基于實時信息的區域備自投裝置自動投退控制系統研究

（國網浙江省電力有限公司溫州供電公司，浙江 溫州 325000）

0 引言

我國地市級電網多數為“閉環設計，開環運行”，下游呈輻射狀，大部分變電站內裝設備用電源自動投退裝置（以下簡稱“備自投裝置”）。當電網故障導致母線停電時，備自投裝置發出動作指令，切除故障電源、合上備用電源，從而提高供電可靠性。

備自投裝置原理簡單，可以有效地提高供電可靠性，在發電廠、變電站和配電網系統中得到廣泛應用，為我國電力事業安全穩定做出巨大貢獻[1-2]。

但隨著電網的發展，現有備自投裝置逐漸暴露出一些問題，若不加以重視，可能對電網安全運行造成一定的隱患。如備自投裝置無法實現多源數據綜合分析，動作指令無法結合輸變電設備和上級電網負載情況；備自投裝置采用人工現場操作，操作時占用較多資源、存在安全隱患等[3-4]。

上述問題引起了國內外很多學者的重視，取得了一定的成績。但相關成果大多集中在備自投裝置更新、升級的角度，需要更換備自投裝置才能實現，成本較高。本文提出一種基于實時信息的區域備自投裝置投退控制系統，該系統利用地區電網現有設備，實現上下級電網潮流信息多源聯動分析，自動生成備自投裝置投退指令，可以有效地提升備自投裝置的運行效率。

1 現階段備自投裝置存在的問題

現階段地市級電網備自投裝置操作采用人工現場投退壓板的方式，投退策略由運方部門根據歷史數據和經驗估算得出，動作策略相對單一，存在一些問題：

為防止故障后輸電線路和主變過載，部分重載變電站備自投裝置處于信號狀態（即備自投裝置退出）。但輸電線路、主變所承載的負荷并非一直維持在較高水平，受環境、時間等因素的影響，負載會在一定范圍內波動。若在負載較輕時段發生故障，由于備自投裝置處信號狀態，備用電源無法自動投入[5]，會造成單側電源故障斷開，用戶暫時性失電。

為保證供電可靠性，大部分輕載變電站備自投裝置處跳閘狀態（即備自投裝置投入）。在特殊情況下（如溫度突變、下級電網轉供等），輕載變電站輸電線路、主變負荷也有可能達到較高水平。若在負載較重時段發生故障，由于備自投裝置處跳閘狀態，故障側電源斷開，備用電源自動投入，此時備用電源端輸電線路、主變潮流越限[6]，若不及時處置，將會造成事故擴大，用戶大范圍失電。

此外備自投裝置投退作業往往伴隨電網大規模操作，如上級電網主變或母線停役、地區電網運行方式調整等，工作量較大；且備自投裝置軟壓板投退需要運維人員到現場操作，有些站所之間距離較遠，路程耗時過長。

依靠有限的人工對備自投裝置進行投退作業，一方面增加了誤、漏操作的隱患；另一方面增加了操作時長，影響了供電可靠性，精益化管理水平有待提升。

2 控制系統工作原理

2.1 設計思路

基于實時信息的區域備自投裝置自動投退控制系統總體思路為：采用區域控制模式代替傳統就地控制策略，采用實時信息代替歷史數據作為裝置投退策略，采用集中自動控制模式代替人工現場分布式作業。

系統設計充分利用目前電力系統測控裝置、EMS（能量管理系統）、備自投裝置，在數據庫中建立相應廠站備自投模型。電源側故障、保護動作后，同步更新串行上級電網和并行同級電網信息，并結合本站遙測、遙信數據和備自投裝置狀態，通過運算控制器對多源數據進行整合運算，得出最優備自投控制策略；將運算策略結合數據庫中廠站備自投模型進行校驗（是否滿足充電條件、動作條件、閉鎖條件等），最終給出投退策略。其設計思路如圖1 所示。

圖1 自動投退控制系統設計思路

2.2 系統框架

基于實時信息的區域備自投裝置自動投退系統在設計上借鑒了AVC（自動電壓控制）系統的設計思想，采取分層分布的原則來配置整個備自投控制系統，以調控中心為區域控制主站；在硬件上利用了現有的SCADA（調度數據采集與監控）系統設備，通過安裝相應程序實現備自投自動投退控制，其系統框架如圖2 所示。

圖2 控制系統整體框架

（1）變電站測控裝置采集主變、線路的負荷情況和備自投狀態及壓板情況，發揮數據采集器的作用；同時能執行投切系統下發的指令，對備自投裝置進行投退。

（2）變電站遠動裝置完成調度SCADA 系統與變電站測控裝置間的信息傳輸和交換。

（3）系統運算控制器安裝在AVC 系統從機上，不影響AVC 系統主機上的自動電壓控制功能。一旦AVC 系統主機故障，從機將停用備自投控制系統，運行AVC 應用；而AVC 系統從機故障同樣停用備自投控制系統。

（4）數據存儲器中存儲各站所備自投模型、數據采集器實時數據，實時計算備自投控制策略，電源側失電時，運算控制器對上級電網和同級電網數據進行運算，得出最佳策略。

（5）基于實時信息的區域備自投裝置自動投退控制系統與調度SCADA 系統通過規定的接口程序進行數據和指令交互。備自投壓板投切指令與告警信息由運算控制器發送至SCADA 系統，再由SCADA 系統進一步傳遞指令并進行告警信息的推送。

2.3 單一故障情況下控制策略

從電源角度劃分，地市級電網可分為上級不同電源供電和上級同電源供電[7]，發生單一故障時其控制策略也有所不同。

2.3.1 上級不同電源供電

如圖3 所示，同級電網有α 個電源，各節點之間電流為it，視在功率為St；上級電網電源側額定電流為INA，額定視在功率為SNA；發生故障時，故障側電流為Δi，額定視在功率為ΔS，故障側對應電源節點為j，該節點對應額定電流為IjNA，額定視在功率為SjNA。

圖3 上級不同電源供電變電站

上級電源側不同電源供電，投退策略應綜合分析上級電網承載能力、本級電網設備負載水平，轉化為投退策略公式為：

式中：K1為上級電源側裕度系數，取值范圍為0.94～0.96；K2為本級電網側裕度系數，取值范圍為0.95～0.98。若同時滿足公式（1）—（4），則備自投裝置投入，發送動作指令；反之，備自投裝置退出。

2.3.2 上級同電源供電

圖4 為上級同電源供電變電站，此時備自投裝置動作，上級電源負載不變，因此備自投裝置投退策略為：

式中：K3為本級電網側裕度系數，取值在0.96～0.98。若同時滿足公式（5）—（6），則備自投裝置投入，發送動作指令；反之，備自投裝置退出[8-9]。

圖4 上級同電源供電變電站

2.4 多源故障情況下控制策略

式（1）—（6）僅是單一故障情況下最基本的備自投裝置投退策略，實際工作中，電網運行方式遠比模型復雜，故障種類也存在較大差異，為了盡可能得出最優備自投裝置投退策略，需要在實際應用中將公式靈活組合使用，必要時還需要對公式進行補充完善。

如圖5 所示，變電站A 為一線帶一變運行方式，其中1 號主變側對應單接線，2 號主變側對應T 接線，上級電源為同電源，單一故障適用公式（5）—（6）；變電站B 為一線帶一變運行方式，其中1 號主變側對應T 接線、2 號主變側對應單接線，上級電源為非同源，單一故障適用公式（1）—（4）；變電站C 為一線帶兩變運行方式，上級電源為同電源適用公式（5）—（6）。

當變電站同時發生多起故障，若故障均引起備自投裝置動作，且備自投動作后受影響的上級電源是幾個相對獨立的電源，則稱之為“非相關性”故障，如線路l1和線路l11同時故障；反之稱之為“相關性”故障[9-12]。

對于“非相關性”故障，只需要對各變電站套用式（1）—（6）即可，依據計算結果得出相應的備自投動作策略。

對于“相關性”故障，如線路l1和線路l7同時發生故障，此時有可能出現單獨對變電站A 套用式（5）—（6），單獨對變電站B 套用式（1）—（4）均能滿足動作條件；但變電站A，B 備自投同時動作，可能會發生線路l4或2 號主變設備超載情況。

因此，對于“相關性”電網故障還應增加判定條件：

式中：INA為上級電網電源側額定電流；SNA為上級電源額定視在功率；Δij為發生故障時的故障側電流；ΔSj為故障側額定視在功率；ImNA為故障后輸送線路額定電流；SmNA為輸送線路額定視在功率；K5為上級電源側裕度系數，取值在0.94～0.96；K6為本級電網側裕度系數，取值在0.95～0.98。若同時滿足式（7）—（10），則備自投裝置投入，發送動作指令。

若備自投動作判定條件滿足式（1）—（6），卻又不完全滿足式（7）—（10），則說明電網不滿足所有備自投動作條件。此時為了滿足電網整體安全、穩定運行，部分變電站備自投裝置退出。

考慮到電網故障時應盡量減少負荷損失和上級電網故障可通過下級電網轉供恢復送電[13-16]，所以應優先將潮流較大的站所備自投裝置投入。

篩選出“最優”備自投動作策略后，對運行方式改變后的系統重復進行式（1）—（11）篩選，實現備自投裝置分級自動投退，圖6 為“關聯性”故障時備自投裝置動作邏輯。

3 控制系統應用測試

3.1 測試情況

基于實時信息的區域備自投裝置自動投切控制系統理論趨于完善、技術逐漸成熟，目前在溫州地區電網3 所變電站已完成部署，處于仿真測試階段。

圖5 多源情況下電網接線示意

圖6 “關聯性”故障時備自投裝置動作邏輯

測試時間為2019 年7 月15 日—11 月1 日。期間針對3 所仿真變，運行部門給出備自投裝置投退意見：7 月15 日—10 月7 日，仿真變備自投裝置退出使用；10 月8 日—11 月1 日，仿真變備自投裝置投入使用。溫州電力調控中心將時域化區域備自投裝置自動投退控制系統應用到仿真變進行測試，測試結果如表1、表2 所示。

表1 7 月15 日—10 月7 日仿真變備自投應用情況

表2 10 月8 日—11 月1 日仿真變備自投應用情況

由表1 可知，迎峰度夏高負荷水平下，相對于運行部門要求備自投裝置全部退出（即備自投裝置使用率為0）的策略要求，應用時域化區域備自投裝置自動投退控制系統后備自投裝置提高32.74%的投入使用率；由表2 可知，正常負荷水平下，相對于運行部門要求備自投裝置全部投入（即備自投裝置使用率為100%）的策略要求，應用時域化區域備自投裝置自動投退控制系統后，備自投裝置減少9.15%的投入使用率，有效地提高了備自投裝置動作的準確性，為提高供電可靠性發揮重大作用。

以仿真變1 某次突發事故為例。如圖7 所示，仿真變1 上級同電源，事故發生前處一線帶一變運行方式。2019 年9 月1 日處于迎峰度夏階段，正常情況下電網負載處于較高水平。但由于溫州地區工廠習慣每月1 日放假，加上9 月1 日恰巧為周末，當日仿真變1 處于輕載運行模式。當日14:16，進線A 發生不明故障，電源側重合不成功，故障前進線A 負荷為16 MW。經備自投裝置驗算，滿足式（5）—（6），備自投裝置動作，切除進線A 開關，合上110 kV 橋開關，短時間內實現了用戶恢復送電，提高了電網供電可靠性。

圖7 仿真變1 接線方式

3.2 控制系統優勢

通過仿真測試發現，相較于傳統的備自投裝置，基于實時信息的區域備自投裝置自動投退控制系統能更好地適應當代電力系統要求，具體體現在：

系統工作于調控端，相較于現場投退模式，節約了人工現場操作成本、安全隱患和操作時間；且相對于分布式系統，節約了維護成本和投入。

傳統備自投裝置動作邏輯相對單一，存在“誤動”“拒動”情況，基于實時信息的區域備自投自動投退控制系統合理設計投退邏輯、建造備自投動作模型，有效的提高了備自投裝置動作的準確性，且實現簡單、可移植性強，易于推廣。

此外，控制系統設計基于地市級電網原有的電力系統構架，利用現有的測控裝置、備自投裝置，只需對運算控制器、數據存儲設備等硬件進行投資，裝置簡單，投資較少。

4 結論

針對現有備自投裝置無法實現多源數據分析的問題，本文提出了基于實時信息的區域備自投裝置自動投切控制系統，利用現有設備，實現了備自投管理方式從原有粗放的統一投退，提升至更為精細的自適應投切，提高了供電可靠性和電網安全管理水平，加強了地區電網的穩定性。通過仿真測試驗證了研究內容的可行性和實用性，證明控制系統可以有效提高備自投裝置動作的準確性。控制系統邏輯簡單、成本較低、維護簡便、可移植性強，具有較高的推廣性。