基于主配網智能聯動的故障全停全轉方案研究與應用

陳根奇，黃振華，王少春，楊 煬

(國網浙江紹興電力公司，浙江 紹興 312000)

隨著地方經濟與城鄉建設高速發展，電網（文獻[1][2]對智能電網發展作了詳細介紹）風險呈現日益增長態勢。10 kV及以上主網設備故障、10 kV配網線路故障越級及雷擊、臺風、山火等自然災害、外力破壞等都可能造成電網大面積停電，威脅電網安全穩定運行，對社會生產和人民的正常生活造成重大影響和損失，特別對政府、醫院、交通、供水、供氣等重點用戶等影響極大。過去變電站發生大面積停電，往往涉及數十條饋線，應急處置須人工擬定轉供方案、人工校核轉供方案、人工逐條執行轉供方案，整個處置過程往往須2 h以上，如處置站所（設備）距離運維駐點較遠或者交通不順暢，則可能花費的時間更長。

目前國內110 kV（35 kV）變電站采用雙主變雙進線的接線方式，當主網發生單側或者部分停電時，依靠備自投的功能可以實現快速恢復供電。另一方面，傳統備自投動作原理是隔離故障恢復供電的物理分合閘作用，并不具備計算主變及線路潮流的功能，當傳統備自投動作后，可能會導致轉供電源側的負荷容量過載，在迎峰度夏期間，須制定有關備自投的投退措施。

文獻[4][5][6]對傳統備自投作用功能作了詳細描寫，鑒于傳統備自投特點，本文提出的主配網智能聯動設計方式可以滿足主網全停或10 kV 母線故障全停時，自動判斷10 kV 母線是否故障，采取配網倒送或全停全轉的模式，秒級恢復供電，實現電網故障時的主配網快速治愈。

1 主配網智能聯動全停全轉的整體功能實現構架

本文設計了主配網聯動的故障全停瞬時全轉方案的整體構架如圖1所示。首先在變電站10 kV母線上配置一臺主配網智能聯動裝置，實現變電站全停時母線故障的判別并將此信號上送至主站；其次在配網調度主站開發主配網智能聯動調度應用模塊，實現潮流計算分析及轉供方案的自動制定，條件滿足后，程序自動執行方案，實現負荷全轉倒送。

圖1 主配網智能聯動全停全轉的整體構架

2 主配網智能聯動裝置

如圖2所示，在變電站10 kV母線上配置一臺主配網智能聯動裝置，該裝置與一次設備通過電纜直連，可以采集一次設備的電壓電流量以及一次設備斷路器的分合閘狀態。主配網智能聯動調度應用與主配網智能聯動裝置通過光纖的方式鏈接，可以接收裝置上送的數據。

圖2 主接線示意圖

主網故障導致110 kV（35 kV）變電站全停或110 kV（35 kV）母線失電時，裝置可以通過相關失電信號，判斷此時是否為母線故障下的母線失壓，且傳統的備自投動作無效，判別出此結果后，將結果送給主配網智能聯動調度應用，進行負荷切換。

2.1 主配網智能聯動裝置功能邏輯

充電條件：1DL、3DL至少有一個開關在合位；10 kV Ⅰ段母線有壓。

放電條件：手跳/遙跳1DL，手跳/遙跳3DL，1DL、3DL 均為分位且持續時長300 s，1DL、3DL開關位置異常，總閉鎖開入。

主配網智能聯動裝置功能如圖3所示。

圖3 主配網智能聯動裝置功能邏輯

2.2 主配網智能聯動裝置動作邏輯

裝置充電完成后，若10 kV Ⅰ段母線無電壓，進線1L1無電流，10 kV母分開關無電流（母分開關在合位），經延時（默認20 s，躲過傳統備自投動作時間），跳1DL、3DL 開關，并聯切10 kV Ⅰ段母線上須轉供的饋線開關。

確認1DL、3DL 開關為分后，第一，如果判別非母線故障，則發啟動備供命令給主配網智能聯動調度應用，進行負荷轉供操作，完成負荷轉供后再進行母線倒送操作，合上預留的倒送線路開關給專用線路恢復供電。第二，如判別為母線故障，則裝置放電，并上送相關信號。母線故障的判別，分為3種情況。

1DL合、3DL分，母線故障啟動#1主變后備保護動作，跳1DL開關，此時10 kV Ⅰ段母線無壓，1DL、3DL均為分。取#1主變動作作為母線故障判據。

1DL合、3DL合，母線故障啟動#1主變或10 kV母分保護動作，跳開10 kV 母分開關，如果故障在10 kV Ⅰ段母線上，#1 主變保護跳10 kV 母分開關后，繼續跳#1主變低壓側開關，此時10 kV Ⅰ段母線失壓，10 kV ⅠⅠ段母線失壓，1DL、3DL均為分。如果故障在10 kV ⅠⅠ段母線上，#1主變或10 kV母分保護動作跳開10 kV 母分開關，此時10 kV Ⅰ段母線有壓，10 kV ⅠⅠ段母線無壓，故障隔離，10 kV Ⅰ段母線無須切換。取#1主變動作+Ⅰ母無壓+1DL、3DL分位為母線故障判據。

1DL 分、3DL 合，母線故障啟動#2 主變保護或10 kV 母分保護，跳10 kV 母分開關。如果故障在10 kV Ⅰ段母線上，則#2 主變保護或10 kV 母分保護跳10 kV 母分開關后，故障切除，此時10 kV Ⅰ段母線失壓，10 kV ⅠⅠ段母線有壓，1DL、3DL 均為分。如果故障在10 kV ⅠⅠ段母線上，#2 主變保護動作跳開10 kV 母分開關后，繼續跳#2 主變低壓側開關，此時10 kV Ⅰ段母線有壓，10 kV ⅠⅠ段母線無壓，1DL、3DL 均為分。取#2 主變動作跳分段動作或母分保護動作（如有）+#2 跳低壓側開關不動作+Ⅰ母無壓+1DL、3DL分位為母線故障判據。

主配網智能聯動裝置動作邏輯如圖4所示。

圖4 主配網智能聯動裝置動作邏輯

3 主配網智能聯動調度應用

主配網智能聯動調度應用通過與主配網智能聯動裝置鏈接，可以采集設備的遙測遙信數據，同時接收裝置上送的母線是否故障的判別信息，程序設計分為信息采集模塊、判別模塊、計算模塊、轉供模塊、倒送模塊。

3.1 信息采集模塊

信息采集模塊須從主配網智能聯動裝置采集以下遙信、遙測的相關信息。

主變低壓側開關、10 kV 母分開關、10 kV母線下各饋線開關的遙信量

主變低壓后備保護動作、10 kV 母分保護動作的遙信量

主變低壓側開關、10 kV 母分開關手跳/遙跳的遙信量

主變低壓側、10 kV 母分開關、10 kV 母線電壓、10 kV 母線下各饋線及轉供對側線路、主變的電流、有功的遙測量。

3.2 判別模塊

判別模塊主要判斷四個方面：主配網智能聯動調度應用可用，與主配網智能聯動裝置的充電條件相同。主配網智能聯動調度應用閉鎖，與主配網智能聯動裝置的放電條件相同。10 kV 母線失壓：主配網智能聯動調度應用可用+10 kV Ⅰ母線無電壓+進線1L1 無電流+10 kV 母分開關無電流（母分開關在合位）。10 kV母線故障：與主配網智能聯動裝置判別母線故障邏輯相同。

3.3 計算模塊

當判斷出母線失壓且母線非故障后，計算母線[10-11]未拉開線路失壓前負荷和第一倒送（第二倒送）通道負荷的總和是否超過第一倒送（第二倒送）通道的負荷限額，若超過限額，則提供須切除的線路開關清單（各個站所切換線路順序須配置）給轉供模塊。待開關切除之后再重新計算（無法拉開的開關須排除），直到滿足倒送線路負荷限額為止，將最終信息上送至倒送模塊。

3.4 轉供模塊

當判斷出母線失壓后延時60 s（暫定），用以躲過傳統10 kV 備自投的動作時間，同時接收到計算模塊提供的須切線路開關清單，啟動轉供模塊，轉供的方式是先分后合，即先把計算模塊提供的清單拉開變電站側饋線開關（實際已經拉開的開關須反饋至計算模塊），再合母線上每條饋線的聯絡開關（聯絡開關一般位于線路所帶的自動化開關站、環網站）。轉供是否成功須驗證判斷，判斷的依據是變電站側饋線開關及饋線上聯絡開關的遙信位置、潮流發生對應變化。當判斷出某條饋線不具備轉供條件（如聯絡開關不屬于自動化區域）時，則該條線路不具備轉供條件。另外，如果母線失壓后同時判斷母線故障，那么倒送通道的負荷也須轉供。

3.5 倒送模塊

當判斷出母線失壓且母線非故障，則先拉開1DL、3DL 開關，待接收到計算模塊發來的“第一通道倒送未超限額”信息時，合上第一倒送通道的聯絡開關。若第一倒送通道的聯絡開關合閘失敗或第一倒送通道不具備倒送條件，則采用第二倒送通道倒送，前提是接收到計算模塊發來的“第二通道倒送未超限額”信息。倒送模塊的邏輯如圖5所示。

圖5 倒送模塊的邏輯

5個模塊間的邏輯結構如圖6所示。

圖6 5個模塊間的邏輯結構

4 主配網智能聯動調度應用具體實現案例

大江變電站全停全轉及倒送方案。

10 kV Ⅰ段母線：迎恩門A111線（年平均負荷約1.1 MW，考慮作為第一倒送通道。）、江樹A106 線（年最大負荷約0.6 MW，考慮作為第二倒送通道）、青湖園A114線、江灣A113線、五金A112線、南洋A103 線、江靈A104 線、青龍A105 線、樹鑒A107線、集鎮A109線共計10條線路。無專線。

轉供方案：南洋A103線（年平均負荷約1.5 MW）跳開大江變電站南洋A103開關，合上家私開關站家靈A192 線調界樹變小觀A001 線（年平均負荷約3 MW）供；江樹A106 線（年平均負荷約0.6 MW）跳開大江變電站江樹A106開關，合上春江天鏡南開關變電站春鏡J077線由西郭變電站西夢A472線1.2 MW供；（其余線路轉供及倒送不列出）

5 結束語

隨著電網的自動化、智能化水平提高，如何快速實現故障時負荷全停全轉是目前配網面臨的難題。采用主配網智能聯動的設計,“母線失壓自愈功能”上線運行后，當10 kV母線失壓，系統自動觸發各饋線自愈，系統自動生成、自動校核和自動執行轉供方案，各饋線轉供并發執行，全過程無須人工干預，可最大程度縮減故障處置時間。該功能的應用替代了以往大面積停電后須配網調度員人工制定轉供方案、手動遙控轉供、逐條核實供電安全能力的模式，解決以往制定轉供方案耗時長、易出錯、操作設備眾多、操作效率低等瓶頸，大幅提升供電可靠性。