区域备自投在电网中应用的风险及对策研究

周海成，熊晓川，李 佳，杨忠艳

云南电网有限责任公司普洱供电局，云南 普洱 665000

0 引言

多源变电站通过常规备自投保证供电可靠性，但在不少供电地区存在较多链式、环网等供电方式，当需要断环运行存在整定配合困难时，运行方式也会设置断点[1]，导致部分变电站成为单电源的变电站，降低了供电可靠性。鉴于区域备自投技术日益成熟，为避免变电站成为单电源的变电站，加装区域备自投成为最佳选择[2-3]。

区域备自投工作原理有别于常规备自投，在其安装调试、整定计算[4]、运行维护等方面存在新问题、新风险，或者说以常规备自投的方式方法去处理区域备自投应用过程中产生的问题，存在较大安全隐患，极易导致备自投的拒动、误动。文章根据区域备自投工作原理和实际应用案例，全面辨识、总结其在电网中的应用风险，并提出解决方法和应对策略，以极大程度上避免区域备自投在电网应用中的误动、拒动风险，对区域备自投在电网中正确安装调试、保护定值的整定、运行维护等方面具有极佳的借鉴意义。

1 区域备自投的工作原理

备自投装置除了具备完成就地备自投逻辑功能[5-6]，还具有配合对侧变电站完成区域备自投的功能。区域备自投能够实时获取包括两侧变电站的电流、电压、开关位置、合后位置等状态量的全景信息并进行自动识别判断，根据装置保护定值整定情况确定备自投逻辑采用就地或者区域，再制订相匹配的开放备自投充电、放电、闭锁等运行条件，从而实现在备自投区域内，任何串供线路失压均能跳开故障点往开环点方向首个失压变电站的主供电源开关，合上环网中开环点热备用开关，启动备用电源点，恢复对失压变电站的供电。

区域备自投原理：（1）根据区域电网一次网架结构，自动识别各种运行方式、开环点的热备用开关；（2）依据当前运行方式，在区域范围内任意一处发生故障时，区域备自投待执行跳闸的开关需充分适应故障点位置变动，合闸开关均为区域范围内原处于开环点的热备用开关，开关对象紧密关联开环点热备用开关；（3）在区域电网实际运行方式下发生故障时，区域备自投会根据所获得的模拟量和状态量等记录信息，并准确判断故障点。

2 区域备自投的风险及措施

常规备自投一般只有两路电源，因此常规备自投跳合闸的开关相对固定，动作逻辑相对简单。相较而言，区域备自投不仅要完成常规备自投的逻辑，还需要适时叠加区域备自投逻辑，跳合闸的开关随着区域范围内开环点热备用开关的不同而变化，同时要求区域备自投与就地备自投逻辑紧密配合，过程复杂。考虑到110 kV电网备自投应用的覆盖率，区域备自投方式是常规备自投方式的2倍多，逻辑功能更复杂，安全风险覆盖安装调试、整定计算、运行维护等方方面面，需要重点研究各类风险的根本原因，进而提出有效的控制措施，以实现区域备自投的安全可靠运行。

2.1 安装调试风险防控

（1）核查闭锁备自投回路设计是否完善、可靠。如一侧使用KKJ（合后位置继电器）位置对备自投放电，若另一侧采用STJ（手跳继电器）对区域备自投放电，则存在区域备自投误动风险。如果某侧采用STJ闭锁区域备自投，在停电倒闸操作过程中，装置将不发出“闭锁远方备自投”信号，区域备自投将误动，此时需要在对侧采取防止区域备自投装置误动作的措施。

（2）重点验证区域备自投中各方式跳闸时间的配合。为了使区域备自投充分发挥区域备自投逻辑功能，使具有区域备自投逻辑的方式与具有就地备自投逻辑的方式跳主供电源的时间有效配合。在现场调试试验时，需使用调度下发的调试定值，验证各备自投方式的时间配合是否存在问题，确保正式定值准确。

（3）严格制订调度投产试验方案。常规备自投调度投产试验时会通过遥跳主供电源线路开关来满足备自投动作条件，但是区域备自投在某些方式下若采取遥跳开关，会导致本站备自投装置向对侧发送“闭锁远方备自投”信号，从而导致区域备自投动作失败。遵循区域备自投不得通过调度下令遥跳开关进行试验的原则，让现场保护专业人员配合，通过继电保护测试仪整组传动试验跳开串供线路开关，满足区域备自投装置的动作条件。

2.2 整定计算风险防控

（1）有压无压定值整定。在装置有压无压定值整定时，其有压定值、无压启动定值、无压合闸定值必须均按线电压整定，然后根据不同基准进行相应的折算。

（2）跳主供电源开关时间整定。备自投方式为区域备自投逻辑，具区域备自投功能，即区域范围内任意一处发生故障时，均能判断出该故障发生的真实位置，跳开故障点往开环点方向首个失压变电站的主供电源开关，合上区域范围内开环点热备用的开关，由另外一个电源点恢复对所有失压变电站的供电。在整定区域备自投逻辑的跳闸时间内，应考虑就地备自投逻辑的跳闸时间有效躲过区域备自投逻辑的跳闸时间。

（3）合后位置接入。在整定合后位置接入时，需要落实现场实际接线情况，明确装置是接入了KKJ还是STJ，在装置接入KKJ时，需将备自投定值“合后位置接入”整定为1，否则整定为0。

（4）出口定值整定。出口定值与常规备自投定值类似，需要符合现场实际接线情况及装置的固定值设置要求。

2.3 运行维护风险防控

通过区域备自投对变电站进行常规备自投倒电操作时，必须退出区域备自投发“闭锁远方备自投”的通道，否则站内区域备自投将收到“闭锁远方备自投”信号后闭锁备自投装置，导致备自投倒电不成功，造成变电站失压。主要原因在于区域备自投在没有跳闸出口时，遥跳或手跳任意一个区域内串供开关时均会产生闭锁对侧远方备自投信号。

区域内外开关如图1所示。110 kV A站由孟西线142开关供电，唐西线141开关热备用，当孟西线需停电转检修处理缺陷时，调度若通过备自投倒电方式将110 kV A站由孟西线142开关供电倒由唐西线141开关供电，若按照常规备自投倒电的方法，通过遥跳孟西线132开关进行备自投倒电，将导致110 kV A站备自投装置拒动。此时，需在对110 kV A变电站备自投倒电前，退出区域备自投发“闭锁远方备自投”的通道，才能保证110 kV A变电站备自投倒电成功。

图1 区域内外开关示意图

区域备自投将椭圆内开关（141、112、142、132、131）作为域内开关，遥跳域内任一开关，装置均会发“闭锁远方备自投”信号，将对侧区域备自投装置闭锁，故需在采取备自投倒电方式前退出区域备自投发“闭锁远方备自投”的通道。区域外139、182开关不受此限制，可按常规备自投倒电方法进行备自投倒电，在现场运行规程中警示运维人员和调度运行方式人员，避免备自投倒电不成功。

3 实际应用案例解析

以图1为例，110 kV A变电站为单母分段接线、110 kV B变电站为单母线接线。

加装区域备自投装置具体方案如下：在110 kV A、B变电站分别就地配置一套备自投装置，通过两站两套备自投装置配合形成一套区域备自投。区域备自投加装后，能够实时获取区域范围内电网全景模拟量和状态量信息，根据信息进行快速自动识别判断，执行相应的备自投逻辑。在备自投区域范围内，任何串供线路失压，均能跳开故障点往开环点方向首个失压变电站的主供电源开关，合上环网中开环点热备用的开关，由另外一个电源点恢复对失压变电站的供电。

4 总结

文章总结了区域备自投的工作原理和技术特点，以及在电网应用中涉及安装调试、整定计算、现场运维等方面可能触发的新问题、新风险，提出了有针对性的反制方法和安全手段措施，通过对区域备自投的配置运行案例解析，提供了具体有效地降低由于人为因素可能引发的拒动、误动风险抑制对策，可保障区域备自投在电网运行和推广运用过程中的稳定性、可靠性，具有实际借鉴意义。