自动化开关控制下配电主站自愈状态验证仿真

王子滔

（深圳供电局有限公司 广东省深圳市 518000）

为了保障电力市场的稳定运行，需要全面考虑到在自动化开关控制下，站点运行的自愈状态，相关主站自愈状态的研究，属于我国电力产业长期以来的研究话题，主要是指配电站在运行过程中，与地面站点之间的交互与协同能力，对其自愈模式进行划分，可将其划分为四种类型，分别为集中式自愈状态、级差保护自愈状态、主站协同状态、智能协同分布自愈状态[1]。其中第一种类型主要是指，当主配电站与终端保持良好沟通与信息交互时，实时获取的配电设备运行信息、故障运行状态下集中信息，此时，配电主站通过计算机辅助人工操作的方式，在远程端进行开关的自动化调频与控制，通过此种方式，可实现对配电主站运行方式的有效调配与操控，满足对故障信号与断路的高效隔离，避免出现断电时间超出控制的问题[2]。目前，此种状态属于主配电站的主要自愈方式，也是电力市场内较为常用的自愈模式。为了进一步判断主配电站在运行中的状态，本文将基于自动化开关控制条件下，设计一种配电主站自愈状态验证仿真方法，致力于通过对配电主站运行电路的仿真，实现前端与后端的双向实时交互，以此解决配电主站在运行中的多种故障问题，保障电力单位与供电站的稳定持续与安全运行。

1 自动化开关控制下配电主站自愈状态验证仿真方法设计

1.1 配电主站故障场景模拟

为实现对自动化开关控制下配电主站自愈状态验证仿真，本文基于配电主站常见几种能够通过自愈方式完成保护的线路故障类型，针对其特点，对其场景进行模拟。通常情况下配电主站的故障类型可分为简单线路故障类型和复杂线路故障类型[3]。两种故障类型又可进一步细化，其中简单线路故障包括出口、母线、线路、末端和负荷故障等；复杂线路故障包括联络线路、没有转供路径、越级跳等[4]。为方便论述，本文分别以简单故障类型中的出口故障和复杂故障类型中的联络线路故障为例，针对其故障场景进行模拟。

（1）针对出口故障场景进行模拟，图1为配电主站中典型出口故障线路连接示意图。

图1中，箭头位置表示为出现故障问题位置；S1、S2、S3分别表示为配电主站中的三个断路器装置；A1～A12分别表示为该线路结构当中的12个开关装置；B1～B15分别表示为该线路结构当中的另外15个开关装置。从图1可以看出，出口故障的场景为：当配电主站当中出现出口故障时，其中一个断路器装置会出现开关跳闸现象，并导致配电主站所在的配电网结构出现再次失压分闸现象[5]。在后续运行过程中，当断路器需要进行开关重合闸时，由于出口故障问题已经产生，因此会出现第二次的跳闸现象。

（2）针对联络线路故障场景进行模拟，图2为配电主站中典型联络故障线路连接示意图。

图2中，两个箭头指向位置表示为出现联络故障的位置，其他符号所表示的含义与图1相同，不进行过多赘述。从图2可以看出，出现联络故障的场景为：当配电主站当中出现联络线路故障时，其中某一断路器装置会出现开关跳闸现象，导致线路连接运行后再次出现失压分闸现象[5]。同时，由于受到该断路器装置的影响，A1～A5，共五个开关会按照连接顺序依次出现短时间的延时合闸现象，而开关A5由于在合闸的过程中会与故障位置重合，最终导致多个开关出现故障问题[7]。同时，由于受到其中一个断路器装置的影响，出现联络问题，因此另外两个断路器也会同样产生开关跳闸现象，进一步影响到整个配电主站当中的所有电路上的开关出现短时间的延时合闸现象，而与故障位置重合的开关由于受到影响，会再次出现严重的失压分闸问题[8]。基于上述多种不同配电主站故障问题，本文选择以GIS结构为依托，该结构当中含有母线、开关、各类互感装置等电子元器件，通过GIS对各类元器件的高度集成化处理，形成一个能够模拟配电主站线路的完整电路结构，以此在该结构当中实现对各种不同故障线路的场景模拟。

1.2 构建自动化开关控制下配电主站模型

通常情况下，在自动化开关控制中，配电主站的自愈状态是短暂的，因此本文在构建配电主站模型时，对于配电主站中换流变压装置的变化忽略不计。针对交直流混合配电主站及其暂态稳定，采用平均值模型作为本文配电主站模型的依托，得出配电主站模型可用如下公式表示：

图1：典型出口故障线路连接示意图

图2：典型联络故障线路连接示意图

表1：两种验证仿真方法实验结果对比表

公式（1）中，Ur表示为配电主站变压器网侧交流母线电压；Ui表示为配电主站阀侧交流母线电压；ni表示为配电主站变压器网侧变比； 表示为配电主站阀侧变比。对于在自动化开关控制下的配电主站，尽管在调节电流过程中，其开环时间处于一种常数固定不变状态，但在对电流进行实际控制过程中，其自愈状态是配电站直流电流，通过对其进行闭环与反馈控制后得出的，此时电流量属于一个整定数据量，而上述提出的调节行为，对于其自愈行为而言，属于一个时间较短的过程[9]。因此，通过上述公式表示的自动化开关控制配电主站模型，能够为后续对配电主站自愈状态测试提供依托。

1.3 实时配电主站自愈状态测试

在对配电主站自愈状态进行测试时，利用本文上述构建的多个不同故障场景，分别通过自动化开关控制中的相关机制，对四种不同自愈模式进行测试，分别为主站集中型自愈模式、级差保护协同型自愈模式、电压-时间/电流协同型自愈模式和智能分布式协同型自愈模式。根据不同的自愈模式，在本文上述构建的故障场景当中引入不同的网架结构以及通信方式，分别对其自愈过程中的相关参数进行记录。在进行对配电主站自愈状态的分析时，还需要确保告警信号采集时间、自愈保护整定时间等相互配合，以此避免在测试过程中出现信号采集不完整，造成对自愈状态的错误判断。同时，在模型当中，能够对配电主站自愈投退状态进行设置，针对指定的馈线，进行自愈投退状态的设定以及自愈执行状态的切换。按照自愈状态的需要，对其执行状态进行自动和半自动控制。

2 对比实验

本文通过上述论述，完成对自动化开关控制下配电主站自愈状态验证仿真方法的理论设计，为进一步探究该方法在实际应用中的效果，将其与传统仿真方法引入到某电力企业的配电主站当中，分别模拟配电主站故障线路及自愈状态后，将其与实际自动化开关控制下配电主站的自愈状态进行对比。本文选择的配电主站直流线路输送功率分别为1500MV、7200MV、6400MV和7500MV。该配电主站当中存在频率为0.25Hz，阻尼比为0.08。在该配电主站连接线路当中引入三种普通线路故障和两种复杂线路故障，分别在不同故障状态下，引入自动化开关控制自愈保护，由两种仿真方法对配电主站自愈过程中的状态进行模拟，并将模拟结果与实际配电主站自愈状态进行对比，得出如表1所示的实验结果对比表。

表1中自愈时间为配电主站在发现存在故障问题开始到恢复正常运行所消耗的时间，上报速度为配电主站在自愈状态下将与此次故障相关的数据信息传输到管理中心的时间。从表1中实验结果可以看出，通过本文仿真方法模拟得出的自愈时间和上报速度与实际该配电站自愈状态下的自愈时间和上报速度完全一致，实现对其精准模拟，而传统仿真方法模拟得出的结果无论是自愈时间还是上报速度均与实际情况相差较大。同时，在实验过程中，利用本文方法对配电主站自愈状态进行验证能够实现对仿真数据的校验，并对配电主站线路是否处于非合环运行状态、是否具备有效的恢复路径以及拓扑连通结构是否正确等都能够进行准确的判断，以此在各项条件均达到相应标准的前提条件下，实现对自动化开关控制下配电主站自愈状态的验证和仿真。因此，通过对比实验证明，本文提出的仿真方法在应用中能够实现对实际配电主站自愈状态的模拟，为自动化开关控制提供可靠控制依据。在实际应用中，配电主站线路首次投入前，可以先利用本文提出的仿真方法对其自检状态进行验证，当通过验证后，才能够将其应用到实际自动化开关控制下的配电主站当中。

3 结束语

本文通过开展自动化开关控制下配电主站自愈状态验证仿真研究，基于配电主站运行需要，提出一种全新的仿真方法，并通过实验对该方法的优势进一步验证。同时，利用将本文方法应用于实际能够为配电主站运行提供与实际运行完全相同的仿真环境，实现对其自愈状态的验证，最终得到更加可靠地验证仿真结论。