一种基于实时信息交互的110 kV 变电站远方备自投方案的设计及其应用

黄 立，夏业波，余柏霖

（中国南方电网广东电网有限责任公司茂名供电局，广东 茂名 525000）

0 引言

由于我国电网架构复杂，供电区域之间联系紧密，导致电网运行方式多样［1-4］。为了提高电网供电可靠性，大多110 kV 变电站都采用双电源供电系统［5-6］。在主供电源发生故障，导致无法供电时，需要将备用电源准确、快速地投入系统。在串供系统中，当非开环站点主供线路发生故障时，只有开环站点备自投装置能正确动作，才能保证开环站点不失压，但其余站点将失压，其供电可靠性较差［7-8］。因此本文提出一种远方备自投方案，通过增加通信装置和通信通道，使本站能与两侧站点进行实时信息传递，从而进行判断装置是否动作，并通过实际案例进行分析验证。

1 远方备自投方案

1.1 远方备自投设计

就地备自投设计为2 个站点之间无信息交互，且其中一个站点的2 条线路，一条为主供线路，另一条线路为备供线路。当主供线路故障时，就地备自投动作，备供线路合闸［9-10］。当远离开环点的线路发生故障，备自投装置不满足动作条件，就地备自投就会失去作用。就地备自投方式与远方备自投方式在运行情况下存在较大差距，具体如表1 所示。

表1 就地、远方备自投方式对比Tab.1 Comparison of local and remote standby automatic switching modes

基于以上问题，本文提出的远方备自投方案是双端供电电源、单回或双回链式串供的网架系统中的各站点之间具有信息交互功能。

各站点备自投装置配置2 套通信装置和2 路通信通道，分别用于与相邻站点备自投装置进行通信。通道1 用于和左侧站点进行通信，通道2 用于和右侧站点进行通信，如图1 所示。

图1 110 kV 变电站双链式串供示意图Fig.1 Schematic diagram of double chain series supply in 110 kV substation

这样的设计使得装置既具备就地备投功能，同时也具备当远离开环点线路故障时，备自投装置也具备能够识别和动作的功能。此时远方备自投动作的逻辑为先跳主供线路，然后合备供线路，最后再合主供线路，这样保证远离开环点线路故障时，备自投装置动作能使串供各站点不会失压。

2 远方备自投原理

备自投装置具备以下三种备投方式［11-12］：就地线路备投、就地母联备投、远方备投。

备自投动作的先决条件是备自投装置满足充电，且无放电条件发生。备自投装置满足定值给定的某一种备自投方式，且无外部闭锁开入。而远方备投充电除了满足以上条件外，需保证相邻站点之间通信正常。

备自投装置完成充电后，需要对主供元件进行跳闸判断。判断条件为主供元件满足三相电流小于Ity定值、主供元件的实际电压小于Uwy或者开关位置信号为“0”。当备自投装置判断主供元件发生跳闸事件，备自投装置会将相关信息通过通信通道传递给其他站点。

2.1 信息流

A 信息流：在各站点备自投装置完成充电之前，需要将开环点的信息传递给相邻站点。A 信息流的物理意义为确定串供系统是否有开环点、开环点的方向以及开环点是否唯一。如图2 所示，110 kV C 站为开环点的站点。

图2 远方备投充电完成前装置交换信息示意图Fig.2 Schematic diagram of device exchange information before remote standby charging is completed

在每个站点收到A 信息流之后，通过A 信息流的迭代，最终开环点装置（C 站）收到两侧均无开环点的信息且经充电延时，则开环点装置先完成远方备投功能充电。

B 信息流：B 信息流的物理特征表示该串网络各站点装置远方备投功能充电成功。每个变电站遍历A信息流结束后，装置立即进行充电逻辑判断，当满足上述充电条件之后，装置完成充电，且将此信息进行两侧传递。

C 信息流：界定失压变电站的范围，为远方系统的动作配合提供依据。当整串供电系统某一线路发生故障，且变电站失压，此信息在失压同时会传递给其他站点。

D 信息流：D 信息流的物理意义表示第一个失压站点并非由稳控装置切除所致失压，其余站点装置仅转发该信息流。

E 信息流：远方动作过程配合信息流，对于失压站点及开环点而言，E 信息流表示远离开环点方向已有失压站点的主供元件开关跳开，对于不失压站点而言，则表示为开环点备用开关已合闸。

E 信息的作用：其一是合备供开关的必要条件，其二是开环点站装置不失压时作为装置启动的充要条件，其三是通知不失压的非开环点装置开放过载判别。

F 信息流：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，共分4 轮。

（1）不失压的非开环点装置，在接收到E2 信息流的60 s 内若另侧的元件满足过载，则动作切一轮负荷，同时往接收到E 信息流的一侧发送“远方切负荷命令”信息。

（2）同理，失压的装置亦有相应的过载判别，每一装置开放最多4 次的元件过载动作。

（3）F 信息流带有切负荷轮次信息，接收到的装置执行并转发，直至传送至一直没有接收到C 信息流的装置。

（4）无论是就地与远方功能，16 条负荷线路按优先级定值分为4 轮可切负荷。整定值0 表示不切；1 表示第1 轮切；2 表示第2 轮切；3 表示第3 轮切；4 表示第4 轮切；5 表示小电源，备投动作合备供元件前切除。

2.2 各站点备自投装置的动作行为

开环点站点备自投动作依据为是否失压和是否接收到C 信息，开环点站装置的动作行为分三种情况：（1）开环点站失压但未收到C 信息流，则与就地备自投动作逻辑一致；（2）开环点站失压且收到C 信息流，在满足收到D 信息流的条件下跳主供线路和小电源开关，经延时合备供线路开关，母线电压恢复正常并确认收到E 信息流后合原跳开的主供线路开关；（3）开环点站不失压但收到非主供侧的C 信息流，在收到E1 信息流并经确认时间后合备供线路开关。

中间站远方备投动作逻辑是在满足收到D 信息流的条件下跳主供线路和小电源开关，经延时后若满足母线有压并确认收到E1 信息流后合原跳开的主供线路开关。

边站远方备投系统的动作逻辑是进行“KRU”动作判别并在满足条件时发D 信息流，经启动延时跳主供线路开关，检测到主供线路开关跳开后发送E1 信息流并跳小电源开关。

2.3 “KRU”动作判据

备自投装置还需要进行母线失压原因判别，判断母线失压是否由于主供线路元件故障导致，或者上级稳控装置切除。因此装置设置了“KRU”动作判据。“KRU”中“K”是指合后位置信号“KKJ”，“R”是指重合闸，“U”是指零序和负序电压。是否启用“KRU”动作判据由定值决定：当装置“KRU”判据控制字为“0”时，表示装置不进行“KRU”判断，直接按常规逻辑进行动作；当装置“KRU”判据控制字为“1”时，表示装置必须进行“KRU”判断，只有判断母线失压不是被上一级稳控装置切除所致，且满足“KRU”动作判据，备自投装置才进行动作。

因此，备自投装置需要进行四个动作判据：（1）装置检测到主供元件开关位置与合后位置信号不对应；（2）站内任一非检修母线电压满足重合闸波形，即母线电压应满足“有压到无压再到有压”的过程，具体为母线三相电压均低于无压定值超过20 ms 后，在装置启动延时Tq内，满足任一母线的任一相电压高于0.5Un超过40 ms；（3）任一检修母线负序电压大于负序电压门槛值U1超过40 ms；（4）任一检修母线零序电压大于零序电压门槛值3U0超过40 ms。如图3 所示“KRU”动作判据逻辑图。

图3 “KRU”动作判据逻辑图Fig.3 "KRU" action criterion logic diagram

“KRU”动作判据满足后，如果系统无小电源供电，则所有判据不满足后10 s 内装置满足“无流无压”条件时应动作，但是10 s 之后装置需要重新进行“KRU”动作判别。“KRU”动作判据满足后，如果系统有小电源供电，能够给以足够的电压支撑，装置满足“无流无压”条件时应动作。

3 远方备投应用实际案例分析

110 kV C 站与110 kV F 站备自投装置型号为SCS-500J，110 kV D 站 与110 kV E 站 备 自 投 装 置 型号为PCS-9654D-GD。主网接线方式如图4 所示，220 kV A 站、110 kV C 站、110 kV D 站、110 kV E 站、110 kV F 站、220 kV B 站组成串供链路。实际方式运行要求为110 kV D 站和110 kV F 站为开环点。

图4 主网接线示意图Fig.4 Schematic diagram of main network connection

220 kV A 站发生3#主变跳闸事故，导致110 kV 变中开关被切除。导致220 kV A 站至110 kV C 站的110 kV AC 线 失 压，220 kV A 站 至110 kV E 站 的110 kV AE 线失压。

当110 kV AE 线失压时，110 kV E 站备自投装置检测到母线Ⅰ无压、母线Ⅱ无压、110 kV AE 线跳闸、负压满足、零压满足、“KRU”动作判据满足，110 kV E 站备自投动作跳110 kV AE 线，其动作报文如表2 所示。同时，110 kV F 站备自投装置收右站通道E1 信息流，备自投动作合110 kV FE 线，110 kV E 站母线电压恢复，备自投动作成功。其动作报文如表3 所示。

表2 110 kV E 站备自投装置动作报文Tab.2 110 kV E station standby automatic switching device action message

表3 110 kV F 站备自投装置动作报文Tab.3 110 kV F station standby automatic switching device action message

110 kV C 站作为非开环点，其备自投装置动作报文如表4 所示，备自投装置检测到母线1、母线2 失压，装置启动后，经延时2 800 ms 检测母线负序、零序电压均满足门槛值，装置发跳令给110 kV AC 线，当检测到110 kV AC 线开关在分位，向右站通道发E1 信息流。

表4 110 kV C 站备自投装置动作报文Tab.4 110kV C station standby automatic switching device action message

110 kV D 站作为开环点，备自投装置动作报文如表5 所示，110 kV D 站母线Ⅰ失压，装置检测到110 kV CD 线跳闸，且负压满足、零压满足、“KRU”动作判据满足，经延时2 802 ms 装置启动，跟跳110 kV CD 线；3 102 ms 时 装 置 发 合 闸 命 令 给110 kV ED 线；3 263 ms 时，母 线 电 压 恢 复；3 285 ms 时，合110 kV CD 线；3 786 ms 时，母线电压恢复，备投成功。

表5 110 kV D 站备自投装置动作报文Tab.5 110 kV D station standby automatic switching device action message

在220 kV A 变电站与220 kV B 变电站之间的110 kV 站点部署备自投装置，且具备远方备投功能。在此次事件中，所有备自投都正确动作，无110 kV 变电站失压。成功减少负荷损失和停电用户，且无重要用户及保供电用户停电。

4 结论

本文提出应用于链式网络的远方备自投方案具有较强的实用性，并且能很好地解决传统就地备自投装置的局限性。通过建立站与站之间通信机制，将重要信息流进行实时传递，能解决串供网络中站点失压扩大问题，可提高电网系统供电可靠性。同时采用实际发生的案例的验证，证明了此方案具有较高的工程使用价值，值得在电网系统进行推广应用。