备自投装置在桂林电网中的应用分析

董粹宏

(桂林供电局，广西 桂林 541002)

桂林是世界旅游名城，对供电可靠性要求很高；但由于桂林电网网架还很薄弱，目前采取的是220 kV网络合环、110 kV网络开环的运行模式。为了保证桂林电网的安全稳定运行，大部分变电站均采取了备自投的形式。多年来，备自投装置在桂林网区中已得到了广泛的应用，并且取得了不错的效果。

1 桂林电网备自投装置的应用情况

截至2011年底，桂林电网所辖范围包括桂林市区及12个县，网内共有变电站60座，总容量为7 783 MVA。其中，500 kV变电站1座，容量为1 500 MVA；220 kV变电站12座，容量为2 940 MVA；110 kV变电站47座，容量为3 343 MVA。网内110 kV及以上线路总长度约2 707 km。

桂林电网备自投装置的接入方案有以下几种：110 kV进线备投、110 kV远方备投、110 kV母联备投、110 kV桥开关备投、35 kV母联备投和10 kV母联备投。桂林电网备自投装置应用现状如表1所示。

随着电力系统的发展，当前的电网越来越注重其经济性和供电的不间断性，为了提高重要负荷的供电可靠性，系统提供了多个电源且自动进行投入切换。桂林电网110，35 kV和l0 kV母线多采用单母线分段接线，且普遍应用了备自投装置。因此，适时结合变电站实际运行方式，选择合适的备自投接入方案，对提高桂林电网供电可靠性具有相当的实用价值。

表1 桂林电网备自投装置应用现状

2 桂林电网备自投装置配置种类及优缺点

2.1 进线备自投模式

现场应用。如图1所示的系统接线方式，如果木棉站－灵川站－大丰站环网运行，就必须设置一个开环点。否则，如果220 kV系统中的元件出现故障，可能会造成110 kV木灵线或110 kV大灵线过载，威胁线路安全。灵川站正常运行方式是由220 kV木棉站供电，大丰站线路充电至灵川站183开关，在183开关热备用开环。

原理逻辑。当灵川站母线失压时，如果检测备用电源线路(110 kV大灵线)有电压，则跳开主供电源184进线开关，然后合上备用电源183进线开关，实现线路向母线备投，但前提条件是变电站具有一主一备2路电源。

分析理解。图1中，为保证灵川站的可靠性，充分发挥灵川站183备用线路的效用，通常在灵川站装设110 kV备自投。在木灵线故障时，110 kV备自投检测到灵川站母线无压，经6 s延时后，自动断开灵川站184开关，合上183开关，恢复对灵川站的供电。

图1 110 kV进线备投接入方案

该模式优点是：逻辑简单，判断准确，有多年可靠的运行经验。该模式缺点是：在多个站手拉手网络中不适合投入进线备投，需要投入远方备投。

2.2 远方备自投模式

现场应用。如图2所示的系统接线方式，在大丰站－南洲站－七星站－挡村站手拉手网络中，七星站153开关热备用开环，七星站进线备投投入，南洲站是远方备自投投入。

图2 远方备投接入方案

原理逻辑。以大丰站－南洲站－七星站－挡村站此环为例，“手拉手”电网结构中所串接的2个变电站，南洲站与七星站之间敷设有光纤通信网，可实现专用光芯通道，因此选择在七星站153开关热备用开环，七星站是进线备自投投入，南洲站是远方备自投投入。

分析理解。如果110 kV挡七线瞬间故障，挡村站127开关跳闸后重合成功，七星站备自投不动作；如果110 kV挡七线永久性故障，七星站110 kV备自投动作，跳开154开关，合上153开关；如果110 kV七洲线永久性故障，南洲站163开关跳闸，备自投均不动作。如果110 kV大洲线发生永久性故障时，大丰站109开关线路保护动作跳闸，南洲站备投装置检测到母线失压以及164开关无电流后先跳开164开关，并且南洲站备投装置立即通过光纤通信网向七星站发出一个请求启动备投的信号。七星站收到南洲站的请求启动备投信号并检测到110 kV七洲线线路无电压后，立即合上七星站153开关，恢复南洲站供电。

该模式优点是：远方备自投可广泛应用于各种电压等级的“手拉手”式电网接线方式，且只需对传统备投逻辑进行修改或重新设计，并增加一些开关量输入，就能确保“手拉手”电网结构中所串接的2个(或3个)变电站同时实现备用电源自投，从而保证了电网的运行安全。该模式缺点是：由于备自投装置、重合闸装置和保护装置之间的放电和闭锁回路等没有严格的配合，在没有经过充分的科学论证并对其之间的时间配合进行改造前，不要同时投入备自投和重合闸2种功能。当此环中任一条线路检修或故障时，备自投均要退出，使供电可靠性大大降低。

2.3 桥接线备投模式

现场应用。目前桂林网区内只有社门山站是桥接线，投入了桥开关备投，系统接线方式如图3所示。正常运行方式是：在社门山站桥母联100开关、35 kV母联300开关、10 kV母联900开关正常开环；110 kV桥备投、35 kV和10 kV备自投均投入；110 kV良社线带社门山站110 kV I段母线、1号主变、35 kV I段母线、10 kV I段母线运行；110 kV田社线带社门山站110 kV II段母线、2号主变、35 kV II段母线、10 kV II段母线运行。

图3 内桥备投接入方案

原理逻辑。该模式中桥100开关在断开位置，逻辑过程中备自投装置判断123开关或126开关偷跳时，合100开关保证2条110 kV母线正常供电。

分析理解。以社门山站110 kV II段母线备110 kV I段母线为例。若110 kV良社线发生永久性故障，造成社门山站110 kV I段母线失压，良社线电流小于电流整定值，判断110 kV II段母线有压，备自投装置延时t1跳开123开关；确认100开关在断开位置后，延时t2合100开关。

该模式优点是：内桥接线投资少，接线清晰简单，检修维护量小，桥备投定值区切换至进线备投定值区方便快捷，灵活性大。该模式缺点是：内桥接线相关的一次倒闸操作复杂，容易引起误操作，注意事项多，继电保护等相关二次接线复杂。

2.4 10 kV母联备自投模式

现场应用。如图3所示，社门山站10 kV备自投的整定动作时间长于110 kV备自投，如果上一级110 kV备自投动作后恢复了电源点，则10 kV备自投不应该动作。

原理逻辑。该模式中，运行方式为2台变压器并列运行，10 kV母联900开关在断开位置；逻辑过程中备自投装置判断高压侧开关断开时，合900开关，保证2条10 kV母线正常供电。

分析理解。以社门山站为例，如果110 kV良社线发生永久性故障，110 kV I段母线失压；如果110 kV桥备投动作未成功，造成10 kV I段母线失压，电流小于电流整定值，10 kV II段母线有压，备自投装置延时t1跳开901开关；确认901开关在断开位置后，延时t2合900开关，10 kV I段母线负荷转由10 kV II段母线供电。该方案中备自投装置发挥了2条10 kV母线互备作用，保证了2条10 kV母线出线供电的不间断性，提高了重要负荷的供电可靠性。

该模式优点是：提高了10 kV配网的供电可靠性。该模式缺点是：有些负荷较重的变电站不能投入10 kV备自投，因为当备自投将负荷切换给另一台主变后，有可能造成主变过负荷，因此在备投投入前必须进行校核。

3 备自投装置的一些值得注意的问题

(1)对于备自投装置仅做模拟试验是不够的，必须在进行实际带负荷的相关试验后方可投入运行。备自投试验应尽量选择在半夜或凌晨负荷较低的时间段来做，以减少对用户及其设备的冲击损害。

(2)必须通过制定现场运行规程来规范备自投的运行管理。变电站现场必须有备自投装置的压板具体如何投退的相关规定，以杜绝值班员漏投退备自投的出口压板或漏送装置电源的情况发生。

(3)制定电网相关环路的备自投装置作业指导书，记录各变电站投入的备自投装置类型并及时更新备投状态。涉及备自投装置投退的复杂操作要做到闭环管理；检修结束操作完毕要检查备自投装置的压板。

(4)由于备自投装置、重合闸装置和保护装置之间的放电和闭锁回路等没有严格的配合，在没有经过充分的科学论证并对其之间的时间配合进行改造前，不要同时投入备自投和重合闸2种功能。

(5)由于厂家和装置型号不同，改进后的备投逻辑和信号回路设计也有所不同，要做好对应于不同类型的备自投装置投退的相关培训工作。

(6)针对小水电站多、低压母线上10 kV出线有小水电并网的情况，在分段断路器自投时，应只断开各自母线上的10 kV小水电线路开关。当分段开关合上后，还应有过负荷联切功能，断开相应的10 kV出线断路器，将负荷限制在此时运行的主变容量以下，以避免主变因超载导致损坏。

(7)当系统中存在多级备自投装置时，应考虑各级备自投装置间的关系。原则上高电压等级、高可靠性、影响面大的备自投装置先动作，低电压等级、低可靠性、影响面小的备自投装置按躲过上级备自投装置整定。

(8)考虑到备自投装置的工作特点，在高压侧采用内桥接线方式时，其主变内部故障应闭锁内桥备自投；对10 kV母联备投则宜设主变低压侧过流闭锁母联备投；对各侧母差动作，则均设母联备自投闭锁，这样可避免事故扩大，保证另一段母线的可靠工作。

(9)在备自投装置跳进线开关的同时，如果母线上有接地变压器带消弧线圈，应核算备自投装置动作后消弧线圈的脱谐度，如果存在谐振过电压的可能，则应切除接地变压器。110 kV及以上中性点有效接地的系统中，要防止备自投装置动作中对失去中性点接地的变压器充电和电源切换后上一电压等级的系统失去有效的中性点接地。

4 结束语

作为电力系统中的一种重要的自动装置，备自投装置对提高系统稳定性、供电可靠率有着不可替代的作用。近年来，对电能质量，尤其是对供电可靠性的要求不断提高，而微机技术的发展运用使实现更高可靠性、更灵活的智能型备自投装置成为可能。备自投装置已在桂林电网中得到广泛应用，为保证桂林电网的安全稳定运行起到了积极作用。备自投装置的逻辑简单，但应用中所涉及的元件和系统因素较多，如何提高备自投装置的动作成功率和可靠性，仍然需要不断总结经验，并对各种问题进行深入研究，以保证电网安全运行。

1 张 鹏,郭永基.电气主接线可靠性评估的区间方法[J].电力系统自动化，2004，28(19).

2 DL400-91 继电保护和安全自动装置技术规程[S］.能源部，1991.