（1.国网上海市电力公司 上海市 200122；2.国网上海市电力公司电力科学研究院 上海市 200437）
摘要：备自投装置能够在工作电源发生故障时快速投入备用电源，是提高电网供电可靠性的重要手段，被大量应用于中低压电网中。上海500kV静安站由于特殊原因导致其220kV母线无法合环运行，在上级电源故障时只能依靠下级大量备自投装置的陆续动作来恢复供电，大大增加了停电的风险。本文在此背景下，研究了在500kV静安站配置220kV备自投装置的逻辑特点与整定值设置，并对其动作过程对一次设备、二次保护的影响进行了仿真试验，利用数字动模对该备自投的逻辑正确性进行了验证。
关键词：220kV备自投；逻辑配置；整定值；数字动模
1 引言
上海电网500kV变电站220kV侧一般合环运行，并满足500kV、220kV系统“N-1”标准，因而本无需装设220kV备自投装置。但地处市中心核心区域的500kV静安站为线路-变压器组接线方式，且由于500kV长电缆线路高压并联电抗器因现场条件限制无法安装，造成其220kV侧母线只能分列运行。这也是造成“6.5”事件影响扩大的原因之一。因此有必要在静安站220kV电压等级上研究增设备自投装置的可行性，从而达到快速有效恢复供电的目的。
2.功能方案配置
2.1 接线方式及动作过程
500kV静安变电站220kV侧采用双母双分段接线方式（图1），其中两台500kV主变T1、T2分别连接至220kV的I/II母线与III/IV母线，正常运行时，分段断路器FD-1、FD-2分位，母联断路器ML-1、ML-2合位，I/II母与III/IV母分列运行。
在此接线上配置两台分段备自投，称为“T1主变备自投”与“T2主变备自投”，每台装置均可对两台分段进行单向备自投，例如，T1主变备自投在I/II母失电时，可通过FD-1与FD-2开关的合闸来恢复I/II母的供电。
T1主变备自投的充电条件为：I母或II母三相有压，CB-1开关处于合闸位置，分段开关FD-1、FD-2均在分位，经整定充电时间后充电完成。其动作过程为：当T1主变故障或500kV线路故障导致220kV母线失压后，备自投检测到I母、II母三相无压且CB-1开关无流时，经延时再跳CB-1开关与ML-1开关，确认跳开后再分别经独立延时合FD-1、FD-2开关。
2.2 逻辑要点
a）失压三相判据
母线失压判据中要求三相均无压且无流后方可动作，由此可以躲过500kV线路单相重合闸过程，而不必考虑通过时间配合而使故障恢复过长，同时还能够避免母线PT断线而发生的误动作。
b）跳母联开关
备自投动作后，常规逻辑下仅跳开电源断路器，并不涉及母联断路器，但当500kV发生故障导致220kV两段母线失电后，若不跳开母联，将会出现带两段母线负荷同时冲击上级电源的情况，考虑每段母线至少带一台站内220kV负荷变并可能通过220kV馈线带对侧线变组变压器，从而将有三台以上变压器同时空充，极有可能造成上级500kV主变保护误动作。因此，本备自投在跳开电源断路器的同时跳开母联，而后两台分段断路器经过独立延时合闸，避免两段母线的同时冲击。
c）母线故障闭锁备自投
常规备自投在母线故障时应当闭锁，但考虑静安站所在中心城区的负荷密度大、失电影响较为严重，因此在判别出故障母线后，备自投仍可恢复非故障母线的供电。即假设I母发生故障引起失压时，闭锁FD-1断路器的合闸，在确认进线CB-1与母联ML-1均跳开后，合上FD-2分段以恢复II母的供电。此处的前提是，220kV母差保护到备自投的闭锁信号应能够根据小差计算的结果区分故障母线。
d）母线或PT检修
任一220kV 单段母线检修或一组母线 PT 检修时，考虑其母线所带负荷会切换至另一段母线，导致该母线带多台220kV变压器运行，为防止备自投动作过程中多台主变的励磁涌流对上级系统产生较大冲击，故在此检修工况下，应退出该侧备自投。即I母或II母检修时需退出T1主变备自投。
e）母差保护检修
基于上海电网的典型接线，当220kV母差保护任一套检修时，还应退出母差保护对应侧的备自投。以图2为例，根据典型设计，母联断路器上方与下方的两个CT次级电流分别接入I/II母第一套与第二套母差保护。假设T1变压器接于II母，I/II母第二套母差保护检修，则仅有母联上方的CT接入母差，此时如K2点发生永久死区故障，第一套母差的II母小差将动作切除II母支路及母联断路器，由于I母上故障虽在但没有电源，因此母差保护将感受不到故障电流而动作返回，如果T1变压器备自投合FD-1来恢复I母供电，将会合于故障母线，造成电网的二次冲击。因此为可靠起见，任一套母差检修时应退出该侧备自投。
d）定值整定
（1）备自投跳闸应躲过500kV主变、500kV线路及220kV母线发生故障后的最长动作过程，由于上海电网针对以上故障均配置了双重化的差动保护，并且由于备自投有压和无压均为三相判据，能够躲过500kV线路单相重合闸，因此可以认为上述故障发生后保护为瞬时动作，因而备自投跳闸时间无需与之配合。
（2）应躲过上述故障发生而断路器拒动后失灵保护的最长动作过程，上海地区500kV断路器失灵时间为0.2s，220kV断路器失灵为0.5s，并相应考虑断路器的分闸时间与故障后的去游离时间。
3 备自投合闸冲击过程仿真计算
由于在备自投的动作过程中，失电后的220kV主变在恢复供电的冲击过程中会产生大小不定的励磁涌流，而另一套运行变压器由于直接接地运行将会产生和应涌流，可能会导致变压器保护的误动作而造成负荷损失甚至全站停电，为此上海市调和中国电科院以500kV静安变为模型进行了相应的仿真计算[8]，为220kV备自投工程应用的可行性研究提供了依据。
仿真条件包括：在220kV母线带负荷或空载下分别随机合闸100次，合闸离散性不大于5ms，变压器剩磁40%，故障前500kV主变负荷率50%，合闸角分别为0°，30°，60°和90°，500kV及220kV变压器保护均采用国内主流厂家双重化配置，其保护判据采用稳态比率差动保护和15%的二次谐波制动。
从仿真结果看，多数情况下保护均由于制动量大于动作量而不动作，少数情况下失电后冲击的220kV变压器保护动作量会大于制动量，但二次谐波均能够可靠闭锁。备自投动作过程中220k变压器侧励磁涌流最大为6.46kA，220kV主变和应涌流最大为1.43kA，500kV变压器励磁涌流最大为6.11kA，涌流大小均在一次设备允许的范围内。
4 结论
“6.5”事件使得上海电网对供电可靠性的认识达到了新的高度，为全面考核220kV备自投工程应用的可行性，在前期对国内多地备自投使用经验调研的基础上，根据上海电网的接线方式与保护配置的实际情况，对500kV变电站内应用220kV备自投的逻辑要点进行了深入的研究，就备自投动作过程对一次设备和二次设备的影响进行了仿真计算，并在实际保护配置环境中对备自投的功能逻辑进行了动模验证。结论表明，220kV备自投的安装能够在高电压等级上快速就地恢复供电，保证了电网拓扑的稳定性。目前该装置已在500kV静安站成功投运。
论文作者:王锐1,邹晓峰2,甘忠1,杨建平1,涂崎1,刘海洋
论文发表刊物:《电力设备》2016年第18期
论文发表时间:2016/12/2
标签：母线论文; 故障论文; 断路器论文; 静安论文; 动作论文; 变压器论文; 电网论文; 《电力设备》2016年第18期论文;