一种高压配电网单环网拓扑自动识别方法与流程

本发明涉及电力系统网络识别方法领域，更具体地，涉及一种高压配电网单环网拓扑自动识别方法。

背景技术：

随着配电一次开关设备性能的提高以及电子和单片机技术在开关控制中的广泛应用，现场开关及其控制设备进一步智能化，配电网络的所有自动控制功能可以由这种终端单元根据预设在其微处理机上的程序在当地完成，无需远方控制中心的干预，而是在故障处理完成后将报警及开关触头状态通过数据采集与监视控制系统反馈给控制中心，从而实现分布式馈线自动化。

分布式馈线自动化不再依赖于一个单一的主站控制中心来处理现场发生的每一个故障，即使数据采集与监视控制系统通讯中断，也不会影响故障处理和恢复供电。另一优势是故障自动定位和网络重构的速度会有显著提高，时间可以缩短到秒级。

以一个分布式馈线自动化系统故障处理为例，如图1所示，图1为某地开环模式运行的配电网络简化图。s1、s2、s3、s4全为断路器；s1、s2、s3系统正常运行时为合闸状态；s4为联络开关，系统正常运行时为分闸状态,cb1、cb2是变电站出线断路器。

当f处发生故障时，开关s1检测到故障，s2，s3都未检测到故障，通过故障信息交互，可知故障发生在s1，s2之间，则s1，s2分闸将故障隔离，而后s4合闸由es2转供。

分布式馈线自动化的实现要依赖于系统中各个配电终端间通过对等通讯的方式交互故障突发时的信息，进而通过逻辑判断来确定故障位置，判断的逻辑离不开线路的网络拓扑，即分布式馈线自动化系统中每个开关相邻的开关是哪个(例如，s2的相邻开关是s1，s3)，但是现有技术是在方案实施前根据终端在网络拓扑中的位置确定每个终端的相关参数，调试完成后，参数即固定，不能自动适应拓扑结构的改变。

当在开关s1和s2之间新增一个开关s2＇时，如图2所示，拓扑结构改变，当f处发生故障时，开关s1，s2＇检测到故障，s2，s3都未检测到故障，通过故障信息交互，可知故障发生在s2，s2＇之间，则s2，s2＇分闸，将故障隔离，而后s4合闸由es2转供。当拓扑发生上述改变以后，原来的s1，s2处的终端参数都要修改，新增的s2＇的终端参数也要根据其在网络中的位置修改好以后再投入使用。

目前的分布式馈线自动化系统，只能通过人工配置或自动化主站软件间接人工配置拓扑参数，对于增减开关设备的情况，没有自动拓扑识别功能，不能自动配置拓扑参数。

技术实现要素：

本发明为克服上述现有技术所述的高压配电网单环网拓扑没有自动拓扑识别功能，不能自动配置拓扑参数的缺陷，提供一种高压配电网单环网拓扑自动识别方法。

所述高压配电单环网拓扑包括分别与各开关连接的配电终端，以及分别与各配电终端连接的交换机，各交换机以单环网的形式依次连接；

所述的自动识别方法包括：

step1：对时：单环网中各交换机的时钟保持一致，通过时钟保持一致的交换机为各配电终端进行对时，实现各配电终端的时钟同步；

step2：根据交换机最大同步时间误差计算测距误差；

step3：比较各相邻终端之间的距离，选取其最小距离值与测距误差进行比较；若大于测距误差，则进行step4，否则，退出识别；

若相邻的两配电终端之间的距离小于测距误差，则判别不出所测的距离是相邻两配电终端之间的距离还是测距误差所产生的距离；

step4：计算电压信号经过各配电终端时的电压信号的初始相位；

step5：根据初始相位和测距误差判断个配电终端之间的相邻位置关系，判断各配电终端在拓扑网络中的位置，从而实现单环网拓扑自动识别。

优选地，所述交换机为高精度对时交换机，同步的时间误差不大于500ns；故step1中配电终端的同步的时间误差为500ns。

优选地，初相位通过dft(离散傅立叶变换)计算出来，计算过程为：

假设正弦波信号

其中n为一周波采样点数，k为采样点，x(k)表示dft变换后的数据，x(n)为采样的模拟信号，n为采样时刻；

此时公式可以展开为：

从这个公式可以看出，变换后的数据就是原信号对cos和sin的相关操作，即进行相乘求和(连续信号即为积分)，由此可以算出每个采样点对应的实部和虚部，进而通过函数算出相角；

每个采样点对应的实部和虚部的计算公式为：

其中，real(k)表示(k)的实部，imag(k)表示x(k)的虚部。

优选地，测距误差的计算公式为：

δs＝δt×v

其中，δt为同步的时间误差，v为电流在导线中的传播速度；故测距误差为δs＝150m。

优选地，step5中单环网拓扑自动识别为根据初始相位的大小依次排序，离电压信号初始发送点最近的终端的初始相位最小，离电压信号初始发送点最远的终端的初始相位最大。

现有的的馈线自动化系统在应用时对电网拓扑结构的分析是固定模式，靠人工整定参数，不能自动识别拓扑结构，一旦结构改变，需要维护人员再次整定相关参数，费时费力且容易出错。

本发明可自动识别电网拓扑结构，即省去了项目实施前对拓扑结构的分析与参数整定，又自动适应了拓扑结构的改变，减少了后期维护成本，提高系统的自动化程度，使系统更加简洁易用。

本发明通过高精度交换机为每个终端对时，达到各终端时间的精确同步；通过电压采样数据计算得的相位值，判断各配电终端在拓扑网络中的位置，识别出拓扑结构。

与现有技术相比，本发明技术方案的有益效果是：本发明实现了高压配电网单环网拓扑的自动拓扑识别，本发明可以使馈线自动化系统自动适应拓扑结构的改变，既减少前期对网络的分析以及参数的整定工作又减少了后期维护成本，提高系统的自动化程度，使系统更加简洁易用。

附图说明

图1为开环模式运行的配电网络简化图。

图2为在图1基础上增加一个断路器后的开环模式运行的配电网络简化图。

图3为一种高压配电网单环网拓扑结构示意图。

图4为各电压相位图。

图5为高压配电网单环网拓扑自动识别方法流程图。

图中，s1、s2、s3、s4为断路器；s1、s2、s3系统正常运行时为合闸状态；s4为联络开关，系统正常运行时为分闸状态，cb1、cb2是变电站出线断路器；es1、es2为变电站；f为故障点。

具体实施方式

附图仅用于示例性说明，不能理解为对本专利的限制；

为了更好说明本实施例，附图某些部件会有省略、放大或缩小，并不代表实际产品的尺寸；

对于本领域技术人员来说，附图中某些公知结构及其说明可能省略是可以理解的。

下面结合附图和实施例对本发明的技术方案做进一步的说明。

本实施例提供一种高压配电网单环网拓扑自动识别方法，如图5所示，所述方法包括以下步骤：

step1：对时：首先交换机环网中的4个高精度对时交换机的时钟保持一致，然后交换机为每个终端对时，系统中各个配电网终端实现时钟的精确同步，同步的时间误差δt不大于500ns。

step2：根据交换机最大同步时间误差计算测距误差；

step3：比较各相邻终端之间的距离，选取其最小距离值与测距误差进行比较；若大于测距误差，则进行step4，否则，退出识别；

由于对时会产生误差δt，因此两点的测距误差为δt×3×10⁸＝150m，即当终端间距离大于150m时，才能终端间的相邻关系的判断，进而进行拓扑结构的自动识别。

step4：测相位：由于线路中的电压信号传输到各个开关的时间不同，则每个终端在同一时刻采集的正弦波采样点也会有所不同。

配网终端用来采集与其对应的开关的电流电压信号，并实现对开关的控制。

如图4所示，所述高压配电单环网拓扑包括分别与各开关连接的配电终端，以及分别与各配电终端连接的交换机，各交换机以单环网的形式依次连接；

s1、s2、s3、s4为断路器；s1、s2、s3系统正常运行时为合闸状态；s4为联络开关，系统正常运行时为分闸状态，cb1、cb2是变电站出线断路器；es1、es2为变电站；f为故障点。

假设s1和s2的距离为3km，从es1流出的电压信号以光速(3×10⁸m/s)传播时，从s1传输到s2需要10微秒。此时s1和s2同时对一个正弦波进行采样时，其采样点就会有10微秒的间隔，由该采样点开始进行初相位计算得到的结果也有所不同。

假设电压信号从始端分别经过s1，s2，s3，s4向末端传输，由于传输距离的不同，每个终端在同一时刻采到的正弦波的初始相位也不同，初相位可以通过dft(离散傅立叶变换)计算出来。

初相位的计算过程为：

假设正弦波信号

其中n为一周波采样点数，k为采样点，x(k)表示dft变换后的数据，x(n)为采样的模拟信号，n为采样时刻；

此时公式可以展开为：

从这个公式可以看出，变换后的数据就是原信号对cos和sin的相关操作，即进行相乘求和(连续信号即为积分)，由此可以算出每个采样点对应的实部和虚部，进而通过函数算出相角；

每个采样点对应的实部和虚部的计算公式为：

其中，real(k)表示x(k)的实部，imag(k)表示x(k)的虚部。

假设s1，s2，s3，s4间的距离l1，l2，l3分别为3km，6km，3km，则电压信号从s1传输到s2需10微秒，从s1到s3需要30us，从s1到s4需要40us，每隔10微秒相位相差0.18°，若s1处计算出初相位为20°，则s2初相为20.18°，s3初相为20.54°，s4初相为20.72°。

step5：拓扑结构识别：通过系统中的对等通信交互相位信息，每个终端可以知道其他终端测到的初相信息，根据大小排序，就可以知道本终端所在的位置，以及相邻终端是哪些，从而达到自动识别线路网络拓扑结构的目的。

相同或相似的标号对应相同或相似的部件；

附图中描述位置关系的用语仅用于示例性说明，不能理解为对本专利的限制；

显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明权利要求的保护范围之内。