就地式馈线自动化功能闭环自动测试平台
技术领域
本发明涉及一种就地式馈线自动化功能闭环自动测试平台,属于配电自动化检测技术领域。
背景技术
馈线自动化系统是配电自动化的重要组成部分，主要用于馈线故障自动定位、自动隔离和非故障区自动恢复供电。随着配电自动化建设的不断推进，馈线自动化因其减少停电范围、缩短停电时间与提高供电可靠性等功能特点也得到了十足的发展。
当前，大多数馈线自动化终端的检测只注重单个终端的功能、性能测试，忽视对配电系统中馈线自动化终端的整体配合的功能测试。就地型馈线自动化系统的核心是故障隔离和快速复电，前提是需要所有的终端设备同步配合动作，所以只开展单体调试和独立终端测试是无法保证系统的整体功能的，还需要开展终端设备的同步配合测试，确保所有终端馈线自动化功能正常，具有故障识别、隔离和非故障区域快速供电的能力。
已知的国内外公开文献，虽涉及了馈线自动化功能检测的一线技术研究，但没有提出具体的针对馈线自动化功能配合测试的研究方案，未做出可使用的装置。本专利发明的装置立足于馈线自动化功能配合自动测试，搭建模拟多种配电网络环境，联合测试多台馈线终端的馈线自动化功能在应对不同故障时同步配合效果，调取相关测试结果，分析馈线终端的动作、运行状态，判断利用终端之间相互配合是否达到识别故障、隔离故障及负荷转供的功能，实现馈线自动化配合功能的自动检测。并且模拟主站兼数据处理装置能同时和物理仿真系统、馈线终端进行双向数据交互实现了自动闭环测试。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是提供一种就地式馈线自动化功能闭环自动测试平台，通过升压装置以及仿真线路系统并接入仿真故障系统搭建模拟多种配电网络及故障环境，将多台馈线终端接入仿真线路系统的开关二次侧，利用模拟主站兼数据处理装置控制输出具体故障类型，并通过馈线终端上传回的遥信遥测信息判断馈线自动化配合效果，给出判断结果，并生成报告。
为解决上述问题，本发明所采取的技术方案是：
一种就地式馈线自动化功能闭环自动测试平台，包括模拟主站兼数据处理装置、物理仿真系统和馈线终端检定台；
所述模拟主站兼数据处理装置与物理仿真系统的一次侧双向通信连接，所述馈线终端检定台电连接物理仿真系统的二次侧，所述馈线终端检定台上接入的馈线终端与模拟主站兼数据处理装置无线通信连接，形成闭环。
作为本发明的进一步改进，所述模拟主站兼数据处理装置由故障录波屏、综合控制屏、小主站和监控软件构成，所述故障录波屏和综合控制屏电连接小主站，实现整套系统监测控制和馈线终端测试分析功能；
所述故障录波屏用于观测点电压电流录波；
所述综合控制屏用于信息交互及远程控制，所述综合控制屏包括依次数据通信连接的控制器、串口服务器和交换机；
所述综合控制屏连接有信息交互部分，所述信息交互部分包括显示屏和操作键盘，所述信息交互部分用于对线路网络接地系统的选择、开关开合或故障类型进行选择控制；所述小主站包括主机及显示器，主机实现检测程序编排、数据处理分析及自动生成报告，所述监控软件装载在小主站的主机上，用于监控线路。
作为本发明的进一步改进，所述物理仿真系统包括输出装置、仿真线路系统和仿真故障系统，所述输出装置和仿真故障系统的输出端分别连接仿真线路系统的两个输入端；
所述物理仿真系统仿真呈现出1段母线，3条馈出线效果；3条出线都为单辐射线路，线路之间有联络开关；所述物理仿真系统设置7个可设故障点，通过电缆统一引接到接地点汇集单元，通过将故障点短接或接地故障接入模拟短路或接地故障。
作为本发明的进一步改进，所述输出装置由电源、升压装置、接地系统、环网柜构成，所述电源电连接升压装置的电能输入端，所述升压装置的电压输出端电连接环网柜，所述升压装置的电压输出端电连接接地系统；
所述输出装置为仿真线路系统提供10kV变电、配电、不同中性点接地方式及传感器应用测试环境；
所述电源由配电柜提供，配电柜电连接有400V/500A断路、500A接触器、限流电阻和继电器；
所述升压装置的升压功能由隔离变压器柜提供，额定电压变比为400V/10kV，额定电流值250kVA；
所述接地系统由接地变压器柜和消弧线圈柜构成，实现配电系统各种接地方式；
所述环网柜的额定电压电流为10kV/630A，六间隔，并配备相应间隔的站所终端。
作为本发明的进一步改进，所述输出装置的输入电压为380V，输出电压为10kV，其容量为250kVA。
作为本发明的进一步改进，所述仿真线路系统包括线路参数单元柜、柱上开关和可调电容器柜，所述线路参数单元柜和柱上开关分别电连接可调电容器柜；
所述仿真线路系统用于搭建10kV架空线路、电缆线路及混合线路，所述仿真线路系统连接2条架空线和1条电缆线路，其容性电流可调；
所述线路参数单元柜的数量为两台，分别用于仿真5km架空线LGJ-240线路参数及4km电缆YJV22-3*300线路参数；
所述柱上开关的额定电压电流为10kV/630A，可调电容器柜的额定电压为10kV。
作为本发明的进一步改进，所述仿真故障系统由接地故障单元柜和接地点汇集单元柜构成，接地故障单元柜和接地点汇集单元柜电连接，所述仿真故障系统实现金属性接地、过渡电阻接地、弧光接地或经过渡电阻的弧光接地多类型单相接地故障。
作为本发明的进一步改进，所述接地故障单元柜仿真金属接地、过渡电阻接地或弧光接地故障；
所述接地点汇集单元柜为线路上7个故障点汇集。
作为本发明的进一步改进，馈线终端检定台电连接有物理仿真系统一次侧线路图的展示界面；所述馈线终端检定台固定连接有终端接入摆放台。
作为本发明的进一步改进，物理仿真系统一次侧线路图的展示界面展示整个仿真配电网络一次侧、所有接入的故障点以及馈线终端的接入点，并将线路二次侧引到展示台背面，馈线终端直接接入；
所述终端接入摆放台为绝缘平台，与线路及故障接入点展示界面垂直连接，便于操作和展示。
采用上述技术方案所产生的有益效果在于：
本发明提供了一种就地式馈线自动化功能闭环自动测试平台，通过搭建模拟多种配电网络环境，联合测试多台馈线终端的馈线自动化功能在应对不同故障时同步配合效果，调取相关测试结果，分析馈线终端的动作、运行状态，判断利用终端之间相互配合是否达到识别故障、隔离故障及负荷转供的功能，实现馈线自动化配合功能的自动检测；确保所有终端馈线自动化功能正常，提高馈线自动化同步配合的检测速度，提高馈线终端入网后正常投运比例，保证配电自动化系统正常运行。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明硬件设备关系图；
图2是本发明物理仿真系统一次侧线路原理图；
图3是本发明馈线终端检定台展示界面馈线终端接口示意图；
图4是本发明检测过程中的通讯及各部分之间的关联示意图；
图5是本发明实施例线路等价图；
图6是本发明实施例正常运行线路图；
图7是本发明实施例线路保护动作跳闸状态示意图；
图8是本发明实施例线路开关第一次重合闸状态示意图；
图9是本发明实施例线路开关故障自动隔离状态示意图；
图10是本发明实施例线路开关第二次重合闸状态示意图。
具体实施方式
下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。以下对至少一个示例性实施例的描述实际上仅仅是说明性的，决不作为对本申请及其应用或使用的任何限制。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
除非另外具体说明，否则在这些实施例中阐述的部件和步骤的相对布置、数字表达式和数值不限制本申请的范围。同时，应当明白，为了便于描述，附图中所示出的各个部分的尺寸并不是按照实际的比例关系绘制的。对于相关领域普通技术人员已知的技术、方法和设备可能不作详细讨论，但在适当情况下，所述技术、方法和设备应当被视为授权说明书的一部分。在这里示出和讨论的所有示例中，任何具体值应被解释为仅仅是示例性的，而不是作为限制。
因此，示例性实施例的其它示例可以具有不同的值。应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步讨论。
在本申请的描述中，需要理解的是，方位词如“前、后、上、下、左、右”、“横向、竖向、垂直、水平”和“顶、底”等所指示的方位或位置关系通常是基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本申请和简化描述，在未作相反说明的情况下，这些方位词并不指示和暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位或者以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本申请保护范围的限制；方位词“内、外”是指相对于各部件本身的轮廓的内外。
一种就地式馈线自动化功能闭环自动测试平台，包括模拟主站兼数据处理装置、物理仿真系统和馈线终端检定台；平台硬件图如图1，物理仿真系统一次侧线路原理如图2所示。
所述模拟主站兼数据处理装置与物理仿真系统的一次侧双向通信连接，所述馈线终端检定台电连接物理仿真系统的二次侧，所述馈线终端检定台上接入的馈线终端与模拟主站兼数据处理装置无线通信连接，形成闭环。。
作为本发明的进一步改进，所述模拟主站兼数据处理装置由故障录波屏、综合控制屏、小主站和监控软件构成，所述故障录波屏和综合控制屏电连接小主站，实现整套系统监测控制和馈线终端测试分析功能；
所述故障录波屏用于观测点电压电流录波；
所述综合控制屏用于信息交互及远程控制，所述综合控制屏包括依次数据通信连接的控制器、串口服务器和交换机；
所述综合控制屏连接有信息交互部分，所述信息交互部分包括显示屏和操作键盘，所述信息交互部分用于对线路网络接地系统的选择、开关开合或故障类型进行选择控制；
所述小主站包括主机及显示器，主机实现检测程序编排、数据处理分析及自动生成报告，所述监控软件装载在小主站的主机上，用于监控线路。
作为本发明的进一步改进，所述物理仿真系统包括输出装置、仿真线路系统和仿真故障系统，所述输出装置和仿真故障系统的输出端分别连接仿真线路系统的两个输入端；
所述物理仿真系统仿真呈现出1段母线，3条馈出线效果；3条出线都为单辐射线路，线路之间有联络开关；所述物理仿真系统设置7个可设故障点，通过电缆统一引接到接地点汇集单元，通过将故障点短接或接地故障接入模拟短路或接地故障。
作为本发明的进一步改进，所述输出装置由电源、升压装置、接地系统、环网柜构成，所述电源电连接升压装置的电能输入端，所述升压装置的电压输出端电连接环网柜，所述升压装置的电压输出端电连接接地系统；
所述输出装置为仿真线路系统提供10kV变电、配电、不同中性点接地方式及传感器应用测试环境；
所述电源由配电柜提供，配电柜电连接有400V/500A断路、500A接触器、限流电阻和继电器；
所述升压装置的升压功能由隔离变压器柜提供，额定电压变比为400V/10kV，额定电流值250kVA；
所述接地系统由接地变压器柜和消弧线圈柜构成，实现配电系统各种接地方式；
所述环网柜的额定电压电流为10kV/630A，六间隔，并配备相应间隔的站所终端。
作为本发明的进一步改进，所述输出装置的输入电压为380V，输出电压为10kV，其容量为250kVA。
作为本发明的进一步改进，所述仿真线路系统包括线路参数单元柜、柱上开关和可调电容器柜，所述线路参数单元柜和柱上开关分别电连接可调电容器柜；
所述仿真线路系统用于搭建10kV架空线路、电缆线路及混合线路，所述仿真线路系统连接2条架空线和1条电缆线路，其容性电流可调；
所述线路参数单元柜的数量为两台，分别用于仿真5km架空线LGJ-240线路参数及4km电缆YJV22-3*300线路参数；
所述柱上开关的额定电压电流为10kV/630A，可调电容器柜的额定电压为10kV。
作为本发明的进一步改进，所述仿真故障系统由接地故障单元柜和接地点汇集单元柜构成，接地故障单元柜和接地点汇集单元柜电连接，所述仿真故障系统实现金属性接地、过渡电阻接地、弧光接地或经过渡电阻的弧光接地多类型单相接地故障。
作为本发明的进一步改进，所述接地故障单元柜仿真金属接地、过渡电阻接地或弧光接地故障；
所述接地点汇集单元柜为线路上7个故障点汇集。
作为本发明的进一步改进，馈线终端检定台电连接有物理仿真系统一次侧线路图的展示界面；所述馈线终端检定台固定连接有终端接入摆放台。
作为本发明的进一步改进，物理仿真系统一次侧线路图的展示界面展示整个仿真配电网络一次侧、所有接入的故障点以及馈线终端的接入点，并将线路二次侧引到展示台背面，馈线终端直接接入；
所述终端接入摆放台为绝缘平台，与物理仿真系统一次侧线路图的展示界面垂直连接，便于操作和展示。
就地式馈线自动化功能闭环自动测试平台运行流程如下：
(1)检测流程
通过模拟主站兼数据处理装置确定要使用的馈线自动化功能检测策略或者编写新的检测策略可保存，多台馈线终端分别按照已确定的安装位置及应具备的功能配置馈线自动化参数，配置完成后使用航插接入馈线终端检定台相对应的一次开关位置，馈线终端检定台展示界面馈线终端接口如图3所示。
通过模拟主站兼数据处理装置按照检测策略控制电源输出、线路开关开合状态、具体在哪个故障点接入接地故障或者短接故障点。
馈线终端分别感应相应线路上电压电流，相互配合作出相应动作识别并隔离故障，实现非故障区域恢复供电。并将遥信遥测及波形信息上送给模拟主站兼数据处理装置。
模拟主站兼数据处理装置首先根据线路开关实际开合情况，判断是否实现馈线自动化功能，即是否隔离故障并实现负荷转供，再检测所接收到的馈线终端上送的遥信遥测信息，并根据检测策略进行分析判断每一台馈线终端是否正确动作，上送的遥信遥测及波形是否正确。分析完毕后自动生成报告。
整个检测过程的通讯及各部分之间的关联如图4所示。
具体检测案例以图2中的故障点3发生永久性短路故障的检测策略为例，检测平台的检测流程。
图中QF-CB为出口断路器,QF-FS1-1至QF-FS3-3为断路器，QL-LS1、QL-LS1为联络开关，QF-ZB为分支开关。现需要在QF-FS1-1、QF-FS1-2、QF-FS1-3的二次侧分别接入电压时间型的馈线终端进行测试，将三台馈线终端按照位置设置好参数后接入，由于其他开关处无需接入馈线终端进行测试，利用模拟主站兼数据处理装置提前将QF-FS2-1、QF-FS2-2、QF-FS2-3设置为常闭开关、将QF-FS3-1、QF-ZB设置为常开开关，则线路图等价为如图5所示的线路图。
模拟主站兼数据处理装置控制输出电源如图6所示，一段时间后，控制故障点3处短接，如果三台馈线终端正确配合的话，各开关动作情况应如下所述，具体案例检测序列施加后开关的正确动作过程如图6-10所示。QF-CB保护动作跳闸，随后QF-FS1-1、QF-FS1-2、QF-FS1-3失压分闸，如图7所示。QF-CB第一次重合闸，QF-FS1-1一侧来电延时7s后重合阐成功，将电送到QF-FS1-2，如图8所示。QF-FS1-2一侧来电延时7s后重合到故障点，QF-CB保护动作再次跳闸，QF-FS1-1、QF-FS1-2、QF-FS1-3失压分闸，QF-FS1-2由于Y时间未达到，启动正向来电闭锁，F-FS1-3因短时来电X时间未达到反向来电闭锁，完成故障自动隔离，如图9所示。随后QF-CB第二次重合闸，QF-FS1-1来电，采用人工或远方遥控联络开关合闸，恢复非故障区间供电，如图10所示。QF-FS1-1、QF-FS1-2、QF-FS1-3对应的终端将遥信信息上报给模拟主站兼数据处理装置，模拟主站兼数据处理装置根据线路上开关动作情况以及遥信信息判断馈线终端相互配合的馈线自动化功能效果，并生成报告。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；作为本领域技术人员对本发明的多个技术方案进行组合是显而易见的。而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例技术方案的精神和范围。
