一种分层分布式智能区域备自投系统的制作方法

本发明属于电力技术领域，尤其涉及一种分层分布式智能区域备自投系统。

背景技术：

备用电源自动投入装置是当工作电源故障或其他原因被断开后，能迅速自动地将备用电源或其他正常工作电源投入工作，使工作电源被断开的用户不至于停电的一种自动装置。近几年国内1l0kV电网已开环运行，为确保供电可靠性，各供电公司在1l0kV及以下变电站中均装设有备白投装置并实际投入运行，作为提高供电可靠性的补充措施。一旦电网发生故障，工作线路或工作变压器将被切除，此时由备用电源自投入装置动作将备用线路或备用变压器自动投入，缩短了用户的停电时间。随着电力市场的开放，全社会对电力企业的服务要求越来越高，而其中最关注的无疑是用户的供电可靠性，这对自动投入备用电源及与之相应的自动投入装置提出了越来越高的要求。

常规的变电站内微机型备自投装置一般只能采集本站内的相关设备的开关量、电压、电流等信息，当相关信息满足预定的逻辑时，备自投装置实现充电或放电功能，若工作电源发生故障时，实现备用电源自动投入的功能。但当电网运行方式发生变化时，原有的逻辑将失效，致使备自投失去作用。因此这种备自投只能够实现就地的控制策略，且因正常接入的电气量有限，往往考虑的功能比较单一，更无法实现远方备用电源的自动投入的功能，简单来说有以下几个基本的缺点：

1）缺乏全局性。不能实现远方自投、源侧多站恢复供电的自投；

2）与保护的协调有限。保护配置不足、越级跳闸时存在自投合闸于故障的风险；

3）与安自的协调有限。无法区分是切负荷引起的失电还是故障跳闸引起的失电；

4）对有源系统的措施有限。低压起动灵敏度不足且延时较长，只能切除本站有源支路；

5）保负荷的措施有限。无法感知备用系统供电能力，对备用系统过负荷的应对措施不足；

6）缺乏适应性。自投逻辑通用性不强，对电气接线和电网运行方式的变化缺乏适应性；

7）缺乏选择性。不同元件和电压等级间的备自投缺乏协调，存在多颗可选备投点时缺乏选择性。

为了克服上述缺陷，最新的现有技术开发出了区域备自投系统，但现有技术的区域备自投系统虽然能够实现远方备投和源侧多站的恢复供电，但也存在如下问题：

1）大多基于EMS平台，其分析、决策、下发、执行所需时间过长，常作为常规备自投的后备，无法弥补常规备自投的缺陷；

2）数据同步性不好。SCADA数据没有时标，基于不通时刻的数据会影响控制逻辑的执行，甚至存在错误。如不能起动、充放电等。若用窗口法实现同步，将进一步增大延时；

3）基于调度通信网络而非专用通信网络，使得区域备自投在网络异常或其他业务数据量大时易受影响；

4）闭锁风险大。系统进程和数据库系统出线异常、主机重启、主备切换时，容易进入闭锁状态

5）适应性有限。基于定制的控制策略，使其只能满足特定运行方式的要求。

技术实现要素：

本发明要解决的技术问题：提供一种分层分布式智能区域备自投系统，以解决现有技术的区域备自投系统数据同步性不好、基于调度通信网络而非专用通信网络，使得区域备自投在网络异常或其他业务数据量大时易受影响、闭锁风险大及适应性有限等技术问题。

本发明技术方案：

一种分层分布式智能区域备自投系统，它包括控制主站和安装在各个厂站的子站组成，控制主站与各个子站之间通过同步数字通信网络连接；所述控制主站具备本地控制层功能和协调控制层功能，子站具备本地控制层功能。

所述协调控制层功能包括孤岛判别功能模块、可备投判别功能模块、负荷控制计算功能模块和备用开关选择功能模块。

所述本地控制层功能包括：

信息采集功能模块：它负责开关、电流、电压、控制信号的信息采集，母线供电负荷及可切负荷信息采集；

就地备自投功能：就地备自投功能实现人工选择投退，当系统满足就地备自投运行条件时，投入就地备自投功能，否则退出该功能。

所述孤岛判别功能模块，通过系统实时判断区域内所有断路器及其隔刀的位置状态，建立网架的实时拓扑信息，根据实时拓扑信息对区域内孤立电气岛进行判别，对母线所有相邻开关的位置状态做组合逻辑计算，识别出处于孤岛失压状态的母线，从而找到故障引起的失压区域。

所述可备投判别功能模块，它从孤岛判别中得到孤岛区域及其模式表达式；从跳闸前系统状态中得到区域的可备投开关；依次将每个可备投开关的位置变量设为合位状态，代入模式表达式进行孤岛判断，若结果为联网状态则判定该可备投开关为该孤岛区域的备投点；对所有可备投开关的逻辑计算，若结果均不为联网状态则判定该孤岛区域无可用备投点；所有判别结果为联网的可备投开关均可作为该孤岛区域的可用备投点，对所有可备投开关完成判断后，得到孤岛区域的可用备投点集合；对于存在1个以上可备投开关的，还将对每个备投方案进行优化比选和防误判断。

所述负荷控制计算功能模块它包括转供能力判别和切负荷判别；

所述转供能力判别是根据元件热稳限值得到对应网架结构的供电能力值；

转供能力判别根据故障前区域电网信息及负荷等级情况，计算失压侧最小转供负荷、备用侧最小供电负荷、备用侧最大转供能力；

失压侧最小转供负荷=故障前失压侧总负荷-失压侧可切负荷；

备用侧最小供电负荷=故障前备用侧总负荷-备用侧可切负荷；

备用侧最大转供能力=故障前备用侧供电能力-备用侧最小供电负荷；

所述切负荷判别根据故障前区域电网信息计算失压侧总负荷、备用侧供电裕度；备用侧供电裕度=故障前备用侧供电能力-备用侧供电负荷；

若备用侧供电裕度>失压侧总负荷，则备投系统不采取负荷控制措施；

若备用侧供电裕度<失压侧总负荷，则备投系统需切负荷量=备用侧供电裕度-失压侧总负荷。

备用开关选择功能模块是对1个以上的可备投点进行排序，选择最优备投点进行备投；其选择方法包括：

a、 不需切负荷的备投点优先于需切负荷的备投点；b、均需切负荷的备投点，核心负荷需切量少的优先于需切量多的；c、均不需切负荷的备投点，依据负荷控制计算模块中的结果备用侧转供能力高的优先于转供能力低的备投点。

本发明的有益效果：

本发明通过分层分布式设计，协调各站点的备自投装置，能够适应供电系统的各种运行方式，不受热备用开关位置的限制，综合采用各种控制措施，具备过载切负荷、联切小电源等功能，确保备自投装置在各种检修运行方式下均能正确动作。

本发明在区域内所有与网架拓扑关系、控制措施有关的厂站布点，采用分层分布式结构，硬件上分为一个控制主站和多个子站，功能上由协调控制层和本地控制层组成；主站除具备本地控制层功能外，还具备整个系统的协调控制层功能，包括孤岛判别、可备投判别、负荷控制计算、备用开关选择等功能模块；子站仅需具备本地控制层功能。当协控层功能正常时，所有站点均加入协调控制，实现区域电网系统的、综合的、协调的、有选择的、适应各种方式的、可靠的备自投控制；当协控层异常退出时，各站点仍具有分散的本地控制层功能，保证常规就地备自投功能仍可用；子站通过同步数字通信网络与主站连接并交互实时信息，本地控制与协调控制均有效时，两层功能采用时间协调机制进行协调；

本发明的优点：

（1）基于分层分布式设计，即使协控层与站控层间通信故障，站控层也具有独立的常规站域备自投功能，同时还能轻量化协控层体量，方便系统运行维护和升级。

（2）包括孤岛判别、可备投判别、负荷控制计算、备用开关选择等功能模块。在多个可备投点之间可依据负荷情况灵活进行选择配合，最大限度的恢复区域供电。

（3）常规备投是基于失压状态的控制，本发明是基于跳闸事件的控制。

（4）常规备投或定制备投的控制对象是固定的或人工预定的，可以根据特定对象的失压状态来实现备自投控制；本系统不局限于特定的控制对象，没有人工预定的控制策略，失压对象被定义为变电站及其母线的动态组合。

（5）能够根据电网运行状态及跳闸事件实时识别出失压对象，并进行有针对性的系统恢复控制，其对电网运行方式的适应性较强。

（6）本发明系统可看作是对失压区域进行孤网控制，但控制措施包括备用开关合闸、负荷控制等，具有综合性特点。

（7）能够与保护装置、安稳装置相协调。

解决了现有技术的区域备自投系统数据同步性不好、基于调度通信网络而非专用通信网络，使得区域备自投在网络异常或其他业务数据量大时易受影响、闭锁风险大及适应性有限等技术问题。

附图说明：

图1 为本发明的结构图；

图2为本发明实施例在一种供电系统中的应用情况示意图；

图3为本发明实施例系统协调机制流程示意图；

图4为本发明实时处理流程示意图；

图5为本发明故障处理流程示意图；

图6为本发明顺序控制流程示意图。

具体实施方式

为了便于本领域技术人员进一步了解本发明技术方案，本发明以某供电系统为例对本发明技术方案进行解释说明：

一种分层分布式智能区域备自投系统，它包括（见图1）控制主站和安装在各个厂站的子站组成，其子站数量大于1个；控制主站与各个子站之间通过同步数字通信网络连接；所述控制主站具备本地控制层功能和协调控制层功能，子站具备本地控制层功能。

所述本地控制层功能包括：

信息采集功能模块：它负责开关、电流、电压、控制信号的信息采集，母线供电负荷及可切负荷信息采集；

协控命令就地判别及出口功能：就地判别是否可执行协调控制层发来的命令，如果具备可执行条件则执行命令；

就地备自投功能：就地备自投功能实现人工选择投退，当系统满足就地备自投运行条件时，投入就地备自投功能，否则退出该功能。如检修方式下，备用侧供电裕度不足时，建议退出就地功能，以免自投引起备用侧过载导致停电范围扩大。

协调控制层主要具备以下功能：

（1）系统状态识别及故障检测功能：开关位置状态识别、跳闸检测、开关可备投状态识别、系统异常检测；（2）失压区域识别功能也称为孤岛判别功能模块；（3）可备投判别功能；（4）供电能力识别及负荷控制功能；（5）备投点自动选择功能。

当本地控制与协调控制均有效时，两层功能通过时间协调机制进行协调。

控制主站采用跳闸起动，控制子站采用无压无流起动，起动时序上控制主站先于控制子站。

控制主站检到跳闸后立即进行跳闸事件处理，形成备投协调控制方案，并进行延时等待。

在控制主站延时过程中，满足无压无流条件的控制子站将会相继起动，并进行延时等待，此处需要将控制子站的动作延时整定为大于控制主站的动作时间。

控制主站延时到后，按控制序列依次向子站发送跳、合闸命令，需要进行跳、合闸操作的控制子站接收主站控制命令后，在本地校验通过后出口执行。

若控制子站动作成功，电压恢复后由本地控制自动返回；若动作不成功，延时到后，由本地控制出口。

该协调机制简单，两层功能相对独立。时间协调机制示意图见附图3。

所述协调控制层功能包括：

开关位置状态识别：采用流经开关的电流和开关位置组成复合判据，当开关量判据或电气量判据判为合位时，即判开关合闸状态；当开关量判据、电气量判据均判为分位时，即判开关分闸状态；当开关量判为分位、电气量判为合位时，则报“不一致异常”；

跳闸检测：包括开关和边界支路的跳闸检测。开关跳闸检测采用流经开关的电流和开关位置组成复合判据，当开关量判据、电气量判据均判跳闸时，则判发生了跳闸事件；边界支路跳闸检测同时使用开关量跳闸判据、电气量跳闸判据，两者的判别结果取“或”作为边界支路的跳闸判别结果。

开关可备投状态识别：当检测到同时满足开关非检修、开关在分位状态、第一/二组电压均≥有压定值时，则将该开关设置为可备投状态，否则将开关设置为不可备投状态。其中，当开关为线路开关时，第一组电压为母线PT三相电压，第二组电压为线路PT单相电压；当开关为母联开关时，第一组电压为I母PT三相电压，第二组电压为II母PT；

系统异常检测：当系统检测到开关位置异常等情况，会给出异常告警信号。

定义失压区域处于孤立电气岛状态，所述孤岛判别功能模块，通过系统实时判断区域内所有断路器及其隔刀的位置状态，建立网架的实时拓扑信息，根据实时拓扑信息对区域内孤立电气岛进行判别，对母线所有相邻开关的位置状态做组合逻辑计算，识别出处于孤岛失压状态的母线，从而找到故障引起的失压区域。

定义断路器断开逻辑值为0，闭合逻辑值为1。孤岛判别中采用断路器逻辑变量组成建立判别表达式，表达式结果为0则表示孤岛状态，为1表示联网状态。

以附图2的网架结构为例进行说明。故障前站A母线、站C母线、站E Ⅰ母均为有压状态。可以依据上述断路器断开逻辑得到以下表达式：

AD支路连接状态：A=(A1×A2)+(A3×A4)；

CD支路连接状态：B=B1×B2；

DE支路连接状态：D=D1×D2；

站C母联支路连接状态：C；

站E母联支路连接状态：E；

当检测到AD支路跳闸后，进入孤岛判别逻辑：

（1）如果A=0，即站A与站D之间连接支路断开，则必有失压区域，将进行下一步逻辑判断，确定失压区域范围；否则，无失压区域。

（2）在A=0的基础上，如果A+B+C=0，则说明失压区域为站D Ⅰ母；如果A+B+D=0，则说明失压区域为站D；如果A+B+E=0，则说明失压区域为站D以及站E Ⅱ母。

所述可备投判别功能模块，它从孤岛判别中得到孤岛区域及其模式表达式；从跳闸前系统状态中得到区域的可备投开关；依次将每个可备投开关的位置变量设为合位状态，代入模式表达式进行孤岛判断，若结果为联网状态则判定该可备投开关为该孤岛区域的备投点；对所有可备投开关的逻辑计算，若结果均不为联网状态则判定该孤岛区域无可用备投点；所有判别结果为联网的可备投开关均可作为该孤岛区域的可用备投点，对所有可备投开关完成判断后，得到孤岛区域的可用备投点集合；对于存在1个以上可备投开关的，还将对每个备投方案进行优化比选和防误判断。

以附图2的网架结构为例进行说明。假设在全接线方式下AD支路跳闸，系统进行孤岛判别后得出孤岛模式表达式为A+B+E，即判断出失压区域为站D和站E Ⅱ母。表达式中，开关B2、开关E在跳闸前处于可备投状态，依据可备投判别流程，对其分别假定合位后带入孤岛模式表达式（A+B+E）进行逻辑计算，如果模式表达式结果均为1，则表明该孤岛区域的可用备投点为开关B2和开关E。

所述负荷控制计算功能模块它包括转供能力判别和切负荷判别；

所述转供能力判别是根据元件热稳限值得到对应网架结构的供电能力值；

转供能力判别根据故障前区域电网信息及负荷等级情况，计算失压侧最小转供负荷、备用侧最小供电负荷、备用侧最大转供能力；

失压侧最小转供负荷=故障前失压侧总负荷-失压侧可切负荷；

备用侧最小供电负荷=故障前备用侧总负荷-备用侧可切负荷；

备用侧最大转供能力=故障前备用侧供电能力-备用侧最小供电负荷；

若备用侧最大转供能力<失压侧最小转供负荷，则说明考虑负荷最大负荷控制措施后，备用侧电网仍无法满足失压侧负荷转供要求，备投系统将不对失压区域采取当前备投控制，否则将引起停电范围扩大。

若备用侧最大转供能力>失压侧最小转供负荷，则进行需切负荷判别。

所述切负荷判别根据故障前区域电网信息计算失压侧总负荷、备用侧供电裕度；备用侧供电裕度=故障前备用侧供电能力-备用侧供电负荷；

若备用侧供电裕度>失压侧总负荷，则备投系统不采取负荷控制措施；

若备用侧供电裕度<失压侧总负荷，则备投系统需切负荷量=备用侧供电裕度-失压侧总负荷。

对象电网的网架结构简单，可根据失压侧、备用侧区域范围、网络拓扑关系、受限断面，确定可切负荷点范围。这里的可切负荷点指110kV母线，所有可切负荷量均按所属关系归算到110kV母线点。

对可切负荷点按固定编号排序，按最小过切原则选择切负荷点，满足负荷控制要求。

备用开关选择功能模块是对1个以上的可备投点进行排序，选择最优备投点进行备投；其选择方法包括：

a、 不需切负荷的备投点优先于需切负荷的备投点；b、均需切负荷的备投点，核心负荷（重要站点负荷）需切量少的优先于需切量多的；c、均不需切负荷的备投点，依据负荷控制计算模块中的结果备用侧转供能力高的优先于转供能力低的备投点。

本系统的控制流程

本发明的控制流程主要分为三种，具体流程图见附图4~6：

1.实时处理流程

该流程位于定时器中断服务程序中，主要处理系统的各项实时性任务。实时处理流程开始后，依次进行数据实时交互、整组处理、系统状态判别、开关跳闸检测、边界支路跳闸检测、数据缓存刷新、跳闸事件同步、系统充电处理、系统其它处理等步骤。其中：

数据实时交互：以固定频率与各从机装置交互数据；

整组处理：主站装置在充电完成状态下，采用电气突变量及开关变位起动区域控制整组。

系统状态判别：实时判别开关元件位置状态、断路器可备投状态、断路器手跳标志、母线的有压标志、无压标志、保护动作标志等；

跳闸检测：包括开关和边界支路的跳闸检测；

数据缓存刷新：以固定的频率将系统状态写入到区域备投功能模块的数据缓存中；

跳闸事件同步：以固定的频率将实时缓存中的跳闸事件表同步到区备模块缓存中，并置区备起动标志；

系统充电处理：实时检测区域系统充电的各项条件，当条件满足后置区域控制功能开放标志。

系统其它处理：包含人机界面、通信等其他方面内容。

2.故障处理流程

整组起动且区域备投功能开放的情况下，系统执行故障处理流程：①按时间顺序处理跳闸事件，分析并锁定失压控制对象；②进行备投控制处理，形成失压控制方案；③完成控制方案输出，对区域备自投功能放电，结束流程。

在此流程中：

若未锁定有效失压控制对象，则整组延时到后退出故障处理流程；

跳闸事件处理中完成孤岛判别、故障判别，锁定有效失压对象；

备投控制处理中完成可备投判别、转供能力判别、切负荷计算、备投点排序选择，形成有效控制方案；

输出控制方案后，顺序控制流程完成后续的控制操作和结果反馈。

3.顺序控制流程

当有区域备自投控制输出时进入顺序控制流程。

顺序控制处理流程按照校验、操作顺序，对相应编号的断路器下达控制命令：

（1）向对应编号开关所在子站下发重跳开关命令。就地无压无流校验，若未成功跳开则终止流程，发异常告警信号；

（2）向对应编号负荷点所在子站下发切负荷、切小电源命令。根据失压母线编号查找其是否有小电源接入；若切负荷点位于失压区域，则切负荷命令需附加本地校验要求；若未成功切除则终止流程，发异常告警信号；

（3）向对应编号开关所在子站下发合备用开关命令。校验合闸位置，若成功合闸则短时开放复压过流保护功能；若未成功则终止流程，发异常告警信号。