110 kV链式电网方式下的纵联备自投逻辑及策略分析

高　明

(广东电网公司 佛山供电局，广东 佛山 528000)

110 kV链式电网方式下的纵联备自投逻辑及策略分析

高明

(广东电网公司 佛山供电局，广东 佛山 528000)

摘要：对于110 kV链式电网方式，常规备用电源自动投入装置仅能实现开环点变电站在失电时的备用电源自投功能，而处于闭环点的变电站失电时无法实现备用电源自投。为解决此问题，利用纵联通道对两侧变电站对应的开关位置、线路电压电流及母线电压等模拟状态量进行快速、可靠地信息交换，进而实现110 kV链式电网接线下的备用电源协同工作的纵联远方备自投装置应运而生。重点分析了链式电网接线的3种典型方式下的纵联远方备自投装置的动作逻辑及判断策略，为纵联远方备自投装置在佛山110 kV电网的本地化推广应用提供了积极参考，同时为保护厂家提供了较为完善和可靠的系统功能设计建议。目前，110 kV纵联备自投装置已在佛山电网110 kV部分变电站试点运行，实际应用效果及推广前景良好。

关键词：链式电网方式；纵联备自投；动作逻辑及判断策略

近年来，随着社会经济发展及人民生活水平的提高，供电可靠性逐渐成为电力行业履行社会责任的重要体现，特别是在电力需求逐年增加及电网结构日趋复杂的形式下，如何充分利用现有科技水平提升供电可靠性，是一个值得探讨的问题。目前，佛山电网220 kV及110 kV变电站已广泛使用微机式备自投，该模式已成功应用于电磁环网开环点控制，故障区域隔离及故障后快速复电；但不容忽视的是，现有的常规备自投装置只能实现单个变电站的就地备用电源自动投入。当变电站接线或运行方式发生变化，特别是110 kV链式电网接线下，传统就地备自投存在明显的局限性，甚至会使备自投失去作用。同时，传统就地备自投也存在与安全稳定自动化装置、低周减载装置的难配合，以及对过负荷情况的处理不够理想等问题[1]。

为解决上述问题，利用纵联通道快速、可靠地进行两侧变电站对应的开关位置、线路电压电流及母线电压等模拟状态量的信息交换，进而实现110 kV链式电网接线下的备用电源协同工作的纵联远方备自投应运而生。针对这一尚未普及应用的新型设备，设备厂家及运行管理部门提出了很多逻辑及策略方案。本文着重针对110 kV链式电网接线方式下的纵联备自投的完整动作逻辑及判断策略进行详细分析，并对装置相关异常及告警的处理提出解决方案。

1纵联备自投基本逻辑概述

佛山110 kV电网中，一个典型的链式变电站电网接线结构如图1所示。为了提高110 kV甲站和110 kV乙站的供电可靠性，需要在2个变电站各装设一台纵联备自投装置。需要备自投装置根据在不同的运行方式满足就地和远方2种功能[2]，具体功能如下。

1)开环位置在甲站线路1开关上(1DL分位)，此时乙站线路1带两站负荷。当乙站线路1故障导致两站失压时，乙站备自投装置跳开该站线路1开关，甲站备自投装置跳开该站线路2开关，然后甲站备自投装置合上该站线路1开关，待甲站母线电压恢复后，再合上甲站线路2开关，以恢复两站正常供电。当线路2故障导致甲站全站失压时，甲站备自投装置跳开该站线路2开关，然后合上该站线路1开关，以恢复甲站正常供电。

2)开环位置在甲站线路2开关上(2DL分位)，此时乙站线路1带乙站负荷，甲站线路1带甲站负荷。当乙站线路1故障导致乙站失压时，需要乙站备自投装置跳开该站线路1开关，然后甲站备自投装置合上该站线路2开关，以恢复乙站正常供电。当甲站线路1故障导致甲站全站失压时，需要甲站备自投装置跳开该站线路1开关，然后合上该站线路2开关，以恢复甲站正常供电。

3)开环位置在乙站线路1开关上(1DL分位)，此时甲站线路1带两站负荷。当甲站线路1故障导致两站失压时，需要甲站备自投装置跳开该站线路1开关，乙站备自投装置跳开该站线路2开关，然后乙站备自投装置合上该站线路1开关，待乙站母线电压恢复后，再合上乙站线路2开关，以恢复两站正常供电。当线路2故障导致乙站全站失压时，需要乙站备自投装置跳开该站线路2开关，然后合上该站线路1开关，以恢复乙站正常供电。

4)开环位置在乙站线路2开关上(2DL分位)，此时乙站线路1带乙站负荷，甲站线路1带甲站负荷。当甲站线路1故障导致甲站失压时，需要甲站备自投装置跳开该站线路1开关，然后乙站备自投装置合上该站线路2开关，以恢复甲站正常供电。当乙站线路1故障导致乙站全站失压时，需要乙站备自投装置跳开该站线路1开关，然后合上该站线路2开关，以恢复乙站正常供电。

图1　110 kV系统变电站某链式电网结构接线图

2纵联备自投远方功能逻辑分析

纵联备自投应具备传统的就地进线备自投功能和新型的远方备自投功能。针对传统的就地进线备自投，佛山电网已广泛应用多年，逻辑策略相对成熟，本文不再赘述。下述着重针对110 kV链式电网接线下，3种典型方式下的纵联远方备自投判断逻辑进行分析。

2.1远方A方式

远方A方式以甲站为例：1DL合位，MDL合位，2DL分位。

1)充电。条件包括：a.远方功能压板投入；b.线路2开关2DL分位；c.MDL合位；d.线路1开关1DL合位；e.1M母线有压且不检修；f.2M母线有压且不检修；g.线路2有压。满足上述条件，且延时时间大于等于充电延时时间定值，充电完成，开放备自投功能，发充电完成信号。

2)放电。条件包括：a.远方功能压板退出；b.2DL合位延时10 s放电；c.MDL分位或检修延时10 s放电；d.线路2无压延时10 s放电；e.1M和2M母线无压延时10 s放电；f.手跳1DL开关；g.线路1、线路2、母联任一元件检修延时10 s放电；h.满足“低频、低压切负荷闭锁”条件；i.收到备自投闭锁开入信号；j.收到本地放电闭锁信号放电后，立即发送远方放电闭锁信号。

3)装置起动。条件包括：a.甲站两段母线有压；b.收到对乙站发来的远方合闸命令。满足上述条件后，装置瞬时起动。

4)切负荷线路。收到远方合闸命令后，装置发联切负荷命令。联切对象为甲站所有10 kV负荷线中定值设定可切的所有负荷线路。装置发联切负荷令后，延时Tt后，进入下一步。Tt是负荷线跳闸等待延时定值(可整定)。

5)合2DL开关。收到远方合闸命令后，装置立刻合甲站2DL开关。

6)判断备自投结果。乙站2段母线有压，延时Th内，发备自投成功信号；若在延时时间Th内上述条件不满足，但满足自投于故障后加速切条件，则跳开2DL开关，装置闭锁放电；若在延时时间Th后上述条件不满足，则发备自投失败信号。Th是判备投成功等待延时定值(动态时间)。

2.2远方B方式

远方B方式以甲站为例：1DL分位，MDL合位，2DL合位。

1)充电。条件包括：a.远方功能压板投入；b.1DL分位且不检修；c.MDL合位且不检修；d.2DL合位且不检修；e.1M母线有压且不检修；f.2M母线有压且不检修；g.乙站线路1有压。满足上述条件，且延时时间大于等于充电延时时间定值，充电完成，开放备自投功能，发充电完成信号。

2)放电。条件包括：a.1DL合位延时10 s放电；b.MDL分位或检修延时10 s放电；c.乙站线路1无压延时10 s放电；d.手跳2DL开关；e.线路1、线路2、母联任一元件检修延时10 s放电；f.收到备自投闭锁开入信号；g.远备自投功能压板退出；h.满足“低频、低压切负荷闭锁”条件；i.收到本地放电闭锁信号放电后，立即发送远方放电闭锁信号。

3)装置起动。条件包括：a.线路2无流；b.1M母线无压；c.2M母线无压；d.满足“上级切负荷闭锁备自投”中不闭锁备投的条件。满足上述条件后，装置瞬时起动。

4)跳2DL。条件包括：a.线路2无流；b.1M母线无压；c.2M母线无压；d.线路1电压≥母线有压前2 s时刻。在备自投起动延时定值时间内，满足上述条件后，跳开2DL开关。若发跳开关命令后，且在开关跳闸等待延时定值时间内，2DL仍为合位，则发备自投失败信号。

5)联切负荷线路。2DL分位后，装置发联切负荷命令。联切对象为甲站所有10 kV负荷线中定值设定可切的所有负荷线路。装置发联切负荷令后，延时Tt后，进入下一步。Tt是负荷线跳闸等待延时定值(可整定)。

6)合1DL开关。2DL分位后，装置立刻合1DL开关。

7)判断备自投结果。甲站2段母线均有压，且收到远方合闸命令，进入下一步；若仅收到远方等待命令，则保持等待，不判结果；延时Th内，满足上述条件，且未收到远方合闸命令，发备自投成功信号；若在延时时间Th内上述条件不满足，但满足自投于故障后加速切条件，则跳开1DL开关，装置闭锁放电。同时发备自投失败信号。Th是判备投成功等待延时定值(动态时间)。

8)合2DL开关。条件包括：a.甲站2段母线均有压；b.收到远方合闸命令，满足上述条件，装置立刻合2DL开关。

9)判断备自投结果。乙站2段母线均有压，延时Th内，发备自投成功信号；若在延时时间Th内上述条件不满足，但满足自投于故障后加速切条件，则跳开1DL开关，装置闭锁放电；若在延时时间Th后上述条件不满足，则发备自投失败信号。Th是判备投成功等待延时定值(动态时间)。

2.3远方C方式

远方C方式以甲站为例：1DL合位，MDL合位，2DL合位。

1)充电。条件包括：a.乙站1DL分位且不检修；b.MDL合位且不检修；c.2DL合位且不检修；d.1M和2M有压；e.远方备自投功能压板投入；f.对侧为A方式或B方式。满足上述条件，且延时时间大于等于充电延时时间定值，充电完成，开放备自投功能，发充电完成信号。

2)放电。条件包括：a.远方功能压板退出；b.乙站1DL合位延时10 s放电；c.MDL分位或检修延时10 s放电；d.手跳1DL、2DL开关；e.线路1、线路2、母联任一元件检修延时10 s放电；f.收到备自投闭锁开入信号；g.远方备自投功能压板退出；h.满足“低频、低压切负荷闭锁”条件；i.收到对侧站放电信号；j.收到本地放电闭锁信号放电后，立即发送远方放电闭锁信号。

3)装置起动。条件包括：a.线路1无流；b.1M无压；c.2M无压；d.满足“上级切负荷闭锁备自投”中不闭锁备自投的条件。满足上述条件后，装置瞬时起动，并向对侧站发远方等待命令A。

4)跳1DL。条件包括：a.线路1无流；b.1M无压；c.2M无压。在备自投起动延时定值内满足上述条件后，跳开1DL开关；若发跳开关命令后，且在延时时间T后，1DL仍为合位，则发备自投失败信号。T是开关跳闸等待延时定值(动态时间)。

5)联切负荷线路。1DL分位后，装置发联切负荷命令。联切对象为甲站所有10 kV负荷线中定值设定可切的所有负荷线路。装置发联切负荷令后，延时Tt后，进入下一步。Tt是负荷线跳闸等待延时定值(可整定)。

6)发远方合闸命令。1DL分位后，装置立即发送远方合闸命令，让对侧站合上备用开关。

7)判断备自投结果。甲站2段母线均有压，满足上述条件，且延时Th内，发备自投成功信号；若在延时时间Th后上述条件不满足，则发备自投失败信号。Th是判备投成功等待延时定值(动态时间)。

2.4纵联备自投所应具备的相关配合功能

“上级切负荷闭锁备自投”功能，110 kV备自投装置应能在上一级执行站采取切负荷措施后，避免备自投装置动作合上备用线路，造成上级安稳切负荷减载目的失败，特闭锁自投功能。

“低频、低压闭锁备自投”功能，110 kV备自投装置应能在上一级低频低压装置采取切负荷措施后，避免备自投装置动作合上备用线路，造成上级低频低压切负荷减载目的失败，特闭锁自投功能。

“自投于故障后加速切”功能，110 kV母线一般不配置母差保护，当110 kV母线发生故障时，为避免备自投线路自投于故障点，造成事故扩大，110 kV侧备自投须配备“自投于故障后加速切”功能。

切负荷功能逻辑。为确保备自投成功率，以及防止备自投动作后导致备投元件过载，在备自投元件合闸前应切除相关的小电源和负荷单元。

3结语

目前，国内某些保护厂家以及供电企业正在研发或已经试点的相关纵联备自投装置，从实际的试运行或厂家反馈来看，纵联备自投装置的逻辑策略或多或少存在着缺陷或考虑不周之处[3]。

基于对上述110 kV变电站的链式结构接线下3种典型方式的分析，为纵联备自投装置在佛山110 kV电网的本地化应用提供了充分的参考应用，同时为保护厂家提供了较为完善和可靠的系统设计及实施方案。通过与保护厂家积极地合作沟通，110 kV纵联备自投装置已于近期在佛山电网110 kV烟南站和九江站试点运行，目前实际应用效果及推广前景良好。

参考文献

[1] 崔风亮, 周家春. 远方备用电源自动投入装置[J]. 电力自动化设备, 2002,22(9): 61-62.

[2] 季学军, 周爱敏. 利用纵联保护通道实现远方备自投的方案[J]. 江苏电机工程, 2004, 23(5): 55-56.

[3] 余涛, 黄炜, 胡细兵. 地区电网广域备自投控制系统的研制[J]. 电力自动化装置,2011, 31(3): 121-125.

责任编辑郑练

集团公司多款主战装备亮相胜利日阅兵

9月3日，中国人民抗日战争暨世界反法西斯战争胜利70周年纪念大会隆重举行。习近平总书记发表重要讲话并检阅部队。此次接受党和人民检阅的27个装备方队中，中国兵器工业集团研制生产的总装装备占10种、底盘装备3种，涵盖兵器工业集团所属内蒙一机集团、铁马集团、北方车辆集团、江麓集团、哈一机集团、光电集团、北奔重汽等多家企业产品，是受阅装备数量规模最多的军工集团。此次兵器工业集团受阅的各类装备，分布在地面突击、防空反导、信息支援、后装保障四个模块、11个方队，均是瞄准我军打赢信息化局部战争、利用国内工业基础大力协同攻关自主研制而成，整体处于国际同类装备先进水平，是近年来集团公司军品研制自主创新和信息化建设最新成果的全景式真切展现。

——摘自中国兵器工业集团公司网

Logic and Strategy Analysis of the Longitudinal BZT in 110 kV Chain Power Grid

GAO Ming

(Foshan Power Supply Burea of Guangdong Power Grid Company, Foshan 528000, China)

Abstract：For the 110 kV chain power grid, conventional spare power automatic device can only achieve cast from the backup power source in the loss of power when the open loop in the point of substation, but the substation in the point of close loop can′t realize the standby power supply automatic switching. To solve this problem, information exchange of the corresponding switch position, line voltage and current and busbar voltage analog state quantities are used to realize the spare power automatic device work together in 110 kV Chain Power Grid, and the longitudinal BZT emerged. Focus on the analysis of three typical chain power grid under the longitudinal distance standby logic and judgment strategies, and longitudinal BZT device provides positive reference in localized 110 kV application in Foshan power grid. Provide suggestions for a more perfect and reliable design of system function to the relay protection manufacturers. Currently，the longitudinal BZT in 110 kV Chain Power Grid has been run in part of 110 kV substation in Foshan, and it has a good practical application and promotion.

Key words:chain power grid, longitudinal BZT, logic and strategy

收稿日期：2015-02-13

作者简介：高明(1986-)，男，工程师，大学本科，主要从事大修技改项目管理及变电运行技术等方面的研究。

中图分类号：TM 0

文献标志码:A