单母分段接线备自投动作方案分析及优化

陆　琳

( 国网镇江供电公司，江苏 镇江 212001)

0　引言

110 kV终端变电站典型接线方式有内桥接线、扩大内桥接线、外桥接线以及单母线分段接线等。随着电力系统供电可靠性要求的不断提高，备用电源自动投入装置(以下简称备自投装置)已普遍应用于110 kV及以下各类终端变电站，作为电源失电后迅速投入备用电源供电的有效手段[1-4]。目前，镇江地区110 kV变电站主要接线方式为内桥、扩大内桥、单母线分段及线变组方式。近年来新上的110 kV变电站均为单母线分段接线，与内桥接线虽然在运行方式上极为相似，但由于继电保护配置及保护范围等方面不同，备自投动作逻辑也存在差别[5-7]。

本文分析了备自投装置在单母分段接线变电站中存在的问题，并对分段开关死区故障时备自投各类动作及闭锁情况进行研究，提出不同运行方式下死区故障备自投判断逻辑及动作策略，在保证安全的基础上最大限度优化现有的单母线分段备自投逻辑，提高供电可靠性。

1　单母线分段接线方式母线故障闭锁备自投分析

单母分段接线方式常用于110 kV终端变电站。与内桥接线变电站备自投运行方式类似，分为进线备投方式与桥备投方式。当母线故障时，由于内桥接线母线在主变差动范围以内，因此可由主变差动保护动作切除故障并闭锁备自投[8]；而对于单母分段变电站，一般不配置独立母线保护，由于主变差动范围不包括母线，因此母线故障时，只能通过上级变电站110 kV出线保护切除故障[9]。

如图1所示，7A2进线供1、2号主变运行，898开关热备用。当7A2线路故障，对侧220 kV变电站的110 kV出线7A2开关跳开，切除故障。终端变电站备自投检7A2线路无压无流，备用电源898线路有压且无外部闭锁信号后，延时5 s跳开7A2开关，延时1 s后合上898开关，恢复供电。

图1　单母分段接线Fig.1　Sectionalized single-bus configuration

当110 kVⅠ段母线故障时，由7A2线路电源侧距离保护Ⅱ段动作切除故障，延时5 s后所内备自投动作跳开7A2开关，合上898开关，再次送电至故障点造成二次冲击，导致1、2号主变及所供负荷失电。因此110 kV进线开关有必要装设带方向的线路保护[10-14](保护由三段相间距离保护、三段接地距离保护、四段零序电流方向保护和三相一次重合闸组成)，方向指向母线，当110 kV线路故障时不动作，当110 kV母线故障时动作并开入备自投装置，闭锁备自投。带闭锁的单母线分段备自投逻辑如图2、图3所示。当系统为一线供两变方式(图2)或两线供两变方式(图3)时，除了满足主供电源无压无流、备用电源有压、备自投充电正常等条件外，增加主供进线保护动作开入量，作为母线故障闭锁备自投条件。

图2　带闭锁的单母线分段备自投逻辑(进线备投)Fig.2　Logic of sectionalized single-bus automatic switchover with locking function (incoming line)

图3　带闭锁的单母线分段备自投逻辑(桥备投)Fig.3　Logic of sectionalized single-bus automatic switchover with locking function (bridge)

2　提高供电可靠性的单母线分段备自投动作方案分析

2.1　判断故障母线提高供电可靠性

一线两变运行方式时，如图4所示，7A2进线供1、2号主变运行，898开关热备用，作为备用电源。当110 kVⅠ段母线a点发生永久性故障后，7A2线路对侧开关距离保护动作，跳开电源侧开关，2 s后重合闸动作，重合不成，再次跳开电源侧开关，7A2线路失电。由于故障点在母线，故障电流流经7A2开关流变，故110 kV变电站的7A2开关判断出故障电流由线路流向母线，保护动作闭锁备自投，造成1、2号主变失电。

图4　单母分段接线Fig.4　Diagram of sectionalized single-bus

由于故障点在Ⅰ段母线上，Ⅱ段母线并无故障点，因此如果备自投装置能识别出故障母线，便可通过跳开分段700开关，延时合上898备用电源开关，隔离故障点后恢复对2号主变供电。低压侧负荷在主变容量允许的情况下可通过低压备自投动作全部恢复供电，从而有效减少了停电设备，提高供电可靠性[15-16]。

898进线供1、2号主变运行，7A2开关热备用运行方式下的分析同上。

2.2　过流及电流突变量判据

如图4的运行方式，若110 kVⅠ段母线故障，则分段700流变中不会流过故障电流，若110 kVⅡ段母线故障，则分段700流变将会流过很大的故障电流，因此可以通过分段开关流变电流状态量来判断哪一段母线发生故障。具体手段为采用过电流或电流突变量判据分析判断，硬件可借助备自投装置原有的分段保护实现。

过电流判据：当110 kVⅠ段母线故障时，分段流变流过的电流几乎为0，当Ⅱ段母线故障时，分段流变流过的电流比负荷电流大得多，通过整定分段流变过流定值大于最大负荷电流，从而确定哪段母线发生故障。

电流突变量判据：当110 kVⅠ段母线故障时，分段流变电流突变量为正常情况时2号主变所供负荷，而Ⅱ段母线故障时，电流突变量为故障电流突变量，因此可通过突变量变化来判断哪段母线故障。

3　死区故障时的解决方案

3.1　死区故障备自投动作分析

所谓死区，即指连接分段开关与流变之间的小段母线。因分段开关将Ⅰ、Ⅱ段母线进行了物理性分割，而判别流过分段开关电流的分段流变则装设在靠近开关的某侧，所以分段流变有无电流或电流的突变并不能完全区分故障点在哪段母线。

如图5所示，7A2线供1、2号主变运行，898开关热备用方式。当永久性故障发生在分段开关700与流变CT1之间的b点时(图5中I区)，CT1流过故障电流，分段开关流变电流状态量判断为Ⅱ段母线故障(实际为Ⅰ段母线侧)，闭锁备自投。

图5　死区故障示意图Fig.5　Schematic diagram of dead-zone fault

898线供1、2号主变运行，7A2开关热备用方式。当永久性故障发生在图5中I区，CT1未流过故障电流，备自投判断为Ⅱ段母线故障，跳开分段700开关，延时合进线7A2开关，对故障点造成了二次冲击，1、2号主变失电。由于分段700开关跳开后，故障点并未被隔离，因此分段开关与流变之间的区域为备自投动作判断的死区。在一线供两变方式下，备自投故障母线选择时需进行死区判别。

当7A2线、898线分别供1、2号主变运行，分段700开关热备用时，故障发生在死区I区间，分段开关流变CT1流经故障电流，故障发生在H、J区间时，CT1无故障电流流过。无论故障点在哪个区间，只要进线保护动作均闭锁备自投，防止分段开关合于故障点造成二次冲击。

3.2　解决方案

3.2.1增加一组分段流变

(1) 实现方式分析。通过不同位置故障时两组流变流过电流情况进行逻辑判断。

如图6所示，在分段700开关Ⅱ段母线侧增加一组流变CT2，将110 kV母线及分段设备分为4个区域。分别为：

H：110 kVⅠ段母线(包括与母线相连的刀闸及母线设备)至分段700开关CT1流变；

I：110 kV分段700开关Ⅰ段母线侧CT1流变至700开关；

J：110 kV分段700开关至110 kVⅡ段母线侧CT2流变；

K：110 kVⅡ段母线(包括与母线相连的刀闸及母线设备)至分段700开关CT2流变。

图6　增加一组流变进行逻辑判断示意图Fig.6　Schematic diagram of adding a set of current transformer for logical decision

以7A2进线供1、2号主变运行，898开关热备用运行方式为例进行逻辑判断分析。

① 故障点在H区间时，CT1、CT2均未流过故障电流，可以判断为110 kVⅠ段母线故障，备自投跳开分段700开关，延时合898开关，恢复2号主变供电，低压侧备自投延时动作，恢复低压侧全部负荷；

② 故障点在K区间时，CT1、CT2均流过故障电流，可以判断为110 kVⅡ段母线故障，闭锁备自投；

③ 故障点在I区间时，CT1流过故障电流，CT2中无负荷电流，判断故障点在CT1与CT2之间。跳开分段700开关，CT1仍然流过故障电流，可判断故障点在区间I ，确认分段开关跳开后合上898开关，恢复2号主变供电，低压侧备自投延时动作，恢复低压侧全部负荷；

④ 故障点在J区间时，CT1流过故障电流，CT2中无负荷电流，判断故障点在CT1与CT2之间。跳开分段700开关，CT1无故障电流，可判断故障点在区间J，闭锁备自投。

判断逻辑如图7所示。

图7　逻辑判断流程Fig.7　Flowchart of logical decision

898进线供1、2号主变运行，7A2开关热备用运行方式与上述运行方式均属于进线备自投方式，分析方法类似，这里不再赘述。

对于7A2、898线分别供1、2号主变运行的桥备自投方式，无论故障点在H、K区间还是I、J区间，只要线路保护动作，均应闭锁备自投，避免再次送电至故障点，因此无需进行CT1、CT2故障区间选择。

三类运行方式下备自投动作逻辑分析如表1所示。

表1三类运行方式下备自投动作逻辑分析
Tab.1Analysis table of action logic for automatic switchover on three types of operation mode

系统运行方式故障点在H区故障点在I区故障点在J区故障点在K区7A2、898线分别供1、2号主变运行，700开关热备用(桥备投方式)7A2开关保护动作→闭锁备自投7A2开关保护动作→闭锁备自投898开关保护动作→闭锁备自投898开关保护动作→闭锁备自投7A2线供1、2号主变运行，898开关热备用(进线备投方式1)7A2开关保护动作→！CT1&！CT2=1→700开关分→延时合898开关→低压侧备自投动作，恢复供电7A2开关保护动作→CT1＾CT2=1→跳开分段700开关→CT1=1，CT2=0→确认700开关确已跳开→延时合898开关→低压侧备自投动作，恢复供电7A2开关保护动作→CT1＾CT2=1→跳开分段700开关→CT1=0，CT2=0→闭锁备自投7A2开关保护动作→CT1&CT2=1→闭锁备自投898线供1、2号主变运行，7A2开关热备用(进线备投方式2)898开关保护动作→CT1&CT2=1→闭锁备自投898开关保护动作→CT1＾CT2=1→跳开分段700开关→CT1=0，CT2=0→闭锁备自投898开关保护动作→CT1＾CT2=1→跳开分段700开关→CT1=0，CT2=1→确认700开关确已跳开→延时合7A2开关→低压侧备自投动作，恢复供电898开关保护动作→！CT1&！CT2=1→700开关分→延时合7A2开关→低压侧备自投动作，恢复供电注：CT1、CT2流过故障电流，CT1=1，CT2=1；CT1、CT2未流过故障电流，CT1=0，CT2=0

装设一组分段开关流变的方式可以很好的解决线备投方式时死区故障备自投可靠隔离故障点并迅速恢复供电的问题，提高了供电恢复速度。但一定程度增加了一次设备采购安装费用及二次接线的复杂性。

(2) 经济效益分析。上述方案虽然增加了变电站建设投资及二次接线复杂性，但能有效判断死区故障，结合分段开关电流状态量判据，能迅速恢复供电。

以图6中某110 kV变电站为例，1号、2号主变容量均为50 000 kV·A，主变负载率为40%，功率因数为0.92，平均销售电价为每千瓦时0.66 元。在一线供两变方式下，母线故障时有50%的概率隔离故障点后继续供电。按故障处理恢复送电3 h计算，则恢复单台主变负荷经济效益计算如下：

Y=SηtMcosφ

(1)

式中：Y为经济效益(元)；S为主变容量(kV·A)；cosφ为功率因数；η为主变负载率；t为跳闸至恢复送电时间(h)；M为平均销售电价(元)。

上述方案能够恢复1号、2号主变所供全部负荷，总经济效益为：

Y′=Y1+Y2

(2)

式中：Y′为总经济效益(元)；Y1、Y2分别为1号、2号主变恢复供电经济效益(元)。将数据带入公式(1)和(2)，可计算得Y′为72 864元。

此计算结果仅表示迅速恢复供电所减少的失去电量经济值，其迅速恢复供电所带来的对工业生产及居民生活带来的潜在效益远不止计算值，而110 kV流变每只价格约3万元，增加一组流变成本仅需不到10万元，从以上的粗略估计可以看出对一次停电的迅速恢复所带来的经济效益和社会效益远大于设备的初期投入。

3.2.2加装110 kV分段式母差保护

采用母差保护可靠闭锁备自投装置[17]。如图5所示，7A2、898线分别供1、2号变运行，分段700开关热备用，Ⅰ、Ⅱ段母线分裂运行，分段流变CT1已被封闭，无论故障点在Ⅰ母、Ⅱ母还是死区，大差保护及相应的小差保护均能动作跳开与故障母线相连的开关，同时差动出口继电器开入闭锁备自投。

7A2线供1、2号变运行，898开关热备用，当故障点b在死区内时，大差动作，同时Ⅱ母小差动作，跳开分段700、2号主变702开关，延时50 ms后封锁分段流变CT1，Ⅰ母小差动作，跳开7A2及1号主变701开关，闭锁备自投，1、2号主变同时失电。

可见，在一线供两变方式下，母差保护并不能有效隔离死区故障，恢复正常设备供电。

对于110 kV单母分段变电站110 kV部分既有进线又有出线的情况，虽然增加了变电站设备投资及维护费用，但当110 kV出线或变电站主变高压侧故障时，不会误动闭锁备自投，使保护闭锁备自投的配合性能达到最佳。

4　结语

本文针对单母线分段接线方式下母线故障提出了备自投动作优化方案，重点针对死区故障，提出了增加一组流变进行故障区域选择，并进行判断逻辑分析，在保证有效隔离故障点的前提下，进一步提高了供电可靠性。

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