对在线式主配网调度自动化主站系统的集中式馈线自动化仿真平台探究

对在线式主配网调度自动化主站系统的集中式馈线自动化仿真平台探究

柴源高天宇

（南京国电南自电网自动化有限公司江苏省南京市210000）

摘要：文章介绍了一种基于在线式主配网调度自动化系统的集中式馈线自动化仿真平台的搭建方案、功能和优点，对主站集中式馈线自动化功能的实用化推广具有较强的应用价值。

关键词：馈线自动化；故障定位；遥控操作

1搭建方案

1.1总体思路

搭建3座仿真变电站L、M、N，3座变电站分别有1条10kV线路L1、M1、N1，其

“三遥”数据分别通过3座变电站远动装置上传到主网调度自动化主站系统。

搭建3个环网柜X、Y、Z，3个环网柜分别有4个间隔X1～X4、Y1～Y4、Z1～Z4，其“三遥”数据分别通过3个环网柜DTU装置上传到配网调度自动化主站系统。

新增主网调度自动化主站系统与配网调度自动化主站系统“三遥”数据转发接口。

搭建1套模拟断路器，用于代替10kV线路L1、M1、N1断路器，代替X1～X4、Y1～Y4、Z1～Z4支路负荷开关。

1.2组屏方案

如表1所示，本平台由3面屏组成，分别是DTU装置屏、变电站综自系统屏、模拟断路器屏。

表1组屏方案

1.3平台拓扑

本平台主站包括主网调度自动化主站系统、配网调度自动化主站系统、前置采集交换机，厂站包括变电站远动装置、10kV线路保护测控一体装置、环网柜DTU装置、模拟断路器，

“三遥”数据转发均采用104规约，如图1所示。

图1平台拓扑图

3台远动装置负责向主网调度自动化主站系统上传线路L1、N1、N1保护动作信息及模拟断路器变位信息。当配网调度自动化主站系统需执行“恢复送电”操作时，遥控命令从配网调度自动化主站系统转发到主网调度自动主站系统，主网调度自动化主站系统再将操作命令下发到3台远动装置，远动装置再下发到线路保护测控一体装置出口执行。

3台DTU装置负责向配网调度自动化主站系统上传环网柜X、Y、Z各支路的“过流告警”信息及模拟断路器变位信息。当配网调度自动化主站系统需执行“故障隔离”和“恢复送电”操作时，遥控命令从配网调度自动化主站系统下发到3台DTU装置出口执行。为确保“过流告警”信息准确发出，必须在DTU装置内按规范要求整定各支路“过流告警”电流定值和时间定值。

2仿真试验

2.1基本原理

当10kV线路发生永久性故障（小电流接地故障除外）时，变电站线路保护装置跳闸出口，重合于永久性故障，线路再次跳闸，相关保护动作信息及断路器变位信息上传到主网调度自动化主站系统，再转发到配网调度自动化主站系统。

故障电流流过线路环网柜的某些支路，超过“过流告警”电流定值和时间定值，DTU装置将“某某环网柜某支路过流告警”信息上传到配网调度自动化主站系统。

配网调度自动化主站系统将收集到的以上信息进行综合分析，在一定时间内（约40s）找出故障发生的位置，然后将离故障点最近的环网柜负荷开关遥控拉开隔离故障区域，再通过拓扑分析和遥控操作合上变电站线路断路器或环网柜负荷开关，恢复非故障区域供电。

2.2仿真举例

（1）变电站L、M线路形成“手拉手”环供X、Y、Z环网柜，开口点位于M1，假设故障发生在Y4和Z1之间且为永久性故障，如图2所示，试验步骤及动作顺序为：

1）用试验台对L1、X1、X4、Y1、Y4加入故障电流；

2）变电站L线路保护动作，L1跳闸，重合于永久性故障，再次跳闸；

3）配网调度自动化主站系统收到L1、X1、X4、Y1、Y4“过流告警”信息（靠Z1侧无电源，故无过流告警），并检测到L1至Z4区域已全部停电；

4）配网调度自动化主站系统根据“过流告警”信息发生情况定位故障发生在Y4和Z1之间；

5）配网调度自动化主站系统下发遥控命令拉开Y4和Z1隔离故障；

6）配网调度自动化主站系统通过主网调度自动主站系统遥控合上L1，则X2、X3、Y2、Y3区域恢复供电；

7）配网调度自动化主站系统通过拓扑分析和负荷预测，在不造成M1线路过载的条件下，通过主网调度自动主站系统遥控合上M1，则Z2和Z3区域恢复供电。

图2开口点位于M1

（2）变电站L、M线路形成“手拉手”环供X、Y、Z环网柜，开口点位于Z1，假设故障发生在X4和Y1之间且为永久性故障，如图3所示，试验步骤及动作顺序为：

1）用试验台对L1、X1、X4加入故障电流；

2）变电站L线路保护动作，L1跳闸，重合于永久性故障，再次跳闸；

3）配网调度自动化主站系统收到L1、X1、X4“过流告警”信息（靠Y1侧无电源，故无过流告警），并检测到L1至Y4区域已全部停电；

4）配网调度自动化主站系统根据“过流告警”信息发生情况定位故障发生在X4和Y1之间；

5）配网调度自动化主站系统下发遥控命令拉开X4和Y1隔离故障；

6）配网调度自动化主站系统通过主网调度自动主站系统遥控合上L1，则X2和X3区域恢复供电；

7）配网调度自动化主站系统通过拓扑分析和负荷预测，在不造成变电站M1线路过载的条件下，遥控合上Z1，则Y2和Y3区域恢复供电。

图3开口点位于Z1

（3）其他组网模式：基于3座变电站和3台环网柜，主站系统可新建多套图模，根据不同开口点、不同故障点模拟多种组网模式下的馈线自动化动作情况，例如图4、图5。

图4其他组网模式一

图5其他组网模式二

3结语

馈线自动化功能模拟测试通常是通过人工置数和人工置位方式，仅仅模拟到主站系统推出控制策略即可，然而采用本仿真平台可以最大程度上实现“仿真”，主要体现在以下几个方面：①馈线自动化功能所需要的各种参数和系统推出的每条控制策略如果要实际传动到配网运行设备，将面临配网线路停电困难和多个地点配合试验困难，采用本仿真平台可解决该难题。②本仿真平台基于在线式主配网调度自动化主站系统，厂家新开发的控制策略经本仿真平台反复验证后即可转入半闭环试运行，本仿真平台比厂家的调试车间更接近于现实运行环境，所验证的控制策略其运行风险可控。③故障模拟只需采用保护试验台在预设故障点及变电站线路保护测控一体装置处加入故障电流，一键触发，其余工作完全由平台各系统和装置自动进行。④所有控制命令均执行到模拟断路器和负荷开关实际变位，模拟断路器屏上可以观察模拟断路器动作顺序及位置指示灯，主站系统也可以通过线路联络图直接看到动作顺序和变位指示。⑤通过3座变电站和3台环网柜，配网自动化主站系统可根据实际需要新建多套图模，自行定义用户需要验证的各种参数和控制策略，有较强的灵活性。⑥新版本的主配网调度自动化主站系统支持运行系统和镜像系统功能，所有仿真试验都可以部署在镜像系统上，馈线自动化控制策略在镜像系统反复验证和试运行正常后，再“复制”到运行系统，运行系统和镜像系统功能将进一步提升本仿真平台的实用化力度。

参考文献

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[2]郭创新，俞斌，郭嘉，等.基于IEC61850的变电站自动化系统安全风险评估[J].中国电机工程学报，2014，34（4）：685-694.

[3]张海东，陈爱林，倪益民，等.智能变电站智能电子设备在线评估及动态重构[J].电力系统自动化，2014，38（5）：122-126.

本文着重研究馈线自动化FA的功能，可以对FA功能进行简单介绍，FA判别条件，隔离方案，恢复方案做分别得简略介绍。字数有点少啊，最好加上一些继电保护动作，触发过流定时限过流二段跳出口开关的实验，并附加公式予以说明继电保护如何判别，定时限如何躲过重合闸及重合故障后加速跳闸（定值大概是多少）给出一些实验参数和计算公式。增加实验复杂性，实用性。