基于最小負荷損失的自適應備自投策略研究

陳 績，甄 威

(1.成都電業局繼電保護所，四川 成都 610021;2.四川電力科學研究院，四川 成都 610072)

0 引言

近年來，結合國家電網公司系統內大批老舊變電站的改造升級，新一代微機保護得到了廣泛運用，智能化變電站技術也日趨成熟。高性能、開放的硬件平臺為通過優化軟件設計來完善保護功能及提升保護性能提供了良好條件。相比于硬件升級，改善軟件邏輯設計具有周期短、成本低、靈活性強的顯著優勢。而為設備廠商改進產品提供直接依據的正是廣大電力系統工程技術人員在大量的技術實踐中所發現問題和找到的有益思路，而問題的解決對于作為設備用戶的電網企業來說，無疑具有重要意義。

目前，作為增強電網供電可靠性的主要設備和手段之一，備用電源自動投入裝置(即備自投)得到了越來越廣泛的應用［1－4］。它的主要作用是在主供電源因故障或其他原因中斷的情況下迅速自動投入后備電源，恢復電力供應，從而提高電網供電可靠性。文獻［5－8］對備自投裝置的設計、安裝規范及技術標準等作了明確的要求。

針對部分變電站在擴容改造為3 臺主變壓器接線方式后，傳統備自投存在的邏輯缺陷，提出了采用暫態過程自適應邏輯與分段自投加速邏輯相結合的新型備自投方案。該方案只需對現有分段備自投裝置程序進行升級，在基本不對二次回路進行改動的情況下，即能適應目前大多數變電站擴容改造后新的主接線方式，提高終端負荷變電站的供電可靠性。

1 經典備自投動作邏輯和局限性

1.1 經典備自投邏動作邏輯

經典備自投動作邏輯主要有進線備自投與分段(橋)備自投方式［9］，以及近年來逐漸開始提出和應用的負荷均分備自投方式［10］，以圖1 所示的某變電站主接線圖為例，動作邏輯見表1。

表1 經典備自投動作邏輯

圖1 變電站典型接線

1.2 局限性

文獻［11－15］對多種技術條件和運行方式下的備自投邏輯作了較深入的研究，但主要是針對2臺主變壓器或單主變壓器運行、雙母線接線、擴大內橋等常見運行方式下備自投邏輯的探討［11－13］，或者是對網絡化、智能化等新技術條件下備自投裝置設計、應用中一般性問題的討論［14－15］。到目前為止，針對多臺主變壓器運行方式下備自投邏輯的研究也多止于以2 臺主變壓器為基礎進行有限擴充，靈活性受到很大限制。對多臺主變壓器非常規接線方式下的備自投動作研究，更是鮮有涉及。

目前，成都地區大部分雙臺主變壓器配置的110 kV 負荷變電站通常采用表1 所示的備自投運行方式。考慮到將來負荷增長后擴容，它們中的大部分又是按照3 臺主變壓器配置的遠期規劃設計的。在擴建第3 臺主變壓器時，除圖1 虛線部分所示的主接線方式外，還根據主變壓器容量和網架情況采取其他的一些主接線方式。比如2011年完成增容改造后的成都110 kV 板橋變電站就采用了如圖2 所示的主接線，采用類似主接線方式的還有成都官渡、洪河等變電站。

圖2 110 kV 板橋變電站主接線

在新的主接線方式下，若以“1”表示開關合位，“0”表示開關分位，該變電站常用的3種運行方式及不同的故障后各開關的動作情況如表2、表3 和表4 所示。

1.2.1 運行方式1

若該站以方式1 運行，當發生不同類型故障時，常規備自投邏輯均可以正確動作，不會損失負荷。具體動作情況見表2。

表2 板橋站運行方式1

表3 板橋站運行方式2

表4 板橋站運行方式3

1.2.2 運行方式2

若該站以方式2 運行，在順板線發生故障時，線路保護動作將156、157 開關跳開，全站失壓，此時，35 kV 備自投將因兩段母線失壓而放電，在110 kV進線備自投動作，合上155 開關后，110 kVⅠ、Ⅱ母，35 kV Ⅰ母，10 kVⅠ、Ⅱ母均恢復供電，而35 kV Ⅲ母卻因35 kV 備自投提前放電而無法恢復。

同一運行方式下，若2 號主變壓器發生區內故障，2 號主變壓器保護動作跳開156、130、902 開關后，110 kV 進線備自投動作合上155 開關，110 kVⅠ母、35 kV Ⅰ母和10 kVⅠ母均恢復供電，而10 kVⅡ母也將因10kV 備自投提前放電而無法恢復。具體動作情況見表3(無法正確恢復的動作邏輯在表3中以黑框標示)。

1.2.3 運行方式3

若該站以方式3 運行，在157 線路發生故障時，會出現35 kV 分段備自投動作跳開303 開關后，10 kV Ⅲ母無法恢復的問題，因該段母線上均為電容器出線，為防止非同期合閘導致電容器組過電壓損壞，故不可再恢復。

同一運行方式下，若1 號主變壓器發生區內故障，1 號主變壓器保護動作跳開155、130、301、901開關后，110 kV 進線備自投動作合上156 開關，35 kV 備自投動作合上330 開關，110 kVⅡ母、35 kV Ⅰ母和10 kVⅡ母均恢復供電，10 kVⅠ母卻因10 kV備自投提前放電而無法恢復。具體動作情況見表4(無法正確恢復的動作邏輯在表4 中以黑框標示)。

由此可見，在新的主接線方式下，傳統備自投動作邏輯存在明顯缺陷。

2 基本思路

根據前面分析可知，導致損失負荷的主要原因是傳統的分段備自投邏輯里，沒有考慮全站失壓后，在部分無故障設備自動恢復供電的暫態過程中，相關電氣量條件的變化。如果在設計備自投邏輯時，不僅考慮與相關設備的配合關系，還將中間暫態過程也考慮進去，改瞬時放電為延時放電，若在整定的延時時長內，備自投裝置感受到暫態過程電氣量變化滿足設定前提，則繼續執行備自投邏輯。由此可實現全站無故障設備的全部自動恢復供電。

另外，由于中間暫態過程是多個繼電保護及自動化設備動作時間的順序疊加，若自適應備自投仍按整定的分段備投邏輯時間動作，則將使用戶掉電的時間延長，可能造成更大的損失，故考慮在自適應備自投中插入分段加速動作邏輯，以提高系統的快速恢復供電能力。

3 帶加速的新型自適應備自投動作邏輯設計

帶分段加速功能的暫態自適應備自投動作邏輯見圖3。虛線外部分為常規分段備自投邏輯，虛線內部分即所提出并新增的邏輯框圖。

圖3 以10 kV 分段備自投及對應開關編號為例進行說明。對35 kV 分段備自投，對應替換相應開關及母線編號即可。

在所設計的備自投動作邏輯下，對于圖2 所示的接線方式，若以前述方式2 運行，順板線線路上發生故障，線路保護動作將156、157 開關跳開，全站失去主供電源。此時，35 kV 兩段母線失壓，301、303 開關無電流，35 kV 備自投裝置進入虛線部分邏輯:35 kV 備自投改瞬時放電為延時放電(延時時長可整定，但需大于110 kV 備自投動作時間定值)，當110 kV 進線備自投動作合上155 開關后，110 kVⅠ、Ⅱ母，35 kV I 母，10 kVⅠ、Ⅱ母均恢復供電，此時，35 kV 自適應備自投感受到Ⅰ母電壓恢復，同時確認303 開關無電流后，不帶延時加速動作，跳開303 開關，合上330 開關，全站無故障設備全部恢復供電。

同一運行方式下，若2 號主變壓器發生區內故障，主變壓器保護動作跳開2 號主變壓器各側開關后，110 kV 進線備自投動作合上155 開關，110 kVⅠ母、35 kV Ⅰ母和10 kVⅠ母均恢復供電，10 kV 自適應備自投延時放電過程中感受到10 kVⅠ母電壓恢復，同時902 開關無電流后，加速動作，跟跳一次902 開關，合上930 開關，全站無故障設備全部恢復供電。

若該站以方式3 運行，在1 號主變壓器發生區內故障時，主變壓器保護動作跳開1 號主變壓器各側開關后，全站失壓。110 kV 進線備自投延時動作合上156 開關，35 kV 備自投動作合上330 開關，110 kV Ⅱ母，35 kVⅠ母，10 kVⅡ母均恢復供電，10 kV 自適應備自投延時放電過程中感受到10 kVⅡ母電壓恢復，同時901 開關無電流后，加速動作，跟跳一次901 開關，合上930 開關，全站無故障設備全部恢復供電。

由此可見，所提出的暫態自適應備自投邏輯下，前述3種因傳統備自投拒動而導致損失負荷的情況全部得以解決。

值得一提的是，考慮到絕大多數情況下，兩母同時失壓都是由于高一級的電源故障引起，比如前面所提到的因主供線路故障或主變壓器故障跳進線等，中低壓側備自投動作不會對系統造成二次沖擊。故針對中低壓側兩段母線同時失壓的情況，特別設計了經壓板控制的短延時合分段開關邏輯。在此邏輯下，若中低壓側自適應備自投感受到兩段母線同時失壓，可經短延時無選擇性的合上分段開關，在高壓側進線備自投動作后，全站無故障部分即可全部恢復供電，整個過程動作時間將再次被縮短。至于是否投此功能，可由調度部門根據變電站的主接線方式、負荷類型、電網潮流情況以及系統穩定性等因素綜合考慮后下達。

圖3 帶加速的新型自適應備自投動作邏輯框圖

4 模擬量及開關量入口

帶加速的新型自適應備自投需采集的模擬量見表5，開關量見表6。表5 中TW、HH 分別表示斷路器操作板跳位開關量和合后開關量。

表5 自適應備自投模擬量采集列表

表6 自適應備自投開關量采集列表

5 自適應備自投與繼電保護的配合

5.1 概述

為保證所述自適應備自投正確動作，避免因備自投誤動造成故障對系統的二次沖擊，就需要對自適應備自投與繼電保護的配合問題進行分析。

5.2 閉鎖邏輯

5.2.1 自適應備自投與線路保護的配合

因線路故障，故障點不在站內，備自投動作不可能對故障線路進行二次沖擊，故線路保護動作均不閉鎖備自投。

5.2.2 自適應備自投與主變壓器保護的配合

主變壓器保護閉鎖備自投邏輯比較復雜，需要考慮的因素較多。

目前，成都地區的110 kV 主變壓器保護典型配置見表7。以10 kV 自適應備自投為例進行說明如下。

10 kV 母線分列運行，造成10 kVⅠ母失壓且901 開關無電流的情況有以下幾種。

1)故障發生在10 kVⅠ段母線上，1 號主變壓器低后備保護動作跳開901 開關后導致母線失壓。這種情況下10 kV 自適應備自投不應動作，否則將合閘于故障母線。

2)故障發生在1 號主變壓器差動范圍內或變壓器油箱內，由差動保護動作或非電量保護動作全切主變壓器三側后導致10 kVⅠ段母線失壓。這種情況下10 kV 自適應備自投應該動作。

3)故障點發生在10 kV 母線上而低后備保護拒動后，越級至高后備保護動作導致10 kVⅠ母失壓。這種情況下10 kV 自適應分段備自投不應動作，否則將合閘于故障母線。

4)故障點發生在主變壓器差動范圍內而差動保護拒動，高后備保護動作導致10 kVⅠ母失壓。這種情況下10 kV 分段備自投應該動作。

對10 kV Ⅱ母失壓且902 開關無電流的情況分析類似。

在10 kV 母線分列運行，造成10 kVⅠ、Ⅱ母同時失壓且901、902 開關無電流的情況有以下幾種。

表3 所列運行方式下，1B 區內故障和表4 所列運行方式下2B 區內故障的情況，在這兩種情況下，母線本身并無故障，自適應備自投動作于恢復10 kV 母線供電。因此，雙母同時失壓時，均不能閉鎖自適應備自投動作。

綜上所述，主變壓器中低壓側后備保護動作應該閉鎖相應的自適應備自投，且閉鎖接點應采用導致備自投誤動的段別，即復壓過流2 段;主變壓器差動和非電量保護動作不應閉鎖自適應備自投。至于主變壓器高后備動作是否閉鎖自適應備自投，如果從保證供電可靠性的角度出發，應選擇不閉鎖分段備自投;如果從防止合閘于故障，減少對系統二次沖擊的角度出發，應選擇閉鎖分段備自投。因此，高后備是否閉鎖自適應備自投，各有利弊。綜合分析各種故障的可能性，通常來講，高后備動作閉鎖自適應備自投是弊大于利。因此高后備閉鎖自適應備自投的出口回路應通過壓板控制，投退與否由調度單位繼電保護歸口管理部門根據實際需要綜合考慮后下達。

表7 110 kV 主變壓器保護典型配置

6 結語

針對變電站擴容改造為多臺主變壓器接線方式后，傳統備自投動作邏輯不能正確動作所帶來的供電可靠性降低問題，提出了采用暫態過程自適應邏輯與分段自投加速邏輯相結合的新型備自投方案，同時設計了經壓板控制的無延時合分段開關邏輯。所提出的方案只需要對現有備自投動作邏輯進行程序升級，在基本不對二次回路進行改動的情況下，即能適應目前大多數變電站擴容改造后新的主接線方式，全面提高供電靈活性和可靠性。

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