城市电网中的远方备用电源自动投入

赵达维，刘天琪，卢政尧

（1．四川大学电气信息学院，成都 610065；2.四川省电力公司成都电业局，成都 610017）

城市电网中的远方备用电源自动投入

赵达维1，刘天琪1，卢政尧2

（1．四川大学电气信息学院，成都 610065；2.四川省电力公司成都电业局，成都 610017）

目前在城市电网中很难满足大部分110 kV变电站双电源进线的要求。为此针对某城市电网就本站备自投方案和远方备自投方案进行了分析，包括运行方式、通信方式以及其与继电保护装置的配合，并且从功能、技术和负荷损失等方面对两种方案进行了综合比较，得出远方备自投方案相对较优的结论。进而分析了远方备自投应用中存在的元件参数越限、备用电源无效配置和远方自投安全性不足等问题，并对其解决办法进行了探讨。

远方备自投；电力系统；城市电网；自动装置；继电保护

按照变电站建设对进线电源可靠性的要求，城市110 kV电网按照环网建设，开环运行，以220 kV变电站作为其电源点辐射供电。110 kV变电站均以中间变电站或终端变电站的形式进行设计和建设。然而，由于资金、用地等实际因素的制约，城市电网中220 kV变电站布点不足，110 kV网络建设相对比较滞后，大量采用T型接线和多站串接方式，往往无法保证110 kV变电站从不同的220 kV变电站得到供电电源。同时，由于部分变电站有电厂并网，存在备自投动作后电网与发电厂之间非同期的问题，就造成了本站备自投装置不具备投运条件的情况。因此，一旦主供电源发生事故，电网供电可靠性将大大降低。

随着我国经济建设和人民生活对供电可靠性的要求越来越高，变电站可靠互备的要求得不到满足的矛盾也就越来越突出。为解决这一矛盾，远方备自投[1～5]应运而生。在本站备自投装置的基础上增设发送和接受远方指令等功能即可构成远方备自投。远方备自投在动作前同样需要对若干条件进行逻辑判断，包括检测主供电源连接母线和备用电源连接母线的电压和相应开关的状态，也需要与继电保护和安全自动装置协同配合。不同的是远方功能的实现需要通过通信通道传输指令，因此需要为不同变电站备自投装置的联动增置站间通信接口和配套设备，装置内部逻辑回路也会更加复杂。

本站备自投装置在长期的电网运行过程中出现了许多问题[6～15]，但是都得到了较好的解决。随着远方备自投越来越多地被应用于城市电网，也出现了诸多有待解决的问题。为此，针对某城市电网就本站备自投方案和远方备自投方案进行了分析，包括运行方式、通信方式以及其与继保装置的配合，并且从功能、技术和负荷损失等方面对两种方案进行了综合比较，说明了增设远方自投功能的必要性。进而，对远方备自投应用中存在的问题及其解决办法进行了探讨。

1 典型应用方案

在实际城市电网中，存在较多两站和两站以上多站串联接线结构。远方备自投较多地被用于此类典型结构。

若变电站采用多站闭环串联接线方式，将产生220 kV和110 kV高压、低压电磁环网。电磁环网的出现容易引起系统热稳定破坏、动稳定破坏[16]，不利于电网的安全运行，还需配套安装故障后联锁切机、切负荷等安全自动装置。因此，城市电网中原则上不允许电磁环网运行，多站串联接线结构中的联络线开关应处于断位。如图1所示，联络线L2开关DL4处于合位，DL3断开热备用。

图1 两站串联接线结构Fig.1Serial structure of two substations

在正常运行方式下，220 kV变电站S1和S2分别作为110 kV变电站S3和S4的主供电源。若线路L3发生故障，S4站将失压。此时，需备用电源自动投入恢复对S4站的供电。然而，由于S4站本站备自投装置无法控制对侧S3站开关DL3，就需要为变电站S4本站备自投装置增设远方功能。当S4站失去主供电源后，其远方备自投完成一系列逻辑判断后向对侧S3站发出“请求远方合闸”指令，S3站接收到请求后发出控制指令合DL3。

2 实例分析

由于电网运行方式灵活、接线方式多样和存在并网电厂等原因，解决实际电网中变电站双电源进线的问题往往比远方备自投在典型多站串联接线结构中的应用方案更复杂。对某城市电网中远方备自投的应用实例进行分析。图2所示局部电网中存在9座变电站。B站作为P地区唯一一座110 kV变电站，对于保证向P地区用户可靠供电发挥着重要作用。

图2 区域电网拓扑结构Fig.2Topology structure of local power grid

2.1 本站备自投方案

如图3所示，B站110 kVI段母线有发电厂并网，35 kV线路所连变电站有发电厂并网。除DL3、DL4断开热备用以外，其他开关均在合位。电网正常运行方式下，B站作为A、D站备用电源，B站无备用电源。

图3 远方备自投的应用实例Fig.3Application example of remote automatic bus transfer equipment

若线路L5发生故障，发电厂与B站、F站和G站形成孤网，由于用电负荷远大于发电出力，该孤网很快瓦解，B站失压、负荷全失，F站、G站低周低压开关动作将发电厂解列，两个35 kV变电站负荷全失。线路L4发生故障后，E站主变可能过载。为解决这个问题，可对B站110 kV备自投进行技术改造，在跳开DL6的同时联切B站10 kV母线部分负荷，使B站负荷与E站容量相匹配。但因E站主变容载比较低，能承受的新增负荷有限，所以B站需联切的负荷量较大。

2.2 远方备自投方案

为解决B站无备用电源的问题，采用增设远方自投功能的方案。

2.2.1 运行方式

由于B站有电厂并网，远方备自投装置对开关的合闸操作有可能造成电网与发电厂之间的非同期，影响系统稳定，威胁发电厂安全运行。因此，线路L5发生故障后，B站110 kV备自投断开DL8，同时联切DL6断开发电厂，向A站发出“请求远方合闸”指令合DL3投入备用电源，之后发电厂通过同期装置重新并网。若DL8未能跳开，则B站110 kV备自投经一延时跳开DL7，并向A站发出“请求远方合闸”指令合DL3。要实现备用电源远方自投功能，需为B站110 kV备自投装置增设“请求远方合闸”和“等待远方合闸”等功能，并对A站110 kV备自投装置增设“接收远方合闸”和“支持远方合闸”功能。对于线路L4发生故障的情况，可采用与本站备自投方案中相同的处理方法。

2.2.2 通信方式

A、B站之间敷设有光纤通道。B站“请求远方合闸”指令可通过光纤通道传输。光纤通道可能出现故障，所以应为A站110 kV备自投装置增设长时检测线路L2有无电压的功能。在无通信通道时，长时检测电压功能启用，当检测到L2无压时，自动合上DL3实现远方自投。

由于A站备自投装置检测到L2无压的同时无法判断L2是否发生故障，无通信通道下的远方自投很可能合闸于故障上。因此，有通信通道方式下的远方自投更安全。

2.2.3 动作逻辑

B站110kV备自投装置动作逻辑原理见图4。

图4 B站110 kV远方备自投动作逻辑原理Fig.4Action logic principle of B substation 110 kV RABTE

2.2.4 与继电保护装置的配合

备自投等安全自动装置负责电力系统整体的安全，继电保护装置负责电力系统设备的安全，两者是紧密联系在一起的，所以两类装置需要配合。

当系统发生短路故障时，先由相应的继保装置切除故障而备自投装置不应启动。因此，备自投装置时间继电器KT的动作时限值[17]为

式中：tdz，max为当系统发生短路故障时切除该短路故障的系统继电保护最大动作时间；Δt为继电保护时间裕度，一般取0.1～0.2 s。

这样，就可利用时限配合保证备自投装置的选择性。当线路有自动重合闸装置时，采用重合闸后加速保护，在整定备自投动作时限时，可不考虑保护装置再次切除故障的时间。此时，为避免备自投在自动重合闸完成前动作，备自投装置的动作时限应按照躲过相应继保装置最大动作时限、自动重合闸的动作时限来整定。

线路L4两侧配有纵联差动保护，线路L5变电站B侧配有距离保护和自动重合闸功能（ZCH），如图5所示。

图5 线路L4和L5继电保护配置Fig.5Relay protection configuration of line L4 and L5

若线路L4发生故障，纵差保护瞬时动作切除故障，备自投装置不需要与继保装置配合。若线路L5发生故障，继保装置最大动作时间为距离Ⅱ段动作时限tⅡ，自动重合闸动作时限为tZCH，再考虑一定的时间裕度Δt，可得到备自投装置动作时限为

式中：t1、t2、Δt1和Δt2分别为故障点电弧熄灭的时间、故障点绝缘层去游离的时间和一定的时间裕度。Δt1和Δt2一般取为0.1～0.2 s，tZCH一般为0.4～0.7 s，tKT一般为1.1～1.5 s。

有通信通道时：L5发生故障后，B站备自投装置经tKT向A站发送“请求远方合闸”指令，A站接收到请求后瞬时合DL3实现远方自投。无通信通道时：A站检测到L2无压后经tKT合DL3。

2.3 两种方案的比较

由表1可以看出，仅仅采用本站备自投时，无法保证对B站用户的可靠供电，一旦进线电源发生故障，将造成较大的负荷损失。考虑到B站作为P地区重要电源点的实际情况，一般不选用切除B站负荷的方案。

表1 两种方案的比较Tab.1Comparison of the two plans

远方备自投方案仅需追加很小的投资，可利用现有光纤通道传输信息，对装置进行一定的技术改造，可保证供电可靠性。同时，远方备自投方案具有较强的灵活性，可较方便地实现A站、B站的互备方式。

3 存在的问题

目前许多城市电网网架结构还不尽完善，在夏、冬季负荷高峰时段，220 kV和110 kV主变容载比较低，220 kV输电线路存在“卡脖子”现象，在110 kV网络中存在大量老旧线路、多站串联接线结构和T接线线路。因此，备自投装置有利有弊，虽然可在一定程度上保证供电可靠性，但如果其预置方案不合理也有可能给电网带来不利的影响，甚至造成事故规模的扩大。对目前城市电网而言，主要存在以下方面的问题。

3.1 元件参数越限

备自投装置的动作将引起局部电网潮流的重新分布，备用电源将承载更重的负荷，有可能恶化备用电源主变运行工况，甚至导致过载。此外，110kV网络中Ⅱ段保护和电流保护的整定值计算和线路最大负荷电流有关，线路电流的突然增大可能使继保装置发生误动。尤其在电网末端，离电源点较远，短路电流往往较小，继保装置整定值相对较小，更易发生保护误动，破坏系统稳定。因此，为减小备自投动作后对电网产生的消极影响，调度运行人员对备自投预置方案进行人工校核计算，但存在速度慢、效率低等问题。因此，有必要设计备自投预置方案自动校核系统，为修改、完善备自投预置方案提供决策支持。

3.2 备用电源无效配置

在图2所示局部电网运行过程中，当A站主变负载较重时，即使其执行远方自投功能也无法承担B站负荷。如果此时D站主变负载较小，就应当及时地调整运行方式，选用D站作为B站备用电源，这就要求为D站相应备自投装置增设远方功能。在现有技术条件下，根据A、D站主变的负载情况自适应地调整运行方式，自动投退远方功能，为B站合理地配置备用电源还难以实现。当前电网结构复杂、运行方式多变，仅仅考虑单个变电站某个备自投装置的动作已越来越不符合电网安全稳定运行的要求。因此，如何制定区域性的备自投整体配置方案和综合投退策略值得作进一步研究与分析。

3.3 远方自投的安全性

在图2中，由于远方合DL3时无法判断B站DL6和DL8是否可靠断开，可能导致远方自投合闸于故障上。虽然主站备自投集中控制系统可完成逻辑判断，但大大降低了备自投动作的快速性。目前的技术手段还难以在较短时间内实现远方自投前对侧开关量的检验。由于在短期内很难从根本上实现变电站双电源进线，远方备自投将作为优先解决方案，其逻辑判断功能是否完善对电网安全运行具有重要的现实意义。因此，如何将本侧开关量引入远方侧备自投装置逻辑判断回路需作进一步探究。

4 结语

备自投装置增设远方功能可以解决部分变电站双电源进线要求无法得到满足的问题。由于电网结构的不同和接线方式的多样性，在应用远方备自投时应具体情况具体分析，在恰当的位置增设远方自投功能。在远方备自投的实际运行中，装置的逻辑判断需接收对侧变电站信号作为启动或闭锁条件，因而逻辑回路将变得复杂，为此应准确设计装置的动作逻辑，使其有效发挥作用。可按有通信通道和无通信通道两种方式实现远方自投，为保证可靠性和安全性，应优先选用有通信通道方式。远方备自投需要与继保装置、其它自动装置协同配合以保证选择性。为当前备自投应用中存在的问题找到解决办法有待作进一步探索。

[1]卜明新，武晋文，吴孔松（Bu Mingxin，Wu Jinwen，Wu Kongsong）.基于光纤通信交互式远方自投装置的研发与应用（Research and application of optical fiber communication based interactive remote automatic bus transfer equipment）[J].电力系统保护与控制（Power System Protection and Control），2009，37（22）：126-128．

[2]唐海军（Tang Haijun）.基于光纤通信的远方备自投设计与实现（Design and implementation of the far-away place reserve power based on the optical-fiber correspondence）[J].继电器（Relay），2006，34（4）：80-82，85．

[3]单永梅，王磊（Shan Yongmei，Wang Lei）．数字式远方备自投装置（Digital remote automatic bus transfer equipment）[J].电力自动化设备（Electric Power Automation Equipment），2005，25（9）：77-79．

[4]季学军，周爱敏（Ji Xuejun，Zhou Aimin）.利用纵联保护通道实现远方备自投的方案（Automatic switchover scheme of remote reserve source based on pilot relay channel）[J].江苏电机工程（Jiangsu Electrical Engineering），2004，23（5）：55-56．

[5]崔风亮，周家春（Cui Fengliang，Zhou Jiachun）.远方备用电源自动投入装置（Remote BZT equipment）[J].电力自动化设备（Electric Power Automation Equipment），2002，22（9）：61-62．

[6]古卫婷，刘晓波，古卫涛（Gu Weiting，Liu Xiaobo，Gu Weitao）.变电站备自投装置存在问题及改进措施（Problems existing in bus-bar automatic transfer switch and measures for improvement）[J].继电器（Relay），2007，35（10）：70-71，75．

[7]马小珍（Ma Xiaozhen）.一种改进的备自投逻辑（An improved switching logic auto-close scheme）[J].电力系统保护与控制（PowerSystemProtectionandControl），2010，38（8）：149-151．

[8]梁臣，公元（Liang Chen，Gong Yuan）.增加合解环功能的备自投在110kV内桥式主接线变电站中的应用（Application of back-up switching equipments with the new function of closing or opening loops in 110kV innerbridge-connected substations）[J].电力系统保护与控制（Power System Protection and Control），2009，37（12）：118-121．

[9]范寿忠（Fan Shouzhong）.备自投过负荷联切功能的实现（Application of overload cutting of automatic standby power switch devices）[J].电力系统保护与控制（Power System Protection and Control），2010，38（5）：139-140．

[10]贾向恩（Jia Xiangen）.微机备自投装置应用中相关问题的分析与探讨（Analysis of the related problems in the application of a microprocessor based reserved autoswitch-on device）[J].继电器（Relay），2004，32（14）：67-70．

[11]郑曲直，程颖（Zheng Quzhi，Cheng Ying）.备用电源自投装置设计、应用的若干问题（A summarization on design and application of backup power switchover unit）[J].继电器（Relay），2003，31（8）：18-21．

[12]杨志强，王一清，马静辉（Yang Zhiqiang，Wang Yiqing，Ma Jinghui）.对微机型备自投装置动作逻辑的改进（A modification of operation logic of PC-based reserved autoswitch-on device）[J].继电器（Relay），2007，35（19）：69-72．

[13]马小珍（Ma Xiaozhen）.两种备自投装置的逻辑分析与改进（Analysis and improvement of switching logic of two automatic back-up power supply devices）[J].现代电力（Modern Electric Power），2010，27（1）：53-55．

[14]唐利兵（Tang Libing）.微机备自投装置应用中的一些问题分析（Analysis of some problems in application of microprocessor-based bus transfer equipment）[J].四川电力技术（Sichuan Electric Power Technology），2009，32（3）：64-67．

[15]王德全（Wang Dequan）.110 kV备自投与保护装置配合问题的分析和探讨（Analysis and discussion of coordination problem of 110 kV auto transfer and protection devices）[J].江苏电机工程（Jiangsu Electrical Engineering），2010，29（4）：41-44．

[16]成涛，成连生（Cheng Tao，Cheng Liansheng）.电力系统的电磁环网运行（Study on electromagnetic loop network operation of power systems）[J].华中电力（Huazhong Electric Power），2001，14（6）：17-19.

[17]张瑛，赵芳，李全意.电力系统自动装置[M].北京：中国电力出版社，2006．

[18]董新洲，施慎行，王宾，等（Dong Xinzhou，Shi Shenxing，Wang Bin，et al）.新型配电线路自动化模式（Novel distribution line automation mode）[J].电力系统及其自动化学报（Proceedings of the CSU-EPSA），2007，19（3）：1-7.

Remote Automatic Bus Transfer Equipment in City Power Grid

ZHAO Da-wei1，LIU Tian-qi1，LU Zheng-yao2
（1.School of Electrical Engineering and Information，Sichuan University，Chengdu 610065，China；2.Chengdu Electric Power Bureau of Sichuan Electric Power Company，Chengdu 610017，China）

At present，the requirement of most 110 kV substations owning double power sources can not be met in city grid.This paper analyses the plan of local automatic bus transfer equipment and remote automatic bus transfer equipment（RABTE），including the operation mode，communication mode and its coordination with relay protection devices.Based on functions，technique and load loss，the two plans are compared comprehensively，thus coming to the conclusion that the plan of RABTE is relatively optimal.And then，this paper analyses several problems in the application of RABTE，such as the out-of-limit of component parameter，ineffective configuration of backup power sources and the lack of safety for RABTE，and discusses their solutions.

remote automatic bus transfer equipment；power system；city grid；automation；relay protection

TM76

A

1003-8930（2013）03-0103-05

赵达维（1987—），男，博士研究生，研究方向为电力系统稳定与控制。Email：zhaodawei87@foxmail.com

2011-05-20；

2011-06-21

刘天琪（1962—），女，博士，教授，博士生导师，研究方向为电力系统分析计算与稳定控制、高压直流输电、调度自动化。Email：tqliu@sohu.com

卢政尧（1957—），男，学士，高级工程师，研究方向为电力系统稳定与控制。Email：lzy6660712@163.com