摘要：针对双电源单回链电网结构区域供电网络存在的电网风险，提出了一种远方备自投策略。通过加装光纤通道接口、数字接口装置，实现与光纤网的接口，建立保护信号传输通道，远方备自投利用传输通道向对侧装置发送远方自投信号，实现两个变电站备自投的相互配合。该策略有效化解了双电源单回链电网结构变电站全站失压的电网风险，提高了电网的供电可靠性。
关键词：双电源单回链；电网结构；远方备自投
110kV及以下中小地区电网的网架结构大多不完善，且继电保护装置未全面实现瞬时保护，所以通常采用环网布置开环运行，即在受电终端的开环点加装备自投自动装置（以下简称“备自投”）。当工作电源因故消失时，备用电源开关自动投入，以起到保持电网稳定和提高供电可靠性的作用。然而，对于双电源单回链电网结构区域供电网络，当电源线路发生永久性故障或其它原因引起电源线路中断时，变电站无法通过备自投自动恢复供电。本文针对这种电网结构，提出一种远方备自投策略，有效化解了电网风险，提高了区域用电负荷的可靠性。
一 双电源单回链电网结构基本概述
1.1 基本概况在某些以110kV为主的中小地区电网体系中，其网架结构相对不够完善，尤其是其继电保护装置未能实现全面的瞬时保护机制，导致环网布置开环运行，即在受电终端开环点假装了自投自动装置，这就是“备自投”。如果一旦工作电源由于各种故障而消失，“备自投”就会自动开启投入工作运行，但在以双电源单回链地网结构区域中，如果电源线路发生终端或永久故障，变电站的备自投自动恢复功能是无法实现的。所以要设计一种远方备自投策略，从根本上化解电源故障电网风险，提高区域用电负荷控制有效性。
1.2 基本结构某些偏远地区的110kV变电站会采用双电源单回链电网结构，在正常状态下，该电网结构采取解环运行，其解环点一般在110kV变电站的分段线路断路器上，或者变电站的全站负荷、母负荷或断路器合位上。在变电站升压同时并入系统电网后，能够满足并网的双电源双通道技术要求。二、双电源单回链电网结构所存在的弊端问题一般来说，110kV变电站会配置本地常规备自投、断路器进线备自投以及分段备自投功能装置，并按照已有电网接线与备自投动作逻辑来进行技术操作。但在该操作过程中，变电站本身是面临着全站失压电网风险的。为了避免由风险所引发的电网事故发生，就要对变电站的备自投动作逻辑进行修改，但同时可能会造成110kV电网线路故障，导致变电站110kVII母无压或保护拒动故障。同时由于无法有效隔离故障点，还可能造成变电站备自投动作后故障的进一步扩大。按照电网安全自动装置反事故措施中的相关要求，应该允许备自投装置使用备用电源开关，所以变电站在设备改造后应该禁止备自投运行。
二 双电源单回链电网结构远方备自投策略的实施分析
2.1 基本概述如上文所述，双电源单回链电网结构趋于供电网络是存在较大的电网风险的，所以需要在变电站内部安装远方备自投装置，基于技术逻辑上形成有效配合，有效缓解电网风险问题。具体说，它就利用到了110kV电网线路已有光缆，并为其新增设光纤通道接口装置与数字接口装置等等额外设备，组建一套完整的信号传输通道。如果110kV变电站电源线路发生任何故障，其中所配备的远方备自投装置就会通过自动技术协调来及时改变变电站断路器的实时状态，并同时快速恢复失压变电站的正常供电能力。如此操作能够在一定程度上提高设备的生产工作适应性，基于某种程度为企业节约投资成本。客观讲，远方备自投策略能够满足当前变电站常规备自投所有的技术原则。
2.2 实施思路针对110kV变电站电网所发生的永久性故障，经过分析可能是由于电源侧断路器重合闸动作不成功所造成，所以要采用远方备自投装置。它在认定电网断路器断开后，会发出远方自投信号来对变电站分段断路器进行调整，以恢复供电，发挥远方备自投装置应有功能，明确实施思路
三 双电源单回链电网结构远方备自投策略
3.1 备自投装置
智能备自投装置通过检测频率来启动，灵敏度更高，但只适合没有接入大容量的波动负荷如高压电动机的变电站，否则波动负荷在启动的过程中，会导致频率波动较大，使备自投装置误启动。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆当判据满足启动要求，同时检测到线路断路器断开，备自投装置动作，控制线路断路器合闸，恢复对A站供电，满足系统对供电可靠性要求。母联备自投启动判据与线路备自投相同，即110kV母线的电压是否小于无压整定值且线路的电流是否为0，或者系统频率是否出现较大偏差。当判据满足启动要求，同时检测到线路断路器或者线路断路器有任何一个断开，备自投装置动作，控制母联断路器合闸，恢复对分段母线的停电侧的供电，满足系统对供电可靠性要求。对于110kV母线接有小电源， 110kVA站采用线路备自投，当发生主供电源线路断开，由于有小电源接入，变电站母线电压不会在短时间内下降至无压整定值，无法满足备自投装置立即启动的判据。仍然无法处理小电源出力与负荷保持平衡，频率不变的情况。对于站长时间停电，不满足负荷对供电可靠性要求。因此，宜采取联切小电源的方法，当备自投装置检测到线路断路器跳闸，同时动作于小电源断路器，切除小电源，由于没有小电源电压的支撑，频率差很快满足备自投装置启动判据，备自投装置动作，控制线路断路器合闸，恢复对供电，同时通过自动准同期合闸装置，投上小电源，可满足系统对供电可靠性要求。为了缩短停电时间，缩短备自投装置动作时间，对于有小电源的接入，需要加强对小电源接线的管理，便于小电源的投切控制。
3.2 备自投的时序配合与负荷均分功能类似
上一级备自投的当前状态、功能标志、计算策略等将影响下一级备自投的计算策略。实际运行中，上一级备自投仅涉及单一的备自投，最后一级涉及多个备自投，因此，采用分轮次的时序处理方法，具体如下。一是按备自投时序参数分为多个校核轮次，优先校核上一级备自投。二是当上一级备自投功能标志为“自动控制”时，假如Ｎ－１故障校核时当前轮次出现过载设备，则生成该备自投退出策略，同时进入下一轮校核。反之，结束该一次设备Ｎ－１故障校核过程。三是当上一级备自投功能标志为“就地退出”时，无论当前轮次Ｎ－１故障校核是否出现过载设备，固定进入下一轮校核，同时根据校核结果给出该备自投的投退策略。四是当上一级备自投功能标志为“就地投入”时，无论Ｎ－１故障校核是否出现过载设备，固定不进行下一轮校核，同时根据校核结果给出该备自投的投退策略。五是最后一轮校核涉及多个备自投时，按最优投退方法确定备自投投退组合，并结束该一次设备Ｎ－１故障校核过程。
3.3 备自投建模是进行备自投策略分析和控制的前提
模型搭建必须与电网实际配置的备自投一致，应满足备自投动作条件、动作时序、控制信息等技术要求。异常工况检测包括一次设备连接关系异常、网络拓扑计算异常、状态估计收敛异常、测试状态等异常检测，上述任一异常工况，均会影响备自投投退策略的准确性。系统在进行备自投策略分析之前循环检测上述异常信息，如果无异常信息，直接进入备自投策略分析环节。反之发布异常告警信息，提醒运行监控人员及时开展消缺，并进入紧急处理程序。紧急处理程序根据系统近期正常运行时的历史策略生成紧急处理方案并生成相关备自投的投退策略，然后直接进入备自投策略执行环节。紧急处理程序基于确保电网安全的角度出发，分析最近一周内备自投历史投退策略。假如某备自投曾经生成退出策略，则紧急工况下退出该备自投，反之紧急工况下投入该备自投。这样的处理方法可能执行与当前实际情况相反的控制策略，但最大限度地避免了因备自投动作导致设备过载的可能性，且处理思路与传统的人工校核一致。考虑到紧急工况出现的概率较低且持续时间短，异常消失后，系统将执行与当前实际情况一致的控制策略，因此这种短暂的不一致是可以接受的。备自投策略执行环节直接将备自投投退策略分析或紧急处理环节生成的备自投投退策略与备自投实时状态进行比对，筛选出投退策略与当前状态不一致的备自投，进一步生成上述备自投的控制策略，并将其转化为备自投遥控队列，利用二次设备远方控制技术，自动完成备自投软压板投退操作，实现备自投功能闭环实时控制。
四 结语
总体来说，在使用了远方备自投装置以后，变电站能够投入健康运行，而且运行稳定可靠性均有所提高，特别是对地方变电站的全站失压电网风险化解效果明显，实现了区域用电负荷可靠性有效提高[2]。总结：文中简要论述了当前变电站采用双电源单回链电网结构后实施远方备自投策略的整个技术应用流程，它在消除电网风险的同时提高用电负荷安全可靠性，对我国具有相同特点的中小区域电网及变电站安全运行具有现实借鉴价值。
参考文献：
[1]伍红文,钟康,黄金凤等.双电源单回链电网结构远方备自投策略探讨[J].广西电力,2017,40(2):30-32.
[2]刘协文,黎永豪.纵联备自投在110kV变电站中的应用研究[J].新技术新工艺,2015(6):83-86.
论文作者:尤存 王莉红,吴继 官学彪
论文发表刊物:《当代电力文化》2019年第04期
论文发表时间:2019/7/15
标签：电网论文; 变电站论文; 策略论文; 装置论文; 断路器论文; 电源论文; 远方论文; 《当代电力文化》2019年第04期论文;