配网 PMU和 线路故障监测

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智能台区以优质的供电质量、高效的运营效率和优良的用户体验为目标，采用基于智能融合终端、传感网等多种先进的信息化、智能化技术、设备及运维管理手段，充分融合不同系统、不同设备数据，支撑用电主动运维、全寿命周期管理、多元负荷消纳等应用功能，通过低压故障预判、停电事件感知和低压故障定位，提高主动检修、故障抢修工作效率，实现供电质量、运营效率和用户体验的全面提升。智能台区是分布式新能源并网和充电桩管理的重要环节。


随着大规模分布式电源和电动汽车等柔性负荷接入后，配电网电力电子化趋势更加明显，运行状态更加复杂多变，传统测量面临的电气噪声急剧增加，测量装置的准确性面临挑战。用户侧出现电源和负荷交织融合的现象，配电网的潮流变化更加频繁，传统的电网监视、感知和分析手段难以满足实时高效掌控电网状态的要求。相比传统自动化系统，配网 PMU（同步相量测量设备）具有快速性、准确性、可靠性和扩展性。同步相量测量技术可快速准确掌握电网动态运行工况、支持更高效的多方互动，有效提升电网的可测、可观和可控水平。相应的，也对通信提出了更高要求，包括低时延、高可靠以及高精度时间同步等。


配网 PMU 的业务需求包括：
1、业务隔离：配网 PMU 业务属于电力生产控制大区非实时控制类（安全区 II）业务，按照国能 36 号文要求，电力生产控制大区必须和其它行业业务以及电力管理信息大区业务实现物理隔离。
2、终端永久在线：当配网 PMU 装置第一次上线向主站注册时建立通信链路，此后将一直保持该 TCP 连接，以保障双方随时可以通信。
3、通信速率和时延需求：实时数据采集及遥调，上下行应用层速率不低于 107kbps、非实时数据采集，上下行应用层速率约在 37 kbps，取决于单数据量大小(这里设为 4Byte)；
4、高精时钟同步/授时功能需求：分布式配网 PMU 终端需要根据授予的时标信息，同步获取相量数据，主站获取上传的同步时标和同步相位后，方可开展状态估计、态势感知等高级应用。相对于主网 PMU，在配网环境下，由于线路普遍较短，相角差较小，对时标精度要求较高。配网 PMU 时标信息精度（指标）<1us。时标信息可通过 B 码模拟量授予配网 PMU 装置。
5、海量接入需求：10km 半径范围内，接入终端 50-100 个。


我国配电网错综复杂，容易发生故障，尤其是接地故障，由于其隐性特性，很难查找。有时不得不通过拉分段开关并试送电来确定故障所在区域，对线路、设备运行的安全性极为不利。利用高集成度的配电终端实现配电网的故障识别、故障隔离、网络重构及配电网的无功/电压控制和优化运行等功能，这种方案当然是配网自动化一个重要选择，但安装运营起来比较复杂，成本较高，目前主要在部分城市重要区域实现。故障指示器以及基于故障指示器的配电线路故障监测系统成为配电网建设一种经济高效的选择，故障指示器能实时准确地在线监测线路状态，并将所采集到的线路负荷、故障信息、停送电状态等通过通讯终端发送到主站；主站对信息进行数据统计、分析、拓扑计算，确定故障区域，从而引导工作人员迅速准确找到故障点，有效提高线路故障检测的自动化水平和工作人员的效率。


暂态录波型故障指示器，通过对线路电流的精确测量及高速录波，可精准检测线路故障类型，并快速定位故障区段，从而缩短线路故障的响应和处理时间，提高供电可靠性。架空暂态录波型远传故障指示器由采集单元、汇集单元等部分组成，配合配电自动化主站构成故障定位系统。其中，汇集单元是核心传感单元与系统主站交互的桥梁，借助短距无线和远程无线混合组网技术，使系统具备通道监视、切换及故障报警能力，支持系统诊断、自愈以及通信中断恢复后数据续传功能。可选采用太阳能板作为主供电源，并辅以可充电电池作为备用电源，保证系统稳定可靠运行，电力工作人员可对线路工况信息和故障信息实时监测。目前，我国配电网线路长度接近 500 万公里，按照平均每 2-3 公里一套的高水平部署来看，高精度故障指示器的市场空间接近 200 万套，百亿空间，目前渗透率尚不足 30%。

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