淺談區(qū)域備自投裝置在博州電網(wǎng)的應用分析

王黎黎

（國網(wǎng)博爾塔拉供電公司，新疆 博樂 833400）

當下新疆電網(wǎng)規(guī)模龐大，電網(wǎng)網(wǎng)架結構薄弱，供電半徑較長，部分地區(qū)仍然存在嚴重的串供方式，供電可靠性較差，面臨的電網(wǎng)風險等級較高。為降低電網(wǎng)風險等級，2018 年博爾塔拉供電公司已經(jīng)實現(xiàn)了兩站三線二電源的遠方備自投功能，為了進一步解決串供運行方式下供電可靠性差的問題，2022年博爾塔拉供電公司試點開展多個變電站兩個電源互為備用的區(qū)域性備自投功能，切實提高供電可靠性。本文就以三站四線兩電源為例進行詳細說明。

1 常規(guī)遠方備自投

1.1 適用范圍

常規(guī)遠方備自投適用于二站三線二電源的模式，斷開點可以選擇到兩個變電站6 個斷路器的任一斷路器，動作邏輯、判別依據(jù)較為簡單，通道傳輸信息流較少，整體功能的實現(xiàn)較為簡單、可靠，目前新疆地區(qū)正在大面積使用。2018 年博爾塔拉供電公司在110 kVXF、HQ 變電站安裝了遠方備自投裝置，實現(xiàn)任一變電站分段、進線自適應的遠方備自投功能[1]。

1.2 動作邏輯

二站三線二電源的遠方備自投模式如圖1 所示，共有6 種斷開點方式，分別為XF 變1150 分段斷路器為斷開點（方式1）、HQ 變1150 分段處斷開（方式2）、110 kV XF 變FQ 線處斷開（方式3）、110 kV HQ 變FQ 線處斷開（方式4）、110 kV XF變HF 線處斷開（方式5）、110 kV HQ 變LDQ 線處斷開（方式6），均為自適應方式。以XF 變1150 分段斷路器為斷開點舉例說明，其他方式動作邏輯與方式1 完全一致。

圖1 二站三線二電源的遠方備自投模式接線圖

1.3 設置XF 變1150 分段斷路器為斷開點（方式1）

當LDQ 線跳閘，HQ 變I 母、II 母均失壓，XF變II 母失壓。

XF 變側備自投跳“XF 變風杞線”斷路器，合“XF 變1150 分段斷路器”，110 kVXF 變II 母恢復送電（本站備自投功能）。

然后，發(fā)遠跳“HQ 變LDQ 線”斷路器命令，接到“HQ 變LDQ 線”斷路器確已跳開后，再合“XF 變FQ 線”斷 路器，HQ 變I 母、II 母帶電（遠方備自投功能）。

110 kV XF 變HF 線跳閘I 母失壓（XF I 母差動作時閉鎖備自投）。

XF 變側備自投跳“XF 變HF 線”斷路器，合“XF 變1150 分段斷路器”，110 kV XF 變I 母恢復送電（本站備自投功能）。

110 kV XF 變FQ 線跳閘II 母失壓（XF II 母差動作時閉鎖備自投）。

XF 變側備自投跳“XF 變FQ 線”斷路器，合“XF 變1150 分段斷路器”，110 kV XF 變II 母恢復送電（本站備自投功能）。

2 區(qū)域備自投

2.1 需求背景

目前，博爾塔拉供電公司有5 條如圖2 所示的鏈式結構串供方式，亟須提高供電可靠性，但常規(guī)備自投裝置僅能實現(xiàn)開環(huán)點變電站在主供失電時的備用電源自投功能；處于非開環(huán)點的變電站無法由本站常規(guī)備自投裝置實現(xiàn)恢復供電。常規(guī)遠方備自投只能實現(xiàn)二站三線二電源的遠方備用功能，對于多站兩電源的無法實現(xiàn)。

圖2 鏈式結構串供接線示意圖

區(qū)域性備自投可以實現(xiàn)鏈式結構串供的多個變電站，在任意一個斷路器開環(huán)、其他斷路器在合位運行方式下，當某處發(fā)生故障時，須要實現(xiàn)對失電變電站恢復供電。

2.2 系統(tǒng)配置

每個串供的變電站均配置1 臺備自投裝置，當發(fā)生故障導致串供變電站失電時，每個失電站均跳開各自的主供進線斷路器，然后開環(huán)點變電站首先合熱備用的線路或母聯(lián)（分段）斷路器，接著從開環(huán)點往故障點方向，逐級合之前被跳開的各站原主供進線斷路器。各變電站的備自投裝置之間可以采用專用光纖通信或者采用 SDH 復用 2 Mbit/s 通道通信。若采用 SDH 復用 2 Mbit/s 通道通信時，須增配MUX-2MD 繼電保護信號數(shù)字復接接口裝置。

2.3 實現(xiàn)邏輯

2.3.1 站C 的C2 斷路器作為開環(huán)點

如圖3 所示，當k1 發(fā)生故障時，站 A 備自投跳 A1，站 B 備自投跳 B1，站 C 備自投跳 C1，之后合 C2，再合 C1，再合 B1。

圖3 鏈式串供接線示意圖

當K2 發(fā)生故障時，站 B 備自投跳 B1，站 C 備自投跳 C1，之后合 C2，再合 C1。

當 K3 發(fā)生故障時，站 C 備自投跳 C1，之后合C2。

當 K4 發(fā)生 故障時，無須動作。

2.3.2 站C 的C3 斷路器作為開環(huán)點

當 K1 發(fā)生故障時，站 A 備自投跳 A1，站 B備自投跳 B1，站 C 備自投跳 C1，之后合 C3，再合C1，再合 B1。

當 K2 發(fā)生故障時，站 B 備自投跳 B1，站 C 備自投跳 C1，之后合 C3，再合 C1。

當 K3 發(fā)生故障時，站 C 備自投跳 C1，之后合 C3。

當 K4 發(fā)生故障時，站 C 備自投跳 C2，之后合 C3。

2.4 區(qū)域備自投動作邏輯注意事項

與常規(guī)遠方備自投相比，區(qū)域備自投涉及變電站較多，至少3 個變電站以上，例如：3 個站的區(qū)域備自投與2 個站的遠方備自投僅增加1 個場站，但是信息流傳輸由原來的2 個站2 種傳輸方式增加到3 個站6 種傳輸方式，因此須要考慮的因素也較多。

為了防止合在故障設備上擴大停電范圍，在發(fā)生故障后，失壓變電站就地備自投功能依據(jù)“無壓無流”判據(jù)將本變電站進線電源線斷路器跳開，然后按照送電流程從電源側依次進行送電，如果合于故障，備自投后加速功能將跳開合于故障的電源線路的斷路器，區(qū)域備自投放電，終止執(zhí)行。

為了保證在母線故障時，有效減少停電范圍，本變電站母線保護動作時僅閉鎖本站就地備自投功能，延時15 s 發(fā)送閉鎖信號閉鎖其他變電站的備自投，在這15 s 內，其他變電站仍然可以繼續(xù)執(zhí)行區(qū)域備自投動作邏輯，不影響其他變電站的動作情況，確保減少停電范圍，降低事故等級。

與常規(guī)備自投相比，區(qū)域備自投涉及變電站較多，必須在某種情況下，考慮一條線路接待所有變電站負荷的情況 ，因此要考慮線路的熱穩(wěn)定問題，通過備自投過載聯(lián)切功能實現(xiàn)。

區(qū)域備自投動作前，須要判別失壓變電站是否為穩(wěn)控裝置動作切除，如果是，區(qū)域備自投功能放電，終止執(zhí)行。 如果相關變電站配置穩(wěn)控裝置即不考慮此判據(jù)，可以有效簡化動作邏輯。

主變保護動作信號只對就地母聯(lián)自投方式放電。如果就地線路自投方式充電或本站為非開環(huán)點的遠方自投充電時，發(fā)生主變保護動作，會報“主變保護動作告警”， 建議在檢查時人工手動退出備自投功能并手動復歸該報警。為簡化區(qū)域備自投動作邏輯判別條件，母線保護閉鎖接地備自投不區(qū)分I 段母線故障還是II 段母故障，主變保護動作不閉鎖備自投（不考慮主變拒動后全站失壓）[2]。

2.5 區(qū)域備自投調試要點

2.5.1 備自投聯(lián)調前應具備的工作條件（以H-Y-DJ-B 為例）

110 kV YJH、DLT、XJ 變3 站遠方備自投裝置已安裝，三側變電站復用通道全部開通，完成測試。

110 kV XJ、YJH 變電站遠方備自投配置文件已下裝，用智能儀器模擬合并單元、智能終端相關鏈路斷鏈復歸，無告警；110 kV DLT 變常規(guī)站遠方備自投接線完成。

110 kV YJH、DLT、XJ 變站內就地備自投功能驗證無誤、閉鎖條件驗證無誤，常規(guī)站驗證出口至壓板，智能站抓包有開出變位。

2.5.2 配合調試，停電情況

110 kV BJ 線兩側斷路器，110 kV XJ 變110 kV 1150 分段，110 kV JD 線兩側斷路器同時停電配合區(qū)域備自投邏輯驗證。

110 kV HY 線兩側斷路器，110 kV YJH 變110 kV 1150 分段，110 kV YD 線兩側斷路器，110 kV DLT 變110 kV 1150 分段同時停電配合區(qū)域備自投邏輯驗證。

2.6 區(qū)域備自投應用存在的風險分析

區(qū)域備自投雖然能解決部分因電網(wǎng)結構薄弱造成的供電可靠性低的問題，但是區(qū)域備自投涉及變電站較多，須要通過通道傳輸?shù)男畔⒘饕草^多，對通道的依賴性較高，同時判據(jù)和動作邏輯較為復雜，主要存在的風險如下：

區(qū)域備自投在整個動作過程中，如遇任一斷路器無法正確斷/合的情況，區(qū)域備自投將放電，終止執(zhí)行區(qū)域備自投動作邏輯。開環(huán)點的裝置滿足由遠方備自投方式轉換為就地備自投方式的，一旦切換不成功，開環(huán)點如果在某種運行方式下，將可能造成3 座變電站均失壓，造成五級電網(wǎng)事件。

區(qū)域備自投設計程序相對簡單，但是實現(xiàn)的邏輯煩瑣，影響備自投動作的邏輯因素較多。與常規(guī)備自投相比判別的依據(jù)越多，影響備自投動作邏輯的因素越多，備自投誤動和拒動的風險急劇上升。

與常規(guī)遠方備自投二站三線二電源相比，三站四線二電源雖然僅增加了一個變電站，但是增加的動作邏輯和判據(jù)較多，涉及的變電站有常規(guī)變電站和智能變電站，如果要實現(xiàn)3 個變電站9 種開環(huán)方式并能夠自適應切換備自投方式，區(qū)域備自投在調試前須要花費大量的時間去做調試方案和裝置的聯(lián)調方案，還需要多臺調試設備和多個技術人員同時去做聯(lián)調工作，同時涉及的變電站須要停電開展就地和遠方備自投動作邏輯的驗證和斷路器傳動等，對調試人員的技術水平和協(xié)調配合是巨大的考驗。

區(qū)域備自投正確動作后、動作執(zhí)行失敗終止后、收到母差、失靈動作信號時，經(jīng)防抖時間后立刻放電。均需要運行人員到變電站備自投裝置上去手動復歸，無法遠程復歸。須要將備自投放電信號、未充電信號正確、可靠上傳到調度自動化系統(tǒng)，能夠讓監(jiān)控人員及時監(jiān)視到，現(xiàn)場保護人員對運行人員做好技術交底，將相應的注意事項編制到運行規(guī)程。否則將可能存在備自投放電后自動退出不能及時投入的風險。

2.7 區(qū)域備自投實際應用須采取的措施

區(qū)域備自投在實際應用過程中，應充分考慮實際情況，應按照簡單、可靠的原則出發(fā)，能夠確保備自投正確、有效動作為主要目的，減少不必要的判據(jù)?，F(xiàn)場將從以下幾方面措施來保障備自投的可靠動作。

由于區(qū)域備自投涉及多個變電站的備自投裝置，需要多個設備協(xié)同配合出口完成整個動作過程才能確?？煽抗╇?，因此建議駐場監(jiān)造，在駐場期間完成各個備自投裝置之間的功能連調；或者是在有條件的情況下，在實訓基地完成備自投的單體調試、動作邏輯驗證及聯(lián)合調試，時間充裕，可以多次驗證，不僅能夠確保區(qū)域備自投動作邏輯的正確性和整體協(xié)同、配合功能的正確性，也能快速提升技能人員的水平，大大減少在現(xiàn)場的調試時間，有效縮短停電時間，提高了備自投動作的可靠性，降低電網(wǎng)風險。

為優(yōu)化、完善備自投動作邏輯，減少動作判據(jù)，如果不存在穩(wěn)控裝置切負荷的情況或者不存在線路過載的問題，可以將以上邏輯刪除，減少判據(jù)。為優(yōu)化動作邏輯，防止備自投拒動，減少閉鎖信號，母線保護動作閉鎖備自投僅考慮母線保護出口或失靈保護出口，不區(qū)分I 段母線故障還是II 段母線故障，不考慮主變保護出口閉鎖備自投裝置，不考慮主變拒動全站失壓的小概率事件。

區(qū)域備自投現(xiàn)場調試任務繁重，需要多人多臺設備協(xié)同配合進行聯(lián)合調試，鑒于以上原因，通過多次論證和評估，最終確定常用的1~3 種開環(huán)點進行調試，放棄其他開環(huán)點方式，雖然舍棄了部分運行方式調整的靈活性，但已經(jīng)滿足了供電可靠性。

為防止區(qū)域備自投在動作執(zhí)行過程中因不滿足備自投動作邏輯而終止執(zhí)行動作邏輯，造成擴大停電范圍。因此在實際應用過程中建議將區(qū)域備自投的開環(huán)點盡量設置到中間變電站，有效防范事故等級升級的風險。

3 結束語

通過本單位安裝的區(qū)域備自投情況，發(fā)現(xiàn)區(qū)域備自投雖然能夠提高二電源多變電站的供電可靠性，但是由于涉及多個變電站，需要多個變電站進行信號傳輸和信號交換，使得備自投動作邏輯變得復雜，動作可靠性下降。因此區(qū)域備自投并不能作為常規(guī)辦法去解決電網(wǎng)結構本身存在的問題，電網(wǎng)結構本身存在的問題要依靠規(guī)劃部門去強化電網(wǎng)結構來切實解決問題。