本發(fā)明屬于電力系統(tǒng)自動化領域，具體涉及一種電網(wǎng)饋線自動化系統(tǒng)的性能提升方法。

背景技術：

隨著國家經(jīng)濟技術的發(fā)展和人們生活水平的提高，自動化技術和自動化控制已經(jīng)廣泛應用于人們的生產(chǎn)和生活之中，給人們帶來了無盡的便利。

電力系統(tǒng)自動化是電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的可靠保證。目前，各地電網(wǎng)均正在或剛剛配置完成新的配電自動化系統(tǒng)（以下簡稱DMS），并將城區(qū)配電終端改造為智能終端，從事使得各地電網(wǎng)具備饋線自動化（以下簡稱FA）條件。

現(xiàn)在很多地區(qū)已經(jīng)完成了若干條線路經(jīng)配電自動化改造并投入FA全自動模式運行。然而，在2015年的統(tǒng)計數(shù)據(jù)中，F(xiàn)A的動作正確率僅為68.75%。運維人員通過對FA運行進行分析，發(fā)現(xiàn)了存在如下問題：1、調(diào)度員正常操作觸發(fā)FA誤啟動：包括DMS系統(tǒng)將調(diào)度員遙控拉開出線斷路器的分位信號、遙控合上出線斷路器時線路環(huán)網(wǎng)柜開關發(fā)過流信號等作為了啟動條件；2、現(xiàn)有的DTU設備遙測采集靈敏度不夠，采集不到電氣數(shù)據(jù)變化，導致故障情況下FA不啟動；3、FA啟動策略與配網(wǎng)線路的保護重合閘動作時間時序存在問題，導致FA誤啟動；4、因地區(qū)配電網(wǎng)網(wǎng)絡結構、設備運行環(huán)境、圖模連接關系等一系列問題導致出現(xiàn)FA誤啟動、誤判和錯判情況；5、其他異常情況等。

如此多的問題使得FA動作的正確性不高，而FA動作相對較低的動作正確率，嚴重影響了電網(wǎng)系統(tǒng)的正常工作，使得電網(wǎng)系統(tǒng)承受了不必要的損失，同時也嚴重降低了用電戶的用電體驗。

技術實現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的在于提供一種能夠有效提升電網(wǎng)饋線自動化系統(tǒng)的工作正確率，而且方法簡單可靠的電網(wǎng)饋線自動化系統(tǒng)的性能提升方法。

本發(fā)明提供的這種電網(wǎng)饋線自動化系統(tǒng)的性能提升方法，包括如下步驟：

S1. 獲取待分析電網(wǎng)的運行數(shù)據(jù)；

S2. 依據(jù)步驟S1獲取的電網(wǎng)運行數(shù)據(jù)，搭建離線的電網(wǎng)饋線自動化仿真系統(tǒng)；

S3. 在步驟S2搭建的離線仿真系統(tǒng)中，進行電網(wǎng)饋線自動化動作的仿真分析，獲取待分析電網(wǎng)的電網(wǎng)饋線自動化動作特性；

S4. 依據(jù)標準對步驟S3獲取的待分析電網(wǎng)的電網(wǎng)饋線自動化動作特性進行修正，并在離線的電網(wǎng)饋線自動化仿真系統(tǒng)中進行驗證；

S5. 將步驟S4中驗證通過的修正后的待分析電網(wǎng)的電網(wǎng)饋線自動化動作投入到待分析的實際電網(wǎng)中，完成電網(wǎng)饋線自動化系統(tǒng)的性能提升。

步驟S1獲取的電網(wǎng)的運行數(shù)據(jù)，包括配電自動化系統(tǒng)的圖模、配電自動化系統(tǒng)數(shù)據(jù)庫和電網(wǎng)饋線自動化功能等。

步驟S2所述的搭建離線的電網(wǎng)饋線自動化仿真系統(tǒng)，具體包括如下步驟：

A. 配置仿真工作站，在實時系統(tǒng)中將該工作站配置為獨立服務器的節(jié)點；

B. 將實時配電自動化系統(tǒng)CSGC3000平臺裝載至該工作站；

C. 配置CSGC3000平臺及數(shù)據(jù)庫的環(huán)境變量；

D. 將該工作站單機安裝oracle11g服務端；

E. 導出實時配電自動化系統(tǒng)參數(shù)庫，并導入至該工作站的單機數(shù)據(jù)庫中；

F. 在該工作站單機啟動CSGC3000程序，并運行dsshmi進程，進行FA故障模擬測試。

步驟S3所述的待分析電網(wǎng)的電網(wǎng)饋線自動化動作特性，包括電網(wǎng)饋線自動化動作的動作邏輯，電網(wǎng)饋線自動化動作的動作時序，電網(wǎng)饋線自動化動作的動作時間和電網(wǎng)饋線自動化動作的響應速度等。

本發(fā)明提供的這種電網(wǎng)饋線自動化系統(tǒng)的性能提升方法，通過搭建與實際電網(wǎng)對應的離線的電網(wǎng)饋線自動化仿真分析平臺，并在離線仿真分析平臺上對電網(wǎng)饋線自動化動作進行仿真、分析、改進和驗證，并將驗證通過的電網(wǎng)饋線自動化動作投入到待分析的實際電網(wǎng)中，從而完成電網(wǎng)饋線自動化系統(tǒng)的性能提升；因此本發(fā)明方法能夠有效提升電網(wǎng)饋線自動化系統(tǒng)的工作正確率，通過優(yōu)化后電網(wǎng)饋線自動化策略實際投入使用，減少因策略問題導致電網(wǎng)饋線自動化誤啟動、誤判及錯判，對電網(wǎng)故障點錯誤隔離或不隔離；準確定位故障點并加以隔離減少停電時間，提升供電優(yōu)質(zhì)性；同時能夠有效防止因未隔離故障造成事故擴大情況，保證了配電網(wǎng)安全可靠運行，從而找到適合本地配電網(wǎng)運行的電網(wǎng)饋線自動化策略，提升電網(wǎng)饋線自動化正確動作率；而且方法簡單可靠，適用面廣。

附圖說明

圖1為本發(fā)明方法的流程示意圖。

圖2為本發(fā)明的具體應用的第一實施例的改進前后對比示意圖。

圖3為本發(fā)明的具體應用的第二實施例的改進前后對比示意圖。

具體實施方式

如圖1所示為本發(fā)明方法的流程示意圖：本發(fā)明提供的這種電網(wǎng)饋線自動化系統(tǒng)的性能提升方法，包括如下步驟：

S1. 獲取待分析電網(wǎng)的運行數(shù)據(jù)：包括配電自動化系統(tǒng)的圖模、配電自動化系統(tǒng)數(shù)據(jù)庫和電網(wǎng)饋線自動化功能等數(shù)據(jù)；

S2. 依據(jù)步驟S1獲取的電網(wǎng)運行數(shù)據(jù)，搭建離線的電網(wǎng)饋線自動化仿真系統(tǒng)；

搭建離線的電網(wǎng)饋線自動化仿真系統(tǒng)，具體包括如下步驟：

A. 配置仿真工作站，在實時系統(tǒng)中將該工作站配置為獨立服務器的節(jié)點；

B. 將實時配電自動化系統(tǒng)CSGC3000平臺裝載至該工作站；

C. 配置CSGC3000平臺及數(shù)據(jù)庫的環(huán)境變量；

D. 將該工作站單機安裝oracle11g服務端；

E. 導出實時配電自動化系統(tǒng)參數(shù)庫，并導入至該工作站的單機數(shù)據(jù)庫中；

F. 在該工作站單機啟動CSGC3000程序，并運行dsshmi進程，進行FA故障模擬測試。

搭建后的系統(tǒng)中，包括告警查看器模塊、調(diào)度員操作界面和實時庫查看器；所述實時庫查看器則包括運行監(jiān)控、異常監(jiān)視、運行管理、用戶信息、系統(tǒng)狀態(tài)五大模塊；所述告警查看器用于實時顯示系統(tǒng)所上傳的全部遙信信號，并將信號分為事故、異常、越線、變位、告知、soe、系統(tǒng)、通信8大類；調(diào)度員操作界面用于調(diào)度員通過該界面對設備進行監(jiān)視、并執(zhí)行各項操作，是配電自動化主站系統(tǒng)核心部分；運行監(jiān)控包括用于顯示變電站一次接線圖的廠站監(jiān)視、用于顯示10kV配網(wǎng)接線圖的線路監(jiān)視、查詢設備各項遙信信息的遙信監(jiān)視、對該舍內(nèi)進行遙控操作的遙控操作和對該設備懸掛不同類型的標志牌的掛牌操作；異常監(jiān)視用于將異常方式下的線路以列表形式顯示，分為檢修線路、合環(huán)線路、故障線路、轉(zhuǎn)供線路5類；運行管理用于通過列表形式顯示出保電線路（線路懸掛了保電牌）、關注線路（通過電流值或負載率過濾）、人工置數(shù)設備、及掛牌設備，并可查詢設備光字牌、遙測及零序電流；用戶信息用于以文本形式列舉雙電源用戶、重要用戶、大用戶；系統(tǒng)狀態(tài)主要用以查看配網(wǎng)終端總數(shù)及在線率。

S3. 在步驟S2搭建的離線仿真系統(tǒng)中，進行電網(wǎng)饋線自動化動作的仿真分析，獲取待分析電網(wǎng)的電網(wǎng)饋線自動化動作特性，具體包括電網(wǎng)饋線自動化動作的動作邏輯，電網(wǎng)饋線自動化動作的動作時序，電網(wǎng)饋線自動化動作的動作時間和電網(wǎng)饋線自動化動作的響應速度等；

S4. 依據(jù)標準對步驟S3獲取的待分析電網(wǎng)的電網(wǎng)饋線自動化動作特性進行修正，并在離線的電網(wǎng)饋線自動化仿真系統(tǒng)中進行驗證；

S5. 將步驟S4中驗證通過的修正后的待分析電網(wǎng)的電網(wǎng)饋線自動化動作投入到待分析的實際電網(wǎng)中，完成電網(wǎng)饋線自動化系統(tǒng)的性能提升。

以下結合幾個實施例，說明本發(fā)明方法的實用性。

實施例一：

（1）分析現(xiàn)有FA啟動程序。現(xiàn)FA系統(tǒng)中，正常FA啟動條件是開關故障跳閘情況下的開關分閘信號+過流信號或者事故總信號。動作邏輯為有開關分閘信號上送，此信號會保留3分鐘，3分鐘內(nèi)該信號都會作為FA啟動條件，此期間內(nèi)若有線路過流信號上送，便造成FA誤啟動；

（2）分析FA誤啟動案例。如下圖2中菊銀線案例所示。當電網(wǎng)發(fā)生故障、接地時，調(diào)度員在進行事故處理過程中會進行對斷路器進行遙控操作。遙控分閘后再遙控合閘時由于線路勵磁涌流過大的原因，自動化終端會上傳過流信號或者事故總信號，這時遙控的分閘信號加上勵磁涌流的過流、事故總信號將造成無故障線路FA誤啟動；

（3）改進FA啟動條件和啟動邏輯策略。分析得知保護動作過程（過流信號、事故總信號、開關分閘信號）時間比較短，通常在一分鐘以內(nèi)會全部上送。而調(diào)度員在事故處理過程中，出于接地探索或分段試送的需要遙控分閘后，再遙控合閘之間時間通常大于一分鐘，平均時間約為1分20秒。若將開關分閘信號保留時間由現(xiàn)有的3分鐘，更改為1分鐘，就能有效保證故障情況下FA的正常啟動，而避免事故處理時調(diào)度員遙控分閘造成FA誤啟動，其原理如下圖2所示。

此對策實施后，未出現(xiàn)過因調(diào)度員遙控操作時的FA誤啟動現(xiàn)象。

實施例二（效果如圖3所示）：

（1）分析現(xiàn)有FA啟動程序以及FA故障定位錯誤的案例。

配電自動化線路發(fā)生故障，故障電流流過的環(huán)網(wǎng)柜間隔都會發(fā)過流信號，F(xiàn)A僅將依次作為故障點判斷依據(jù)，有故障電流流過的末端環(huán)網(wǎng)柜間隔及為故障點。如果末端環(huán)網(wǎng)柜故障間隔因缺陷等原因未發(fā)過流信號將造成FA對故障點判斷錯誤、擴大隔離范圍、誤導配網(wǎng)人員對故障點的查找，具體案例如下。

2015年6月13日17:48五輕線344線路板攝路口H02環(huán)網(wǎng)柜304、吉安路吉H01環(huán)網(wǎng)柜302保護動作跳閘，但吉安路吉H01環(huán)網(wǎng)柜（末端環(huán)網(wǎng)柜）310、302均未發(fā)過流信號，F(xiàn)A按過流信號判斷，將故障點定位在板設路口H02環(huán)網(wǎng)柜（倒數(shù)第二個環(huán)網(wǎng)柜）304開關后段，事后查線的結果發(fā)現(xiàn)故障點是在吉安路吉H01環(huán)網(wǎng)柜302開關后段；

（2）改進FA故障定位的條件。分析得知，現(xiàn)有FA故障定位邏輯只單一依靠故障電流流過的環(huán)網(wǎng)柜間隔所發(fā)的過電流信號作為判斷依據(jù)，而案例中即使線路后端環(huán)網(wǎng)柜間隔保護出口跳閘，現(xiàn)有FA功能故障定位邏輯也不會定位至該故障點處。項目組分析之后修改FA功能故障定位功能總保護出口信號的配置文件，將配電自動化終端設備發(fā)出的保護出口信號也納入FA故障定位判斷邏輯條件，很大程度上完善了FA功能的故障定位功能。

此對策實施后，未出現(xiàn)過配電自動化終端保護信號沒有能夠定位故障的現(xiàn)象。