关于110kV内桥接线智能变电站的站域备自投装置设计研究.docx

    关于110kV内桥接线智能变电站的站域备自投装置设计研究    摘要：备用电源自动投入（简称备自投）装置对于提高用户供电可靠性和保证供电连续性具有重要作用随着智能变电站技术的广泛应用，智能变电站的采集数字化、传输网络化、信息共享化、控制智能化为研制更加安全、高效、稳定的站域备自投装置提供技术支撑目前，国内主流保护厂家虽均已开发出适于智能变电站的备自投装置，但仅是实现了数据采集数字化，通信接口网络化和控制回路光纤化［１－５］在装置的功能设计和动作逻辑上并没有结合智能变电站的技术优势来进一步提升装置的性能现有智能变电站备自投装置与传统备自投装置一样，没有考虑到高、低电压等级间断路器的动作配合以及断路器异常后的备用动作方案因此，智能变电站通常仍是按电压等级来配置多个相互独立的备自投装置来完成同一电压等级断路器之间运行方式的切换，仍无法通过单一备自投装置来实现全站供电方式的切换本文结合智能变电站的技术特点，通过对典型故障的分析，提出基于智能变电站的站域备自投装置的应用方案，并设计了新增动作逻辑来进一步提升备自投装置的性能关键词：智能变电站；内桥接线；备自投装置1智能变电站站域备自投装置设计可行性分析智能变电站全站所有间隔的模拟量和电气信号都通过就地安装的智能终端和合并单元转化为数字信号并进行传输。

智能变电站数字化信息的发送和采集基本不受通道数的限制，并且可以通过接入过程层网络的交换机共享全站所有间隔的信息全站信息共享为站域备自投装置的实现提供了坚实的技术基础目前，110kv智能变电站一方面考虑到10kv部分仅仅只有主变压器（简称主变）和分段断路器采用智能化的保护设备，整个10kv设备的信息量都比较少，即使110kv与10kv过程层设备共同组网也不会对110kv过程层设备通信产生影响；另一方面由于采用虚拟局域网（VLan）划分技术，解决了数据流阻塞的问题，可以实现通用面向对象变电站事件（GOOSE）数据网络与采样值（SV）数据网络同网传输110kv及10kv过程层设备共网和GOOSE及SV数据共网的特点为站域备自投装置获取不同电压等级断路器的相关信息提供了基础典型的110kv内桥接线变电站如图1所示备自投装置可以通过过程层网络获取所有参与备自投逻辑的断路器状态和母线电压，并通过该网络控制相应断路器的分合闸，所对应的通信网络结构如图2所示由于全站所有参与备自投逻辑的断路器信息都共网传输，且实现同网控制，因此可以将110kv备自投装置和10kv备自投装置整合至一个站域备自投装置中这样不仅节省了变电站的建设成本，更重要的是全站相关运行信息集合于一个站域备自投装置中，使得不同电压等级间断路器可以实现动作的相互配合以提高供电可靠性。

2站域备自投装置新增动作逻辑设计本文所设计的站域备自投装置的充电条件仍基于原有传统备自投逻辑，也具备传统的备自投功能［１－５］本文主要分析站域备自投装置在智能变电站基础上的逻辑改进和完善原有的备自投装置都是基于同电压等级断路器的相互配合，忽略了２台主变可以通过高、低压侧的分段断路器相互配合来实现两级备用的特点以图１所示变电站为例，当该变电站采取161线路主供，162线路备用时，全站通过合112，901，902断路器，分912断路器带2台主变运行当前运行方式下，110kv部分采用进线备自投模式，10kv部分采用分段备自投模式此时，如果发生如图１所示故障K1或K2，传统备自投逻辑动作如下故障K1发生于主供线路上，线路保护动作跳161断路器，161断路器如果拒动或161断路器机构的跳闸位置由于GOOSE通信异常的原因未能及时上送在此情况下，常规的备自投装置则由于主供线路断路器位置的不明确而不能继续动作，备自投逻辑就此终止最终造成全站失压故障K2发生于主供线路断路器与电流互感器之间，主变差动保护动作，但由于161断路器不满足无流条件，导致备自投装置直接放电最终也造成全站失压可知，传统备自投装置只能针对主供线路上故障，且进线断路器跳闸位置明确有效的情况；而当主供线路侧断路器位置未知或者故障延伸至主供线路侧的断路器和电流互感器之间时，传统备自投装置则无法启动。

这主要受备自投装置对全站的相关运行情况无法获知，高低压两级分段112和912断路器无法实现相互配合动作在内的诸多因素制约考虑到以上2种故障情况仅影响主供线路侧的主变，并不会破坏备用线路和该侧主变的运行状态，可以通过分段断路器将故障侧隔离开因此，设计如图3所示的备自投动作逻辑当故障K1或K2发生，备自投逻辑启动，首先判断主供线路断路器是否满足线路无流条件，如果断路器失灵或者死区故障，无法满足无流条件，则通过备自投装置整定延时跳112，901断路器；而如果仅满足无流条件，在跟跳161断路器后仍无法确认主供线路161断路器的位置时，再延时跟跳112，901断路器，通过切除１号主变来隔离故障点然后在确认112断路器跳开之后，高压侧已确认与故障隔离，则继续合上备用线路162断路器来恢复110kvⅡ母电压，并带动2号主变恢复10kvⅡ段供电此时，10kvⅠ段仍失压但在通过912断路器恢复10kvⅠ段供电前必须要确认901断路器已跳开，保证故障被隔离同时，在此基础上进一步考虑到由于１号主变已退出运行，站域备自投已涉及在变电容量损失的状态下进行自动投切的情况，因此需要计算单台主变切除后，当前保留的主变容量是否能满足故障前总负荷的需求。

考虑到高压侧断路器的运行方式多变，而110kv变电站主变低压侧一般均为负荷端，潮流方向一致，可以通过主变低压侧断路器电气量来进行判断由于110kv内桥接线变电站多处于负荷终端，功率因数较高，可认为2台主变低压侧断路器的电流相角基本一致可采取在站域备自投装置中安装记忆元件锁存主变低压侧断路器故障前未突变的电流值或用时间元件存储备自投动作逻辑启动前2s主变低压侧断路器的电流值，然后通过在站域备自投装置中计算2台主变低压侧断路器的和电流来判断10kv总负荷是否已达到单台主变容量极限对于重要负荷，为简化计算逻辑，提高备自投装置动作速度和准确性，也可以采取站域备自投装置通过过程层网络向2台主变低压侧断路器测控装置订阅功率信息报文的方式来判断负荷是否匹配如果10kv两段总负荷均满足2号主变变电容量要求，则合上10kv分段912断路器，恢复全站供电可见，站域备自投装置利用不同电压等级断路器的配合，将传统进线备自投装置切除故障恢复供电的能力从仅适用于主供线路故障，扩大到站内包含一段母线和一台主变的范围供电可靠性得到显著的改善和提高3对站域备自投装置新增逻辑的分析对于单母分段接线的变电站，同样适用于上文所述逻辑，只需要在图３所示动作逻辑跳901（或902）断路器时，同时跳主变高侧101（或102）断路器即可以实现。

参考文献［４］所提及的改进备自投逻辑，也有涉及关于单母分段接线中母线故障和断路器拒动时的处理方案但是，文中高压侧断路器的动作逻辑复杂，不仅需要采集线路保护动作信息，还需要为确定故障位置对相应的线路保护增设反方向元件更重要的是缺少低压侧断路器在备自投动作过程中的配合，不能通过备自投装置解决损失低压侧一段负荷的情况而采用本文所述动作逻辑判据，不仅可以省去线路保护相应配置升级的不便，同时还可以避免在110kv主供母线故障时母联过流元件灵敏度不足而不能启动的问题，最终能保证全站供电负荷的零损失安装此站域备自投装置的110kv内桥变电站在主变差动保护动作时仅闭锁分段备自投，不闭锁进线备自投为防止由于110kvⅡ母和2号主变故障时，导致110kv母线失压而使备自投误动作，在逻辑中需要增加如图3中①标记所示逻辑来判定112断路器跳闸位置和主供线路侧母线电压恢复的闭锁条件，并通过整定延时来躲过2号主变切除故障后电压恢复的时间图3所示动作逻辑的核心在于联跳112和901断路器，为保证不误跳112和901断路器，该逻辑的动作前提设置为：在主供线路无流且两段母线失压时，即确认故障在站外；有流但跟跳后2段母线仍失压时，即确认故障在主供侧；通过联跳延时的整定，躲开了线路、母线、主变差动保护的动作时间，形成了与备自投动作逻辑的合理配合。

4结语基于智能变电站的站域备自投装置通过更全面的信息采集和更为齐备的控制通道可以实现多个常规备自投装置的功能合一更重要的是，通过所述改进逻辑能够提升备自投装置切换至备用电源的能力，且能最大限度地保证在切换电源时不损失负荷，提高供电可靠性参考文献［1］吴金玉，高金伟，张帅．常规备用电源自投装置适应双母线接线的措施［J］．电力系统自动化，2012，36（5）：112－115．［2］张丰，郭碧媛．备自投装置在单母分段接线中应用存在的问题及解决措施［J］．电力系统保护与控制，2011，39（7）：133－141．［3］刘利成．一种备用电源自投装置的缺陷及解决方案［J］．电力自动化设备，2004，24（8）：95－96．［4］苏宜强，孔璐，伏祥运，等．单母线分段接线中备用电源自动投入装置的改进［Ｊ］．电力系统自动化，2012，36（22）：120－122．［5］秦贵锋，张沛超．基于IEC61850标准的站域备自投装置［J］．电力系统保护与控制，2012，40（16）：126－129  -全文完-。