陸　琳

( 國網鎮(zhèn)江供電公司，江蘇 鎮(zhèn)江 212001)

0　引言

110 kV終端變電站典型接線方式有內橋接線、擴大內橋接線、外橋接線以及單母線分段接線等。隨著電力系統供電可靠性要求的不斷提高，備用電源自動投入裝置(以下簡稱備自投裝置)已普遍應用于110 kV及以下各類終端變電站，作為電源失電后迅速投入備用電源供電的有效手段[1-4]。目前，鎮(zhèn)江地區(qū)110 kV變電站主要接線方式為內橋、擴大內橋、單母線分段及線變組方式。近年來新上的110 kV變電站均為單母線分段接線，與內橋接線雖然在運行方式上極為相似，但由于繼電保護配置及保護范圍等方面不同，備自投動作邏輯也存在差別[5-7]。

本文分析了備自投裝置在單母分段接線變電站中存在的問題，并對分段開關死區(qū)故障時備自投各類動作及閉鎖情況進行研究，提出不同運行方式下死區(qū)故障備自投判斷邏輯及動作策略，在保證安全的基礎上最大限度優(yōu)化現有的單母線分段備自投邏輯，提高供電可靠性。

1　單母線分段接線方式母線故障閉鎖備自投分析

單母分段接線方式常用于110 kV終端變電站。與內橋接線變電站備自投運行方式類似，分為進線備投方式與橋備投方式。當母線故障時，由于內橋接線母線在主變差動范圍以內，因此可由主變差動保護動作切除故障并閉鎖備自投[8]；而對于單母分段變電站，一般不配置獨立母線保護，由于主變差動范圍不包括母線，因此母線故障時，只能通過上級變電站110 kV出線保護切除故障[9]。

如圖1所示，7A2進線供1、2號主變運行，898開關熱備用。當7A2線路故障，對側220 kV變電站的110 kV出線7A2開關跳開，切除故障。終端變電站備自投檢7A2線路無壓無流，備用電源898線路有壓且無外部閉鎖信號后，延時5 s跳開7A2開關，延時1 s后合上898開關，恢復供電。

圖1　單母分段接線Fig.1　Sectionalized single-bus configuration

當110 kVⅠ段母線故障時，由7A2線路電源側距離保護Ⅱ段動作切除故障，延時5 s后所內備自投動作跳開7A2開關，合上898開關，再次送電至故障點造成二次沖擊，導致1、2號主變及所供負荷失電。因此110 kV進線開關有必要裝設帶方向的線路保護[10-14](保護由三段相間距離保護、三段接地距離保護、四段零序電流方向保護和三相一次重合閘組成)，方向指向母線，當110 kV線路故障時不動作，當110 kV母線故障時動作并開入備自投裝置，閉鎖備自投。帶閉鎖的單母線分段備自投邏輯如圖2、圖3所示。當系統為一線供兩變方式(圖2)或兩線供兩變方式(圖3)時，除了滿足主供電源無壓無流、備用電源有壓、備自投充電正常等條件外，增加主供進線保護動作開入量，作為母線故障閉鎖備自投條件。

圖2　帶閉鎖的單母線分段備自投邏輯(進線備投)Fig.2　Logic of sectionalized single-bus automatic switchover with locking function (incoming line)

圖3　帶閉鎖的單母線分段備自投邏輯(橋備投)Fig.3　Logic of sectionalized single-bus automatic switchover with locking function (bridge)

2　提高供電可靠性的單母線分段備自投動作方案分析

2.1　判斷故障母線提高供電可靠性

一線兩變運行方式時，如圖4所示，7A2進線供1、2號主變運行，898開關熱備用，作為備用電源。當110 kVⅠ段母線a點發(fā)生永久性故障后，7A2線路對側開關距離保護動作，跳開電源側開關，2 s后重合閘動作，重合不成，再次跳開電源側開關，7A2線路失電。由于故障點在母線，故障電流流經7A2開關流變，故110 kV變電站的7A2開關判斷出故障電流由線路流向母線，保護動作閉鎖備自投，造成1、2號主變失電。

圖4　單母分段接線Fig.4　Diagram of sectionalized single-bus

由于故障點在Ⅰ段母線上，Ⅱ段母線并無故障點，因此如果備自投裝置能識別出故障母線，便可通過跳開分段700開關，延時合上898備用電源開關，隔離故障點后恢復對2號主變供電。低壓側負荷在主變容量允許的情況下可通過低壓備自投動作全部恢復供電，從而有效減少了停電設備，提高供電可靠性[15-16]。

898進線供1、2號主變運行，7A2開關熱備用運行方式下的分析同上。

2.2　過流及電流突變量判據

如圖4的運行方式，若110 kVⅠ段母線故障，則分段700流變中不會流過故障電流，若110 kVⅡ段母線故障，則分段700流變將會流過很大的故障電流，因此可以通過分段開關流變電流狀態(tài)量來判斷哪一段母線發(fā)生故障。具體手段為采用過電流或電流突變量判據分析判斷，硬件可借助備自投裝置原有的分段保護實現。

過電流判據：當110 kVⅠ段母線故障時，分段流變流過的電流幾乎為0，當Ⅱ段母線故障時，分段流變流過的電流比負荷電流大得多，通過整定分段流變過流定值大于最大負荷電流，從而確定哪段母線發(fā)生故障。

電流突變量判據：當110 kVⅠ段母線故障時，分段流變電流突變量為正常情況時2號主變所供負荷，而Ⅱ段母線故障時，電流突變量為故障電流突變量，因此可通過突變量變化來判斷哪段母線故障。

3　死區(qū)故障時的解決方案

3.1　死區(qū)故障備自投動作分析

所謂死區(qū)，即指連接分段開關與流變之間的小段母線。因分段開關將Ⅰ、Ⅱ段母線進行了物理性分割，而判別流過分段開關電流的分段流變則裝設在靠近開關的某側，所以分段流變有無電流或電流的突變并不能完全區(qū)分故障點在哪段母線。

如圖5所示，7A2線供1、2號主變運行，898開關熱備用方式。當永久性故障發(fā)生在分段開關700與流變CT1之間的b點時(圖5中I區(qū))，CT1流過故障電流，分段開關流變電流狀態(tài)量判斷為Ⅱ段母線故障(實際為Ⅰ段母線側)，閉鎖備自投。

圖5　死區(qū)故障示意圖Fig.5　Schematic diagram of dead-zone fault

898線供1、2號主變運行，7A2開關熱備用方式。當永久性故障發(fā)生在圖5中I區(qū)，CT1未流過故障電流，備自投判斷為Ⅱ段母線故障，跳開分段700開關，延時合進線7A2開關，對故障點造成了二次沖擊，1、2號主變失電。由于分段700開關跳開后，故障點并未被隔離，因此分段開關與流變之間的區(qū)域為備自投動作判斷的死區(qū)。在一線供兩變方式下，備自投故障母線選擇時需進行死區(qū)判別。

當7A2線、898線分別供1、2號主變運行，分段700開關熱備用時，故障發(fā)生在死區(qū)I區(qū)間，分段開關流變CT1流經故障電流，故障發(fā)生在H、J區(qū)間時，CT1無故障電流流過。無論故障點在哪個區(qū)間，只要進線保護動作均閉鎖備自投，防止分段開關合于故障點造成二次沖擊。

3.2　解決方案

3.2.1增加一組分段流變

(1) 實現方式分析。通過不同位置故障時兩組流變流過電流情況進行邏輯判斷。

如圖6所示，在分段700開關Ⅱ段母線側增加一組流變CT2，將110 kV母線及分段設備分為4個區(qū)域。分別為：

H：110 kVⅠ段母線(包括與母線相連的刀閘及母線設備)至分段700開關CT1流變；

I：110 kV分段700開關Ⅰ段母線側CT1流變至700開關；

J：110 kV分段700開關至110 kVⅡ段母線側CT2流變；

K：110 kVⅡ段母線(包括與母線相連的刀閘及母線設備)至分段700開關CT2流變。

圖6　增加一組流變進行邏輯判斷示意圖Fig.6　Schematic diagram of adding a set of current transformer for logical decision

以7A2進線供1、2號主變運行，898開關熱備用運行方式為例進行邏輯判斷分析。

① 故障點在H區(qū)間時，CT1、CT2均未流過故障電流，可以判斷為110 kVⅠ段母線故障，備自投跳開分段700開關，延時合898開關，恢復2號主變供電，低壓側備自投延時動作，恢復低壓側全部負荷；

② 故障點在K區(qū)間時，CT1、CT2均流過故障電流，可以判斷為110 kVⅡ段母線故障，閉鎖備自投；

③ 故障點在I區(qū)間時，CT1流過故障電流，CT2中無負荷電流，判斷故障點在CT1與CT2之間。跳開分段700開關，CT1仍然流過故障電流，可判斷故障點在區(qū)間I ，確認分段開關跳開后合上898開關，恢復2號主變供電，低壓側備自投延時動作，恢復低壓側全部負荷；

④ 故障點在J區(qū)間時，CT1流過故障電流，CT2中無負荷電流，判斷故障點在CT1與CT2之間。跳開分段700開關，CT1無故障電流，可判斷故障點在區(qū)間J，閉鎖備自投。

判斷邏輯如圖7所示。

圖7　邏輯判斷流程Fig.7　Flowchart of logical decision

898進線供1、2號主變運行，7A2開關熱備用運行方式與上述運行方式均屬于進線備自投方式，分析方法類似，這里不再贅述。

對于7A2、898線分別供1、2號主變運行的橋備自投方式，無論故障點在H、K區(qū)間還是I、J區(qū)間，只要線路保護動作，均應閉鎖備自投，避免再次送電至故障點，因此無需進行CT1、CT2故障區(qū)間選擇。

三類運行方式下備自投動作邏輯分析如表1所示。

表1三類運行方式下備自投動作邏輯分析
Tab.1Analysis table of action logic for automatic switchover on three types of operation mode

系統運行方式故障點在H區(qū)故障點在I區(qū)故障點在J區(qū)故障點在K區(qū)7A2、898線分別供1、2號主變運行，700開關熱備用(橋備投方式)7A2開關保護動作→閉鎖備自投7A2開關保護動作→閉鎖備自投898開關保護動作→閉鎖備自投898開關保護動作→閉鎖備自投7A2線供1、2號主變運行，898開關熱備用(進線備投方式1)7A2開關保護動作→！CT1&！CT2=1→700開關分→延時合898開關→低壓側備自投動作，恢復供電7A2開關保護動作→CT1＾CT2=1→跳開分段700開關→CT1=1，CT2=0→確認700開關確已跳開→延時合898開關→低壓側備自投動作，恢復供電7A2開關保護動作→CT1＾CT2=1→跳開分段700開關→CT1=0，CT2=0→閉鎖備自投7A2開關保護動作→CT1&CT2=1→閉鎖備自投898線供1、2號主變運行，7A2開關熱備用(進線備投方式2)898開關保護動作→CT1&CT2=1→閉鎖備自投898開關保護動作→CT1＾CT2=1→跳開分段700開關→CT1=0，CT2=0→閉鎖備自投898開關保護動作→CT1＾CT2=1→跳開分段700開關→CT1=0，CT2=1→確認700開關確已跳開→延時合7A2開關→低壓側備自投動作，恢復供電898開關保護動作→！CT1&！CT2=1→700開關分→延時合7A2開關→低壓側備自投動作，恢復供電注：CT1、CT2流過故障電流，CT1=1，CT2=1；CT1、CT2未流過故障電流，CT1=0，CT2=0

裝設一組分段開關流變的方式可以很好的解決線備投方式時死區(qū)故障備自投可靠隔離故障點并迅速恢復供電的問題，提高了供電恢復速度。但一定程度增加了一次設備采購安裝費用及二次接線的復雜性。

(2) 經濟效益分析。上述方案雖然增加了變電站建設投資及二次接線復雜性，但能有效判斷死區(qū)故障，結合分段開關電流狀態(tài)量判據，能迅速恢復供電。

以圖6中某110 kV變電站為例，1號、2號主變容量均為50 000 kV·A，主變負載率為40%，功率因數為0.92，平均銷售電價為每千瓦時0.66 元。在一線供兩變方式下，母線故障時有50%的概率隔離故障點后繼續(xù)供電。按故障處理恢復送電3 h計算，則恢復單臺主變負荷經濟效益計算如下：

Y=SηtMcosφ

(1)

式中：Y為經濟效益(元)；S為主變容量(kV·A)；cosφ為功率因數；η為主變負載率；t為跳閘至恢復送電時間(h)；M為平均銷售電價(元)。

上述方案能夠恢復1號、2號主變所供全部負荷，總經濟效益為：

Y′=Y1+Y2

(2)

式中：Y′為總經濟效益(元)；Y1、Y2分別為1號、2號主變恢復供電經濟效益(元)。將數據帶入公式(1)和(2)，可計算得Y′為72 864元。

此計算結果僅表示迅速恢復供電所減少的失去電量經濟值，其迅速恢復供電所帶來的對工業(yè)生產及居民生活帶來的潛在效益遠不止計算值，而110 kV流變每只價格約3萬元，增加一組流變成本僅需不到10萬元，從以上的粗略估計可以看出對一次停電的迅速恢復所帶來的經濟效益和社會效益遠大于設備的初期投入。

3.2.2加裝110 kV分段式母差保護

采用母差保護可靠閉鎖備自投裝置[17]。如圖5所示，7A2、898線分別供1、2號變運行，分段700開關熱備用，Ⅰ、Ⅱ段母線分裂運行，分段流變CT1已被封閉，無論故障點在Ⅰ母、Ⅱ母還是死區(qū)，大差保護及相應的小差保護均能動作跳開與故障母線相連的開關，同時差動出口繼電器開入閉鎖備自投。

7A2線供1、2號變運行，898開關熱備用，當故障點b在死區(qū)內時，大差動作，同時Ⅱ母小差動作，跳開分段700、2號主變702開關，延時50 ms后封鎖分段流變CT1，Ⅰ母小差動作，跳開7A2及1號主變701開關，閉鎖備自投，1、2號主變同時失電。

可見，在一線供兩變方式下，母差保護并不能有效隔離死區(qū)故障，恢復正常設備供電。

對于110 kV單母分段變電站110 kV部分既有進線又有出線的情況，雖然增加了變電站設備投資及維護費用，但當110 kV出線或變電站主變高壓側故障時，不會誤動閉鎖備自投，使保護閉鎖備自投的配合性能達到最佳。

4　結語

本文針對單母線分段接線方式下母線故障提出了備自投動作優(yōu)化方案，重點針對死區(qū)故障，提出了增加一組流變進行故障區(qū)域選擇，并進行判斷邏輯分析，在保證有效隔離故障點的前提下，進一步提高了供電可靠性。

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