110kV变电站远方备自投装置应用探究

摘要：以某110 kV变电站失压事故为例，对变电站远方备自投装置设置的必要性进行了研究，深入分析了110 kV变电站远方备自投装置的運行方式、动作过程、动作时序等关键要素，形成完整的信息流，以提升变电站运行的安全性、稳定性和经济性。

关键词：110 kV变电站;远方备自投;信息流

0 引言

近年来我国110 kV变电站失压事故频发，很大程度上影响了用户的用电质量。如何对110 kV变电站装置进行调整，形成高效、稳定的输配电体系已经成为新时期人们关注的焦点。远方备自投装置能够增强变电站架构，借助冗余模式减轻110 kV变电站运行负荷，降低变电站发生故障断电的可能性，为110 kV变电站稳定运行提供了良好保障。

1 110 kV变电站失压事故分析

某110 kV变电站全站由110 kV B线供电，110 kV A线本侧开关在合闸位置，充电至110 kV B站。2018年9月某日，110 kV B线线路C相出故障跳闸，重合闸不成功，110 kV B线开关跳闸，110 kV变电站失压。发生故障时110 kV A线开关在合闸位置，不满足110 kV备自投充电条件，备自投未动作，造成110 kV变电站失压。

由此可见，在110 kV变电站运行过程中必须增加远方备自投装置，通过远方备投实现“多级串供、解环运行”保护。这种备自投系统一般由多套装置互相配合，能够在故障发生后借助光纤通信快速实现交互式备投，大大缩短了备自投恢复供电的时间，在当前110 kV变电站建设中具有非常重要的作用。

2 110 kV变电站远方备自投装置的应用

为解决上述问题，某110 kV变电站在区域电磁环网中设置了两套独立的备自投装置，并确保远方备自投装置能够在环网内出现故障后第一时间异端合闸成功，恢复供电。

2.1    装置配置

依照110 kV备自投标准化要求，备自投装置将线路备自投和母联（分段）备自投功能集成在同一装置内。设置过程中母线模拟量主要为两段母线三相电压、外部开入母联合闸位置信号（HWJ）和外部闭锁信号，配置母线检修压板、母联检修压板、合母联开关、跳母联开关等;进线模拟量主要为5回进线（含旁路）切换后电压、三相电流、外部开入进线合闸位置信号（HWJ）和进线合后位置信号（KKJ），配置进线检修压板、进线旁代压板、合进线开关、跳进线开关等。

上述远方备自投模式保证了最大规模的接线量，适用范围非常广泛。

2.2    信息传输

调查过程中我们可以发现，B线出现断电后，系统理论上能够快速恢复供电，但由于各站间备自投装置没有信息交流，无法做到相互协调和配合，这是传统备自投装置的缺陷，也是本次远程备自投改造中需要解决的主要问题。为此，必须对远程备自投的信息流进行调整，保证动作过程符合环网中的备自投要求，最大限度提升系统的稳定性。

备自投中的信息流主要包括六大部分，即有无开环点、远方备投充电成功、无流无压、远方备投动作允许、备自投已动作、远方切换负荷。要依照110 kV变电站安全输配电要求掌握远方备自投信息流中的具体动作，保证各部分能够在故障发生后第一时间备投成功。

有无开环点信息流交互是保证远方备自投功能顺利实现的关键。在运行中备自投装置满足条件后即向相邻装置连续发送“有开环点”信息，当不运行时则向相邻装置发送“无开环点”信息，其信息流传输如图1所示。远方备自投装置能够根据上述信息流确定有无开环点，分析开环点的方向、位置、是否唯一，判断110 kV变电站中的跳闸故障情况。

远方备自投运行时通过各装置向环网中的站点充电，开环点站完成就地充电后，若在远方充电延时Tcy内连续收到相邻装置的无开环点信息流，则本站判为“远方备投充电成功”并向相邻装置发送10 s远方充电完成的远方备投充电成功信息流，其信息流传输如图2所示。该信息流主要显示远方备投系统各站点的充电状态，充电成功后非开环点向两端主供线路发送信息流，显示站点充电状态正常，对110 kV变电站安全运行具有非常重要的意义。

无流无压主信息流要是在充电完成后非开环点持续无流无压后发出，此时，充电已完全完成，向相邻装置发送无流无压信息，远方备自投装置处于“准备”状态。在系统接收到无流无压信息流后，确认满足KRU条件，则开始执行远方备投动作，并向相邻装置发送远方备投动作允许信息流。

远方备自投装置运行过程非常复杂，在信息流生成时需保证各部分装置均处于正常状态且达到预期备自投动作效果后，方可向相邻装置发送备自投已动作信息流。通过该信息流能够实现远方备投动作合备供前已确认跳开主供元件，尽量避免自投于故障。另外，还能够触发不失压的站点启动过载判别，快速实现110 kV变电站失压故障处理。

远方切换负荷信息流能够实现远方备投动作后判出元件过载的装置，协同所供电的后续装置实现按轮次的切负荷措施，远方备自投“远方切换负荷信息”信息流传输如图3所示。2.3    运行模式

运行设置过程中保证两侧备自投装置开关均处于热备状态，在这种运行方式下，两侧备自投装置互为热备电源点。一旦一侧线路出现故障或完全失压后，另一侧备自投装置则完成所需备自投动作，快速向失压区域供电，实现双重保护，有效提升110 kV变电站输配电的稳定性和可靠性。

远方备自投运行的动作时序如图4所示。

就上述情况而言，110 kV变电站D站出现失压故障后，“无流无压”信息允许远方备自投动作;跳主供开关（右侧）后，发送备自投动作已启动，此时A、B、C站信息流如下：

（1）A站装置启动后经Tq延时发令跳甲乙线主供开关（左侧），检测到开关在分位后，装置发令切除小电源并等待Tt延时，随后检测到母线电压恢复，报备自投成功;

（2）B站装置启动后经Tq延时发令跳甲乙线主供开关（左侧），同時发令切除小电源，随后检测到母线电压恢复，装置经Tw延时合甲乙线开关，并报备自投成功;

（3）C站装置启动后经Tq延时发令跳甲乙线主供开关（左侧），并切除小电源，再经Tt等待延时后合丙丁线备供开关（右侧），母线电压恢复后再合上甲乙线开关。

3 效果分析及评价

某110 kV变电站远方备自投装置投入使用后，有效提高了供电可靠性，减少了失压事故。调查资料显示，2019年6月该110 kV变电站出现了与2018年9月同样的故障，但在远方备自投作用下B站侧110 kV A线开关合闸成功，恢复该站供电，避免了区域大面积停电，为变电站稳定运行打下了坚实的基础。

受运行环境的影响，110 kV变电站远方备自投装置非常容易出现各种问题，如信号不正确、配合不到位等。为此，必须规范110 kV变电站远方备自投装置信号传送标准，对闭锁信号、告警信号、动作信号、报文等进行分析，依照实际运行状况制定统一的信号上传指标，保证信号标准能够符合功能需求;必须加强日常管理和维护，对远方备自投智能监控系统中的各项数据进行分析，确定装置是否存在异常;定期开展装置检修和性能测试，尤其是开关开合动作、断路器动作等;必须适当配合人工干预开展故障处理。110 kV变电站远方备自投装置往往只适用于只发生一处开环的故障防控，当出现多处开环时，备自投装置无法准确判断并快速恢复供电，需人员到现场检查和处理，以减少110 kV变电站停电时间。

4 结语

110 kV变电站运行过程中需全面重视远方备自投装置的应用，构建与区域输配电现状相符的远方备自投系统，在一个开环点的前提下做好失压故障防控工作，最大限度提升变电站运行的安全性和稳定性。运行人员要结合信息流、运行状态等做好定期巡检、日常维护和升级管理，在上述基础上不断提升110 kV变电站远方备自投效果，为居民正常用电提供保障。

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收稿日期：2020-03-11

作者简介：苏树桐（1983—），男，广东人，变电运行技师，工程师，从事变电运行工作。