110kV备自投运行方式优化分析

110kV备自投运行方式优化分析

杜小飞

（深圳供电局有限公司）

摘要：为提高供电可靠性、减少系统故障所造成对用户的停电，在变电站进线开关或母线的联络、分段开关上加装备用电源自动投入（以下简称备自投）装置是一个行之有效的重要手段。为了使备自投装置在实际运行中，能够可靠发挥作用，必须考虑一、二次系统之间的合理配合运用，本文对110kV电网中110kV变电站的一次主接线方式与备自投装置之间的合理配置进行了优化分析，对备自投配置方式进行了改进完善。

关键词：备自投；运行方式；优化分析

1.前言

深圳110kV电网大部分变电站的供电方式采用一主一备或一主多备的供电方式，在110kV主供线路永久故障的情况下通常造成相应的110kV变电站失压。现有的备自投方案解决上述接线方式下因主供线路故障引起的110kV变电站失压情况，快速地将事故失压变电站切换回系统中，提高电网的可靠性。但在母线发生故障时，分段开关失去了缩小故障范围的作用，无法充分利用现有的开关设备以达到不损失负荷的目的。通过分析电网中110kV变电站的主接线方式与备自投装置配置之间的关系，能够使备自投装置配置合理。通过对备自投配置方式完善改进，能够让备自投装置在各种故障情况下可靠动作，切实提高供电可靠性，保证电网的安全稳定运行。

2.备自投原则性要求

1）工作电源确实断开后，备用电源才允许投入，以免备用电源投入到故障元件。

2）备自投装置只允许动作一次。当工作母线发生永久故障时，备自投动作，但由于故障依然存在，继电保护加速将备用电源断开，不允许备自投装置再次动作，以免对备用电源造成不必要的冲击以及扩大停电范围。为此，备自投装置在动作前应有足够的充电时间，一般为15s。

3）备自投的动作时间应尽量短，停电时间短对用户有利，但对110kV及以上电压等级线路，备自投的投入时间应躲过线路重合闸的时间。防止备自投动作后合于故障或备用电源倒送电的情况。但故障不应由备自投切除，故备自投动作跳工作电源的时限应长于有关所有保护和重合闸的最长动作时限[1]。

4）手动跳开工作电源时，备自投不应动作。装置引入各工作断路器的合后接点，就地或远控跳断路器时，其合后接点断开，备自投退出。若无法引入合后接点，在人工切除工作电源前，应保证备自投退出工作，可以用手动切换开关退出，或解开相应出口压板或由整定退出。

5）备自投装置应具备切换备自投工作方式及闭锁备自投的功能。备自投备用对象故障，应闭锁备自投。

6）当备用电源不满足有压条件时，备自投不应动作。电力系统故障有可能会使工作和备用母线同时失电，此时备自投不应该动作，特别是一个备用电源作为多段工作母线的备用时，若此时备自投装置动作造成所有工作母线上的负荷全部转移到备用电源上，易引起备用电源过负荷。

7）工作母线失压时还必须检查工作电源无流，才能起动备自投，防止TV二次三相断线时造成的误动。只有工作电源确实被断开后，备用电源才能投入。

3.原运行方式

3.1运行方式介绍

图1110kV浩然站原备自投运行方式

110kV浩然站是由两回110kV线路供电的终端变电站，为保证供电可靠性，110kV配置有备自投装置。110kV分段1012开关并列运行，Ⅱ线作为Ⅰ线的备用电源热备用于110kV2M，这种方式称为进线备自投方式。

进线备自投方式有2回及以上110kV线路电源，且正常运行方式下1主1备运行方式的110kV变电站，包括110kV系统母线接线方式的变电站及桥型接线方式的变电站。在Ⅰ线发生故障时，备自投按照动作逻辑自动投切供电线路，使Ⅱ线供全站负荷。

3.2明备用方式下保护配置

110kVⅠ线和Ⅱ线分别配置南瑞继保RCS-943线路保护，主保护为纵联差动保护，具体配置见表1。

表1110kVⅠ线和Ⅱ线保护配置

110kV1M、2M分段1012开关配置有RCS-923充电和过流保护，由于保护范围太小，母线和主变故障时电流差异较小，无法整定合适的过流和充电电流定值，所以充电和过流保护均未投入。110kV1M和2M相当于一段母线运行。所以，明备用方式下，分段1012开关没有配置任何保护，无法区分故障母线，只能通过自投逻辑让备用电源自投于故障母线后再跳闸。

3.3自投动作逻辑

在此方式下，备自投可以正确动作于线路故障的情况。在线路发生区内永久性故障时，纵联差动保护动作切除Ⅰ线两侧开关，备自投装置检测到母线失压、Ⅰ线无流、Ⅱ线有压后，发令跳Ⅰ线本侧开关，确认Ⅰ线本侧开关分闸后，再延时自投Ⅱ线开关，使全站负荷转为Ⅱ线供。

但当110kV1M发生母线故障时，线路对侧距离Ⅱ段保护动作切除Ⅰ线对侧开关，此时备自投装置同样检测到母线失压、Ⅰ线无流、Ⅱ线有压后，发令跳Ⅰ线本侧开关，确认Ⅰ线本侧开关分闸后，再延时自投Ⅱ线开关，而Ⅱ线自投于故障母线导致线路对侧距离Ⅱ段保护动作跳Ⅱ线对侧开关，自投动作失败，造成全站负荷损失。

3.4自投动作缺陷分析

当发生110kV母线故障时，由于故障在线路主保护区外，本侧保护装置判为反方向故障，所以故障发生的第一时间内差动保护不会动作，而是由对侧的距离Ⅱ段保护延时动作切除对侧开关，此时备自投装置检测到110kV母线失压、Ⅰ线无流、Ⅱ线有压，发跳闸命令给本侧Ⅰ线开关，在确认开关分闸后，延时2.3秒自投Ⅱ线开关，此时合于故障母线，线路对侧距离Ⅱ段保护动作跳Ⅱ线对侧开关。最终导致110kV1M、2M母线失压，全站负荷损失。这对于深圳大都市对于供电可靠性的高要求是不相符的。

导致110kV终端变电站全站负荷损失，最直接的原因是110kV单分段的接线方式没有配置分段保护，在发生母线故障时无法通过保护来缩小故障范围，从而使备自投装置动作于故障母线，造成自投失败导致负荷损失。

4.运行方式优化

110kV分段（母联、桥）开关备自投方式，是指正常方式下110kV桥开关热备用运行的桥型接线方式的110kV变电站，以及正常方式下110kV分段或母联开关热备用运行的母线接线式变电站。

鉴于明备用方式下，分段开关无法起到缩小故障范围的作用，所以考虑将110kV母线采用分列运行的方式，Ⅰ线和Ⅱ线分别带一段母线运行，此时，Ⅰ线和Ⅱ线通过110kV分段开关互为暗备用，如图2所示。当其中一条线路发生故障时，备自投装置通过正确的动作逻辑合上110kV分段开关，全站负荷不会受到损失，从而保证了较高的供电可靠性。

其中软压板与硬压板通过逻辑与实现功能的投退，分段保护定值中充电保护软压板定值整定为1，保护通过硬压板控制。分列运行时，通过硬压板投入充电保护，充电过流定值为2A。其定值单见表3。

表3110kV分段开关保护定值

4.2母线故障时自投动作过程

在其中一段母线发生故障时，线路依然是对侧距离保护动作切除对侧的开关，此时备自投装置检测到故障母线无压、进线无流，发令跳本侧进线开关，在确认本侧进线开关分闸及另一母线有压后，自投动作合上110kV分段开关，分段开关自投于故障母线，再发跳闸命令，自投失败。此时不影响另一段母线的正常运行。

4.3与10kV自投逻辑配合

110kV终端站大都配置有10kV分段备自投装置，通过两级备自投动作时间配合，可以实现灵活多样自投方式，最大限度地保障供电可靠性。

如发生上述一段母线故障时，在110kV备自投装置自投动作失败后，下一级分段备自投通过正确的逻辑合上10kV分段开关，实现了全站负荷无损失。110kV备自投动作整定时间为2.3秒，在保证10kV分段开关自投动作时间大于2.3秒的前提下，就可以实现两级备自投动作配合。而10kV分段备自投实际定值整定为2.7秒。

110kV备自投和10kV备自投定值单分别见表4和表5。

表4110kV备自投保护定值

在110kV终端变电站中，供电电源单一，提升其供电可靠性是城市电网发展的新要求，备自投是根据电源的工作情况，自动投入备用电源的自动保护装置。如何利用运行方式的优化考虑充分发挥备自投装置的功能是值得探讨的课题。本文简单介绍了110kV分段开关由并列运行转分列运行之后，带来运行方式的灵活转变的效果，再配合下一级备自投装置，实现了110kV母线故障时的不损失负荷，保障了城市电网的可靠供电。目前深圳电网110kV备自投配置方式大都由原来的进线备自投转为了分段开关自投方式，通过和下级备自投装置时间配合完成了在110kV一段母线故障情况下的自动转供电，同时减轻了进线备自投方式下单回线路的负荷压力。

致谢：

最后要感谢王世刚班长在论文完成的过程中给予的无私帮助和悉心指导，他严谨的工作态度、扎实的专业技能都是我学习的榜样，感谢工作中前辈和同仁的无私分享，使我在专业理论和实践技能上收获良多。

参考文献：

[1]崔家佩.电力系统继电保护与安全自动装置整定计算[M].北京:中国电力出版社,2006.

[2]NDB310数字式备用电源自投装置说明书