1 背景
    河南省浙川县位于豫、鄂、陕三省交界处，目前，浙川电网已形成东依河南电网，南接丹江电厂，西连陕西电网的“三源互补”电网格局。河南电网由4座220 kV变电站通过19条110 kV输电线路对浙川大部分110kV变电站供电，是浙川电网的支柱电源；丹江电厂现有3条110 kV输电线路主要对浙川东南部供电；陕西电网由330 kV鹿城变电站通过鹿湘线、湘浙线主要对浙川中西部供电，三者相互补充，共同构成浙川电网的骨干电源。目前，陕西电网通过一条LGJ-300的湘浙线串带浙川8座110 kV变电站，所带负荷最大已超过14万kW。一旦湘浙线事故跳闸，将构成五级电网事件，为此，浙川县电业局新上了湘浙二回线，以增强湘浙线供电能力。这一措施虽能增强浙川电网吸纳陕西电力的能力，但无法彻底避免湘浙线和荆关220 kV主变压器N-1方式下五级电网事件的发生。为防止五级电网事件发生，浙川县电业局调度、信通、检修和设计等专业人员自研了一套源网荷协同优化装置，通过主站和分布式子站协同工作，实现远程负控、备自投、安全校核及事故恢复后电网自愈功能。

    2 源网荷协同优化的理论分析
    在主动式配电网中，源网荷协同优化是指电源、电网、负荷三者间通过多种交互形式，更经济、高效和安全地提高电力系统功率动态平衡的能力。
    通过源网荷综合协同优化，可以优化分布式电源接入点、容量、类型，变电站、馈线改扩建，无功电源位置、容量等要素，实现如下目标。
      （1）通过源网荷的协调控制可以提高分布式电源利用小时数，提高配电网清洁能源消纳能力。
      （2）通过源网荷的协调控制可以减少配电线路阻塞，降低配电线路网损，延缓配电线路升级，降低配电系统运行成本。
      （3）提高分布式电源渗透率的同时，可以通过主动控制网络结构和网络中的可控设备、各种可控的发电与需求响应负荷，疏解电网中线路的负载，保证配电网的安全稳定运行。
      （4）通过分布式电源的无功调节能力控制配电网的潮流，从而控制和改善配电网的电压，一定程度上解决配电网电压越限问题。
    （5）通过分布式电源的孤岛运行和配电网的重构提高主动式配电网的可靠性。

    3 源网荷协同优化装置的总体方案
    根据现有浙川县电业局光通信网络情况在冬青变电站设立主站（主机），其他相关变电站设立子站（子机），由主站统一管理通信。
    （1）主机部分功能。①实时监测各断面有功功率、无功功率及线路运行状态。②实时判断工作线路运行状态、备用线路状态。③负责各子机负荷稳定判别及跳合闸策略分析、比对及查找。④负责监测点无功投切控制的逻辑控制。⑤负责各子机通信状态、运行状态监测。⑥判断各子机界面同步状态。
    （2）子机部分功能。①负责采集监测线路有功功率、无功功率、电压及线路运行状态。a．判断线路运行状态为投运状态：P＞PT（PT为投运功率定值）；b．停运状态：P＜PT，l ＜IT （IT为投运的电流门槛值）；c．不对应状态：P＜PT，I>IT，判为投运状态，延时发告警信号；d．辅助判据：跳闸位置继电器信号为0，电压互感器断线信号为0．②根据主机策略，结合线路状态，快速跳合断路器。根据主机策略，投退电容器组。③电源故障跳闸后，判别故障，跳工作电源投入备用电源。④判断同步状态。
    该装置融合了负控、备自投及主子站之间安全校
核功能和光纤通信技术，目前主机安装在冬青变电站控制室内，它实时监测被监测线路的电流、电压及功率，依托光纤通道按照设定的跳合闸策略实时分析控制。实现并列运行的两条电源线路湘浙I，II线过负荷或其中一回线路事故跳闸后所带板桥变电站、香花变电站乃至冬青变电站负荷的快速转移和事故电源线路恢复后的电网正常方式的恢复。避免一条进线事故跳闸后，另一条进线由于过负荷跳闸或电压剧烈波动。该装置的投运，避免了大面积停电或五级电网事件发生，确保了事故的快速恢复和用户的可靠供电。当进线电源事故恢复后又能在设定时间内将之前事故倒换电源的变电站电源倒至主供电源，实现事故恢复后电网正常运行方式的自动恢复，避免了五级电网事件发生，同时又减轻了电网调度的工作量。