浅谈区域备自投装置在博州电网的应用分析

王黎黎

（国网博尔塔拉供电公司，新疆 博乐 833400）

当下新疆电网规模庞大，电网网架结构薄弱，供电半径较长，部分地区仍然存在严重的串供方式，供电可靠性较差，面临的电网风险等级较高。为降低电网风险等级，2018 年博尔塔拉供电公司已经实现了两站三线二电源的远方备自投功能，为了进一步解决串供运行方式下供电可靠性差的问题，2022年博尔塔拉供电公司试点开展多个变电站两个电源互为备用的区域性备自投功能，切实提高供电可靠性。本文就以三站四线两电源为例进行详细说明。

1 常规远方备自投

1.1 适用范围

常规远方备自投适用于二站三线二电源的模式，断开点可以选择到两个变电站6 个断路器的任一断路器，动作逻辑、判别依据较为简单，通道传输信息流较少，整体功能的实现较为简单、可靠，目前新疆地区正在大面积使用。2018 年博尔塔拉供电公司在110 kVXF、HQ 变电站安装了远方备自投装置，实现任一变电站分段、进线自适应的远方备自投功能[1]。

1.2 动作逻辑

二站三线二电源的远方备自投模式如图1 所示，共有6 种断开点方式，分别为XF 变1150 分段断路器为断开点（方式1）、HQ 变1150 分段处断开（方式2）、110 kV XF 变FQ 线处断开（方式3）、110 kV HQ 变FQ 线处断开（方式4）、110 kV XF变HF 线处断开（方式5）、110 kV HQ 变LDQ 线处断开（方式6），均为自适应方式。以XF 变1150 分段断路器为断开点举例说明，其他方式动作逻辑与方式1 完全一致。

图1 二站三线二电源的远方备自投模式接线图

1.3 设置XF 变1150 分段断路器为断开点（方式1）

当LDQ 线跳闸，HQ 变I 母、II 母均失压，XF变II 母失压。

XF 变侧备自投跳“XF 变风杞线”断路器，合“XF 变1150 分段断路器”，110 kVXF 变II 母恢复送电（本站备自投功能）。

然后，发远跳“HQ 变LDQ 线”断路器命令，接到“HQ 变LDQ 线”断路器确已跳开后，再合“XF 变FQ 线”断 路器，HQ 变I 母、II 母带电（远方备自投功能）。

110 kV XF 变HF 线跳闸I 母失压（XF I 母差动作时闭锁备自投）。

XF 变侧备自投跳“XF 变HF 线”断路器，合“XF 变1150 分段断路器”，110 kV XF 变I 母恢复送电（本站备自投功能）。

110 kV XF 变FQ 线跳闸II 母失压（XF II 母差动作时闭锁备自投）。

XF 变侧备自投跳“XF 变FQ 线”断路器，合“XF 变1150 分段断路器”，110 kV XF 变II 母恢复送电（本站备自投功能）。

2 区域备自投

2.1 需求背景

目前，博尔塔拉供电公司有5 条如图2 所示的链式结构串供方式，亟须提高供电可靠性，但常规备自投装置仅能实现开环点变电站在主供失电时的备用电源自投功能；处于非开环点的变电站无法由本站常规备自投装置实现恢复供电。常规远方备自投只能实现二站三线二电源的远方备用功能，对于多站两电源的无法实现。

图2 链式结构串供接线示意图

区域性备自投可以实现链式结构串供的多个变电站，在任意一个断路器开环、其他断路器在合位运行方式下，当某处发生故障时，须要实现对失电变电站恢复供电。

2.2 系统配置

每个串供的变电站均配置1 台备自投装置，当发生故障导致串供变电站失电时，每个失电站均跳开各自的主供进线断路器，然后开环点变电站首先合热备用的线路或母联（分段）断路器，接着从开环点往故障点方向，逐级合之前被跳开的各站原主供进线断路器。各变电站的备自投装置之间可以采用专用光纤通信或者采用 SDH 复用 2 Mbit/s 通道通信。若采用 SDH 复用 2 Mbit/s 通道通信时，须增配MUX-2MD 继电保护信号数字复接接口装置。

2.3 实现逻辑

2.3.1 站C 的C2 断路器作为开环点

如图3 所示，当k1 发生故障时，站 A 备自投跳 A1，站 B 备自投跳 B1，站 C 备自投跳 C1，之后合 C2，再合 C1，再合 B1。

图3 链式串供接线示意图

当K2 发生故障时，站 B 备自投跳 B1，站 C 备自投跳 C1，之后合 C2，再合 C1。

当 K3 发生故障时，站 C 备自投跳 C1，之后合C2。

当 K4 发生 故障时，无须动作。

2.3.2 站C 的C3 断路器作为开环点

当 K1 发生故障时，站 A 备自投跳 A1，站 B备自投跳 B1，站 C 备自投跳 C1，之后合 C3，再合C1，再合 B1。

当 K2 发生故障时，站 B 备自投跳 B1，站 C 备自投跳 C1，之后合 C3，再合 C1。

当 K3 发生故障时，站 C 备自投跳 C1，之后合 C3。

当 K4 发生故障时，站 C 备自投跳 C2，之后合 C3。

2.4 区域备自投动作逻辑注意事项

与常规远方备自投相比，区域备自投涉及变电站较多，至少3 个变电站以上，例如：3 个站的区域备自投与2 个站的远方备自投仅增加1 个场站，但是信息流传输由原来的2 个站2 种传输方式增加到3 个站6 种传输方式，因此须要考虑的因素也较多。

为了防止合在故障设备上扩大停电范围，在发生故障后，失压变电站就地备自投功能依据“无压无流”判据将本变电站进线电源线断路器跳开，然后按照送电流程从电源侧依次进行送电，如果合于故障，备自投后加速功能将跳开合于故障的电源线路的断路器，区域备自投放电，终止执行。

为了保证在母线故障时，有效减少停电范围，本变电站母线保护动作时仅闭锁本站就地备自投功能，延时15 s 发送闭锁信号闭锁其他变电站的备自投，在这15 s 内，其他变电站仍然可以继续执行区域备自投动作逻辑，不影响其他变电站的动作情况，确保减少停电范围，降低事故等级。

与常规备自投相比，区域备自投涉及变电站较多，必须在某种情况下，考虑一条线路接待所有变电站负荷的情况 ，因此要考虑线路的热稳定问题，通过备自投过载联切功能实现。

区域备自投动作前，须要判别失压变电站是否为稳控装置动作切除，如果是，区域备自投功能放电，终止执行。 如果相关变电站配置稳控装置即不考虑此判据，可以有效简化动作逻辑。

主变保护动作信号只对就地母联自投方式放电。如果就地线路自投方式充电或本站为非开环点的远方自投充电时，发生主变保护动作，会报“主变保护动作告警”， 建议在检查时人工手动退出备自投功能并手动复归该报警。为简化区域备自投动作逻辑判别条件，母线保护闭锁接地备自投不区分I 段母线故障还是II 段母故障，主变保护动作不闭锁备自投（不考虑主变拒动后全站失压）[2]。

2.5 区域备自投调试要点

2.5.1 备自投联调前应具备的工作条件（以H-Y-DJ-B 为例）

110 kV YJH、DLT、XJ 变3 站远方备自投装置已安装，三侧变电站复用通道全部开通，完成测试。

110 kV XJ、YJH 变电站远方备自投配置文件已下装，用智能仪器模拟合并单元、智能终端相关链路断链复归，无告警；110 kV DLT 变常规站远方备自投接线完成。

110 kV YJH、DLT、XJ 变站内就地备自投功能验证无误、闭锁条件验证无误，常规站验证出口至压板，智能站抓包有开出变位。

2.5.2 配合调试，停电情况

110 kV BJ 线两侧断路器，110 kV XJ 变110 kV 1150 分段，110 kV JD 线两侧断路器同时停电配合区域备自投逻辑验证。

110 kV HY 线两侧断路器，110 kV YJH 变110 kV 1150 分段，110 kV YD 线两侧断路器，110 kV DLT 变110 kV 1150 分段同时停电配合区域备自投逻辑验证。

2.6 区域备自投应用存在的风险分析

区域备自投虽然能解决部分因电网结构薄弱造成的供电可靠性低的问题，但是区域备自投涉及变电站较多，须要通过通道传输的信息流也较多，对通道的依赖性较高，同时判据和动作逻辑较为复杂，主要存在的风险如下：

区域备自投在整个动作过程中，如遇任一断路器无法正确断/合的情况，区域备自投将放电，终止执行区域备自投动作逻辑。开环点的装置满足由远方备自投方式转换为就地备自投方式的，一旦切换不成功，开环点如果在某种运行方式下，将可能造成3 座变电站均失压，造成五级电网事件。

区域备自投设计程序相对简单，但是实现的逻辑烦琐，影响备自投动作的逻辑因素较多。与常规备自投相比判别的依据越多，影响备自投动作逻辑的因素越多，备自投误动和拒动的风险急剧上升。

与常规远方备自投二站三线二电源相比，三站四线二电源虽然仅增加了一个变电站，但是增加的动作逻辑和判据较多，涉及的变电站有常规变电站和智能变电站，如果要实现3 个变电站9 种开环方式并能够自适应切换备自投方式，区域备自投在调试前须要花费大量的时间去做调试方案和装置的联调方案，还需要多台调试设备和多个技术人员同时去做联调工作，同时涉及的变电站须要停电开展就地和远方备自投动作逻辑的验证和断路器传动等，对调试人员的技术水平和协调配合是巨大的考验。

区域备自投正确动作后、动作执行失败终止后、收到母差、失灵动作信号时，经防抖时间后立刻放电。均需要运行人员到变电站备自投装置上去手动复归，无法远程复归。须要将备自投放电信号、未充电信号正确、可靠上传到调度自动化系统，能够让监控人员及时监视到，现场保护人员对运行人员做好技术交底，将相应的注意事项编制到运行规程。否则将可能存在备自投放电后自动退出不能及时投入的风险。

2.7 区域备自投实际应用须采取的措施

区域备自投在实际应用过程中，应充分考虑实际情况，应按照简单、可靠的原则出发，能够确保备自投正确、有效动作为主要目的，减少不必要的判据。现场将从以下几方面措施来保障备自投的可靠动作。

由于区域备自投涉及多个变电站的备自投装置，需要多个设备协同配合出口完成整个动作过程才能确保可靠供电，因此建议驻场监造，在驻场期间完成各个备自投装置之间的功能连调；或者是在有条件的情况下，在实训基地完成备自投的单体调试、动作逻辑验证及联合调试，时间充裕，可以多次验证，不仅能够确保区域备自投动作逻辑的正确性和整体协同、配合功能的正确性，也能快速提升技能人员的水平，大大减少在现场的调试时间，有效缩短停电时间，提高了备自投动作的可靠性，降低电网风险。

为优化、完善备自投动作逻辑，减少动作判据，如果不存在稳控装置切负荷的情况或者不存在线路过载的问题，可以将以上逻辑删除，减少判据。为优化动作逻辑，防止备自投拒动，减少闭锁信号，母线保护动作闭锁备自投仅考虑母线保护出口或失灵保护出口，不区分I 段母线故障还是II 段母线故障，不考虑主变保护出口闭锁备自投装置，不考虑主变拒动全站失压的小概率事件。

区域备自投现场调试任务繁重，需要多人多台设备协同配合进行联合调试，鉴于以上原因，通过多次论证和评估，最终确定常用的1~3 种开环点进行调试，放弃其他开环点方式，虽然舍弃了部分运行方式调整的灵活性，但已经满足了供电可靠性。

为防止区域备自投在动作执行过程中因不满足备自投动作逻辑而终止执行动作逻辑，造成扩大停电范围。因此在实际应用过程中建议将区域备自投的开环点尽量设置到中间变电站，有效防范事故等级升级的风险。

3 结束语

通过本单位安装的区域备自投情况，发现区域备自投虽然能够提高二电源多变电站的供电可靠性，但是由于涉及多个变电站，需要多个变电站进行信号传输和信号交换，使得备自投动作逻辑变得复杂，动作可靠性下降。因此区域备自投并不能作为常规办法去解决电网结构本身存在的问题，电网结构本身存在的问题要依靠规划部门去强化电网结构来切实解决问题。