基于最小负荷损失的自适应备自投策略研究

陈 绩，甄 威

(1.成都电业局继电保护所，四川 成都 610021;2.四川电力科学研究院，四川 成都 610072)

0 引言

近年来，结合国家电网公司系统内大批老旧变电站的改造升级，新一代微机保护得到了广泛运用，智能化变电站技术也日趋成熟。高性能、开放的硬件平台为通过优化软件设计来完善保护功能及提升保护性能提供了良好条件。相比于硬件升级，改善软件逻辑设计具有周期短、成本低、灵活性强的显著优势。而为设备厂商改进产品提供直接依据的正是广大电力系统工程技术人员在大量的技术实践中所发现问题和找到的有益思路，而问题的解决对于作为设备用户的电网企业来说，无疑具有重要意义。

目前，作为增强电网供电可靠性的主要设备和手段之一，备用电源自动投入装置(即备自投)得到了越来越广泛的应用［1－4］。它的主要作用是在主供电源因故障或其他原因中断的情况下迅速自动投入后备电源，恢复电力供应，从而提高电网供电可靠性。文献［5－8］对备自投装置的设计、安装规范及技术标准等作了明确的要求。

针对部分变电站在扩容改造为3 台主变压器接线方式后，传统备自投存在的逻辑缺陷，提出了采用暂态过程自适应逻辑与分段自投加速逻辑相结合的新型备自投方案。该方案只需对现有分段备自投装置程序进行升级，在基本不对二次回路进行改动的情况下，即能适应目前大多数变电站扩容改造后新的主接线方式，提高终端负荷变电站的供电可靠性。

1 经典备自投动作逻辑和局限性

1.1 经典备自投逻动作逻辑

经典备自投动作逻辑主要有进线备自投与分段(桥)备自投方式［9］，以及近年来逐渐开始提出和应用的负荷均分备自投方式［10］，以图1 所示的某变电站主接线图为例，动作逻辑见表1。

表1 经典备自投动作逻辑

图1 变电站典型接线

1.2 局限性

文献［11－15］对多种技术条件和运行方式下的备自投逻辑作了较深入的研究，但主要是针对2台主变压器或单主变压器运行、双母线接线、扩大内桥等常见运行方式下备自投逻辑的探讨［11－13］，或者是对网络化、智能化等新技术条件下备自投装置设计、应用中一般性问题的讨论［14－15］。到目前为止，针对多台主变压器运行方式下备自投逻辑的研究也多止于以2 台主变压器为基础进行有限扩充，灵活性受到很大限制。对多台主变压器非常规接线方式下的备自投动作研究，更是鲜有涉及。

目前，成都地区大部分双台主变压器配置的110 kV 负荷变电站通常采用表1 所示的备自投运行方式。考虑到将来负荷增长后扩容，它们中的大部分又是按照3 台主变压器配置的远期规划设计的。在扩建第3 台主变压器时，除图1 虚线部分所示的主接线方式外，还根据主变压器容量和网架情况采取其他的一些主接线方式。比如2011年完成增容改造后的成都110 kV 板桥变电站就采用了如图2 所示的主接线，采用类似主接线方式的还有成都官渡、洪河等变电站。

图2 110 kV 板桥变电站主接线

在新的主接线方式下，若以“1”表示开关合位，“0”表示开关分位，该变电站常用的3种运行方式及不同的故障后各开关的动作情况如表2、表3 和表4 所示。

1.2.1 运行方式1

若该站以方式1 运行，当发生不同类型故障时，常规备自投逻辑均可以正确动作，不会损失负荷。具体动作情况见表2。

表2 板桥站运行方式1

表3 板桥站运行方式2

表4 板桥站运行方式3

1.2.2 运行方式2

若该站以方式2 运行，在顺板线发生故障时，线路保护动作将156、157 开关跳开，全站失压，此时，35 kV 备自投将因两段母线失压而放电，在110 kV进线备自投动作，合上155 开关后，110 kVⅠ、Ⅱ母，35 kV Ⅰ母，10 kVⅠ、Ⅱ母均恢复供电，而35 kV Ⅲ母却因35 kV 备自投提前放电而无法恢复。

同一运行方式下，若2 号主变压器发生区内故障，2 号主变压器保护动作跳开156、130、902 开关后，110 kV 进线备自投动作合上155 开关，110 kVⅠ母、35 kV Ⅰ母和10 kVⅠ母均恢复供电，而10 kVⅡ母也将因10kV 备自投提前放电而无法恢复。具体动作情况见表3(无法正确恢复的动作逻辑在表3中以黑框标示)。

1.2.3 运行方式3

若该站以方式3 运行，在157 线路发生故障时，会出现35 kV 分段备自投动作跳开303 开关后，10 kV Ⅲ母无法恢复的问题，因该段母线上均为电容器出线，为防止非同期合闸导致电容器组过电压损坏，故不可再恢复。

同一运行方式下，若1 号主变压器发生区内故障，1 号主变压器保护动作跳开155、130、301、901开关后，110 kV 进线备自投动作合上156 开关，35 kV 备自投动作合上330 开关，110 kVⅡ母、35 kV Ⅰ母和10 kVⅡ母均恢复供电，10 kVⅠ母却因10 kV备自投提前放电而无法恢复。具体动作情况见表4(无法正确恢复的动作逻辑在表4 中以黑框标示)。

由此可见，在新的主接线方式下，传统备自投动作逻辑存在明显缺陷。

2 基本思路

根据前面分析可知，导致损失负荷的主要原因是传统的分段备自投逻辑里，没有考虑全站失压后，在部分无故障设备自动恢复供电的暂态过程中，相关电气量条件的变化。如果在设计备自投逻辑时，不仅考虑与相关设备的配合关系，还将中间暂态过程也考虑进去，改瞬时放电为延时放电，若在整定的延时时长内，备自投装置感受到暂态过程电气量变化满足设定前提，则继续执行备自投逻辑。由此可实现全站无故障设备的全部自动恢复供电。

另外，由于中间暂态过程是多个继电保护及自动化设备动作时间的顺序叠加，若自适应备自投仍按整定的分段备投逻辑时间动作，则将使用户掉电的时间延长，可能造成更大的损失，故考虑在自适应备自投中插入分段加速动作逻辑，以提高系统的快速恢复供电能力。

3 带加速的新型自适应备自投动作逻辑设计

带分段加速功能的暂态自适应备自投动作逻辑见图3。虚线外部分为常规分段备自投逻辑，虚线内部分即所提出并新增的逻辑框图。

图3 以10 kV 分段备自投及对应开关编号为例进行说明。对35 kV 分段备自投，对应替换相应开关及母线编号即可。

在所设计的备自投动作逻辑下，对于图2 所示的接线方式，若以前述方式2 运行，顺板线线路上发生故障，线路保护动作将156、157 开关跳开，全站失去主供电源。此时，35 kV 两段母线失压，301、303 开关无电流，35 kV 备自投装置进入虚线部分逻辑:35 kV 备自投改瞬时放电为延时放电(延时时长可整定，但需大于110 kV 备自投动作时间定值)，当110 kV 进线备自投动作合上155 开关后，110 kVⅠ、Ⅱ母，35 kV I 母，10 kVⅠ、Ⅱ母均恢复供电，此时，35 kV 自适应备自投感受到Ⅰ母电压恢复，同时确认303 开关无电流后，不带延时加速动作，跳开303 开关，合上330 开关，全站无故障设备全部恢复供电。

同一运行方式下，若2 号主变压器发生区内故障，主变压器保护动作跳开2 号主变压器各侧开关后，110 kV 进线备自投动作合上155 开关，110 kVⅠ母、35 kV Ⅰ母和10 kVⅠ母均恢复供电，10 kV 自适应备自投延时放电过程中感受到10 kVⅠ母电压恢复，同时902 开关无电流后，加速动作，跟跳一次902 开关，合上930 开关，全站无故障设备全部恢复供电。

若该站以方式3 运行，在1 号主变压器发生区内故障时，主变压器保护动作跳开1 号主变压器各侧开关后，全站失压。110 kV 进线备自投延时动作合上156 开关，35 kV 备自投动作合上330 开关，110 kV Ⅱ母，35 kVⅠ母，10 kVⅡ母均恢复供电，10 kV 自适应备自投延时放电过程中感受到10 kVⅡ母电压恢复，同时901 开关无电流后，加速动作，跟跳一次901 开关，合上930 开关，全站无故障设备全部恢复供电。

由此可见，所提出的暂态自适应备自投逻辑下，前述3种因传统备自投拒动而导致损失负荷的情况全部得以解决。

值得一提的是，考虑到绝大多数情况下，两母同时失压都是由于高一级的电源故障引起，比如前面所提到的因主供线路故障或主变压器故障跳进线等，中低压侧备自投动作不会对系统造成二次冲击。故针对中低压侧两段母线同时失压的情况，特别设计了经压板控制的短延时合分段开关逻辑。在此逻辑下，若中低压侧自适应备自投感受到两段母线同时失压，可经短延时无选择性的合上分段开关，在高压侧进线备自投动作后，全站无故障部分即可全部恢复供电，整个过程动作时间将再次被缩短。至于是否投此功能，可由调度部门根据变电站的主接线方式、负荷类型、电网潮流情况以及系统稳定性等因素综合考虑后下达。

图3 带加速的新型自适应备自投动作逻辑框图

4 模拟量及开关量入口

带加速的新型自适应备自投需采集的模拟量见表5，开关量见表6。表5 中TW、HH 分别表示断路器操作板跳位开关量和合后开关量。

表5 自适应备自投模拟量采集列表

表6 自适应备自投开关量采集列表

5 自适应备自投与继电保护的配合

5.1 概述

为保证所述自适应备自投正确动作，避免因备自投误动造成故障对系统的二次冲击，就需要对自适应备自投与继电保护的配合问题进行分析。

5.2 闭锁逻辑

5.2.1 自适应备自投与线路保护的配合

因线路故障，故障点不在站内，备自投动作不可能对故障线路进行二次冲击，故线路保护动作均不闭锁备自投。

5.2.2 自适应备自投与主变压器保护的配合

主变压器保护闭锁备自投逻辑比较复杂，需要考虑的因素较多。

目前，成都地区的110 kV 主变压器保护典型配置见表7。以10 kV 自适应备自投为例进行说明如下。

10 kV 母线分列运行，造成10 kVⅠ母失压且901 开关无电流的情况有以下几种。

1)故障发生在10 kVⅠ段母线上，1 号主变压器低后备保护动作跳开901 开关后导致母线失压。这种情况下10 kV 自适应备自投不应动作，否则将合闸于故障母线。

2)故障发生在1 号主变压器差动范围内或变压器油箱内，由差动保护动作或非电量保护动作全切主变压器三侧后导致10 kVⅠ段母线失压。这种情况下10 kV 自适应备自投应该动作。

3)故障点发生在10 kV 母线上而低后备保护拒动后，越级至高后备保护动作导致10 kVⅠ母失压。这种情况下10 kV 自适应分段备自投不应动作，否则将合闸于故障母线。

4)故障点发生在主变压器差动范围内而差动保护拒动，高后备保护动作导致10 kVⅠ母失压。这种情况下10 kV 分段备自投应该动作。

对10 kV Ⅱ母失压且902 开关无电流的情况分析类似。

在10 kV 母线分列运行，造成10 kVⅠ、Ⅱ母同时失压且901、902 开关无电流的情况有以下几种。

表3 所列运行方式下，1B 区内故障和表4 所列运行方式下2B 区内故障的情况，在这两种情况下，母线本身并无故障，自适应备自投动作于恢复10 kV 母线供电。因此，双母同时失压时，均不能闭锁自适应备自投动作。

综上所述，主变压器中低压侧后备保护动作应该闭锁相应的自适应备自投，且闭锁接点应采用导致备自投误动的段别，即复压过流2 段;主变压器差动和非电量保护动作不应闭锁自适应备自投。至于主变压器高后备动作是否闭锁自适应备自投，如果从保证供电可靠性的角度出发，应选择不闭锁分段备自投;如果从防止合闸于故障，减少对系统二次冲击的角度出发，应选择闭锁分段备自投。因此，高后备是否闭锁自适应备自投，各有利弊。综合分析各种故障的可能性，通常来讲，高后备动作闭锁自适应备自投是弊大于利。因此高后备闭锁自适应备自投的出口回路应通过压板控制，投退与否由调度单位继电保护归口管理部门根据实际需要综合考虑后下达。

表7 110 kV 主变压器保护典型配置

6 结语

针对变电站扩容改造为多台主变压器接线方式后，传统备自投动作逻辑不能正确动作所带来的供电可靠性降低问题，提出了采用暂态过程自适应逻辑与分段自投加速逻辑相结合的新型备自投方案，同时设计了经压板控制的无延时合分段开关逻辑。所提出的方案只需要对现有备自投动作逻辑进行程序升级，在基本不对二次回路进行改动的情况下，即能适应目前大多数变电站扩容改造后新的主接线方式，全面提高供电灵活性和可靠性。

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