通信故障自愈（精选五篇）
通信故障自愈 篇1
智能配电网在电力系统建设中和电能的合理分配和使用息息相关, 它是智能电网的重要组成部分。智能配电网技术有机集成和融合现代计算机与通信、高级传感和测控等技术, 满足未来配电系统集成、互动、自愈、兼容、优化的要求[1]。智能配电网自动化系统在发展过程中集合了控制技术、通信技术和计算机技术等诸多现代先进的技术, 智能配电网自动化通过对各开关、终端实时状态与参数的信息聚合来实现配电网正常运行和故障处理。智能配电网监测、保护、控制和管理需要建立稳定、可靠的配电网通信网络。当前, 配网自动化系统中在我国发展迅速, 但因地区发展、地理环境条件和配电网结构等因素造成了配网通信网络依旧存在问题。配电网络拓扑复杂多变导致通讯光缆无法预埋, 各地区之间的通信标准与模式多样化等情况导致了配网自动化通信系统的建设与完善受到阻碍。
本文主要对配电终端与配电自动化系统主站和子站之间、多种类配电终端间构建的通信系统进行研究, 并且通过EPON通信和无线GPRS通信相结合的通信方式来解决配网自动化系统中的配电网故障自愈应用中的通信问题。
1 智能配电网通信技术
1.1 有线通信技术在智能配电网的应用
电力载波通信和光纤通信是现阶段配电网发展过程中配电网通信系统采用的主流的两种通信方式。电力线载波通信作为电力系统特有的一种通信方式, 这种通信技术利用电力线通过载波方式将模拟信号和数字信号进行高速传输来实现, 其优势在于建设投资小, 不需要重新架设专用的通信通道, 但它在电网中应用时, 传输频带受限, 传输容量容量较小, 线路停运检修时通信中断。光纤通信是一种利用光信号传递信息的通信方式。根据光接入设备和光传输设备的有源性差别, 光接入网可分为利用无源分光器构架的无源光网络 (PON) 和利用有源电复用器 (基于以太网、PDH、SDH或ATM等技术) 实现的有源光网络 (AON) , 作为目前电力系统中变电站、高压线路通信广泛采用的通信技术, 它具有传输容量大、传输速率高、传输距离远、抗电磁干扰能力强、绝缘性能好等优势, 但光纤通信的投资大、运行维护费用高, 在复杂的配网拓扑结构中通信通道建设困难。随着光光纤技术的发展, 光纤成本的不断下降, 光纤通信技术在配电网中运用的经济效益越来越显著。就通信EPON技术是配电网中应用广泛的光纤通信技术。
1.2 无线通信技术在智能配电网的应用
目前, 国内配电网在解决配电网中配电自动化、配网监测、负荷控制、集中抄表等数据采集通道时已广泛采用无线公用通信网络。十几年来, 利用公用GPRS通讯技术建立起的配电网通讯解决方案屡见不鲜, 随着对公用无线通讯传输速率和可靠性的提高, 3G、4G等发展成熟的公用无线通讯技术也逐步运用到了配电网终端设备的保护和测量中。与此同时, 依托于短距离无线通讯技术的发展和成熟, Wi Fi、Zig Bee和无线蓝牙等短距离无线通讯技术也运用到了电力系统的诸多方面, 从智能配电终端无线维护、故障诊断到设备的巡检和维护, 包括区域性无线抄表, 实时数据查询、定制参数配置和设备试验都有成熟的产品问世。在网络融合的趋势之下, 基于IEEE802.16标准的宽带无线接入城域网 (BWAMAN) 技术而发展起来的Wi MAX和Mc Wi LL等新兴无线通讯技术也逐步成为电力系统中被认同和采纳的新技术。另外, 传统的无限数传电台技术、一点多址微波通信技术以及卫星通信等无线通讯技术仍然有在电力系统中发展利用的可能。如表1所示为电力系统使用的几种主流无线通讯技术比较。
1.3 混合组网通信方式在配电网的应用
智能配电网拓扑结构复杂, 负荷分支多且分散, 这种配网结构导致配电网通信结构复杂, 终端节点数量多, 布局分散。但配电网对通信网络的可靠性和经济性要求很高, 单一的通信方式无法适应结构复杂的配网拓扑。因此对现有通信资源进行优化整合, 构建, 构建可靠、统一、高效、多样化的智能配电网通信网络能有效地解决目前配电网中通信面临的经济性和适应性问题。基于EPON、GPRS、3G/4G、Zig Bee/Wi Fi、Wi MAX和Mc Wi LL技术的多样化通信方式给智能配电网的通信网络提供了备选方案。当前, 利用EPON+GPRS、EPON+Mc Wi LL等有线和无线通信相结合的通信模式运用到配网自动化系统中。混合组网通信方式不仅能够减少光纤通道建设成本、减少维护费用, 同时它充分利用无线通信网络的广覆盖性能, 实现快速布网, 还能根据配电网络拓扑结构和复杂的地理环境对智能配电网系统的通信带宽、可靠性和安全性要求。
2 智能配电网通信组网方案
2.1 智能配电网组网基本模式
配电网的组网方案通常会兼顾方案的可靠性、实时性、可行性和经济性等因素。在配电网无线通讯组网模式的选择上通常有三种组网方式, 如图1 (a) 所示主站—终端模式是一种主站与终端直接通信, 通信结构层次简单, 数据传输可靠, 实时性高的通信模式;但这种组网模式对通信信道可靠性依赖性高, 主站处理信息冗余, 建设投资也较大。
随着配网自动化的发展, 在主站和终端之间引入了子站的概念, 子站用来管理区域内的终端, 进行简单的信息处理后将汇聚的信息转发给主站, 如图1 (b) 这种模式称为主站—子站—终端模式, 它不仅简化了通信通道的建设, 节省了投资;同时也减轻了主站的负担。目前, 为适应智能配电网的发展需求, 配电终端逐渐智能化和分布式控制化。
一种建立在智能终端间自由组网通信的主站—子站—汇聚基站—智能终端的四层模型上的组网模式得到了利用和发展, 如图1 (c) 这种组网模式将使智能化的配网终端实现数据通信的分布化, 本地自组网, 进行就地式智能决策, 将极大限度的减少信息的远程传输, 减轻上级系统的性能和功能需求压力, 提高可靠性和及时性。
2.2 智能配电网多通信方式的自组网模式
目前, 各种无线网络接入技术在容量、覆盖、数据速率和移动性支持能力等方面各有长短, 任何一种无线网络都不可能满足用户对于网络性能的全部要求, 因此多类型的网络共存和融合是下一代通信系统的发展趋势[1]。在传统单一的有线通信 (如光纤通信) 方式基础上, 结合配电网通信系统的分层结构和配网实际现场需求, 无线通信技术及基于无线通信的无线自组网技术就逐渐应用到配电网中。如图2所示, 以光纤通信网和无线自组网为核心的配网自动化通信系统面向架空线路柱上断路器、环网柜、台变和开关站等配网终端设备进行监测、控制和保护。
无线自组网技术是指综合无线通信、分布式信息处理、传感器及嵌入式计算技术, 使整个系统能够协同运作, 从而实现数据的实时检测并对采集的数据进行预处理的技术[2]。针对配电网中终端安装现场分布复杂、环境多样、实时性和可靠性要求高等特点, 基于网状网络、自动组网、多跳路由、自动中继 (无级数限制) 、动态调频等技术, 无线自组网结构稳定, 环境适应能力强, 能够有效地避免干扰, 具有极高的实时性和高度智能化。面向多样化的无线通信方式, 配电终端之间可以通过无线自组网方式实现信息的传输, 同时, 终端采集接入网络的性能参数, 根据业务需求选择最佳的通信路由线路, 另外, 它可以借助其他终端功能, 以中继的方式将数据上传至主站, 主站收集各终端运行数据和采集的信息, 进行处理、整合和存储, 并及时下传至各配网子站和终端。各终端间自组网网络结构, 终端通过网络协议和拓扑机制智能地组建成多跳形式的无线网络, 网络中各组织节点能够主动适应网络拓扑结构的相应变化, 终端可以在此结构下密集部署, 减少系统监测盲区。
3 智能配电网多通信技术应用
3.1 智能配电网故障自愈系统
如图4所示配电线路供电区域FTU (智能配电终端) 和FI (故障指示器) 配置拓扑图中, 配电网是呈辐射状的网络。在配电线路主干分段FTU-1、FTU-2和FTU-3处安装FTU, 各FTU之间建立EPON通信连接, 同时, 在各负荷较大的分支线路T接处装设故障指示器FI和数据采集通信终端DCU, 并以GPRS无线通信方式建立可靠、稳定的无线通信网络, 将EPON网络和GPRS无线网络与配电网故障区段定位主站的通讯链路建立起来, 这样就构建出一个典型的配电网故障自愈系统。
3.2 配电网故障自愈系统工程应用
如图5所示为基于EPON和GPRS无线通信的故障自愈系统通信结构图, 采用经典的主站层、通信层和终端层结构布局。终端层作为系统数据采集终端部分, 由FTU (智能配电终端) 和FI (故障指示器) 及EPON和GPRS无线通讯模块组成。FTU和FI主要负责配电网中电压、电流、等遥测以及故障信息的采集, 并通过相对应的通信通道将终端状态数据和配电网实时运行数据上传。通讯层通过GPRS通讯模块进行无线拨号, 建立链路, 连接无线路由器网关, 形成通讯通道后将数据传送到配网自动化主站, EPON则是利用光纤通道进行数据上传。主站层作为信息传输的终点, 主要包括无线路由器、前置机、服务器、工作站及Web服务器。无线路由器将无线专网传入的数据映射至内网的前置机上;前置机对数据进行规约处理将处理后的数据存入数据服务器中;服务器对数据进行分析处理后, 将结果在工作站上进行显示, 根据故障信息完成馈线自动化FA故障区段定位功能;工作站作为配网自动化系统的后台, 显示所有采集的信息 (遥测、遥信等信息) 和配网拓扑结构, 可以对故障信息、历史曲线、故障录波、小电流接地、馈线自动化FA进行查询, 并且对故障结果以短信形式通知各负责人;Web服务器允许供电局内网中的计算机以Web形式访问配网自动化主站内的信息。
4 结束语
本文从我国智能配电网建设实际情况和特点出发, 对现阶段配网自动化采用的有线和无线通讯方式进行了探讨和总结, 分析出混合组网通信方式在智能配电网中应用的优势, 并结合混合组网的通信方式对智能配电网的通信组网方案进行适应性研究, 通过通信方式的多样化特点, 构建出智能配电网多通信方式的自组网方案。最后介绍一种基于EPON和GPRS无线通信的智能配电网故障自愈系统, 以此来验证了混合组网方式下的智能配电网通信系统的实用性, 在这种通信模式下, 有利于建设高速、双向和集成的智能配电网通信系统, 有利于实现电力流、信息流的高效率传输。
参考文献
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故障状态下电网电压自愈策略研究 篇2
当电网发生严重故障时,快速、有效地使系统从故障状态转移到优化的稳定运行状态,是电网自愈功能的主要任务之一[1,2,3,4,5]。尤其是当前电力系统广域互联的逐步实现及电力市场的深入发展,电压稳定问题日益突出[6],一旦发生电压失稳事故,将会带来波及范围广、经济损失严重等一系列问题。因此,研究能够适应系统变化,在异常情况下能够自我恢复,可有效防止电压失稳事件的电压自愈策略,有着重要的现实意义[7,8]。
电力系统电压稳定程度一般可分为三种情况[9]:系统平衡点不存在,电压处在崩溃/失稳过程中;系统接近不稳定边界,电压稳定裕度紧张;系统能够满足各种约束条件,电压稳定裕度较大。相应地电网的运行状态可分为故障状态、脆弱状态、正常状态。根据系统运行状态的不同,同时参照文献[3]对电网自愈控制的划分,本文将电压自愈控制分为故障状态下电压自愈控制、脆弱状态下电压自愈控制和正常状态下电压自愈控制,下面将重点研究故障状态下的电压自愈控制。
故障状态下电压自愈控制,是指当系统发生严重故障后电压处在崩溃/失稳过程中,为了防止事故的进一步扩大而采取的紧急措施,其实质是如何防止电压失稳。近年来,电网稳定问题一直是电力界关注和研究的热点之一,在电压失稳机理、电压稳定模型及电压稳定性评价等方面均取得了重要成果,但是在故障后如何采取有效的、经济的、协调的紧急控制措施,以防止系统发生电压崩溃,保证电网安全稳定运行,尚需进一步的研究[6]。当电压处在崩溃/失稳过程中,快速切负荷成为有效控制手段,如:文献[10]基于连续潮流,提出了预防支路型失稳故障的控制方法;文献[11]利用降出力法求出系统最薄弱输电通道,然后根据电压相角对有功注入灵敏度确定切负荷方案;文献[12]利用线路导纳递减算法求出发生失稳故障时系统无法承受的有功功率,然后采用双向潮流追踪法,得到发电/负荷减载量,但只考虑了线路有功潮流的影响,在故障线路潮流以无功功率为主的情况下,可能造成控制方案失效。尽管上述文献对系统失稳时的各种减载方法已经提出,但是这些方法都针对防止电压失去稳定问题而言,并没有考虑到恢复电压稳定后,要维持系统较高电压水平应采取的控制措施。
由于电力系统的高度复杂性和非线性,合理的电压控制方案在保证电压稳定的同时应维持系统较好电压水平[9]。本文根据系统电压稳定性和电压幅值,将电压自愈分为恢复电压稳定和提高节点电压两阶段。在前一阶段中,采用负荷裕度指标判断系统是否发生电压失稳,若失稳,则根据故障前潮流基于图论法确定故障转移负荷,并采用二分法逐次切除,直至电压恢复稳定;在后一阶段中,判断是否存在电压低于低压减载装置动作值的节点,若存在,则根据故障后潮流基于图论法得到经过这些节点的供电路径及其传输功率,并采用二分法逐次切除负荷,直至所有节点电压达到预定值。
1 图论法
目前,电压控制的研究模型和分析方法多种多样,并取得了很大的进展,但仍存在一些问题尚需解决,其中,如何减少系统非线性、复杂性对控制策略的影响就是电压控制方面应进一步研究的课题[13]。因此,本文采用物理意义明确、计算速度快、受系统非线性和复杂性影响较小的图论法对故障状态下电压自愈策略进行研究。
1.1 无损网等效
图论法要求注入节点量与流出节点量相等,而电力系统是一个有损网,因此,首先要将原网络等效为无损网,计算公式如式(1)所示。
式中:Δpi',i+1表示下一级线路的等效损耗;Δpi'-1,i表示上一级线路的等效损耗;pi,i+1表示下一级线路功率;pi-1,i表示上一级线路功率;Δpi-1,i表示上一级线路的损耗。
1.2 供电路径确定
所谓供电路径就是发电机节点与负荷节点间的输电通道,它反映了系统中各个电源是怎样通过输电网络的哪几条线路将电能输送到用户的,是后续确定切负荷位置的基本依据。本文用到图论法的有向图关联矩阵和有向图路径矩阵来确定电力系统的供电路径。
有向图关联矩阵表示有向图中两节点间是否存在有向边,假设系统中有n个节点,则关联矩阵A为n×n的方阵,其元素可表示为
有向图路径矩阵表示有向图中两节点间是否存在有向路径,假设系统中有n个节点,则路径矩阵L为n×n的方阵,其元素可表示为
假设系统潮流已知,利用关联矩阵和路径矩阵,采用深度优先搜索算法,即可得到该系统所有发电机节点与负荷节点间的供电路径。
1.3 供电路径传输功率计算
采取切负荷措施除了要知道切负荷位置外,还要知道切负荷量,即供电路径的传输功率。本文采用“按比例分配”原则计算供电路径传输功率。所谓“按比例分配”原则是指“不同支路流入节点功率对流出节点的每条支路上功率的贡献是与其流入节点的功率值成正比[14]”。假设第l条供电路径有m个节点,其中第一个节点为发电机节点,最后一个节点为负荷节点,则该供电路径的传输功率lp为
式中:pG表示发电机节点注入功率;pi,i+1表示节点i与节点i+1间支路功率;ipin表示注入节点i的总功率;pLm表示负荷节点输出功率;pmin表示注入负荷节点的总功率。
2 故障状态下电压自愈策略
衡量一种电压控制方案是否合理可行,既要看其是否能够保证系统电压稳定,同时又要看能否维持系统电压水平。为了实现该目标,本文将故障状态下电压自愈分为恢复电压稳定和提高节点电压两阶段,前者用来保证电压稳定性,后者用来维持节点电压。
2.1 恢复电压稳定
当电力系统发生严重故障,系统失去稳定平衡点是由于故障线路所带负荷发生转移,导致某些薄弱输电通道超过其极限输送能力造成的[11,12],因此,若知道故障前该线路为哪些负荷节点供电及供应了多少电能,即故障转移负荷的位置及数量,在故障后对其采取切负荷措施即可快速恢复电压稳定。
本文根据故障前系统潮流,基于图论法确定故障转移负荷,然后采用二分法计算能够恢复电压稳定的最佳切负荷方案,其具体步骤如下。
(1)根据故障前潮流,基于图论法得到所有包含故障支路的供电路径,并计算其传输功率。这些路径的末端节点即为故障转移负荷所在的负荷节点,首端节点即为相应的发电机节点,路径上的传输功率即为各节点的转移负荷分担量。
(2)对包含故障支路的供电路径按传输功率由大到小进行排序,切除第一个供电路径末端负荷节点的有功功率和无功功率,同时相应地减少首端发电机节点的有功出力。图论法中只对负荷节点的有功功率进行了计算,其无功功率可由式(5)得出。
式中:P0、Q0表示负荷节点的初始有功功率和无功功率;ΔP、ΔQ表示负荷节点切除的有功功率和无功功率。
(3)判断系统是否恢复稳定,若恢复稳定,则采用二分法减少切负荷量直至满足终止判据,否则转向步骤(2)。二分法的计算步骤如下:
(1)设二分法计算精度为ξ,切负荷区间为[a,b],其中a=0,b=p,p表示该供电路径的传输功率;
(2)切除该供电路径末端负荷c=(a+b)2,同时相应地减少首端发电机注入c=(a+b)2,判断系统是否恢复稳定;
(3)若电压恢复稳定,则b=c,否则a=c;
(4)判断是否达到计算精度ξ,若b-a<ξ,则最终切负荷量确定为b,退出恢复电压稳定子程序;否则,转向步骤(2)。
2.2 提高节点电压
在实际电力系统中,为了防止因电压严重下降引起电压崩溃广泛采用了低压减载装置。低压减载装置的动作值一般是按略高于PV曲线鼻点电压而低于正常运行时的最低电压整定的。
当系统发生严重故障,按2.1节所述方法恢复电压稳定后,很可能存在一些电压低于低压减载装置动作值的节点。由于这些节点运行在电压崩溃点附近,极易发生失稳,严重地威胁了系统安全,因此有必要将提高这些节点电压加入到故障状态下电压自愈控制中,其具体步骤如下:
(1)根据故障后潮流,基于图论法计算所有发电机节点与负荷节点间的供电路径及传输功率。
(2)找到所有电压小于低压减载装置整定值的节点,并从中选出电压最低节点。搜索经过最低电压节点的所有供电路径,并按传输功率由大到小进行排序,切除第一个供电路径末端负荷节点的有功功率和无功功率,同时相应地减少首端发电机节点的有功出力。判断该节点电压是否大于低压减载装置动作值,若大于,则采用二分法减少切负荷量,直至满足终止判据。
(3)判断是否存在电压小于低压减载装置整定值的节点,若存在,则返回步骤(2),反之,则退出。
以上方法虽然每次只对电压最低节点采取控制措施,但由于各节点是相互联系、相互影响的,且电压薄弱点在地理分布上通常集中于某个区域,因此在恢复最低点电压时,也可有效地提高相邻节点电压。通过IEEE30节点系统和某地区17节点系统算例分析可知,该算法的循环次数均小于低电压节点数。
2.3 故障状态下电压自愈控制流程图
故障状态下电压自愈控制流程如图1所示,基本步骤如下:
(1)通过状态估计或在线潮流实时记录系统当前运行状态;
(2)当系统发生故障,维持系统稳定是首要任务,因此首先判断系统是否失稳,若系统失稳,则执行恢复电压稳定子程序;
(3)若系统没有失稳或者恢复电压子程序执行完毕,则判断是否存在电压小于低压减载装置整定值的节点,若存在,则执行提高节点电压子程序,反之,则退出该程序。
3 算例分析
应用上述理论,编制电压自愈控制程序,分别对IEEE30节点系统和某地区17节点系统进行仿真计算,以验证本文所提方法的有效性。
3.1 IEEE-30节点系统算例
由于该网络结构紧密,基荷情况下不存在使电压失稳的线路故障,因此首先令负荷和发电机出力按比例同时增长,使系统运行至793.46 MW负荷水平。本文选取了5个典型故障进行仿真计算,其中:故障1、4、5可使电压失稳,故障2、3虽不会使电压失稳但故障后存在电压小于低压减载装置动作值的节点。算例中,低压减载装置动作值取0.8[15]。
表1给出了发生上述5个故障时各子程序运行情况。由表中数据可以看出,当发生失稳故障1、4、5时,该自愈策略首先运行恢复电压稳定子程序,通过切负荷使电压快速恢复稳定,然后再考虑提高节点电压。而当发生故障2、3时,由于系统没有失稳,因此该自愈策略直接运行提高节点电压子程序。
注:“√”表示已运行的子程序。
表2给出了各故障的自愈控制结果。其中,负荷裕度是按全系统负荷和发电机出力同比增长确定的,切负荷量是恢复电压稳定和提高节点电压两部分的切负荷总和,控制效果σ按式(6)计算。
式中:P0margin表示自愈控制前系统负荷裕度;P1margin表示自愈控制后系统负荷裕度;Pcut表示自愈控制切负荷量。
表3给出了针对故障5的具体自愈控制方案,该方案中发电裁减量与负荷裁减量相等,线路损耗由平衡机承担。
结合表2、表3的数据,以故障5为例,对该电压自愈控制进行详细分析:系统发生故障5后,负荷裕度降为-380.889 6 MW,系统失稳,若按等比例方法恢复电压稳定,则要切除380.889 6 MW的负荷。而由本文所提方法分析可知,支路27-28故障后系统失稳是由于其所带负荷发生转移导致某些薄弱输电通道严重越限造成的,因此对转移负荷采取切负荷措施即可快速恢复稳定。运行该自愈控制程序后发现仅需切除29.858 7 MW的负荷即可使电压恢复稳定,继续切除15.125 5 MW的负荷即可使所有节点电压达到低压减载装置整定值,同时具有254.502 2 MW的负荷裕度,相当于用29.8587+15.1255=44.9842 MW的代价换来了254.5022+380.8896=635.3918 MW的负荷裕度,其等效控制效果为635.3918/44.9842=14.12。同样,对其他故障均有类似结果。
注:带﹡为发电机节点,其余为负荷节点。
为了进一步验证文中所提方法的有效性,图2给出了运行该自愈控制程序后节点电压曲线。从图中可以看出,系统所有节点电压均在0.8以上,达到了系统运行要求。
3.2 某地区17节点系统算例
当该实际系统运行在30.25 MW的负荷水平时,通过故障扫描后发现存在使电压失稳的故障,本文选取了4个失稳故障进行仿真计算。
表4给出了各故障的自愈控制结果,图3给出了自愈控制后系统节点电压曲线。由这些计算结果可以得出,本文所提方法能够以较少的切负荷量保证电压稳定,同时使所有节点电压达到低压减载整定值以上。但与IEEE30节点系统仿真计算结果相比,该实际算例的控制效果明显较低,主要原因是该实际系统网架结构薄弱,各节点联系不如IEEE30节点系统中各节点联系紧密,单个节点切除负荷对周围节点电压影响较小。
4 结论
针对电力系统发生严重故障的情况,本文提出了一种故障状态下的电压自愈策略,IEEE30节点系统和某地区17节点系统的仿真计算结果验证了该方法的有效性。
(1)该方法将故障状态下的电压自愈控制分为恢复电压稳定和提高节点电压两阶段,在保证电压稳定的前提下,能够使节点电压维持在一定水平;
(2)在恢复电压稳定子问题中,基于图论法确定故障转移负荷,并采用二分法切负荷,以较小的切负荷量保证了系统的稳定;在提高节点电压子问题中,将低压减载装置动作值作为控制目标,既维持了节点电压水平,也可有效地防止过多切负荷。
(3)由于图论法仅与系统结构有关,与负载程度无关,因此该方法可以有效地避免在重负荷情况下较大的线性误差对计算精度的影响;同时在实际电力系统中发电机节点与负荷节点的供电路径数量有限,因此受系统规模和复杂程度的影响较小。
(4)如何使切负荷节点数目最小化是工程实用化的关键之一,文中按传输功率由大到小排序进行切负荷的方法,既实现了快速切负荷,也有效地减少了切负荷节点个数,有利于工程实现。
通信故障自愈 篇3
关键词：配电网,功率损耗,电压偏差,潮流控制,隶属函数
0 引言
传统的供电可靠性只关注停电时间大于3 min的持续停电[1,2],随着数字经济的发展,停电时间小于3 min的短时停电问题逐步受到人们的重视[3,4,5,6]。由于故障停电引起的用户损失远大于计划停电的损失,而且短时停电的损失严重[7],且绝大部分故障源于配电网,所以针对配电网开展故障自愈技术研究,以提高供电可靠性,并解决短时停电问题。
传统配电网采用“闭环设计、开环运行”的供电方式,即使采用馈线自动化等手段也无法避免短时停电[1,8,9]。有些供电可靠性较高的国家和地区采用单电源馈线环网供电模式,通过配备导引线差动保护措施快速切除故障[8,9,10,11],有效解决了馈线故障导致的短时停电问题,但该方式仍无法解决母线、主变压器等上游电源侧故障引起的停电问题。文献[8]分析了3种配电环网运行模式,其中采用来自不同母线或变电所馈线构成环网(简称双电源环网)的供电模式可靠性最高,但可能存在较大的循环功率,传统潮流控制手段难以保证调节效果[12,13]。基于电力电子技术与先进控制理论的统一潮流控制器(UPFC)具有强大的潮流控制功能,但针对配电网的应用研究较少[14,15,16,17]。 为此,本文给出了一种基于双电源配电环网的故障无缝自愈系统实现思路,并详细分析了基于UPFC的配电环网潮流控制策略。
1 故障无缝自愈配电环网供电系统
故障无缝自愈配电环网供电系统如图1所示。
该系统正常运行时采用双电源供电(电源A和B分别来自不同变电站或者不同母线),在一侧馈线出口处安装UPFC,用于控制潮流以消除循环功率。分段开关采用断路器。由光纤以太网与支持点对点通信的智能馈线终端设备(FTU)构成二次保护控制系统。当线路(含负荷分支)中发生故障时,基于差动保护原理由FTU快速跳开两侧断路器隔离故障;当任一侧电源出现故障时,基于逆功率保护原理直接跳开其出线断路器,所有负荷由另一侧电源实现转供。可见,无论馈线故障还是电源故障,FTU直接快速跳闸即可实现故障隔离与非故障区段供电恢复,用户停电时间小于200 ms,达到了故障无缝自愈的目的。而基于UPFC的潮流控制是保证该系统稳定运行进而实现故障无缝自愈的基础。
2 配电环网潮流优化控制策略
2.1 网络有功损耗评价函数的构建
2.1.1 网络有功损耗与串联补偿电压之间的关系
双电源配电环网潮流控制等值电路如图2所示。
式中:
UPFC产生的串联补偿电压
式中:Ploss,min为理论上最小的网络有功损耗;Zloop为环路总阻抗。
由式(2)可见,环网的实际有功损耗是在Ploss,min的基础上,增加循环电流引起的损耗;通过UPFC产生的串联补偿电压调节循环电流,便可控制网络有功损耗。
2.1.2 网络有功损耗模糊评价方法
利用当前网络有功损耗Ploss,ori与Ploss,min,基于半梯形隶属函数建立网络有功损耗模糊评价函数μPloss,如式(3)所示。
该隶属度表征对网络有功损耗的满意度,网络损耗越小,满意度越高;网络损耗越大,满意度越低。
2.2 节点电压偏差评价函数的构建
2.2.1 节点电压偏差与串联补偿电压之间的关系
由图2分析可知,经UPFC串联补偿后节点i的电压为:
式中:
2.2.2 电压偏差模糊评价方法
根据GB 12325—90《供电电压允许偏差》中规定的中压配电网节点电压偏差范围(±7%UN),基于三角形隶属函数建立节点电压偏差模糊评价函数,以表征其偏离额定电压UN的程度。
式中:μΔUi为节点i的电压偏差隶属度;Ui为节点i的实际运行电压。
节点电压越接近额定电压,其隶属度越大,满意度越高;偏离额定电压越大,隶属度越小,满意度越差。
2.3 综合优化模型的构建
综合考虑网络有功损耗与各节点电压偏差,根据对二者关注程度的不同分配不同权值,将式(3)和式(4)加权建立综合优化目标函数。
式中:α和β为权重系数,且α+β=1;SG为G侧合环馈线输出视在功率;SGmax为G侧合环馈线输出视在功率极限;SH为H侧合环馈线输出视在功率;SHmax为H侧合环馈线输出视在功率极限;Umax和Umin分别为节点电压的上、下限。
式(5)为多约束连续变量的非线性全局最优化问题。本文借助Lingo软件,采用全局最优化方法对该问题进行求解[18]。
3 仿真算例
为验证所提方法的有效性,基于PSCAD软件建立了配电环网仿真模型,如图3所示。
负荷采用恒阻抗模型,合环点位于节点4和5之间。为验证闭环运行优化控制效果,同时对比开环运行与合环运行2种运行模式,将仿真过程分为3个阶段:0.2～1.0 s之间为开环运行;1.0～2.0 s之间为闭环运行且USC=0;2.0～3.0 s之间为闭环运行且通过UPFC实施控制。取SGmax=SHmax=3.5 MVA,α=0.6,β=0.4,将1.0～2.0 s之间的仿真数据对应代入式(2)—式(5),采用全局优化方法求解后,得
3.1 节点电压变化情况
如表1所示,在0.2～1.0 s之间电压普遍较低,其中,节点1至节点4电压均低于标准规定电压。在1.0～2.0 s之间只有节点4的电压小于标准规定,但与开环运行相比各节点电压偏差均得到明显改善,说明闭环运行有利于改善电压质量。在2.0～3.0 s之间电压质量得到进一步改善,此时所有节点电压均在9.530～9.917 kV间,且满意度较高,证明了该优化控制方法在电压调整方面的有效性。
3.2 网络有功损耗变化情况
网络有功损耗随运行状态变化情况如图4所示。运行状态1为开环运行,网络有功损耗为0.344 9 MW;状态2为闭环运行且
3.3 两侧电源有功出力变化情况
图5为两侧电源有功出力对比曲线。在1.0～2.0 s之间运行时两侧电源的有功出力严重不均,差值为2.03 MW;而在2.0～3.0 s之间运行时,两侧电源有功出力得以明显改善,仅相差0.27 MW。可见,本文方法能够有效均衡两侧电源出力,确保系统稳定运行。
3.4 故障无缝自愈效果
1)环路中发生故障
设定节点3和4之间在2.5 s时发生三相短路故障,保护启动且断路器在2.7 s时完成跳闸,所有负荷节点受扰情况如图6所示。除节点3经受短时停电,其他节点仅受到不同深度的电压骤降影响,且在200 ms后恢复正常。
2)电源侧故障
假定G侧电源发生故障,200 ms后馈线出口保护启动直接跳开该侧出口开关,所有负荷均由H侧电源供能,节点的受扰情况如图7所示。故障切除后各节点电压偏低,但未造成停电,保障了G侧电源故障处理过程中的负荷供电。
可见,稳态时利用UPFC控制循环功率,保证了系统运行的经济性;系统故障时,保护快速跳闸实现故障隔离,有效解决短时停电问题,实现了故障无缝自愈功能。
4 结语
本文利用UPFC控制配电环网潮流,提出了计及电压偏差与网络损耗的综合优化控制策略。仿真结果表明,该方法能够有效控制节点电压偏差,减小网络有功损耗,为基于双电源配电环网故障无缝自愈系统的实现奠定基础。由于数字经济的发展对供电可靠性提出了更高要求,单位时间停电(尤其是故障停电)引起的用户经济损失不断上升,有些场合下,一次停电带来的经济损失就远大于柔性交流输电系统(FACTS)设备投入。因此在经济相对发达的地区,开展FACTS设备在配电领域的应用研究具有重要意义。
附录
审稿人意见:
1)该统一潮流控制器(UPFC)串联在馈线中,运行时自身损耗较高,完全失去了降低配电网损耗的作用。
2)一旦馈线发生故障,该UPFC将承受很大的短路电流,威胁装置安全。
3)所付出的代价太高,对于供电可靠性要求较高的用户,宜采取双电源备自投等手段解决,采用文中的方法很不经济。
作者答复:
1)UPFC的内部损耗与杂散的元件损耗、开关器件的开通/关断损耗等因素有关,且受控制策略、拓扑结构等多方面因素影响,但UPFC总体效率较高,系统所需装置容量有限,故本文在分析时忽略了其内部损耗。将UPFC用于配电环网的潮流优化控制,主要目的是为无缝自愈技术的实现奠定基础,在满足自愈技术实现要求的前提下,进一步优化控制实现网络损耗最小与电压的最优分布;不能单纯将UPFC自身特性完全归结到后者来看。
2)为保证电力电子元件能够承受短路电流冲击,传统的UPFC设计时,其最大电流为所在线路的热稳定电流,但此时对应的UPFC容量较大。本文将UPFC应用到配电网故障自愈系统,为保证装置的经济性,其最大电流参照最大的负荷电流设计,并初步设计了旁路保护电路,通过控制并联在UPFC上的电力电子开关及时将其旁路,以消除故障电流对装置本身带来的冲击;由于本文主要探讨稳定运行下的潮流控制问题,没有详细讨论故障情况下的应对措施。《电力系统自动化》曾刊出的文章《具有短路限流功能的统一潮流控制器设计》(2012,36(4)),针对短路故障冲击电流对UPFC的影响,提出了一种故障自限流实现方案用于保护UPFC,并仿真验证了可行性。总之,短路时UPFC承受短路电流冲击问题可以通过相应的技术手段予以解决。
3)据统计,绝大多数用户停电源于中压配电网故障(扣除计划停电因素),而且损失巨大。传统的重合闸、备自投等方式虽能有效解决持续停电问题,但无法解决短时停电。供电可靠性要求极高的连续型生产企业(大型化工厂等)为避免短时停电带来的损失,通常采取双电源配备固态切换开关(SSTS)方式,可在一个周期内完成主备电源之间的切换,但该方式影响范围有限且实现成本较高。单电源环网已在国内外部分电力公司采用,通过配备纵联差动保护原理,当环路中发生故障时立即将故障区段跳开,有效解决短时停电问题;但当电源侧出现问题(如母线、主变压器等),依然不能保证供电可靠性。为此本文提出了基于双电源配电环网故障无缝自愈系统,并利用UPFC进行环网潮流控制。一方面随着电力电子技术以及控制理论的发展,功率半导体的成本不断下降,且用于配电网的柔性交流输电系统(FACTS)设备容量有限,该方式整体实现成本较SSTS方式经济而且从系统角度解决问题,影响范围较大。另一方面,《电力系统自动化》曾发表的文章《基于新负荷削减模型的UPFC优化配置》(2010,34(13))和《UPFC对电网可靠性的灵敏度分析及优化配置》(2012,36(1)),均将FACTS设备投资与负荷损失两者相结合进行综合效益评价,以决定采取措施的必要性;本文的出发点也是如此,在经济相对发达、供电可靠性要求较高且短时停电损失严重的地区,通过分析当地用户停电损失与设备投资关系,只有在确保整体经济的前提下适于采取该措施。
通信故障自愈 篇4
我国配电网与发达国家在配电设备、网架结构、运行方式以及管理上存在较大差距,呈现以下特点: 1网架结构复杂薄弱,故障概率高, 据统计90% 的停电和故障扰动发生在配电网中;2中性点非有效接地运行,单相接地故障电流较小,故障选线问题尚未圆满解决,实现故障区域定位难度大;3运行统计表明,配电网中发生单相接地故障的概率最高。因此,研究配电网单相接地故障区域定位对提高供电可靠性意义重大,如果能够实现单相接地故障自愈,则可以有效提高配电网的自动化水平、大大降低故障巡线的难度,并能够减少单相接地故障引发相间短路的概率,减少停电损失、提高供电可靠性。
文献 [1] 提出了利用站内行波选线装置实现单相接地故障自愈, 但未充分阐述多馈出线多分支下的故障定位,仅依靠站内和开闭所信息进行群比,适用范围小。文献 [2提出了一种利用无线通信实现先定段再定位,但其配置繁杂,并且当自动化节点配置较少时易出现定位错误。文献 [3] 提出利用站内行波选线装置和行波测距实现故障选线和区段定位,该理论分析仅针对架空线路,未对架空电缆混合线路和电缆线路,网架多分支等情况分析和研究,有待进一步论证。文献 [4提出了一种利用选线装置和电压时限型相配合的单相接地故障自愈方法,但该方案中要求选线装置两次跳开出口断路器,增加了跳闸次数和停电时间。此外,工程实际中, 故障区段定位主要依赖于依靠定值整定的检测技术,但随着智能配电网和新城镇化的深入建设,架空和电缆混合网增多,供电网络蔓延, 线路分支繁杂,配电终端投运后线路改造常常再扩增分支,定值设定工作量大,难度大,经常出现原理正确但由于定值设定不精确导致检测结果错误,故障定位错误,导致停电范围扩大的情况。
综上所述,为了实现单相接地故障的准确快速隔离,提高供电可靠性,同时减少运行人员的工作量, 就应当研究新的具有自举性的故障选线原理和故障区域定位方法。本文在零序模型识别法选线技术和零序 - 时限电压选段技术理论研究的基础上,结合配电网一次系统的闭环结构和中性点非有效接地的特点, 提出一种无信道的满足智能配电网要求的配电线路单相接地故障自愈方案。
1总体方案及关键技术
本文所述单相接地故障自愈方案由单相接地故障检测故障选线、故障区段识别和故障隔离与转供电三部分组成。典型实施方案如图1所示。 一条环网线路和两条辐射馈线的基本结构,QFl、QF2、QF3、QF1 ′ 分别为线路站1和站2的出线断路器,各馈出线均安装了负荷开关QL,其中除环网点开关“LS”为常开开关外,其余在正常工作时为常闭。
在实施系统中,按照馈线单元建设模式,一条馈线首台负荷开关配置选线终端,其余分段负荷开关均配置选段终端。在本实施示例中, QL11、QL21、QL31、QL11 ′ 配置选线终端,其余各配置一台选段终端,基于上述配置的单相接地故障自愈流程如图2所示。
下边以一次系统架构结合图2的自愈方案流程,阐述某区段 (如图1中的QL12和QL13之间) 单相接地故障处理。处理过程如下所述:
(1)分散选线。
QL11、QL21、QL3 1终端均检测到零序电压启动选线逻辑,利用零序模型识别法识别出各自 所辖线路 是否故障, Q L 11经判断得出本线路故障, 跳闸本线路;QL21和QL31不动作。
(2)选段。
1) 馈线1的QL12和QL13失压分闸,联络点LS单侧失压启动转供逻辑计时。
2)QL11一次重合 闸,QL12得电启动X时限逻辑,合闸。
3)QL12合闸于故障点, 在Y时限内检 测到零压, 分闸并闭 锁合闸。
4)对侧QL13在X时限内检测到残压,保持分闸并闭锁合闸。
(3)恢复供电。
LS计时到,并核算负载容量, 转供。如图3所示。
1.1基于零序模型识别的选线技术
目前针对配电网故障选线所提出的方法较多,主要分为外加信号法和故障信号法,外加信号法本文不作阐述,其中故障信号法主要分为两大类:利用故障稳态信号和利用故障暂态信号。文献 [5-8] 分别阐述了零序电流比相法、零序导纳法、 负序电流法、零序有功功率法、五次谐波法等,但由于中性点非有效接地系统单相接地故障特征不明显, 现场运行结果并不理想。文献 [9] 提出了首半波法,但是首半波极性关系正确的时间非常短(远小于暂态过程),且受线路结构和参数影响, 检测可靠 性较低。 文献 [10-11] 指出利用行波法可以不受中性点接地方式影响等特点,准确性高,然而波头维持时间极短,对装置硬件平台性能要求极高(采样率1MHz以上),不利于推广应用。本文借鉴文献 [12-13] 提出的基于暂态量的零序模型识别法选线方法,在故障全过程均有效,可靠性高,降低了对采样率的要求,并利用文献 [14] 提出的电容式电压传感和内嵌零序电流互感器采集零序电压和零序电流, 保障了产品的经济性和技术可行性。
模型识别法原理简要介绍如下: 设定零序电流的参考方向为母线流向线路,当中性点非有效接地系统发生单相接地故障时,非故障线路的对地电容电流方向不变,故障线路的故障相流过全网正常线路非故障相电流,且方向为线路流向母线。 又由于在某一特定高频频带内,不管是中性点不接地,还是中性点经消弧线圈接地,整个零序网络可等效为电容模型,如图4所示。
故障发生时刻,基于健全线路和故障线路网络模型的参数呈现出正负。利用式(1)可准确识别线路单相接地故障。
式中:i0k为零序电流采样值;u0为零序电压采样值;C0k为零序网络对地电容值。
该方法基于零序网络模型参数, 不受中性点接地方式、网架结构、 故障发生时刻、电弧间歇程度等因素影响,所以选线准确性和可靠性高,且无需整定。
1.2零压-时限选段技术
本文基于电压 - 时限型逻辑加入零压 - 时限判据,提出一种零压时限故障选段方案,无需出口断路器两次跳闸,只需前段跳闸一次, 利用Y时间内感知零序电压的存在即可自行判断故障区段,不受中性点运行方式影响,其幅值较高易检出,无需通信通道,简易实用经济, 自动完成故障选段,逻辑时序如图5所示。 故障隔离与复电包括隔离故障上下游开关,并实现非故障区域的电源转供。本文所提方案基于零压 - 时限隔离故障时的瞬时残压闭锁对侧,完成上下游开关的自动隔离,同时联络开关利用单侧失压启动时限逻辑并计算负载能力,完成联络转供:这种隔离与复电模式的特点是无需借助通信,维护方便, 运行成本低,可靠性高。
1.3选线终端设计
选线终端的原理如图6所示。 装置包括电压电流传感采集模块、 CPU平台、 电源部分、 功率输出 单元和通信单元。传感采集单元输入电容电压传感器的零序电压和零序电 流互感器 的电流;CPU平台根据电压电流采集单元的输入量进行数据处理,判定本线路故障,并驱动功率输出单元控制开关动作; 通信单元仅在需要的时候上传两遥数据或接受遥控命令,不参与逻辑处理。选段终端与选线终端相比, 在数据处理能力上相对弱化,但增加零压 - 时限逻辑和硬件式残压闭锁模块。
3方案验证
3.1仿真验证
在仿真软 件PSCAD中建立10k V配电网线路, 中性点经消弧线圈接地如图7所示,包含了3条馈线, 线路1( 标示为grid1) 为16km架空电缆线路, 并依据前文所述采用A、B、C三分段(QL1、 QL2、QL3) 以及联络开关LS, 该线路末端两变压器的变送功率总共为7MVA,其实载负荷有功功率为6MW。线路2(标示为grid2)架空线路和电缆混合线路总长15km, 该线路末端两变压器的变送功率总共为6MVA, 其实载负 荷有功功 率为5.25MW。 线路3( 标示为grid3) 架空线路 和电缆混 合总长6km, 该线路末 端两变压 器的变送 功率总共 为2MVA, 其实载负 荷有功功 率为1.74MW。 每千米电 缆线路正 序电阻、 感抗、 容抗分别 为0.0242Ω、0.1622Ω、 0.0100MΩ, 零序电阻、 感抗、 容抗分别 为0.1965Ω、0.3063Ω、 0.0146MΩ;每千米架空线路正序电阻、感抗、容抗分别为0.0208Ω、 0.2813Ω、0.0247MΩ,零序电阻、 感抗、容抗分别为0.1148Ω、0.7191Ω、 0.0607MΩ。
以grid1线路2km处(QL12和QL13之间)发生B相经10Ω 电阻接地故障,利用高频零序模型识别法进行选线为例,对本方案过程加以说明。故障线路各自动化节点零序电压和零序电流如图8所示,非故障线 路grid2和grid3首端零序 电压和零序电流如图9所示。可见故障线路前端部分所采集到的暂态零序电流波形和非故障部分有明显差别。
将故障线 路和健全 线路的零 序电压和零序电流波形数据导入matlab实现程序中处理,如图10所示为健全线路高频零序模型和故障区段高频零序模型,恰好呈现正负相反,证明了该选线原理的可行性。
3.2现场试验验证
在潍坊寿 光选择35k V北兴变电 站北六线, 全网架空 线路约60km, 电缆约20km,JKLYJ-70钢芯铝绞线和LJ-50钢芯为主,电缆型号为YJLV22。安装两套智能选线成套设备、两套选段成套设备, 就地实现单相接地故障区段定位及处理,通过无线公网通信网络,利用GPRS通信方式将信息上传主站。 如图11所示北六线主线01号杆布点QL1选线负荷开关成套设备(1套),安装点距QF约0.046km、所辖变电站容量14120k VA;北六线主线34号杆和66号杆分别布点QL2和QL3分段负荷开关成套设备(2套),QL2安装点距QL1约1.5km、 所辖变电站容量7245k VA,QL3安装点距QL2约1.6km、所辖变电站容量3420k VA;北六线野虎支线10号杆布点FB智能馈线分界断路器成套设备,FB安装点距主线39号杆约0.4km、 架空线2.14375km、 电缆0.956km、 所辖变电 站容量1635k VA。
F1点发生弧光接地故障的在QL1测量到的 故障波形 见图12, QL1、QL2故障定位与隔离过程时的电压电流波形见图13、14,图13为QL1重合时刻出现涌流,图14为QL2合闸后Y时间内感知零序电压,经延时确认后自动分闸并闭锁。表1记录了本次现场试验做的试验项目和结果,证明本方案能可靠定位并隔离故障区域。
4结语
通信故障自愈 篇5
乌鲁木齐电业局从2000年开始建设SDH光传输项目，经过10年多的建设、改造，已经建成了新疆电力系统组网规模最大、传输速率等级最高、网络管理能力最强的SDH自愈环网。电力系统专业通信网的主要特点有：
1)用户分布点多面广;
2)容量小但种类多，数据信息通道所占比例高;
3)随着电网飞速发展，通信网络变化大;
4)对电路要求的可靠性更高。
在新疆电力公司乌鲁木齐电业局SDH环网从设计施工到竣工维护的全过程中，我们遇到了诸多技术问题。从链状网到单环带链，再到以STM-4级别的主环为核心、外切于3个STM-1级别的环的网络拓扑结构，问题和困惑一直不断在出现，但在方方面面的共同努力下，遇到的各种技术难题都一一得到了解决。也正是在这样一个不断学习、不断总结、不断钻研的过程中，积累了丰富的维护经验，为通信人员在进行自愈环切换时遇到问题，进行分析和判断打下了坚实的基础，本文将通过从原理的介绍到一些具体实例的剖析来论述述乌鲁木齐电业局的自愈环的切换。
1 进行SDH自愈环倒换的必要性
乌鲁木齐电力通信网SDH自愈环的保护机理为通道保护环，由于其双发选收的特性。若某站的东、西向光纤接反或网管中逻辑系统的设置中出现问题，在不发生光缆中断、光板故障等问题时，有时业务会不受影响，因此故障有一定的隐蔽性。每年进行一次人工自愈环的切换是人为的在保证设备运行正常的条件下，在所辖设备上断开自愈环中某一站点的光方向，强行让其业务流向发生倒换，掌握通道所承载的业务数据是否正常，有无业务中断或通道质量、性能可靠性降低的问题。若在自愈环切换过程中，业务发生中断，则可立即查询故障，进行处理。避免在实际运行过程中网络隐患长期存在，遇到光纤或光板等问题时，数据的无法传输，影响电力安全生产。
2 自愈环的切换实例分析
新疆电力公司乌鲁木齐电业局SDH网络采用的保护方式为二纤单向通道保护环。
通道保护环由两个传输方向相反的单纤单向环组成。一个为主环，传输工作业务，另一个为备环，传输保护业务。主环和备环上所传输的业务完全相同，但方向相反。因此，通道保护环属于1+1的热备份保护。通道保护环采用双发选收的机理，不需要倒换协议，倒换速度快。
二纤单向通道保护环上的主环业务和备环业务走分离路由，适用于环上业务比较集中的情
2.1 切换原则
2.1.1 切换点的选择
切换点的选择非常重要，根据我们维护设备的经验一般将切换点选择在业务较为集中的中心站点，这样对于全网的检测具有普遍性。
2.1.2 时间的选择
在电力系统中进行自愈环的切换试验时，应选择的时间段为本单位春季检修之前，生产任务相对较轻的休息日的时候进行。
首先，考虑到在进行切换试验过程中一旦发现问题，故障影响的范围小，便于及时处理;
其次，若判断为设备板件等问题，可为上报技改、大修提供参考的依据。
2.1.3 应急措施
进行自愈环的切换试验，不排除有业务中断的可能性，这就要求实施该项工作的人员，将可能发生的问题进行罗列，做好详细的记录和相应的应急方案，以备万一。
2.2 实例操作及分析
2.2.1 准备阶段
首先我们制订了自愈环网的切换计划，考虑到业务的划分，目前由新疆电力公司乌鲁木齐电业局维护的环包括环环一、三和环四，故本次人工切换的环为：环网中的环三和环四;切换站点选择在地调(环四)和六道湾集控中心(环三)。
在乌鲁木齐电力通信网络中，地调、六道湾集控中心、北京路集控中心、信息中心四站点为业务比较集中的站点。在本次切换试验中，我们采用的切换试验站点选择在业务量十分集中的地调、信息中心两站点。
其次将各站点的备用路由沟通，将各站点的重要业务通过PDH、载波等方式进行备份，这样通信人员在进行切换试验时就能够，有张有弛从容进行。
2.2.2 实施阶段
2009年9月28日(星期一)，在地调的SDH光传输设备上先断开九家湾方向的光纤，查询告警和业务通断情况，均正常。恢复该光纤后，待网管侧的告警内容消除，再断开北京变方向的光纤，再进行相应的检查，检查的内容包扩：网管上各站点的倒换时间、倒换方式、告警时间、业务配置数据是否合理，对无效数据进行删除更新，业务是否有中断等相关内容，若均显示正常。测试结果表明：环四的保护正常。
配置方案：(环上站点在图中并未全部列示，只是选取了主要站点列出，其它站点以省略号形式代替)
地调-…北京…天津…-铁西变……九家湾-地调构成环形网络，线路速率STM-1 (155Mbit/S)。
网络中，NE1与NE2、NE3、NE4网元均有业务往来，如表1所示。
环形网络中的业务为集中型业务，即中心节点(NE1)与其它节点(NE2、NE3、NE4)有业务往来，而其它节点间没有业务往来。同时，考虑到环上业务容量和资源利用率，本网络采用二纤单向通道环的保护方式。
配置说明：
以NE1和NE3之间的业务为例。NE1和NE3之间的2×E1业务在线路上占用第1个VC-4，正常时业务走主环方向，如图1所示。
NE1到NE3的E1业务路径：NE1支路单元→NE1东向线路单元→光纤线路→NE2西向线路单元→NE2东向线路单元→NE3西向线路单元→NE3的支路单元。
NE3到NE1的E1业务路径：NE3支路单元→NE3东向线路单元→光纤线路→NE4西向线路单元→NE4东向线路单元→NE1西向线路单元→NE1的支路单元。
如果NE1、NE2间光纤断，则NE1到NE3的2×E1业务倒换到备环上，业务流向如图1所示。
NE1到NE3的E1业务路径：NE1支路单元→NE1西向线路单元→NE4东向线路单元→NE4西向线路单元→NE3东向线路单元→NE3支路单元。NE3到NE1的E1的业务路径不变，仍走主环方向。
在六道湾通信机房依次对环三的二个光方向进行正确的操作后，结果显示，环三的保护正常。
3 结论
通过自愈环的切换试验我们对于目前环网的保护通道有了一个再认识的过程，双纤通道倒换环的倒换次数与信息传输方向无关，只与节点数有关。因此，建议在无环保护或线形网络中，节点数较少、外部环境影响较大的地区，采用双纤双向通道倒换方式，以利于向环形网升级，并且通过对环网切换的试验再次验证了双纤单向通道保护环的切换时间短的优势。
摘要：SDH光传输网已经成为电力系统专用通信的主干传输网络, 并且要求作为通信主干网络时, 必须做到可靠、灵活方便, 具有可持续发展能力。随着网络的不断扩大所承载的数据业务越来越多, 网络运行质量的好坏在电力系统中的作用便显得尤为重要, 它将直接关系到电力生产的安全运行, 因此进行自愈环的切换, 能够及时发现隐患, 调整网络结构的不合理性。本文从自愈环的切换原理以及切换的一般原则、方法、注意事项出发, 并通过实际工作的实例进行分析、总结, 以期给进行自愈环切换的通信人员提供一些参考, 使通信人员在从事该项工作时能够有效开展。
关键词：SDH自愈环,通道保护,自动倒换
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