影响远方备自投正确动作的原因分析及改进措施

孙瑞 王悦

摘要：以单母分段接线运行方式下的110 kV智能变电站为例，深入分析了影响远方备自投正确动作的原因，包括分布式电源接入、TWJ接点变位不及时、光纤通道异常等，并结合备自投现场实际运行情况，提出了相应的改进措施。

关键词：远方备自投;TWJ接点;光纤通道

0 引言

随着我国能源需求的日益增长和新能源技术的不断发展，以光伏、风电为代表的分布式能源的大规模接入，对电网系统的运行稳定性提出了挑战，一些特定的系统接线方式和运行方式，还影响了备自投装置的正确动作。本文结合远方备自投装置的现场应用情况，从分布式电源接入、远方备自投功能配置和动作逻辑等方面，深入分析了影响备自投装置正确动作的原因，并针对具体问题提出了相应的改进措施。

1 远方备自投装置的功能配置和动作逻辑

1.1    远方备自投装置的功能配置

备自投装置的典型动作逻辑包括分段备自投、变压器备自投、远方备自投和进线备自投。其中，远方备自投是针对手拉手结构的电网运行特点而设计的特殊备自投装置。备自投装置在确认工作电源断开后，备用电源方可投入，其动作延时应大于外部故障的最长切除时间，以防止母线电压的短暂下降。备自投备用电源出现故障、人工切除工作電源时，备自投应可靠闭锁。远方备自投主接线示意图如图1所示，图中每个变电站分别装设了一个备自投装置和实现站间远方备自投功能的远传通信装置。

1.2    远方备自投装置的动作逻辑

现以图1中变电站乙远方备自投为例，模拟其实现的动作逻辑，图1中2座110 kV智能变电站高压侧均采用单母分段接线方式，变电站乙有光伏电站接入。变电站甲正常开环运行时，将允许合闸命令经光纤通信装置传送至变电站乙。远方备自投充/放电条件、动作逻辑如下：

远方备自投充电条件：远方备自投把手和软压板均投入;对侧联络线允许合闸开入置1;I、II段母线均符合有压条件;1DL、2DL和3DL开关均处于合位;无放电条件。

远方备自投放电条件：远方备自投把手或远方备自投软压板退出;1DL、2DL或3DL开关合位消失;有闭锁开入;变电站乙的1DL开关拒跳或变电站甲的2DL开关拒合。

动作逻辑：（1）以变电站乙内I、II段母线失压、进线2有压、进线1电流小于电流定值Idz1作为启动条件，1DL跳位为闭锁条件，经延时跳开1DL开关;（2）以变电站甲通过远传装置接收到“合联络线开关”信号、II段母线有压、UL2无压作为启动条件，2DL开关在合位作为闭锁条件，经延时合2DL开关。

2 影响远方备自投正确动作的原因分析和改进措施

2.1    分布式电源接入的影响

在无分布式电源接入时，变电站乙在I段母线失压情况下满足备自投启动条件，启动备自投逻辑，经延时跳开1DL开关，并经远传装置合上变电站甲的2DL开关，恢复全站供电。但当变电站乙的I段母线上接入光伏电站时，在电源进线UL1失压后，光伏电站会与变电站乙形成一个短时孤岛向负荷供电。此时，I、II段母线上仍有电压且高于备自投检无压定值（通常整定为0.3Ue），远方备自投无法启动。如果变电站35 kV或者10 kV侧线路存在分布式电源或小火电，在进线电源发生故障后被切除时，低压侧电源会通过主变向110 kV母线反送电，从而导致备自投同样无法启动。

改进措施：（1）对于由分布式电源或小火电形成的短时孤岛供电网络，其电压频率会降低，建议此类变电站安装低频、低压解列装置，通过与远方备自投保护装置的时限配合，完成分布式电源点的切除和备自投装置的正常启动。（2）对于未安装低频、低压解列等装置的变电站，在远方备自投逻辑中配置联切功能，跳开主供电源的同时联切DG，在确定DG跳开后启动动作逻辑2。

2.2    TWJ变位不及时的影响

断路器的完整控制回路由保护装置、测控装置、操作箱、断路器机构4个部分组成，主要包括：电源监视回路，防跳回路，跳、合闸保持回路，压力闭锁回路。其中，跳闸位置监视通过合闸保持继电器负端与跳闸位置继电器（TWJ）负端短接后接入断路器合闸回路实现。断路器合闸回路中串有远方/就地把手常开接点、弹簧未储能接点、断路器辅助接点和合闸线圈。断路器跳位监视及合闸回路如图2所示。

断路器跳位监视回路中串有弹簧未储能接点BM，该常开接点需要一个较长延时（断路器储能时间一般为8～16 s）方能闭合，所以TWJ继电器的接点变位受弹簧未储能接点BM制约。假设变电站乙电源线路2发生永久性故障，则线路保护将按照跳闸—重合闸—加速跳闸的动作逻辑执行。在重合闸动作后，断路器在储能结束后才会接通跳位监视回路。考虑到备自投动作时限（躲过重合闸动作时间）整定值远小于断路器储能时间，当备自投装置接入的开关位置取自TWJ辅助触点时，无法与断路器实际位置相对应，造成备自投保护装置不能正确动作。此外，TWJ继电器发生故障或损坏、储能回路发生故障均会造成TWJ继电器无法向备自投装置提供正确的位置信号。

改进措施：备自投所接入断路器的位置均采用断路器机构辅助开关的常闭接点。为提高可靠性，可采用双接点并联接入方式，从而避免断路器变位情况受弹簧储能过程的制约，有效降低了备自投装置的拒动风险。

2.3    光纤通道异常的影响

远方备自投在变电站甲、乙两侧均配有远传通信装置，借助光纤通道实现两侧变电站合闸命令和断路器信号的传递。因此，光纤通道的特性和传输速率对于备自投功能的实现至关重要，一旦通道发生异常，两侧备自投均无法正确动作。光纤通道在传输信号过程中会因为噪声、交流电干扰等因素造成传输信号产生误码，因此，远传装置应具有实时检测光纤通道的功能。

改进措施：远方备自投保护定期检验时，除了完成保护装置功能检查和远传装置收发电平校验，还应用光功率计测试光纤通道的衰耗，及时发现光纤通道中存在的隐患。远传装置统一设置内部时钟，数据发送均采用装置的内部时钟，接收时钟从已接收数据码流中提取。

3 结语

远方备自投接线原理简单、通用性强，有效解决了“手拉手”电网结构在开环运行方式下无法保证持续供电的问题。本文针对远方备自投在应用过程中存在的问题，分析了分布式电源接入、TWJ变位不及时、远传装置光纤通道异常等对远方备自投正确动作造成的影响，结合备自投现场实际运行情况，提出了相应的技术改进措施，从而进一步保障了含备自投保护装置区域电网的安全稳定运行和供电可靠性。

收稿日期：2020-09-01

作者简介：孙瑞（1989—），男，宁夏银川人，硕士研究生，工程师，研究方向：继电保护控制、风力发电并网控制。