（广东电网有限责任公司东莞供电局 广东东莞 523120）
摘要：详细解析了备自投装置在常规变电站的动作原理，结合典型接线模式综合分析常规变电站备自投装置的充电条件、启动条件、放电条件、动作逻辑、切负荷策略，同时分析了主变低后备保护、10kV接地变保护、10kV分段开关保护、母线保护、失灵保护动作、手跳和PT断线闭锁备自投等外部闭锁开条件的必要性，阐述了不同备自投方式的应用场景。
关键词：备自投装置；动作逻辑；切负荷策略；闭锁条件
引言
随着用户对供电可靠性要求的提高，电网故障对社会经济的影响越来越大[1]。备自投装置即为备用电源自投装置，当主供电源故障导致母线失压时，通过启动备自投装置即可将失压母线的负荷转至备用电源，大大缩短负荷停电时间，从而提高电力系统供电可靠性。而备自投装置充放电条件、闭锁条件、动作原理与其能否正确动作息息相关[2]。
1、备自投方式及动作原理
根据要求，备自投装置必须确保主供电源断开，才能将备用电源投入；并且备自投装置只允许动作一次，动作投入备用电源的延时时间必须大于最长的外部故障切除时间[3]，以防止合于故障，典型一次主接线图如图1所示。
图1 典型一次接线图
备自投装置启动后，直接将失压母线负荷切换至备用电源，可能存在备用电源过负荷的情况，此时需要在备用电源切换前切除一定的负荷。
主供线路和备投线路互为备投，并提前分组设定。设线路备投优先级为0、1、2；“0”表示不参与备投，“1~2”表示参与备投，且优先级为“1”的同组线路优先投入，根据备投线路组可带负荷量计算需切负荷量。同时设切负荷线路的优先级依次为0~9，其中0表示不切；1~8表示可切负荷，并且优先级较小的先切，9表示小电源线路。当小电源线路投入时，首先切除小电源线路，然后按照优先级顺序依次切除允切压板投入的线路负荷，直至满足“过切最少”原则。
1.1 方式一（二）进线开关备投
此种方式下，将线路分为主供线路和备用线路两组。主供线路需满足以下条件：1）退出线路检修压板；2）开关在合位；3）线路切换后电压大于（判定线路有压的设定值）。备用线路需满足：1）检修压板在退出状态；2）开关在分位；3）线路切换为电压大于（表示本侧母线刀闸在合位）；4）线路PT测量电压大于（表示对侧开关合位且有源）。
以线路I为主供线路，线路II为备用线路，即合位、分位、合位，两台主变并列运行。
充电条件：1）备自投功能压板投入；2）合位、分位、合位；3）两段母线三相均有压；当上述条件同时满足，经过延时，备自投装置充电完成。
启动条件：1）两段母线电压小于母线无压定值；2）主供线路无电流；同时满足上述条件，备自投装置经延时启动
放电条件：1）装置动作；2）有闭锁开入；3）开关位置异常；4）备自投跳开故障线路开关后，在规定时间内检测不到在分位；5）不满足充电条件任意一项。满足上述条件之一，备自投装置立即放电。
动作过程：以线路I故障跳开导致#1母线失压为例，说明备自投动作逻辑。
步骤1：充电条件满足，经延时备自投装置充电完成；
步骤2：检测到#1母线失压，启动条件均满足，经延时启动装置，出口跳开关，在时间内检测到开关处于分位，继续动作逻辑，否则装置放电，备投失败。
步骤3：设初始备投优先级为1，令最大可备投次数为备投线路组别的备投优先级最大值；
步骤4：检查当前优先级的备投开关在启动前5s是否可备投，是则进入步骤5，否则，进入步骤8；
步骤5：检查计算是否需要切负荷，是则进入步骤6，否则进入步骤7：
步骤6：若该站带有小电源，则装置首先出口切除小电源，然后按负荷优先级依次切除负荷线路；
步骤7：经延时后，合备投线路开关，若在时间内检测到#1母线电压恢复，则报备自投成功，否则进入第步骤8；
步骤8：令，若，则返回步骤5；若，则报备自投失败。
1.2 方式三（四）进线/分段开关备投
即合位、合位、分位，两台主变分裂运行，即为分段开关自投模式。
充电条件：1）备自投功能压板投入；2）合位、合位、分位；3）两段母线均三相有电压；同时满足上述条件，并经过延时，装置充电完成，备自投功能开放。
启动条件（以#1母线失压为例进行说明）：1）#1母线三相电压小于无压启动定值；2）线路I无电流并且#2母线三相均有电压；同时满足上述条件，经一定延时，备自投装置启动。
放电条件：1）装置动作；2）有闭锁开入；3）开关位置异常；4）备自投跳开故障线路开关后，在规定时间内检测不到在分位；5）不满足充电条件任意一项。满足上述条件之一，备自投装置立即放电。另外，母联开关状态改变或者母线PT三相断线导致充电条件不满足时，延时放电。
动作过程：以线路I故障跳开导致#1母线失压为例，动作逻辑与方式一（二）进线开关备投大致相同，只在步骤7中为合备投母联开关。
说明备自投动作逻辑。
1.3 方式三（四）主变/分段开关备投
常规变电站10kV母线有四段，如图2所示，正常运行时501、502甲、502 乙、503开关合位，分段500开关、550开关处于分位。
图2 常规变电站接线图
当501开关跳开，10kV#1M母线失压，备自投装置充电完成，检测到10kV#1M母线失压，首先出口跳开501开关，然后合上500，再跳开502乙，合上550开关。恢复10kV#1M母线失压，同时防止一台主变带三段10kV负荷导致主变过载。在跳开502乙开关之前，需要判断#2主变两个变低电流矢量和是否超过均分负荷定值，若不超过，则无需给550备自投发送均分负荷信号，550备自投无需动作，即无需跳开502乙开关及后续相关逻辑，由#2主变带#1M、#2甲M、#2乙M；若超过，则550备自投动作，跳开502乙，合上550开关。
2、闭锁条件
1）当外部发生故障时，若通过跳开开关能将故障隔离，备自投装置动作可有效恢复失压母线电压[4]。但是当主变变低开关与10kV元件之间有故障时，主变变低后备动作跳开主变变低开关，该段母线失压，但是若按照母线失压备自投动作的逻辑，则会将分段开关合于故障母线电压，因此主变低后备保护闭锁备自投、10kV接地变保护动作、10kV分段开关保护动作也会闭锁备自投，母线保护动作和失灵保护动作闭锁备自投也是因为上述原因。
2）备自投装置启动条件之一为母线三相电压小于无压启动定值，但实际运行中，母线失压有两种可能：1）保护动作于故障跳开主变变低开关；2）母线PT断线，导致没有采集到实际的电压信号；为避免第二种情况的发生，备自投装置采用PT断线有流闭锁，即此时若有线路电流，则闭锁备自投装置动作。
3）手跳闭锁备自投装置，此时为人为调整运行方式，并不希望备自投装置启动并动作，此时也需要闭锁备自投。
3、结束语
在常规220kV变电站中，方式一（二）进线开关备投常用于220kV、110kV线路，方式三（四）分段开关备投用于母联备投或分段备投，当方式三（四）用于10kV分段开关备投时，不仅需要考虑是否切负荷，同时需要考虑同一台主变变低两段10k V母线均分负荷，因此备自投装置用于不同电压等级有细微差别；同时为避免出现开关合于故障或者人为不希望开关合上的情况，设置了闭锁备自投的开入，不同的闭锁条件也是备自投验收过程中需要验收的内容，与其充放电条件、动作逻辑、切负荷策略一样重要。
参考文献：
[1]张扬．基于常规变电站备自投原理及应用概述[J]．科技创新与应用，2018（16）：165-166．
[2]吴丹阳．10 kV进线（联络）备自投逻辑设计要点分析[J]．机电信息，2018（33）：1-2．
[3]傅兴强，李印阳，简学军．备自投动作逻辑测试辅助装置的设计与实施探讨[J]．通讯世界，2018（02）：238-239．
[4]赵慧峰，石利宏，梁凤珍．变电所低压母联备自投原理及运用[J]．设备管理与维修，2018（11）：61-64．
论文作者:胡美玉
论文发表刊物:《河南电力》2019年1期
论文发表时间:2019/8/30
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