110 kV鏈式電網方式下的縱聯備自投邏輯及策略分析

高　明

(廣東電網公司 佛山供電局，廣東 佛山 528000)

110 kV鏈式電網方式下的縱聯備自投邏輯及策略分析

高明

(廣東電網公司 佛山供電局，廣東 佛山 528000)

摘要：對于110 kV鏈式電網方式，常規備用電源自動投入裝置僅能實現開環點變電站在失電時的備用電源自投功能，而處于閉環點的變電站失電時無法實現備用電源自投。為解決此問題，利用縱聯通道對兩側變電站對應的開關位置、線路電壓電流及母線電壓等模擬狀態量進行快速、可靠地信息交換，進而實現110 kV鏈式電網接線下的備用電源協同工作的縱聯遠方備自投裝置應運而生。重點分析了鏈式電網接線的3種典型方式下的縱聯遠方備自投裝置的動作邏輯及判斷策略，為縱聯遠方備自投裝置在佛山110 kV電網的本地化推廣應用提供了積極參考，同時為保護廠家提供了較為完善和可靠的系統功能設計建議。目前，110 kV縱聯備自投裝置已在佛山電網110 kV部分變電站試點運行，實際應用效果及推廣前景良好。

關鍵詞：鏈式電網方式；縱聯備自投；動作邏輯及判斷策略

近年來，隨著社會經濟發展及人民生活水平的提高，供電可靠性逐漸成為電力行業履行社會責任的重要體現，特別是在電力需求逐年增加及電網結構日趨復雜的形式下，如何充分利用現有科技水平提升供電可靠性，是一個值得探討的問題。目前，佛山電網220 kV及110 kV變電站已廣泛使用微機式備自投，該模式已成功應用于電磁環網開環點控制，故障區域隔離及故障后快速復電；但不容忽視的是，現有的常規備自投裝置只能實現單個變電站的就地備用電源自動投入。當變電站接線或運行方式發生變化，特別是110 kV鏈式電網接線下，傳統就地備自投存在明顯的局限性，甚至會使備自投失去作用。同時，傳統就地備自投也存在與安全穩定自動化裝置、低周減載裝置的難配合，以及對過負荷情況的處理不夠理想等問題[1]。

為解決上述問題，利用縱聯通道快速、可靠地進行兩側變電站對應的開關位置、線路電壓電流及母線電壓等模擬狀態量的信息交換，進而實現110 kV鏈式電網接線下的備用電源協同工作的縱聯遠方備自投應運而生。針對這一尚未普及應用的新型設備，設備廠家及運行管理部門提出了很多邏輯及策略方案。本文著重針對110 kV鏈式電網接線方式下的縱聯備自投的完整動作邏輯及判斷策略進行詳細分析，并對裝置相關異常及告警的處理提出解決方案。

1縱聯備自投基本邏輯概述

佛山110 kV電網中，一個典型的鏈式變電站電網接線結構如圖1所示。為了提高110 kV甲站和110 kV乙站的供電可靠性，需要在2個變電站各裝設一臺縱聯備自投裝置。需要備自投裝置根據在不同的運行方式滿足就地和遠方2種功能[2]，具體功能如下。

1)開環位置在甲站線路1開關上(1DL分位)，此時乙站線路1帶兩站負荷。當乙站線路1故障導致兩站失壓時，乙站備自投裝置跳開該站線路1開關，甲站備自投裝置跳開該站線路2開關，然后甲站備自投裝置合上該站線路1開關，待甲站母線電壓恢復后，再合上甲站線路2開關，以恢復兩站正常供電。當線路2故障導致甲站全站失壓時，甲站備自投裝置跳開該站線路2開關，然后合上該站線路1開關，以恢復甲站正常供電。

2)開環位置在甲站線路2開關上(2DL分位)，此時乙站線路1帶乙站負荷，甲站線路1帶甲站負荷。當乙站線路1故障導致乙站失壓時，需要乙站備自投裝置跳開該站線路1開關，然后甲站備自投裝置合上該站線路2開關，以恢復乙站正常供電。當甲站線路1故障導致甲站全站失壓時，需要甲站備自投裝置跳開該站線路1開關，然后合上該站線路2開關，以恢復甲站正常供電。

3)開環位置在乙站線路1開關上(1DL分位)，此時甲站線路1帶兩站負荷。當甲站線路1故障導致兩站失壓時，需要甲站備自投裝置跳開該站線路1開關，乙站備自投裝置跳開該站線路2開關，然后乙站備自投裝置合上該站線路1開關，待乙站母線電壓恢復后，再合上乙站線路2開關，以恢復兩站正常供電。當線路2故障導致乙站全站失壓時，需要乙站備自投裝置跳開該站線路2開關，然后合上該站線路1開關，以恢復乙站正常供電。

4)開環位置在乙站線路2開關上(2DL分位)，此時乙站線路1帶乙站負荷，甲站線路1帶甲站負荷。當甲站線路1故障導致甲站失壓時，需要甲站備自投裝置跳開該站線路1開關，然后乙站備自投裝置合上該站線路2開關，以恢復甲站正常供電。當乙站線路1故障導致乙站全站失壓時，需要乙站備自投裝置跳開該站線路1開關，然后合上該站線路2開關，以恢復乙站正常供電。

圖1　110 kV系統變電站某鏈式電網結構接線圖

2縱聯備自投遠方功能邏輯分析

縱聯備自投應具備傳統的就地進線備自投功能和新型的遠方備自投功能。針對傳統的就地進線備自投，佛山電網已廣泛應用多年，邏輯策略相對成熟，本文不再贅述。下述著重針對110 kV鏈式電網接線下，3種典型方式下的縱聯遠方備自投判斷邏輯進行分析。

2.1遠方A方式

遠方A方式以甲站為例：1DL合位，MDL合位，2DL分位。

1)充電。條件包括：a.遠方功能壓板投入；b.線路2開關2DL分位；c.MDL合位；d.線路1開關1DL合位；e.1M母線有壓且不檢修；f.2M母線有壓且不檢修；g.線路2有壓。滿足上述條件，且延時時間大于等于充電延時時間定值，充電完成，開放備自投功能，發充電完成信號。

2)放電。條件包括：a.遠方功能壓板退出；b.2DL合位延時10 s放電；c.MDL分位或檢修延時10 s放電；d.線路2無壓延時10 s放電；e.1M和2M母線無壓延時10 s放電；f.手跳1DL開關；g.線路1、線路2、母聯任一元件檢修延時10 s放電；h.滿足“低頻、低壓切負荷閉鎖”條件；i.收到備自投閉鎖開入信號；j.收到本地放電閉鎖信號放電后，立即發送遠方放電閉鎖信號。

3)裝置起動。條件包括：a.甲站兩段母線有壓；b.收到對乙站發來的遠方合閘命令。滿足上述條件后，裝置瞬時起動。

4)切負荷線路。收到遠方合閘命令后，裝置發聯切負荷命令。聯切對象為甲站所有10 kV負荷線中定值設定可切的所有負荷線路。裝置發聯切負荷令后，延時Tt后，進入下一步。Tt是負荷線跳閘等待延時定值(可整定)。

5)合2DL開關。收到遠方合閘命令后，裝置立刻合甲站2DL開關。

6)判斷備自投結果。乙站2段母線有壓，延時Th內，發備自投成功信號；若在延時時間Th內上述條件不滿足，但滿足自投于故障后加速切條件，則跳開2DL開關，裝置閉鎖放電；若在延時時間Th后上述條件不滿足，則發備自投失敗信號。Th是判備投成功等待延時定值(動態時間)。

2.2遠方B方式

遠方B方式以甲站為例：1DL分位，MDL合位，2DL合位。

1)充電。條件包括：a.遠方功能壓板投入；b.1DL分位且不檢修；c.MDL合位且不檢修；d.2DL合位且不檢修；e.1M母線有壓且不檢修；f.2M母線有壓且不檢修；g.乙站線路1有壓。滿足上述條件，且延時時間大于等于充電延時時間定值，充電完成，開放備自投功能，發充電完成信號。

2)放電。條件包括：a.1DL合位延時10 s放電；b.MDL分位或檢修延時10 s放電；c.乙站線路1無壓延時10 s放電；d.手跳2DL開關；e.線路1、線路2、母聯任一元件檢修延時10 s放電；f.收到備自投閉鎖開入信號；g.遠備自投功能壓板退出；h.滿足“低頻、低壓切負荷閉鎖”條件；i.收到本地放電閉鎖信號放電后，立即發送遠方放電閉鎖信號。

3)裝置起動。條件包括：a.線路2無流；b.1M母線無壓；c.2M母線無壓；d.滿足“上級切負荷閉鎖備自投”中不閉鎖備投的條件。滿足上述條件后，裝置瞬時起動。

4)跳2DL。條件包括：a.線路2無流；b.1M母線無壓；c.2M母線無壓；d.線路1電壓≥母線有壓前2 s時刻。在備自投起動延時定值時間內，滿足上述條件后，跳開2DL開關。若發跳開關命令后，且在開關跳閘等待延時定值時間內，2DL仍為合位，則發備自投失敗信號。

5)聯切負荷線路。2DL分位后，裝置發聯切負荷命令。聯切對象為甲站所有10 kV負荷線中定值設定可切的所有負荷線路。裝置發聯切負荷令后，延時Tt后，進入下一步。Tt是負荷線跳閘等待延時定值(可整定)。

6)合1DL開關。2DL分位后，裝置立刻合1DL開關。

7)判斷備自投結果。甲站2段母線均有壓，且收到遠方合閘命令，進入下一步；若僅收到遠方等待命令，則保持等待，不判結果；延時Th內，滿足上述條件，且未收到遠方合閘命令，發備自投成功信號；若在延時時間Th內上述條件不滿足，但滿足自投于故障后加速切條件，則跳開1DL開關，裝置閉鎖放電。同時發備自投失敗信號。Th是判備投成功等待延時定值(動態時間)。

8)合2DL開關。條件包括：a.甲站2段母線均有壓；b.收到遠方合閘命令，滿足上述條件，裝置立刻合2DL開關。

9)判斷備自投結果。乙站2段母線均有壓，延時Th內，發備自投成功信號；若在延時時間Th內上述條件不滿足，但滿足自投于故障后加速切條件，則跳開1DL開關，裝置閉鎖放電；若在延時時間Th后上述條件不滿足，則發備自投失敗信號。Th是判備投成功等待延時定值(動態時間)。

2.3遠方C方式

遠方C方式以甲站為例：1DL合位，MDL合位，2DL合位。

1)充電。條件包括：a.乙站1DL分位且不檢修；b.MDL合位且不檢修；c.2DL合位且不檢修；d.1M和2M有壓；e.遠方備自投功能壓板投入；f.對側為A方式或B方式。滿足上述條件，且延時時間大于等于充電延時時間定值，充電完成，開放備自投功能，發充電完成信號。

2)放電。條件包括：a.遠方功能壓板退出；b.乙站1DL合位延時10 s放電；c.MDL分位或檢修延時10 s放電；d.手跳1DL、2DL開關；e.線路1、線路2、母聯任一元件檢修延時10 s放電；f.收到備自投閉鎖開入信號；g.遠方備自投功能壓板退出；h.滿足“低頻、低壓切負荷閉鎖”條件；i.收到對側站放電信號；j.收到本地放電閉鎖信號放電后，立即發送遠方放電閉鎖信號。

3)裝置起動。條件包括：a.線路1無流；b.1M無壓；c.2M無壓；d.滿足“上級切負荷閉鎖備自投”中不閉鎖備自投的條件。滿足上述條件后，裝置瞬時起動，并向對側站發遠方等待命令A。

4)跳1DL。條件包括：a.線路1無流；b.1M無壓；c.2M無壓。在備自投起動延時定值內滿足上述條件后，跳開1DL開關；若發跳開關命令后，且在延時時間T后，1DL仍為合位，則發備自投失敗信號。T是開關跳閘等待延時定值(動態時間)。

5)聯切負荷線路。1DL分位后，裝置發聯切負荷命令。聯切對象為甲站所有10 kV負荷線中定值設定可切的所有負荷線路。裝置發聯切負荷令后，延時Tt后，進入下一步。Tt是負荷線跳閘等待延時定值(可整定)。

6)發遠方合閘命令。1DL分位后，裝置立即發送遠方合閘命令，讓對側站合上備用開關。

7)判斷備自投結果。甲站2段母線均有壓，滿足上述條件，且延時Th內，發備自投成功信號；若在延時時間Th后上述條件不滿足，則發備自投失敗信號。Th是判備投成功等待延時定值(動態時間)。

2.4縱聯備自投所應具備的相關配合功能

“上級切負荷閉鎖備自投”功能，110 kV備自投裝置應能在上一級執行站采取切負荷措施后，避免備自投裝置動作合上備用線路，造成上級安穩切負荷減載目的失敗，特閉鎖自投功能。

“低頻、低壓閉鎖備自投”功能，110 kV備自投裝置應能在上一級低頻低壓裝置采取切負荷措施后，避免備自投裝置動作合上備用線路，造成上級低頻低壓切負荷減載目的失敗，特閉鎖自投功能。

“自投于故障后加速切”功能，110 kV母線一般不配置母差保護，當110 kV母線發生故障時，為避免備自投線路自投于故障點，造成事故擴大，110 kV側備自投須配備“自投于故障后加速切”功能。

切負荷功能邏輯。為確保備自投成功率，以及防止備自投動作后導致備投元件過載，在備自投元件合閘前應切除相關的小電源和負荷單元。

3結語

目前，國內某些保護廠家以及供電企業正在研發或已經試點的相關縱聯備自投裝置，從實際的試運行或廠家反饋來看，縱聯備自投裝置的邏輯策略或多或少存在著缺陷或考慮不周之處[3]。

基于對上述110 kV變電站的鏈式結構接線下3種典型方式的分析，為縱聯備自投裝置在佛山110 kV電網的本地化應用提供了充分的參考應用，同時為保護廠家提供了較為完善和可靠的系統設計及實施方案。通過與保護廠家積極地合作溝通，110 kV縱聯備自投裝置已于近期在佛山電網110 kV煙南站和九江站試點運行，目前實際應用效果及推廣前景良好。

參考文獻

[1] 崔風亮, 周家春. 遠方備用電源自動投入裝置[J]. 電力自動化設備, 2002,22(9): 61-62.

[2] 季學軍, 周愛敏. 利用縱聯保護通道實現遠方備自投的方案[J]. 江蘇電機工程, 2004, 23(5): 55-56.

[3] 余濤, 黃煒, 胡細兵. 地區電網廣域備自投控制系統的研制[J]. 電力自動化裝置,2011, 31(3): 121-125.

責任編輯鄭練

集團公司多款主戰裝備亮相勝利日閱兵

9月3日，中國人民抗日戰爭暨世界反法西斯戰爭勝利70周年紀念大會隆重舉行。習近平總書記發表重要講話并檢閱部隊。此次接受黨和人民檢閱的27個裝備方隊中，中國兵器工業集團研制生產的總裝裝備占10種、底盤裝備3種，涵蓋兵器工業集團所屬內蒙一機集團、鐵馬集團、北方車輛集團、江麓集團、哈一機集團、光電集團、北奔重汽等多家企業產品，是受閱裝備數量規模最多的軍工集團。此次兵器工業集團受閱的各類裝備，分布在地面突擊、防空反導、信息支援、后裝保障四個模塊、11個方隊，均是瞄準我軍打贏信息化局部戰爭、利用國內工業基礎大力協同攻關自主研制而成，整體處于國際同類裝備先進水平，是近年來集團公司軍品研制自主創新和信息化建設最新成果的全景式真切展現。

——摘自中國兵器工業集團公司網

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

作者簡介：高明(1986-)，男，工程師，大學本科，主要從事大修技改項目管理及變電運行技術等方面的研究。

中圖分類號：TM 0

文獻標志碼:A