基于实时信息的区域备自投装置自动投退控制系统研究

（国网浙江省电力有限公司温州供电公司，浙江 温州 325000）

0 引言

我国地市级电网多数为“闭环设计，开环运行”，下游呈辐射状，大部分变电站内装设备用电源自动投退装置（以下简称“备自投装置”）。当电网故障导致母线停电时，备自投装置发出动作指令，切除故障电源、合上备用电源，从而提高供电可靠性。

备自投装置原理简单，可以有效地提高供电可靠性，在发电厂、变电站和配电网系统中得到广泛应用，为我国电力事业安全稳定做出巨大贡献[1-2]。

但随着电网的发展，现有备自投装置逐渐暴露出一些问题，若不加以重视，可能对电网安全运行造成一定的隐患。如备自投装置无法实现多源数据综合分析，动作指令无法结合输变电设备和上级电网负载情况；备自投装置采用人工现场操作，操作时占用较多资源、存在安全隐患等[3-4]。

上述问题引起了国内外很多学者的重视，取得了一定的成绩。但相关成果大多集中在备自投装置更新、升级的角度，需要更换备自投装置才能实现，成本较高。本文提出一种基于实时信息的区域备自投装置投退控制系统，该系统利用地区电网现有设备，实现上下级电网潮流信息多源联动分析，自动生成备自投装置投退指令，可以有效地提升备自投装置的运行效率。

1 现阶段备自投装置存在的问题

现阶段地市级电网备自投装置操作采用人工现场投退压板的方式，投退策略由运方部门根据历史数据和经验估算得出，动作策略相对单一，存在一些问题：

为防止故障后输电线路和主变过载，部分重载变电站备自投装置处于信号状态（即备自投装置退出）。但输电线路、主变所承载的负荷并非一直维持在较高水平，受环境、时间等因素的影响，负载会在一定范围内波动。若在负载较轻时段发生故障，由于备自投装置处信号状态，备用电源无法自动投入[5]，会造成单侧电源故障断开，用户暂时性失电。

为保证供电可靠性，大部分轻载变电站备自投装置处跳闸状态（即备自投装置投入）。在特殊情况下（如温度突变、下级电网转供等），轻载变电站输电线路、主变负荷也有可能达到较高水平。若在负载较重时段发生故障，由于备自投装置处跳闸状态，故障侧电源断开，备用电源自动投入，此时备用电源端输电线路、主变潮流越限[6]，若不及时处置，将会造成事故扩大，用户大范围失电。

此外备自投装置投退作业往往伴随电网大规模操作，如上级电网主变或母线停役、地区电网运行方式调整等，工作量较大；且备自投装置软压板投退需要运维人员到现场操作，有些站所之间距离较远，路程耗时过长。

依靠有限的人工对备自投装置进行投退作业，一方面增加了误、漏操作的隐患；另一方面增加了操作时长，影响了供电可靠性，精益化管理水平有待提升。

2 控制系统工作原理

2.1 设计思路

基于实时信息的区域备自投装置自动投退控制系统总体思路为：采用区域控制模式代替传统就地控制策略，采用实时信息代替历史数据作为装置投退策略，采用集中自动控制模式代替人工现场分布式作业。

系统设计充分利用目前电力系统测控装置、EMS（能量管理系统）、备自投装置，在数据库中建立相应厂站备自投模型。电源侧故障、保护动作后，同步更新串行上级电网和并行同级电网信息，并结合本站遥测、遥信数据和备自投装置状态，通过运算控制器对多源数据进行整合运算，得出最优备自投控制策略；将运算策略结合数据库中厂站备自投模型进行校验（是否满足充电条件、动作条件、闭锁条件等），最终给出投退策略。其设计思路如图1 所示。

图1 自动投退控制系统设计思路

2.2 系统框架

基于实时信息的区域备自投装置自动投退系统在设计上借鉴了AVC（自动电压控制）系统的设计思想，采取分层分布的原则来配置整个备自投控制系统，以调控中心为区域控制主站；在硬件上利用了现有的SCADA（调度数据采集与监控）系统设备，通过安装相应程序实现备自投自动投退控制，其系统框架如图2 所示。

图2 控制系统整体框架

（1）变电站测控装置采集主变、线路的负荷情况和备自投状态及压板情况，发挥数据采集器的作用；同时能执行投切系统下发的指令，对备自投装置进行投退。

（2）变电站远动装置完成调度SCADA 系统与变电站测控装置间的信息传输和交换。

（3）系统运算控制器安装在AVC 系统从机上，不影响AVC 系统主机上的自动电压控制功能。一旦AVC 系统主机故障，从机将停用备自投控制系统，运行AVC 应用；而AVC 系统从机故障同样停用备自投控制系统。

（4）数据存储器中存储各站所备自投模型、数据采集器实时数据，实时计算备自投控制策略，电源侧失电时，运算控制器对上级电网和同级电网数据进行运算，得出最佳策略。

（5）基于实时信息的区域备自投装置自动投退控制系统与调度SCADA 系统通过规定的接口程序进行数据和指令交互。备自投压板投切指令与告警信息由运算控制器发送至SCADA 系统，再由SCADA 系统进一步传递指令并进行告警信息的推送。

2.3 单一故障情况下控制策略

从电源角度划分，地市级电网可分为上级不同电源供电和上级同电源供电[7]，发生单一故障时其控制策略也有所不同。

2.3.1 上级不同电源供电

如图3 所示，同级电网有α 个电源，各节点之间电流为it，视在功率为St；上级电网电源侧额定电流为INA，额定视在功率为SNA；发生故障时，故障侧电流为Δi，额定视在功率为ΔS，故障侧对应电源节点为j，该节点对应额定电流为IjNA，额定视在功率为SjNA。

图3 上级不同电源供电变电站

上级电源侧不同电源供电，投退策略应综合分析上级电网承载能力、本级电网设备负载水平，转化为投退策略公式为：

式中：K1为上级电源侧裕度系数，取值范围为0.94～0.96；K2为本级电网侧裕度系数，取值范围为0.95～0.98。若同时满足公式（1）—（4），则备自投装置投入，发送动作指令；反之，备自投装置退出。

2.3.2 上级同电源供电

图4 为上级同电源供电变电站，此时备自投装置动作，上级电源负载不变，因此备自投装置投退策略为：

式中：K3为本级电网侧裕度系数，取值在0.96～0.98。若同时满足公式（5）—（6），则备自投装置投入，发送动作指令；反之，备自投装置退出[8-9]。

图4 上级同电源供电变电站

2.4 多源故障情况下控制策略

式（1）—（6）仅是单一故障情况下最基本的备自投装置投退策略，实际工作中，电网运行方式远比模型复杂，故障种类也存在较大差异，为了尽可能得出最优备自投装置投退策略，需要在实际应用中将公式灵活组合使用，必要时还需要对公式进行补充完善。

如图5 所示，变电站A 为一线带一变运行方式，其中1 号主变侧对应单接线，2 号主变侧对应T 接线，上级电源为同电源，单一故障适用公式（5）—（6）；变电站B 为一线带一变运行方式，其中1 号主变侧对应T 接线、2 号主变侧对应单接线，上级电源为非同源，单一故障适用公式（1）—（4）；变电站C 为一线带两变运行方式，上级电源为同电源适用公式（5）—（6）。

当变电站同时发生多起故障，若故障均引起备自投装置动作，且备自投动作后受影响的上级电源是几个相对独立的电源，则称之为“非相关性”故障，如线路l1和线路l11同时故障；反之称之为“相关性”故障[9-12]。

对于“非相关性”故障，只需要对各变电站套用式（1）—（6）即可，依据计算结果得出相应的备自投动作策略。

对于“相关性”故障，如线路l1和线路l7同时发生故障，此时有可能出现单独对变电站A 套用式（5）—（6），单独对变电站B 套用式（1）—（4）均能满足动作条件；但变电站A，B 备自投同时动作，可能会发生线路l4或2 号主变设备超载情况。

因此，对于“相关性”电网故障还应增加判定条件：

式中：INA为上级电网电源侧额定电流；SNA为上级电源额定视在功率；Δij为发生故障时的故障侧电流；ΔSj为故障侧额定视在功率；ImNA为故障后输送线路额定电流；SmNA为输送线路额定视在功率；K5为上级电源侧裕度系数，取值在0.94～0.96；K6为本级电网侧裕度系数，取值在0.95～0.98。若同时满足式（7）—（10），则备自投装置投入，发送动作指令。

若备自投动作判定条件满足式（1）—（6），却又不完全满足式（7）—（10），则说明电网不满足所有备自投动作条件。此时为了满足电网整体安全、稳定运行，部分变电站备自投装置退出。

考虑到电网故障时应尽量减少负荷损失和上级电网故障可通过下级电网转供恢复送电[13-16]，所以应优先将潮流较大的站所备自投装置投入。

筛选出“最优”备自投动作策略后，对运行方式改变后的系统重复进行式（1）—（11）筛选，实现备自投装置分级自动投退，图6 为“关联性”故障时备自投装置动作逻辑。

3 控制系统应用测试

3.1 测试情况

基于实时信息的区域备自投装置自动投切控制系统理论趋于完善、技术逐渐成熟，目前在温州地区电网3 所变电站已完成部署，处于仿真测试阶段。

图5 多源情况下电网接线示意

图6 “关联性”故障时备自投装置动作逻辑

测试时间为2019 年7 月15 日—11 月1 日。期间针对3 所仿真变，运行部门给出备自投装置投退意见：7 月15 日—10 月7 日，仿真变备自投装置退出使用；10 月8 日—11 月1 日，仿真变备自投装置投入使用。温州电力调控中心将时域化区域备自投装置自动投退控制系统应用到仿真变进行测试，测试结果如表1、表2 所示。

表1 7 月15 日—10 月7 日仿真变备自投应用情况

表2 10 月8 日—11 月1 日仿真变备自投应用情况

由表1 可知，迎峰度夏高负荷水平下，相对于运行部门要求备自投装置全部退出（即备自投装置使用率为0）的策略要求，应用时域化区域备自投装置自动投退控制系统后备自投装置提高32.74%的投入使用率；由表2 可知，正常负荷水平下，相对于运行部门要求备自投装置全部投入（即备自投装置使用率为100%）的策略要求，应用时域化区域备自投装置自动投退控制系统后，备自投装置减少9.15%的投入使用率，有效地提高了备自投装置动作的准确性，为提高供电可靠性发挥重大作用。

以仿真变1 某次突发事故为例。如图7 所示，仿真变1 上级同电源，事故发生前处一线带一变运行方式。2019 年9 月1 日处于迎峰度夏阶段，正常情况下电网负载处于较高水平。但由于温州地区工厂习惯每月1 日放假，加上9 月1 日恰巧为周末，当日仿真变1 处于轻载运行模式。当日14:16，进线A 发生不明故障，电源侧重合不成功，故障前进线A 负荷为16 MW。经备自投装置验算，满足式（5）—（6），备自投装置动作，切除进线A 开关，合上110 kV 桥开关，短时间内实现了用户恢复送电，提高了电网供电可靠性。

图7 仿真变1 接线方式

3.2 控制系统优势

通过仿真测试发现，相较于传统的备自投装置，基于实时信息的区域备自投装置自动投退控制系统能更好地适应当代电力系统要求，具体体现在：

系统工作于调控端，相较于现场投退模式，节约了人工现场操作成本、安全隐患和操作时间；且相对于分布式系统，节约了维护成本和投入。

传统备自投装置动作逻辑相对单一，存在“误动”“拒动”情况，基于实时信息的区域备自投自动投退控制系统合理设计投退逻辑、建造备自投动作模型，有效的提高了备自投装置动作的准确性，且实现简单、可移植性强，易于推广。

此外，控制系统设计基于地市级电网原有的电力系统构架，利用现有的测控装置、备自投装置，只需对运算控制器、数据存储设备等硬件进行投资，装置简单，投资较少。

4 结论

针对现有备自投装置无法实现多源数据分析的问题，本文提出了基于实时信息的区域备自投装置自动投切控制系统，利用现有设备，实现了备自投管理方式从原有粗放的统一投退，提升至更为精细的自适应投切，提高了供电可靠性和电网安全管理水平，加强了地区电网的稳定性。通过仿真测试验证了研究内容的可行性和实用性，证明控制系统可以有效提高备自投装置动作的准确性。控制系统逻辑简单、成本较低、维护简便、可移植性强，具有较高的推广性。