基于架空线与海缆供电的海岛电网变电站备自投实现方式

刘会勇

（浙江舟山电力局, 浙江 舟山 316000）

舟山，地处我国东部沿海，拥有1390个岛屿，舟山电网是浙江省惟一的海岛电网，受自然条件及海上架空线跨越技术不成熟的制约，原来各主要岛屿的供电电源主要通过与本岛电网相连的海底电缆实现，但是海底电缆输电容量相对较小，运行工况恶劣、维护难度大，容易遭受外来力量主要是船锚的损害，供电可靠性较低。近年来随着舟山社会用电量的增大，并且对供电可靠性的要求越来越高，依托舟山220kV大陆联网工程海上架空线跨越技术的突破，现在主要岛屿多通过架空线与本岛电网互联，架空线与海底电缆相比，电压等级更高，容量更大，供电可靠性更高，但是由于舟山地处海上易受台风、雷击等自然灾害的影响，尤其夏季台风期间架空线极易发生全停事故，而海底电缆受此类灾害影响相对较小。为了更好地保证供电的可靠性，我们提出了以架空线为输电的主电源，以原来的电压等级较低的海底电缆作为输电备用电源，正常时由主电源供电，当输电架空线路因自然灾害损坏或其他原因同时跳闸时，则通过备用海底电缆确保重要负荷的供电避免出现全岛停电的情况，于是形成了“高电压等级架空线+低电压等级海底电缆”供电海岛电网的模式。

常规单一动作逻辑的备自投装置已经不能满足此种供电模式的要求，研制一种既能在正常运行方式下发挥作用又能实现在高一级电压主供电源同时失去的情况下快速投入低一级电压备用电源的备自投动作策略成为一个课题摆在我们面前。经过仔细的研究论证，我们认为通过改造现有备自投装置来达到要求在技术上是可行的，于是一种适应海岛电网供电需求的新型备自投动作策略在舟山电网得到了应用。

1 设计思路

220kV PL变电站为地区枢纽变，主供电源均由本岛电网通过跨海线路提供，其中110kV母线采用单母分段形式接有3个110kV变电站并装有110kV母线保护。当该变电站主供电源因故失去全站停电时会导致众多岛屿失去电源，为避免此种情况发生，该变电站利用电网升压前的海底电缆作为备用电源，以“架空线+海底电缆”的混合供电模式来提高供电可靠性。

“架空线+海底电缆”的混合供电的典型运行方式如图所示，1DL、2DL为主变中压侧或者低压侧开关，3DL为母线分段开关，4DL为备用电源开关。备用电源线路接在主变中压侧或低压侧任一段母线上。

图1 220kV PL变电站一次系统接线示意图

针对此变电站一次系统的运行特点，综合分析了各种特殊运行情况，将备自投装置的动作逻辑分为两类：一是主变中压侧或低压侧两段母线任一段母线有压，称之为“正常运行方式”；二是主变中压侧或低压侧所连两段母线同时失去电压，称之为“特殊运行式”。根据这两种运行方式下的备自投装置动作要求，计出了一套跨电压的备自投装置，该装置能适应一次系统运行方式的变化，既能在正常运行方式下发挥备自投作用将备用电源投入，又能在主变高压侧电源因故失去导致中、低压侧母线失去电压时，快速投入低一级的备用电源保证主变中压侧或者低压侧母线不失压，从而避免出现全站失电情况的出现。

在现有备自投装置的基础上，对厂方软件设计提出改进要求，在充分考虑海岛电网运行方式、跳闸线路、备自投装置闭锁逻辑等的基础上，通过装置相关回路改造对 220kV PL变电站的备自投装置进行了改造。经过运行检验，改造后的备自投装置运行良好，证明该备自投动作逻辑原理可靠。

2 装置动作原理分析

2.1 装置端子接线分析

1）交流模拟量输入端子

（1）Ⅰ段母线电压输入端子 U1：接Ⅰ段母线电压，Ua1，Ub1，Uc1。

（2）Ⅱ段母线电压输入端子 U2：接Ⅱ段母线电压，Ua1，Ub1，Uc1。

（3）备用电源进线电流输入端子 I1：接备用4DL进线线电流。

（4）备用电源进线电压输入端子 U3：接备用4DL进线电压。

（5）#1主变中压侧或低压侧相电流输入端子I2：接1DL经过的电流。

（6）#2主变中压侧或低压侧相电流输入端子I3：接2DL经过的电流。

（7）母分开关电流输入端子I4－I6：接被保护3DL开关电流Ia；Ib；Ic。便于实现母分开关保护及手合加速保护等功能。

2）开关量输入端子

（1）“备自投方式1投入”输入端子1：开入高电平时，方式1投入。

（2）“备自投方式2投入”输入端子2：开入高电平时，方式2投入。

（3）“进线电源1开关位置”输入端子3：接1DL跳位TWJ常开触点。

（4）“进线电源2开关位置”输入端子4：接2DL跳位TWJ常开触点。

（5）“母分开关位置”输入端子5：接3DL跳位TWJ常开触点。

（6）“备用电源进线开关位置”输入端子6：接4DL跳位TWJ常开触点。

（7）开关量输入端子7：接1DL的母差保护跳闸开入回来中间继电器常开触点。

（8）开关量输入端子8：接2DL的母差保护跳闸开入回来中间继电器常开触点。

（9）开关量输入端子9：接 #1主变后备保护动作信号常开触点。

（10）开关量输入端子10：接 #2主变后备保护动作信号常开触点。

（11）开关量输入端子11：备自投总闭锁。

3）跳闸输出端子

（1）输出端子1：接至3DL操作箱跳闸输入（保护跳闸）。

（2）输出端子2：接至3DL操作箱合闸输入（备投合闸）。

（3）输出端子3：接至1DL操作箱跳闸输入（备投跳闸）。

（4）输出端子4：接至2DL操作箱跳闸输入（备投跳闸）。

（5）输出端子5：接至4DL操作箱合闸输入（备投合闸）。

2.2 装置动作逻辑分析

为了防止母线 PT断线时备自投装置误动作，取#1、#2主变中压或低压侧相电流作为对应母线失压后的闭锁判据。若某段母线 PT断线，但装置判断对应的DL有流，则备自投不放电，在此状态下，若另一段母线失压或 DL偷跳后，则仍可以保证备自投装置动作合上分段开关。

对于站内中低压母线装有母线保护的枢纽变电站，装置设有母线保护跳1DL、2DL动作接点开入7、开入 8。若任意一个动作开入并且对应的 1DL或者2DL开关处在分位，表明存在母线故障导致母线保护动作则闭锁正常运行方式下的母分备自投，这样做可以防止母线发生故障跳开所接主变开关时，备自投装置动作合上母分开关，避免系统再次遭受冲击或故障扩大。当两个同时开入或者任意一个开入且 1DL、2DL开关同时分位时表明两段母线均存在故障则应同时闭锁特殊运行方式下的线路备自投。

另外，装置设有#1、#2主变后备保护动作接点开入9、开入10，主要是因为大多数变电站内中低压母线不装设母线保护，而通常情况下主变中低压侧后备保护方向指向母线，可以反应主变所连接的母线故障，从而起到中低压侧母线保护的作用。开入 9、开入 10的闭锁功能同开入7、开入8，缺点是当主变中低压保护不投入方向或者方向指向变压器时，若非母线故障导致主变后备保护动作跳开主变开关，会造成备自投装置被闭锁而拒动。

同时充分考虑了备用电源进线的输电容量，为了防止备用电源进线过负荷，跳闸回路接入了两组重动继电器联切站内一部分负荷。其中，220kV PL变联切两台主变的35kV负荷开关和相关110kV线路，同时对于所连接的相关110kV变电站投入具有负荷联切功能的母联备自投方式，当110kV进线过载时联切部分负荷，来确保整个110kV系统的稳定运行。

2.3 动作逻辑的实现

该原理的备自投动作逻辑主要考虑两母线任一母线有压和两母线同时失压时的动作情况，故可分为两套独立的动作逻辑方式：

方式1：1DL 2DL 3DL构成常规原理的母分备投逻辑，该方式主要应用于两段母线任一段母线有压的运行情况。

方式2：由1DL 2DL 3DL 4DL构成的，在两段母同时失压的情况下，合4DL 和合3DL的线路备投逻辑。

对于方式 1和方式 2，设计可通过各自切换把手实现“分段开关备投方式”和“进线备投方式”投退，当两切换把手同时投入时，两种备投均投入。

1）母分备投方式动作逻辑

正常运行时，进线1开关1DL、进线2开关2DL在合闸供电状态，分段开关3DL在热备用状态，当某一进线开关偷跳或者某段母线失压时，备自投装置检测到对应段母线失压且该进线满足无流闭锁条件后动作，以T1或T2延时跳开该条进线开关，在确定开关分闸位置后以T3延时合上分段开关3DL。此方式下备自投装置具有“跳#1主变中、低压侧开关1DL”、“跳#2主变中、低压侧开关 2DL开关”和“合分段开关3DL”的出口功能，在跳 1DL、2DL开关时要考虑同上一级备自投装置相配合，合理制定T1、T2定值。

2）线路备投方式动作逻辑

该方式主要应用于当变电站两条主供电源线路因自然灾害同时跳闸，或者一条线路停电检修另一条线路因外力损坏也跳闸时主变高压侧电源消失导致主变中低压侧母线失去电压的情况。

动作逻辑1：以Ⅰ、Ⅱ段母线电压均失压、电源进线1电流小于电流定值Idz1、电源进线2电流小于电流定值Idz2、备用电缆进线线路有压（此功能由控制字选择）作为启动条件，1DL和2DL同时都在跳闸位置作为闭锁条件，以T7延时跳开1DL，2DL。

动作逻辑 2：以备用电缆进线线路有压、进线开关1DL和2DL均在跳闸位置、两段母线均失压作为启动条件，4DL在合闸位置、1DL或2DL所在线路有流作为闭锁条件，以T8延时合4DL。

动作逻辑3：以4DL合位、Ⅰ母失压、Ⅱ母线有压为启动条件，3DL在合闸位置作为闭锁条件，以T3延时合3DL。 若3DL开关已经在合位，则不进行3DL合闸的动作逻辑3，若1DL或2DL开关只要任一个在合位，则装置均出口同时跳1DL和2DL开关。因此，对于 3DL无论是分位或合位，均不影响线路备投方式的动作逻辑1、动作逻辑2的进行。

当母分备投方式1和线路备投方式2同时投入均起作用时，该动作逻辑可根据各个断路器的位置自动适应一次系统运行方式，哪种方式的动作条件满足则该方式的动作逻辑开始延时。对于母分备投方式1其动作的必要条件为：必须一段母线有压，另一段母线失压；而线路备投方式2的必要动作条件为：必须两段母线均失压；所以，方式1和方式2可通过不同的动作条件区分不会相混淆。

3 备自投装置的闭锁(放电)逻辑

当出现以下任何一种情况时，则闭锁备自投装置，防止误动作或合闸于故障母线。

1）1DL、2DL手动分闸位置开入，则备自投装置立即放电(接入备自投总闭锁)。

2）任意一母线差动保护动作开入。

3）4DL的母线刀闸和线路刀闸位置均为分位或者4DL手车在试验位置，则闭锁备投方式2。

4）#1、#2变压器后备保护动作同时开入。

4 基于该策略的备自投装置在电网中的应用情况

4.1 装置在舟山电网220kV PL变电站的应用情况

220kV PL变电站接线方式如图 1所示，为提高220kV PL变电站的供电可靠性，降低主变110kV侧失压时，将会造成本站110kV母线及母线上所接的110kV变电站全停的风险，安装了基于该策略的备自投装置。

该备自投装置按前文所述的策略要求接入所需的各电气量和开入量，具有常规母分备自投和双母失压时合备用电源进线开关的线路备投两套独立的动作逻辑。正常方式下， #1、#2主变中压侧110kV系统分裂运行，110kV备用电源通过电网升级前的海缆进线和舟山本岛110kV系统连接，但是不与220kV PL变电站的110kV母线合环运行，此时常规母分备自投逻辑动作。在双母失压的情况下，合4DL、3DL的线路备投动作。目前，该备自投装置已经投产运行一年多的时间，经历了迎峰度夏、台风频发期和铁塔检修线路轮停等各种考验，运行状况良好，220kV PL变电站没有发生因天气等外力原因导致的全岛停电事故。

4.2 装置在单变单线变电站应用情况的分析

在电网升级改造和建设中，由于技术、资金等原因在地区终端负荷供电变电站内常存在单台变压器单条进线电源供电的情况。单变单线运行的变电站的典型接线方式如图2所示，1DL为#1主变中压侧断路器，2DL为备用线路断路器，3DL为母分（联）断路器。

图2 单变单线变电站典型接线示意图

单变单线的运行变电站，由于主变高压侧系统通常是环网运行，为避免形成电磁环网该主变的中压侧系统就不能实现两个电源点的环网运行。则在正常运行运行方式下，只能由本变电站的主变高压侧单电源供电，因此，当某种原因引起#1主变中压侧失压时，将会造成本站中压侧两段母线及母线上所接的地区变电站全停。

针对这类单变单线变电站的运行特点，为避免变电站全停事故，可以应用基于该策略的备自投装置。按照策略要求接入电压、电流等交流电气量，接入1DL跳闸回路，接入2DL、3DL合闸回路，装置可通过判别#1主变中压侧两段母线有无电压和相关断路器的分合接点来决定是否启动备自投逻辑。当判别#1主变中压侧两段母线任一母线有电，且1DL合闸位置，2DL分闸位置时，则备自投装置充电；当某种原因引起#1主变中压侧两段母线均失压时，则起动备自投装置的线路备投逻辑，经T7延时跳开1DL，经T8延时合上2DL、3DL，通过#1主变中压侧备用线路对主变中压侧母线进行供电，避免全站停电事故，可以极大地提高单变单线变电站的供电可靠性。

5 结论

海岛电网由于其自然环境的原因，电力系统主接线运行方式有其独特的特点，而继电保护和自动装置通过回路设计和软件设计均可以实现这些复杂多变的需要，但是备自投的动作逻辑必须与电网运行相适应，只有通过实践积累备自投的运行经验，并对其不断加以修正改进，才能达到并保证电网安全可靠运行的目的。本文提出的备自投动作策略除可满足海岛变电站供电可靠运行的需求外，还可应用于分期建设的单变单线供电状态下电网的可靠运行管理，具有比较广泛的应用前景。

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