基于主配网智能联动的故障全停全转方案研究与应用

陈根奇，黄振华，王少春，杨 炀

(国网浙江绍兴电力公司，浙江 绍兴 312000)

随着地方经济与城乡建设高速发展，电网（文献[1][2]对智能电网发展作了详细介绍）风险呈现日益增长态势。10 kV及以上主网设备故障、10 kV配网线路故障越级及雷击、台风、山火等自然灾害、外力破坏等都可能造成电网大面积停电，威胁电网安全稳定运行，对社会生产和人民的正常生活造成重大影响和损失，特别对政府、医院、交通、供水、供气等重点用户等影响极大。过去变电站发生大面积停电，往往涉及数十条馈线，应急处置须人工拟定转供方案、人工校核转供方案、人工逐条执行转供方案，整个处置过程往往须2 h以上，如处置站所（设备）距离运维驻点较远或者交通不顺畅，则可能花费的时间更长。

目前国内110 kV（35 kV）变电站采用双主变双进线的接线方式，当主网发生单侧或者部分停电时，依靠备自投的功能可以实现快速恢复供电。另一方面，传统备自投动作原理是隔离故障恢复供电的物理分合闸作用，并不具备计算主变及线路潮流的功能，当传统备自投动作后，可能会导致转供电源侧的负荷容量过载，在迎峰度夏期间，须制定有关备自投的投退措施。

文献[4][5][6]对传统备自投作用功能作了详细描写，鉴于传统备自投特点，本文提出的主配网智能联动设计方式可以满足主网全停或10 kV 母线故障全停时，自动判断10 kV 母线是否故障，采取配网倒送或全停全转的模式，秒级恢复供电，实现电网故障时的主配网快速治愈。

1 主配网智能联动全停全转的整体功能实现构架

本文设计了主配网联动的故障全停瞬时全转方案的整体构架如图1所示。首先在变电站10 kV母线上配置一台主配网智能联动装置，实现变电站全停时母线故障的判别并将此信号上送至主站；其次在配网调度主站开发主配网智能联动调度应用模块，实现潮流计算分析及转供方案的自动制定，条件满足后，程序自动执行方案，实现负荷全转倒送。

图1 主配网智能联动全停全转的整体构架

2 主配网智能联动装置

如图2所示，在变电站10 kV母线上配置一台主配网智能联动装置，该装置与一次设备通过电缆直连，可以采集一次设备的电压电流量以及一次设备断路器的分合闸状态。主配网智能联动调度应用与主配网智能联动装置通过光纤的方式链接，可以接收装置上送的数据。

图2 主接线示意图

主网故障导致110 kV（35 kV）变电站全停或110 kV（35 kV）母线失电时，装置可以通过相关失电信号，判断此时是否为母线故障下的母线失压，且传统的备自投动作无效，判别出此结果后，将结果送给主配网智能联动调度应用，进行负荷切换。

2.1 主配网智能联动装置功能逻辑

充电条件：1DL、3DL至少有一个开关在合位；10 kV Ⅰ段母线有压。

放电条件：手跳/遥跳1DL，手跳/遥跳3DL，1DL、3DL 均为分位且持续时长300 s，1DL、3DL开关位置异常，总闭锁开入。

主配网智能联动装置功能如图3所示。

图3 主配网智能联动装置功能逻辑

2.2 主配网智能联动装置动作逻辑

装置充电完成后，若10 kV Ⅰ段母线无电压，进线1L1无电流，10 kV母分开关无电流（母分开关在合位），经延时（默认20 s，躲过传统备自投动作时间），跳1DL、3DL 开关，并联切10 kV Ⅰ段母线上须转供的馈线开关。

确认1DL、3DL 开关为分后，第一，如果判别非母线故障，则发启动备供命令给主配网智能联动调度应用，进行负荷转供操作，完成负荷转供后再进行母线倒送操作，合上预留的倒送线路开关给专用线路恢复供电。第二，如判别为母线故障，则装置放电，并上送相关信号。母线故障的判别，分为3种情况。

1DL合、3DL分，母线故障启动#1主变后备保护动作，跳1DL开关，此时10 kV Ⅰ段母线无压，1DL、3DL均为分。取#1主变动作作为母线故障判据。

1DL合、3DL合，母线故障启动#1主变或10 kV母分保护动作，跳开10 kV 母分开关，如果故障在10 kV Ⅰ段母线上，#1 主变保护跳10 kV 母分开关后，继续跳#1主变低压侧开关，此时10 kV Ⅰ段母线失压，10 kV ⅠⅠ段母线失压，1DL、3DL均为分。如果故障在10 kV ⅠⅠ段母线上，#1主变或10 kV母分保护动作跳开10 kV 母分开关，此时10 kV Ⅰ段母线有压，10 kV ⅠⅠ段母线无压，故障隔离，10 kV Ⅰ段母线无须切换。取#1主变动作+Ⅰ母无压+1DL、3DL分位为母线故障判据。

1DL 分、3DL 合，母线故障启动#2 主变保护或10 kV 母分保护，跳10 kV 母分开关。如果故障在10 kV Ⅰ段母线上，则#2 主变保护或10 kV 母分保护跳10 kV 母分开关后，故障切除，此时10 kV Ⅰ段母线失压，10 kV ⅠⅠ段母线有压，1DL、3DL 均为分。如果故障在10 kV ⅠⅠ段母线上，#2 主变保护动作跳开10 kV 母分开关后，继续跳#2 主变低压侧开关，此时10 kV Ⅰ段母线有压，10 kV ⅠⅠ段母线无压，1DL、3DL 均为分。取#2 主变动作跳分段动作或母分保护动作（如有）+#2 跳低压侧开关不动作+Ⅰ母无压+1DL、3DL分位为母线故障判据。

主配网智能联动装置动作逻辑如图4所示。

图4 主配网智能联动装置动作逻辑

3 主配网智能联动调度应用

主配网智能联动调度应用通过与主配网智能联动装置链接，可以采集设备的遥测遥信数据，同时接收装置上送的母线是否故障的判别信息，程序设计分为信息采集模块、判别模块、计算模块、转供模块、倒送模块。

3.1 信息采集模块

信息采集模块须从主配网智能联动装置采集以下遥信、遥测的相关信息。

主变低压侧开关、10 kV 母分开关、10 kV母线下各馈线开关的遥信量

主变低压后备保护动作、10 kV 母分保护动作的遥信量

主变低压侧开关、10 kV 母分开关手跳/遥跳的遥信量

主变低压侧、10 kV 母分开关、10 kV 母线电压、10 kV 母线下各馈线及转供对侧线路、主变的电流、有功的遥测量。

3.2 判别模块

判别模块主要判断四个方面：主配网智能联动调度应用可用，与主配网智能联动装置的充电条件相同。主配网智能联动调度应用闭锁，与主配网智能联动装置的放电条件相同。10 kV 母线失压：主配网智能联动调度应用可用+10 kV Ⅰ母线无电压+进线1L1 无电流+10 kV 母分开关无电流（母分开关在合位）。10 kV母线故障：与主配网智能联动装置判别母线故障逻辑相同。

3.3 计算模块

当判断出母线失压且母线非故障后，计算母线[10-11]未拉开线路失压前负荷和第一倒送（第二倒送）通道负荷的总和是否超过第一倒送（第二倒送）通道的负荷限额，若超过限额，则提供须切除的线路开关清单（各个站所切换线路顺序须配置）给转供模块。待开关切除之后再重新计算（无法拉开的开关须排除），直到满足倒送线路负荷限额为止，将最终信息上送至倒送模块。

3.4 转供模块

当判断出母线失压后延时60 s（暂定），用以躲过传统10 kV 备自投的动作时间，同时接收到计算模块提供的须切线路开关清单，启动转供模块，转供的方式是先分后合，即先把计算模块提供的清单拉开变电站侧馈线开关（实际已经拉开的开关须反馈至计算模块），再合母线上每条馈线的联络开关（联络开关一般位于线路所带的自动化开关站、环网站）。转供是否成功须验证判断，判断的依据是变电站侧馈线开关及馈线上联络开关的遥信位置、潮流发生对应变化。当判断出某条馈线不具备转供条件（如联络开关不属于自动化区域）时，则该条线路不具备转供条件。另外，如果母线失压后同时判断母线故障，那么倒送通道的负荷也须转供。

3.5 倒送模块

当判断出母线失压且母线非故障，则先拉开1DL、3DL 开关，待接收到计算模块发来的“第一通道倒送未超限额”信息时，合上第一倒送通道的联络开关。若第一倒送通道的联络开关合闸失败或第一倒送通道不具备倒送条件，则采用第二倒送通道倒送，前提是接收到计算模块发来的“第二通道倒送未超限额”信息。倒送模块的逻辑如图5所示。

图5 倒送模块的逻辑

5个模块间的逻辑结构如图6所示。

图6 5个模块间的逻辑结构

4 主配网智能联动调度应用具体实现案例

大江变电站全停全转及倒送方案。

10 kV Ⅰ段母线：迎恩门A111线（年平均负荷约1.1 MW，考虑作为第一倒送通道。）、江树A106 线（年最大负荷约0.6 MW，考虑作为第二倒送通道）、青湖园A114线、江湾A113线、五金A112线、南洋A103 线、江灵A104 线、青龙A105 线、树鉴A107线、集镇A109线共计10条线路。无专线。

转供方案：南洋A103线（年平均负荷约1.5 MW）跳开大江变电站南洋A103开关，合上家私开关站家灵A192 线调界树变小观A001 线（年平均负荷约3 MW）供；江树A106 线（年平均负荷约0.6 MW）跳开大江变电站江树A106开关，合上春江天镜南开关变电站春镜J077线由西郭变电站西梦A472线1.2 MW供；（其余线路转供及倒送不列出）

5 结束语

随着电网的自动化、智能化水平提高，如何快速实现故障时负荷全停全转是目前配网面临的难题。采用主配网智能联动的设计,“母线失压自愈功能”上线运行后，当10 kV母线失压，系统自动触发各馈线自愈，系统自动生成、自动校核和自动执行转供方案，各馈线转供并发执行，全过程无须人工干预，可最大程度缩减故障处置时间。该功能的应用替代了以往大面积停电后须配网调度员人工制定转供方案、手动遥控转供、逐条核实供电安全能力的模式，解决以往制定转供方案耗时长、易出错、操作设备众多、操作效率低等瓶颈，大幅提升供电可靠性。