双主站区域备自投系统的应用研究

2018-02-06陈飞建

机电信息 2018年3期

陈飞建

（贵州电网有限责任公司兴义供电局，贵州黔西南562400）

0 引言

近年来，备自投技术在220 kV及以下等级的电网中得到了广泛使用，在维持电网稳定和提高供电可靠性等方面起到了重要作用。针对包含多个变电站的区域电网，可以采用区域备自投技术来实现电网故障后的快速恢复供电[1-3]。

区域备自投通常采用区域备自投逻辑判别主站装置以及采集执行子站装置构成的区域备自投系统来实现，这种区域备自投系统选择区域电网中任意一个变电站安装一台区域备自投逻辑判别主站装置（简称“区域备自投主站装置”），在区域电网每个变电站分别安装一台采集执行子站装置（简称“子站装置”），所有子站装置分别通过光纤通信网络与区域备自投主站装置交互实时信息；各子站装置采集其所在变电站的状态信息，处理后形成区域备自投判别所需的信号，再通过光纤通信网络上送至区域备自投主站装置，同时接收区域备自投主站装置下发的跳合闸命令并实际执行跳合闸动作；区域备自投主站装置通过光纤通信网络获取区域电网的全景信息，并完成区域备自投的策略判别。

在区域备自投系统中，区域备自投主站装置至关重要，负责区域备自投全部策略的逻辑判别。区域备自投主站装置一旦出现异常，比如插件损坏导致装置闭锁，则区域备自投策略将不能实施；若需要对逻辑判别主站装置进行检修，也必须退出整个区域备自投系统；而且由于区域备自投的逻辑判别结果没有对比和校验，若出现误发跳合闸命令的情况，不能进行有效的排除。因此，单主站区域备自投系统在可靠性方面有待提高。

1 双主站区域备自投系统架构

针对单主站区域备自投系统的不足，本文提出一种双主站区域备自投系统，在区域电网中配置两台备自投主站装置，如图1所示，双主站即图中的备自投主站装置1和备自投主站装置2，两台备自投主站装置既可以在区域电网中选择两个变电站分别安装，也可以选择同一个变电站一起安装。

对区域电网内的每个变电站配置一台子站装置（即图中的子站装置A、B、C和D），两台区域备自投主站装置与各子站装置通过光纤通信网络交互实时信息。光纤通信网络传输信息的延时可达到小于1 ms的水平，因此可以实现信息的实时交互。

图1中，变电站A、B、C、D构成了一个串联供电结构的区域电网，变电站C的C01开关为热备用状态，当区域电网发生故障导致变电站失电时，可以合上C01开关实现恢复供电。若变电站B失电，由于热备用开关位于变电站C，适用于单个变电站的常规备自投无法通过合变电站C的C01开关为变电站B恢复供电，必须使用针对整个区域电网快速恢复供电的区域备自投，立足于区域电网的整体信息进行综合判别，在变电站B失电时，先跳开变电站B的主供开关B01，之后合上变电站C的C01开关，实现快速恢复供电。

图1 双主站区域备自投系统架构示意图

2 双主站区域备自投工作流程

双主站区域备自投系统按照如下步骤工作：

首先，各子站装置采集所在变电站的状态信息，比如变电站母线的电压、线路的电流、抽取电压等模拟量信息，以及开关位置、母线保护动作、主变保护动作、线路保护动作等开关量信息等，并将这些信息结合就地判据转换为备自投主站装置所需的状态量信息，如有压无压信号、有流无流信号、保护动作信号、闭锁备自投信号等，这些状态信息实时更新，并上送至光纤通信网络。而双主站区域备自投系统中的两台区域备自投主站装置分别通过网络获得各子站装置发送的状态量信息。

然后，每台区域备自投主站装置综合获得的状态量信息，可以得到区域电网的全景信息，识别区域电网的运行状态及故障状态，在此基础上，两台备自投主站装置各自执行自身的区域备自投策略，若区域电网发生故障，则进入恢复供电策略判别流程，首先发出一个整组启动信号，表示当前已经识别出该区域电网需要快速恢复供电并且装置已经进入策略判别流程，之后根据自身判据及跳闸整定延时确定适合于隔离故障的开关，并发出跳闸命令，确认此开关跳开后，经合闸整定延时后发出合热备用开关的命令，整组启动信号以及跳合闸命令都发送至光纤通信网络，由子站装置收取后实际执行。

最后，各子站装置获取两台区域备自投主站装置发出的跳合闸命令、整组启动信号、自投退出信号，综合这些信号以及通信状态是否正常，判别跳合闸命令的有效性，若跳合闸命令有效则实际执行。

3 双主站协同控制方法

双主站区域备自投系统中，双主站的协同控制方法主要包括主站策略配合、主站检修退出配合、子站执行命令选择等方面。

在双主站的策略配合方面，两台备自投主站装置可采用完全相同的区域备自投策略，也可以采用不同判据的区域备自投策略。第一种情况时，两台主站装置互为备用，并可对策略结果相互校验，可以提高区域备自投的可靠性。若两台主站装置采用不同判据的区域备自投策略，例如两台主站由不同厂家生产，内部逻辑有所区别，或两台主站虽然由同一厂家生产，但是采用了完全不同的策略，如图1的区域电网，一台采用以电压为主的判据，主要根据变电站失压进行策略判别，另一台采用以开关位置及保护动作为主的判据，主要根据各开关的位置变化以及区域电网保护动作的情况进行策略判别，这种情况下可以实现不同厂家的装置或者不同判据的装置相互校验并相互补充的效果。

在双主站的检修退出配合方面，当区域备自投主站装置不能实施区域备自投逻辑判别时，则产生一个自投退出信号，并发送至光纤通信网络。例如当装置检测到自身的插件损坏，或者由于通信故障等原因导致自身的区域备自投策略不能正常执行时，则发出自投退出信号；或者装置因为检修而退出区域备自投功能，也发出自投退出信号。当只有一台备自投主站装置退出时，区域备自投系统则根据退出信号进行单主站的逻辑判别，维持区域备自投系统的正常运行。

在子站执行命令选择方面，各子站装置执行跳合闸命令时，可以选择采用下述两种处理方法中的一种：“或”逻辑处理方法、综合判别处理方法，如图2所示，可以通过设置控制字在子站装置中设置，也可以通过压板的方式进行切换。

图2 子站执行方式选择

当选择采用“或”逻辑处理方式时，子站装置收到任一备自投主站装置的跳合闸命令即执行跳合闸操作。“或”逻辑处理方式的作用在于当某一台备自投主站装置因为硬件原因、软件缺陷、装置检修等因素导致不能正常执行区域备自投策略判别时，由另一台备自投主站装置保证恢复供电策略的正常执行，即两台区域备自投主站装置互为备用互为补充，当其中一台退出后，另一台还可以正常执行区域备自投策略，这相对于单主站区域备自投来讲，在保证区域备自投的可靠执行方面有了很大的提高。

当选择采用综合处理方式时，子站装置收到其中一台区域备自投主站装置的跳合闸命令时，不直接执行，必须同时收到另一台区域备自投主站装置的整组启动信号或者跳合闸命令，或者同时收到另一台区域备自投主站装置的自投退出信号，或者另一台区域备自投主站装置通信异常，方可执行跳合闸命令。若子站装置同时收到两台区域备自投主站装置的跳合闸命令，则形成相互验证的效果，判定为跳合闸命令有效并执行跳合闸命令。但考虑到两台区域备自投主站装置由于策略不同或者跳合闸整定延时不同，子站装置未必能够同时收到跳合闸命令，为了防止这种情况的发生，在收到一台区域备自投主站装置的跳合闸命令，同时有另一台的整组启动信号时，则表示两台区域备自投主站装置均已识别出区域电网故障并进入恢复供电策略判别流程，在这种情况下也判定为跳合闸命令有效并执行。若收到一台区域备自投主站装置的跳合闸命令，而另一台区域备自投主站装置不能正常执行区域备自投策略，包括收到另一台区域备自投主站装置的自投退出信号，或者与另一台区域备自投主站装置通信异常，则以正常区域备自投主站装置的跳合闸结果为准。处理流程如图3所示。

图3 子站执行综合处理方式

采用综合处理方式，可以加强对跳合闸命令的有效性验证，防止跳合闸命令误发的情况发生，提高区域备自投的可靠性。

另外，在协同配合方面，采用了双主站区域备自投方法后，由于判据的不同，或者跳合闸延时整定的不同，可能会出现两台备自投主站装置先后发出跳合闸命令的情况，这不会对区域电网有任何不利影响。若第一次跳闸命令执行后，开关跳开，则其跳闸回路就会断开，即使再次出现跳闸命令，因跳闸回路不再导通，第二次的跳闸命令并不会实际执行；同理，若第一次的合闸命令已执行，开关合上，则其合闸回路就会断开，即使再次出现合闸命令，因合闸回路不再导通，第二次的合闸命令也不会实际执行。而在另外一种情况下，若第一次的跳合闸命令未能成功执行，则第二次的跳合闸命令还能够起到后备补充跳合闸的有益效果。