一种电压时间型馈线自动化功能验证的方法与流程

本发明涉及一种电压时间型馈线自动化功能验证的方法，属配电自动化检测技术领域。

背景技术：

电压时间型馈线自动化是通过开关“无压分闸、来电延时合闸”的工作特性配合变电站出线开关二次合闸来实现，一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电。当线路发生短路故障时，变电站出线开关检出故障并跳闸，分段开关失压分闸，变电站出线开关延时合闸。若为瞬时故障，分段开关逐级延时合闸，线路恢复供电；若为永久故障，分段开关逐级感受来电并延时x时间(线路有压确认时间)合闸送出，当合闸至故障区段时，变电站出线开关再次跳闸，故障点上游的开关合闸保持不足y时间闭锁正向来电合闸，故障点后端开关因感受瞬时来电(未保持x时间)闭锁反向合闸；联络开关会检测到一侧失压，若失压时间大于联络开关合闸前确认时间(xl)，则联络开关自动合闸，进行负荷转供，恢复非故障区域供电；若在xl时间内，失压侧线路恢复供电，则联络开关不合闸。

在完成建设或施工过程中的设备设置的电压时间型馈线自动化功能能否满足技术规范或设计要求，是否存在因参数配置不正确或者不全导致电压时间型馈线自动化设备不能正确隔离故障的现象。因此，有必要在设备投运前对组网的电压时间馈线自动化系统涉及的所有终端进行逻辑功能试验，验证馈线自动化的动作正确性。而目前，缺乏自动生成电压时间型馈线自动化功能逻辑验证的方法及装置。

技术实现要素：

本发明的目的是，为了实现对电压时间型馈线自动化功能实验室及现场测试，减少功能逻辑验证的方法与序列错误概率、测试准备时间及结果评估，快速准确的开展电压时间型馈线自动化功能测试及结果评估，提出一种电压时间型馈线自动化功能验证的方法。

本发明实现的技术方案如下，一种电压时间型馈线自动化功能验证的方法，所述方法根据待测试线路的供电网络简图，通过获取配电终端内部设置的开关属性、故障位置、时间参数、电流保护二次定值和电压保护二次定值数据，构建电压时间型馈线自动化功能逻辑验证模型，实现对电压时间型馈线自动化功能逻辑验证。

所述电压时间型馈线自动化功能逻辑验证模型，是通过待测试线路的供电网络、时间参数、故障位置、重合闸次数及时间、保护定值、故障位置信息，将每个开关运行状态分为正常、故障、停电、送电四种状态；对应每个状态含有电压、电流、持续时间、开关分合位置四个参因子；按照故障点位置区分每个分段开关是否流过故障电流与电压变化情况，即明确每个开关处于故障上游及故障下游；根据故障点位置确定每个开关各个状态持续的时间；依据电压时间型馈线自动化工作特性及故障点位置，确定每个开关每个状态对应的最终开关分合位置、开关运行状态循环次数及最终闭锁信号；从而自动生成每个开关对应的电压时间型馈线自动化逻辑控制测试序列，逻辑控制测试序列通过馈线自动化测试仪输出给参与电压时间型馈线自动化开关配套的终端，并记录终端反馈的开关位置信号，自动生成风险评估，风险评估模型可用开关分合闸位置、开关相邻变位之间时间差、遥信完整性三方面组成，其逻辑表达式为：

mf＝bw*tw*yw

其中，mf为功能验证风险等级，bw为开关最终位置，即处于分位或合位；tw开关相邻变位之间时间差，即开关位置由分到合或是合到分所持续的时间；yw开关遥信完整性，完整的遥信包括开关变位信号、事故总信号、保护动作信号、馈线自动化动作信号。

所述mf包含两级，分别为mf＝1为正常，mf＝0为危急，其中bw开关最终状态与逻辑测试序列对应开关位置一致，则bw＝1，否则bw＝0，tw等于每个状态中开关分合位置发生变化的持续时间0.9-1.1倍，即tw＝1，否则tw＝0，yw包括开关变位信号、事故总信号、保护动作信号、馈线自动化动作信号，即tw＝1，否则tw＝0。

所述供电网络简图包含参与电压时间型馈线自动化控制策略的相关联开关：变电站出线开关、分段开关、分支开关和联络开关；供电网络包括单辐射、单联络。

所述开关属性包含变电站出线开关、主干线分段开关、支线分支开关、线线之间的联络开关；参与电压时间型馈线自动化控制策略的相关联开关：变电站出线开关、分段开关、分支开关和联络开关。

所述故障位置包括主线故障、分支故障；主线以分段开关为节点，故障位置以节点为基准，分为故障上游与故障下游两种类型，故障区间与非故障区间。

所述时间参数包括第一次重合闸时间、第二次重合闸时间、来电延时合闸时间(以下简称x时限)、来电合闸保持时间(以下简称y时限)、联络开关单侧失压保持时间(以下简称xl时限)、故障持续时间、过流i段定值延时时间、过流ii段定值延时时间、过流iii定值延时时间、重合闸后加速动作时间。

所述电流保护二次定值包括设定过流i段、过流ii段与过流iii段的电流限值。

所述电压保护二次定值包括有压限值、残压限值、过压限值，有压、残压、残压持续时间可根据用户自定义，有压可设置大于0.3倍额定值电压值(电压互感器二次值，通常为100v或220v)；残压值可设置小于等于0.3倍额定值电压值，持续时间大于等于100ms。

本发明的有益效果是，本发明电压时间型馈线自动化功能验证的方法，考虑了现有电压时间型馈线自动化测试方案需要人工手动输入的方式，逐项步骤逐项输入，操作步骤繁琐，对测试人员提出了较高的技术要求等缺点，提出利用智能感知技术，一键式识别在运终端的运行及固有参数、信号模式等，结合故障位置、开关属性及位置，灵活推送自适应测试方案及风险评估，减少现场人员的工作量，提高测试质量及效率，提升配电自动化实用性。

本发明方法解决了对电压时间型馈线自动化功能实验室及现场测试，减少了功能逻辑验证的方法与序列的错误概率、测试准备时间及结果评估；可快速准确的开展电压时间型馈线自动化功能测试及结果评估。

附图说明

图1为本发明电压时间型馈线自动化功能验证方法框图；

图2为供电网路简图及故障点设置示意图；

图3为故障区域上游与下游开关电压、电流、开关状态量变化。

具体实施方式

本发明的具体实施方式如图1所示。

本实施例以单辐射单联络线路为例，对本发明一种电压时间型馈线自动化功能验证的方法进行具体描述。

该单辐射单联络线路被分成四段，开关编号变量自定义为x、分段开关编号变量自定义为y，故障分区变量定义为z,且z＝x-y。

如图2所示，b01为变电站某馈线的出线开关，开关编号为0；d01为第一个分段开关，开关编号为1；d02为第二个分段开关，开关编号为2；d03为第三个分段开关，开关编号为3。

故障点设置可根据供电网络实际情况设置，故障点1位于变电站出线开关b01与d01之间，故障编号为1；故障点2位于d01与d02之间，故障编号为2；故障点3位于d02与d03之间，故障编号为3；故障点4位于d03之后，故障编号为3。

b01宜配置二次重合闸，第一次重合闸时间为tch1，第二次重合闸时间为tch2，若b01配置仅配置一次重合闸，则第二次可用远程遥控的方式实现合闸，故障最小识别电流为if，故障最小识别电流持续时间为tf。

b01、d01、d02、d03对应的来电延时合闸时间分别为x0、x1、x2、x3，其中x0＝0，d01、d02、d03对应的来电合闸保持时间y1、y2、y3；联络开关l01开关单侧失压时间启动合闸前确认时间xl。

有压限值为u有压、残压限值为u残压、残压时限值为t残压。

b01配置二次重合闸，第一次重合闸时间为tch1，第二次重合闸时间为tch2，故障最小识别电流为if，故障最小识别电流持续时间为tf。

b01、d01、d02、d03、l01开关对应的运行状态可分以正常、故障、停电、送电、正常为一次循环；每个开关任一个运行状态包括电压、电流、持续时间、开关状态四个变量，且每个变量都是独立的，其中电压变量包括双侧有压(以下简称双压,一般可用ab、cb之间线电压代表，即uab、ucb)、单侧有压(以下简称单压,一般可用ab之间线电压代表，即uab)、残压三种；电流变量包括无负荷电流、正常负荷电流及故障电流三种，分别以“无”、“有”、“过”表示；开关状态包括分位、合位，分别以“分”、“合”表示。具体如下表1。

表1xx开关对应的运行状态控制序列

b01、d01、d02、d03、l01对应的电压时间型馈线自动化功能逻辑控制测试序列是由开关对应的运行状态控制序列组成，其组成与故障位置及开关位置不同而不同，具体设置流程为：

首先，从故障点位置出发，确定每个开关处于故障上下游关系，并确定故障区间及非故障区上下游开关运行状态数量。

故障区间的确定方式为：故障上游表示该开关流过故障电流、故障下游表示该开关未流过故障电流，故障上游定义为分段开关位置编号减去故障点位置编号小于0所涉及的所有开关；故障下游定义为分段开关位置编号减去故障点位置编号大于或等于0所涉及的所有开关；故障区间定义为相邻的两个分段开关位置编号减去故障点位置编号的值介于-1至0之间。故障区间涉及的两个相邻开关将不存在第二次正常态，即故障区间对应的上游开关出线y时限不足分闸闭锁(简称分闭锁)、对应的下游开关出线x时限不足分闸闭锁。

即

对于故障区间上游开关的运行状态包括正常、故障、停电、送电、故障、停电6个状态；故障区间下游开关运行状态包括正常、故障、停电、送电、停电五个状态；对于单联络线路非故障区域上游开关包括正常、故障、停电、送电、正常、故障、停电、送电、正常9个状态，非故障区域下游开关包括非故障区域上游开关包括正常、故障、停电、送电、正常5个状态；对于单辐射线路非故障区间上游开关的运行状态包括正常、故障、停电、送电、正常、故障、停电、送电、正常9个状态，非故障区下游开关包括正常、故障、停电3个状态。联络开关包括正常、故障、停电、送电、正常5个状态。

其次，确定故障区域上下游开关运行状态对应的电压、电流、持续时间、开关状态相关变量值。

对于故障区间上游开关，该开关将出线闭锁正向来电合闸信号，不同故障位置对应的故障上游开关有2处不一样，一是第一次停电态持续时长，其时间分别为且该停电态无电压和电流，如故障点2对应的上游开关为d01，其第一停电持续时长为tch1+x0，如故障点3第一停电持续时长为tch1+x1，以此类推；二是第一次送电态持续时长，其时间分别为tsd1＝ts+xi，其中xi表示第i各分段开关对应的来电延时合闸设定的时间参数，其该时刻电压为单侧有压(单压)。

对于故障区间下游开关，该开关将出线闭锁反向来电合闸信号，其运行状态涉及的第二次故障态仅能感受到残压，即合并故障态、停电态、送电态和正常态，该部分合并状态的持续时间与故障位置有关，其时间可用表示，其中i表示分段开关编号，xi表示第i各分段开关对应的来电延时合闸设定的时间参数，如第1个故障位置，对应的故障下游开关为编号为“1”的分段开关，其合并的时间可表示为tfx＝＝tch1+ts+x0，如第2个故障位置，其合并的时间可表示为以此类推。

对于联络开关，故障区间下游开关对应的第一次停电态对应的持续时长为非故障区间下游对应的第一次停电态的电压为xl；第一次送电态对应的电压为残压，非故障区间下游对应的第一次送电态的电压为单压。

然后，确定非故障区域所有的上游、下游开关对应的电压、电流、持续时间、开关状态相关变量值。

对于非故障区域下游开关，其正常、故障态对应的电压、电流等4个变量与故障区间下游开关是一样的，但第1次停电、第2次故障态、第2次送电态对应的电压、电流等4个变量不一样。第一次停电态对应的持续时长不一样，非故障区间下游开关对应的停电时长为ttd＝tch1+ts+tf+xl；第2次故障态故障区间下游开关对应的电压为残压，而非故障区间对应的为无压；第2次送电态故障区间下游开关对应的电压为无压，而非故障区间对应的为单压。

对于非故障区域上游开关，其对应的正常、故障、停电、送电、正常、故障、停电、送电、正常9个状态对应的电压、电流、持续时间、开关状态相关变量值与故障位置有关系，可表示为：

故障点1、故障点2、故障点3、故障点4的对于变电站出线开关来讲，主要体现在2个点不同：一是，第二次正常态持续时间不同，第二次正常态的持续时间分别为其中xi分别对应b01、d01、d02、d03设定的来电延时合闸时间分别为x0、x1、x2、x3，第二次正常态的持续时间tzc2＝t，且t远大于x时限；二是，是否会发生第二次重合闸(或远方遥控)，即开关状态是否会在出线完整的分-分-合-合，对应的第二次停电持续时长ttd2＝t+tch2+ts

故障点1、故障点2、故障点3、故障点4的对于第一个分段开关d01来讲，主要体现在3个时间长度不同：一是，第一次送电时长不同，如果分段开关处于故障下游，则第一次送电时长为ts，如果分段开关处于故障上游，则第一次送电时长为x1+ts；二是，第二次正常态的时长不同，故障区间上下游开关的第二次正常态时长为x0＝0，非故障区间下游时d01的第二次正常态时长为自身开关xi与该分段开关至第故障区间下游开关之间所有的开关设定的来电延时合闸时间之和，即三是，第二次停电时长不同，非故障区域时d01第二次停电时长为变电站出线开关第二次重合闸时间，即tch2。

故障点1、故障点2、故障点3、故障点4的对于第一个分段开关d02来讲，主要体现在3个时间长度不同：一是，第一次停电时长不同，如果分段开关处于非故障区间上游，则第一次停电为tch1，否则为tch1+x1；二是，第一次送电时长及电压不同，故障区间上游时刻送电时长为ts+x2，且电压为无压；非故障区间下游时刻送电时长为ts+x2、故障区间下游时刻送电时长为ts+xi，且电压为单压；三是，非故障区间上游开关无正常态，且电压无压，非故障区间有正常态，且正常态时长为x2,电压为有压；四是，第二次为停电时长不同，非故障区间下游时刻对应的第二次停电态时长为n*(xl+x3),其中n＝0为无联络、n＝1为联络，非故障区间上游时刻对应的第二次停电态时长tch1+x1；五是，第二次为送电时长不同，非故障区间下游时刻对应的第二次送电态时长为n*x2,非故障区间上游时刻对应的第二次送电态时长ts+x2。

故障点1、故障点2、故障点3、故障点4的对于第一个分段开关d03来讲，

第一次故障后，第一次停电与第二次停电时长之间间隔的停电、送电、正常、故障、停电态可合并为停电态综合，其持续时长为tch1+ts+tf+n*xl；第二次送电态电压为单压、持续时长为n*x3,其中n＝0为无联络、n＝1为联络。

故障点1、故障点2、故障点3、故障点4的对于联络开关了l01来讲，非故障区间与故障区间的区别在于电压与持续时长不应，第二次正常态不一致；

最后，从同一个故障点位置出发，确定除故障区域外的开关恢复时间。具体恢复时间可按以下方式设置：

故障区间上游开关之前的涉及分段或分支开关由原变电站出线开关b01继续供电，故障区间下游开关由联络开关l01转供，故障区间涉及的开关外，依据开关对应编号按照从小到大顺序补位，如故障点2，故障区间对应的开关编号分别为1、2，也就是开关0-1之间由0开关供电，开关2-3、3-4之间由4开关供电，具体涉及的开关对应的序列按照不同故障点对应同一个开关原则设定。

按照上述方式，可得出对应的b01、d01、d02、d03、l01逻辑控制测试序列。

表2变电站b01对应故障点的逻辑控制测试序列

表3d01对应故障点的逻辑控制测试序列

表4d02对应故障点的逻辑控制测试序列

表5d03对应故障点的逻辑控制测试序列

表6l01对应故障点的逻辑控制测试序列

按照上述方式产生的电压时间型馈线自动化逻辑控制测试序列，通过馈线自动化测试仪输出给参与电压时间型馈线自动化开关站所终端(dtu)或馈线终端(ftu)，dtu或ftu控制对应的开关分闸或合闸，并将开关变位信息及保护动作信息反馈给馈线自动化测试仪及配电自动化主站系统，馈线自动化测试仪通过比较对应的开关逻辑控制测试序列最终状态判断控制策略是否完全一致，若一致则表示电压时间型本段开关控制策略正确，若不一致表示电压时间型本段开关控制策略存有缺陷，需投运前解决；配电自动化主站系统通过收集待测试线路上传的开关变位信息及保护动作信息，综合判断是否与开关逻辑控制测试序列最终状态判断控制策略是否完全一致，若不一致表示主站推送的策略不完善投运前需解决。