（國網(wǎng)浙江省電力有限公司溫州供電公司，浙江 溫州 325000）

0 引言

我國地市級電網(wǎng)多數(shù)為“閉環(huán)設(shè)計，開環(huán)運行”，下游呈輻射狀，大部分變電站內(nèi)裝設(shè)備用電源自動投退裝置（以下簡稱“備自投裝置”）。當(dāng)電網(wǎng)故障導(dǎo)致母線停電時，備自投裝置發(fā)出動作指令，切除故障電源、合上備用電源，從而提高供電可靠性。

備自投裝置原理簡單，可以有效地提高供電可靠性，在發(fā)電廠、變電站和配電網(wǎng)系統(tǒng)中得到廣泛應(yīng)用，為我國電力事業(yè)安全穩(wěn)定做出巨大貢獻[1-2]。

但隨著電網(wǎng)的發(fā)展，現(xiàn)有備自投裝置逐漸暴露出一些問題，若不加以重視，可能對電網(wǎng)安全運行造成一定的隱患。如備自投裝置無法實現(xiàn)多源數(shù)據(jù)綜合分析，動作指令無法結(jié)合輸變電設(shè)備和上級電網(wǎng)負載情況；備自投裝置采用人工現(xiàn)場操作，操作時占用較多資源、存在安全隱患等[3-4]。

上述問題引起了國內(nèi)外很多學(xué)者的重視，取得了一定的成績。但相關(guān)成果大多集中在備自投裝置更新、升級的角度，需要更換備自投裝置才能實現(xiàn)，成本較高。本文提出一種基于實時信息的區(qū)域備自投裝置投退控制系統(tǒng)，該系統(tǒng)利用地區(qū)電網(wǎng)現(xiàn)有設(shè)備，實現(xiàn)上下級電網(wǎng)潮流信息多源聯(lián)動分析，自動生成備自投裝置投退指令，可以有效地提升備自投裝置的運行效率。

1 現(xiàn)階段備自投裝置存在的問題

現(xiàn)階段地市級電網(wǎng)備自投裝置操作采用人工現(xiàn)場投退壓板的方式，投退策略由運方部門根據(jù)歷史數(shù)據(jù)和經(jīng)驗估算得出，動作策略相對單一，存在一些問題：

為防止故障后輸電線路和主變過載，部分重載變電站備自投裝置處于信號狀態(tài)（即備自投裝置退出）。但輸電線路、主變所承載的負荷并非一直維持在較高水平，受環(huán)境、時間等因素的影響，負載會在一定范圍內(nèi)波動。若在負載較輕時段發(fā)生故障，由于備自投裝置處信號狀態(tài)，備用電源無法自動投入[5]，會造成單側(cè)電源故障斷開，用戶暫時性失電。

為保證供電可靠性，大部分輕載變電站備自投裝置處跳閘狀態(tài)（即備自投裝置投入）。在特殊情況下（如溫度突變、下級電網(wǎng)轉(zhuǎn)供等），輕載變電站輸電線路、主變負荷也有可能達到較高水平。若在負載較重時段發(fā)生故障，由于備自投裝置處跳閘狀態(tài)，故障側(cè)電源斷開，備用電源自動投入，此時備用電源端輸電線路、主變潮流越限[6]，若不及時處置，將會造成事故擴大，用戶大范圍失電。

此外備自投裝置投退作業(yè)往往伴隨電網(wǎng)大規(guī)模操作，如上級電網(wǎng)主變或母線停役、地區(qū)電網(wǎng)運行方式調(diào)整等，工作量較大；且備自投裝置軟壓板投退需要運維人員到現(xiàn)場操作，有些站所之間距離較遠，路程耗時過長。

依靠有限的人工對備自投裝置進行投退作業(yè)，一方面增加了誤、漏操作的隱患；另一方面增加了操作時長，影響了供電可靠性，精益化管理水平有待提升。

2 控制系統(tǒng)工作原理

2.1 設(shè)計思路

基于實時信息的區(qū)域備自投裝置自動投退控制系統(tǒng)總體思路為：采用區(qū)域控制模式代替?zhèn)鹘y(tǒng)就地控制策略，采用實時信息代替歷史數(shù)據(jù)作為裝置投退策略，采用集中自動控制模式代替人工現(xiàn)場分布式作業(yè)。

系統(tǒng)設(shè)計充分利用目前電力系統(tǒng)測控裝置、EMS（能量管理系統(tǒng)）、備自投裝置，在數(shù)據(jù)庫中建立相應(yīng)廠站備自投模型。電源側(cè)故障、保護動作后，同步更新串行上級電網(wǎng)和并行同級電網(wǎng)信息，并結(jié)合本站遙測、遙信數(shù)據(jù)和備自投裝置狀態(tài)，通過運算控制器對多源數(shù)據(jù)進行整合運算，得出最優(yōu)備自投控制策略；將運算策略結(jié)合數(shù)據(jù)庫中廠站備自投模型進行校驗（是否滿足充電條件、動作條件、閉鎖條件等），最終給出投退策略。其設(shè)計思路如圖1 所示。

圖1 自動投退控制系統(tǒng)設(shè)計思路

2.2 系統(tǒng)框架

基于實時信息的區(qū)域備自投裝置自動投退系統(tǒng)在設(shè)計上借鑒了AVC（自動電壓控制）系統(tǒng)的設(shè)計思想，采取分層分布的原則來配置整個備自投控制系統(tǒng)，以調(diào)控中心為區(qū)域控制主站；在硬件上利用了現(xiàn)有的SCADA（調(diào)度數(shù)據(jù)采集與監(jiān)控）系統(tǒng)設(shè)備，通過安裝相應(yīng)程序?qū)崿F(xiàn)備自投自動投退控制，其系統(tǒng)框架如圖2 所示。

圖2 控制系統(tǒng)整體框架

（1）變電站測控裝置采集主變、線路的負荷情況和備自投狀態(tài)及壓板情況，發(fā)揮數(shù)據(jù)采集器的作用；同時能執(zhí)行投切系統(tǒng)下發(fā)的指令，對備自投裝置進行投退。

（2）變電站遠動裝置完成調(diào)度SCADA 系統(tǒng)與變電站測控裝置間的信息傳輸和交換。

（3）系統(tǒng)運算控制器安裝在AVC 系統(tǒng)從機上，不影響AVC 系統(tǒng)主機上的自動電壓控制功能。一旦AVC 系統(tǒng)主機故障，從機將停用備自投控制系統(tǒng)，運行AVC 應(yīng)用；而AVC 系統(tǒng)從機故障同樣停用備自投控制系統(tǒng)。

（4）數(shù)據(jù)存儲器中存儲各站所備自投模型、數(shù)據(jù)采集器實時數(shù)據(jù)，實時計算備自投控制策略，電源側(cè)失電時，運算控制器對上級電網(wǎng)和同級電網(wǎng)數(shù)據(jù)進行運算，得出最佳策略。

（5）基于實時信息的區(qū)域備自投裝置自動投退控制系統(tǒng)與調(diào)度SCADA 系統(tǒng)通過規(guī)定的接口程序進行數(shù)據(jù)和指令交互。備自投壓板投切指令與告警信息由運算控制器發(fā)送至SCADA 系統(tǒng)，再由SCADA 系統(tǒng)進一步傳遞指令并進行告警信息的推送。

2.3 單一故障情況下控制策略

從電源角度劃分，地市級電網(wǎng)可分為上級不同電源供電和上級同電源供電[7]，發(fā)生單一故障時其控制策略也有所不同。

2.3.1 上級不同電源供電

如圖3 所示，同級電網(wǎng)有α 個電源，各節(jié)點之間電流為it，視在功率為St；上級電網(wǎng)電源側(cè)額定電流為INA，額定視在功率為SNA；發(fā)生故障時，故障側(cè)電流為Δi，額定視在功率為ΔS，故障側(cè)對應(yīng)電源節(jié)點為j，該節(jié)點對應(yīng)額定電流為IjNA，額定視在功率為SjNA。

圖3 上級不同電源供電變電站

上級電源側(cè)不同電源供電，投退策略應(yīng)綜合分析上級電網(wǎng)承載能力、本級電網(wǎng)設(shè)備負載水平，轉(zhuǎn)化為投退策略公式為：

式中：K1為上級電源側(cè)裕度系數(shù)，取值范圍為0.94～0.96；K2為本級電網(wǎng)側(cè)裕度系數(shù)，取值范圍為0.95～0.98。若同時滿足公式（1）—（4），則備自投裝置投入，發(fā)送動作指令；反之，備自投裝置退出。

2.3.2 上級同電源供電

圖4 為上級同電源供電變電站，此時備自投裝置動作，上級電源負載不變，因此備自投裝置投退策略為：

式中：K3為本級電網(wǎng)側(cè)裕度系數(shù)，取值在0.96～0.98。若同時滿足公式（5）—（6），則備自投裝置投入，發(fā)送動作指令；反之，備自投裝置退出[8-9]。

圖4 上級同電源供電變電站

2.4 多源故障情況下控制策略

式（1）—（6）僅是單一故障情況下最基本的備自投裝置投退策略，實際工作中，電網(wǎng)運行方式遠比模型復(fù)雜，故障種類也存在較大差異，為了盡可能得出最優(yōu)備自投裝置投退策略，需要在實際應(yīng)用中將公式靈活組合使用，必要時還需要對公式進行補充完善。

如圖5 所示，變電站A 為一線帶一變運行方式，其中1 號主變側(cè)對應(yīng)單接線，2 號主變側(cè)對應(yīng)T 接線，上級電源為同電源，單一故障適用公式（5）—（6）；變電站B 為一線帶一變運行方式，其中1 號主變側(cè)對應(yīng)T 接線、2 號主變側(cè)對應(yīng)單接線，上級電源為非同源，單一故障適用公式（1）—（4）；變電站C 為一線帶兩變運行方式，上級電源為同電源適用公式（5）—（6）。

當(dāng)變電站同時發(fā)生多起故障，若故障均引起備自投裝置動作，且備自投動作后受影響的上級電源是幾個相對獨立的電源，則稱之為“非相關(guān)性”故障，如線路l1和線路l11同時故障；反之稱之為“相關(guān)性”故障[9-12]。

對于“非相關(guān)性”故障，只需要對各變電站套用式（1）—（6）即可，依據(jù)計算結(jié)果得出相應(yīng)的備自投動作策略。

對于“相關(guān)性”故障，如線路l1和線路l7同時發(fā)生故障，此時有可能出現(xiàn)單獨對變電站A 套用式（5）—（6），單獨對變電站B 套用式（1）—（4）均能滿足動作條件；但變電站A，B 備自投同時動作，可能會發(fā)生線路l4或2 號主變設(shè)備超載情況。

因此，對于“相關(guān)性”電網(wǎng)故障還應(yīng)增加判定條件：

式中：INA為上級電網(wǎng)電源側(cè)額定電流；SNA為上級電源額定視在功率；Δij為發(fā)生故障時的故障側(cè)電流；ΔSj為故障側(cè)額定視在功率；ImNA為故障后輸送線路額定電流；SmNA為輸送線路額定視在功率；K5為上級電源側(cè)裕度系數(shù)，取值在0.94～0.96；K6為本級電網(wǎng)側(cè)裕度系數(shù)，取值在0.95～0.98。若同時滿足式（7）—（10），則備自投裝置投入，發(fā)送動作指令。

若備自投動作判定條件滿足式（1）—（6），卻又不完全滿足式（7）—（10），則說明電網(wǎng)不滿足所有備自投動作條件。此時為了滿足電網(wǎng)整體安全、穩(wěn)定運行，部分變電站備自投裝置退出。

考慮到電網(wǎng)故障時應(yīng)盡量減少負荷損失和上級電網(wǎng)故障可通過下級電網(wǎng)轉(zhuǎn)供恢復(fù)送電[13-16]，所以應(yīng)優(yōu)先將潮流較大的站所備自投裝置投入。

篩選出“最優(yōu)”備自投動作策略后，對運行方式改變后的系統(tǒng)重復(fù)進行式（1）—（11）篩選，實現(xiàn)備自投裝置分級自動投退，圖6 為“關(guān)聯(lián)性”故障時備自投裝置動作邏輯。

3 控制系統(tǒng)應(yīng)用測試

3.1 測試情況

基于實時信息的區(qū)域備自投裝置自動投切控制系統(tǒng)理論趨于完善、技術(shù)逐漸成熟，目前在溫州地區(qū)電網(wǎng)3 所變電站已完成部署，處于仿真測試階段。

圖5 多源情況下電網(wǎng)接線示意

圖6 “關(guān)聯(lián)性”故障時備自投裝置動作邏輯

測試時間為2019 年7 月15 日—11 月1 日。期間針對3 所仿真變，運行部門給出備自投裝置投退意見：7 月15 日—10 月7 日，仿真變備自投裝置退出使用；10 月8 日—11 月1 日，仿真變備自投裝置投入使用。溫州電力調(diào)控中心將時域化區(qū)域備自投裝置自動投退控制系統(tǒng)應(yīng)用到仿真變進行測試，測試結(jié)果如表1、表2 所示。

表1 7 月15 日—10 月7 日仿真變備自投應(yīng)用情況

表2 10 月8 日—11 月1 日仿真變備自投應(yīng)用情況

由表1 可知，迎峰度夏高負荷水平下，相對于運行部門要求備自投裝置全部退出（即備自投裝置使用率為0）的策略要求，應(yīng)用時域化區(qū)域備自投裝置自動投退控制系統(tǒng)后備自投裝置提高32.74%的投入使用率；由表2 可知，正常負荷水平下，相對于運行部門要求備自投裝置全部投入（即備自投裝置使用率為100%）的策略要求，應(yīng)用時域化區(qū)域備自投裝置自動投退控制系統(tǒng)后，備自投裝置減少9.15%的投入使用率，有效地提高了備自投裝置動作的準確性，為提高供電可靠性發(fā)揮重大作用。

以仿真變1 某次突發(fā)事故為例。如圖7 所示，仿真變1 上級同電源，事故發(fā)生前處一線帶一變運行方式。2019 年9 月1 日處于迎峰度夏階段，正常情況下電網(wǎng)負載處于較高水平。但由于溫州地區(qū)工廠習(xí)慣每月1 日放假，加上9 月1 日恰巧為周末，當(dāng)日仿真變1 處于輕載運行模式。當(dāng)日14:16，進線A 發(fā)生不明故障，電源側(cè)重合不成功，故障前進線A 負荷為16 MW。經(jīng)備自投裝置驗算，滿足式（5）—（6），備自投裝置動作，切除進線A 開關(guān)，合上110 kV 橋開關(guān)，短時間內(nèi)實現(xiàn)了用戶恢復(fù)送電，提高了電網(wǎng)供電可靠性。

圖7 仿真變1 接線方式

3.2 控制系統(tǒng)優(yōu)勢

通過仿真測試發(fā)現(xiàn)，相較于傳統(tǒng)的備自投裝置，基于實時信息的區(qū)域備自投裝置自動投退控制系統(tǒng)能更好地適應(yīng)當(dāng)代電力系統(tǒng)要求，具體體現(xiàn)在：

系統(tǒng)工作于調(diào)控端，相較于現(xiàn)場投退模式，節(jié)約了人工現(xiàn)場操作成本、安全隱患和操作時間；且相對于分布式系統(tǒng)，節(jié)約了維護成本和投入。

傳統(tǒng)備自投裝置動作邏輯相對單一，存在“誤動”“拒動”情況，基于實時信息的區(qū)域備自投自動投退控制系統(tǒng)合理設(shè)計投退邏輯、建造備自投動作模型，有效的提高了備自投裝置動作的準確性，且實現(xiàn)簡單、可移植性強，易于推廣。

此外，控制系統(tǒng)設(shè)計基于地市級電網(wǎng)原有的電力系統(tǒng)構(gòu)架，利用現(xiàn)有的測控裝置、備自投裝置，只需對運算控制器、數(shù)據(jù)存儲設(shè)備等硬件進行投資，裝置簡單，投資較少。

4 結(jié)論

針對現(xiàn)有備自投裝置無法實現(xiàn)多源數(shù)據(jù)分析的問題，本文提出了基于實時信息的區(qū)域備自投裝置自動投切控制系統(tǒng)，利用現(xiàn)有設(shè)備，實現(xiàn)了備自投管理方式從原有粗放的統(tǒng)一投退，提升至更為精細的自適應(yīng)投切，提高了供電可靠性和電網(wǎng)安全管理水平，加強了地區(qū)電網(wǎng)的穩(wěn)定性。通過仿真測試驗證了研究內(nèi)容的可行性和實用性，證明控制系統(tǒng)可以有效提高備自投裝置動作的準確性?？刂葡到y(tǒng)邏輯簡單、成本較低、維護簡便、可移植性強，具有較高的推廣性。