔离后，健全区故障恢复时需考虑多路径最优转供、供电能力分布式电源穿越特性等多重约束条件，现有就地自愈技术难以满足多源配网故障时的快速安全转供与分布式电源协同控制需求 现状挑战 二 总体思路 C目录ontents 关键技术 后续研究 二、 总体思路 故障前，以基于电气量的电缆绝缘状态监测技术为重点，提升故障预警能力；故障时，以“分布式就地处置优先，集中式主站处置协同”原则，提出适应不同场景的差异化方案，提升故障隔离的精准性 分布式电源主动参与供电恢复精准测距支撑故障清除运维 现状挑战 二 总体思路 C目录ontents 三 关键技术 研究展望 三、 关键技术-故障前 1、高精度同步宽频量测技术 电力电子装备大规模应用使得配电网运行形态向宽频域衍变，不仅带来电能质量问题，也对频率保护产生影响。为配网故障定位、解合环、谐波溯源和动态监测提供基础数据，有必要将终端测量由异步基频扩展到同步宽频，但受限干终端成本，采样率不高、PT/CT精度比主网低，实现高精度宽频量测难度大。 三、 关键技术-故障前 1、高精度同步宽频量测技术 通过混合窗+混合基zoomFFT技术，结合GPS秒脉冲采样实现高精度同步宽频量测，在FTU/DTU终端现有硬件基础上宽频量测检测范围可达2Hz~6kHz，电能质量可监测最高63次谐波。 窗函数：1Wr()=co(()wg()=.. 2 混合窗兼具适当的主瓣宽度和更快的旁瓣衰减，可有效抑制锁谱泄露，理论量测精度可达到10-6，实际精度万分之五 混合基zoomFFT能自适应频率5Hz、2Hz分率计算，采样率6.4kHz，数据窗10周波条件下运算量可降低10% 三、关键技术-故障前 2、基于电气量的线缆绝缘隐性故障主动预警技术 潜伏性故障：故障持续短保护或绝缘监测装置不动作，未察觉到的瞬时性故障 根据同一绝缘薄弱点在一定时间内瞬时性接地次数及变化趋势，综合瞬时性敌障持续时间、击穿强度（零厚序电压幅值）等综合评估当前线路绝缘劣化状态 电缆绝缘受潮电弧类潜伏故障持续时间一般不超过2个周波，绝大多数仅半个周波 潜伏性故障蕴含丰富系统绝缘信息，是永久故障的前兆 三、关键技术-故障前 2、基于电气量的线缆绝缘隐性故障主动预警技术 通过配电线路终端（FTU/DTU）融合广域同步采集功能，实时同步捕捉短时扰动/瞬时故障，使用小波变换提取故障特征信息，利用绝缘劣化程度评价指标计算并评估是否存在潜伏性故障风险点。 三、关键技术-故障时 3、配网光纤/5G线路差动保护技术 环网柜内设备若按间隔配置，则面临装置数多、二次回路复杂、安装空间紧张，若采用单设备集成多条光纤线路差动保护，则需同时与多条线路对侧保护进行数据同步。提出主从机自动认定的数据同步方法，解决传统一主一从同步方法造成链路上同时出现多台主机数据无法同步问题 三、关键技术-故障时 3、配网光纤/5G线路差动保护技术 5G通道无法保证通道收发延时一致性，传统丘乓同步方法不适用现有5G差动同步方法则存在运算量大、同步精度低、受运行方式影响等不足，提出秒脉冲触发、采样序号对齐、回退时延动态调整协同自适应数据同步方法，有效解决5G通信双向路由不一致、时延抖动大导致差动保护难以适应的问题 三、关键技术-故障时 4、基于载波/5G通信的就地分布式保护技术 针对故障隔离快速性要求高、光纤不具备敷设条件或5G信号无法覆盖的场景，借用原有动力电源线构建中压电力线载波通信链路，实现纵联方向保护，满足配电网差异化、多场景应用需求。 三、关键技术-故障时 4、基于载波/5G通信的就地分布式保护技术 基于中压载波组网特点，提出基于载波/5G通信的就地分布式保护技术。配电网发生故障时，就地分布式保护通过终端间邻域信息交互，就地完成故障区段判断及隔离，以及非故障区域供电恢复。 1K1处相间短路故障：分布式保护区域内2511开关至1514#首开关区域内终端通过过流保护检测到故障，定位故障点位于开关间，2511#、1514#断路器直接跳闸。 ■K2处单相接地故障：分布式保护区域内1514#开关处终端通过单相接地检测模块判定下游故障，0548#分段断路器处终端判定上游故障，就地直接跳1514#、0548#断路器。 三、关键技术-故障时 6、单相接地故障自适应判别技术 故障特征受中性点接地方式、故障初始角及过渡电阻影响大，自适应困难；高阻接地故障电流微弱暂态过程时间短、故障分量提取困难。提出以暂态量最大极性、首半波极性，以及含零序直流分量特征为主判据，结合零序功率方向、支路和电流暂态能量的单相接地故障自适应保护技术， 三、 关键技术-故障时 7、分布式保护与馈线自动化协同故障处理技术 针对短路故障，提出“差动保护协同分布式FA+级差配合”处置技术，通道正常时，差动保护隔离故障区段，劣化时通过分布式FA隔离故障区段，中断时通过级差隔离故障区段。 针对单相接地故障，提出“站-线“单相接地选线和选段协同技术，故障点上、下游终端信息交互快速定位/隔离故障区段，站内集中式小电流接地选线装置作后备经时间级差切除整条线路 三、关键技术-故障后 8、计及多电源协调和负荷约束故障就地快速自愈技术 传统就地自愈技术主要针对单联络网架，难以适应多联络场景。提出多路径安全转供技术，电源点终端计算剩余容量并向邻域传输，故障区内终端根据当前负荷、接收电源信息等事前断面数据，确定转供路径与功率缺额，失电区内终端根据缺额值按负荷等级进行切除，实现就地安全转供。 功率缺额动态更新传递： PxSUR = PxCAP - PxCURPMARG = max (PxSUR) 安全转供： 功率缺额>0时切除非重要负荷 现状挑战 二 总体思路 C目录ontents 三 关键技术 后续研究 四、后续研究 1、故障前-基于人工智能线缆绝缘故障预警技术 配电线路终端（FTU/DTU）实时同步捕捉短时扰动/瞬时故障，将符合故障特征但不满足判定条件的潜伏性故障录波上送，配电自动化主站基于拓扑信息，结合特高频局放、缆芯温度、检修记录等信息利用关键特征量库及绝缘劣化状态进行健康评级，定位隐惠故障风险区段，主动制定巡检计划 四、后续研究 2、故障时-配网线路不完全差动保护技术 在配电网中，架空线路的主于线分段之间，或者环网柜之间往往存在多条未安装电流互感器的负荷支路，传统双端线路差动保护无法适用。提出基于负荷阻抗的不完全差动保护方法，简化线路上多条负荷支路为一条负荷支路，基于负荷电流等效出T接点位置，系统正常运行及区外故障时计算等效负荷支路阻抗相等，区内故障时等效负荷阻抗变小。 四、后续研究 3、故障后-计及DER备用能力供电恢复技术 配电网联络方式多样，单一固定的恢复策略无法满足最优恢复需求，且随着高比例可再生能源接入现阶段分布式供电恢复方式未考虑分布式电源紧急备用能力，故障时立刻退出分布式电源，削弱了分布式电源支撑健全区域供电恢复能力，需开展计及DER备用能力支撑非故障区供电恢复策略的研究。 构网型DER：基于故障时刻断面信息及负荷等级约束划分源-荷平衡区域，故障下游健全区域内DER主动参与恢复供电。 ■跟网型DER：主动联切健全区域DER；故障下游健全区域DER在联络开关合闸后有序参与恢复供电，提升备用电源容量不足下最大负荷供电恢复能力。 四、后续研究 4、故障后-区段定位协同精准测距技术 主网故障测距技术已较成熟，主要用于变电站间线路的敌障定位，行波测距精度误差≤500米，阻抗测距精度误差≤2.5%。相比于主网配电网网络结构更为复杂，分支多、线路短、负荷多、线路参数获取困难，分布式单元高精度同步成本较高，配电网敌障精准测距工程化应用仍需持续深化研究， 汇报完毕，谢谢！