陸　琳

( 國(guó)網(wǎng)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(nèi)橋接線、擴(kuò)大內(nèi)橋接線、外橋接線以及單母線分段接線等。隨著電力系統(tǒng)供電可靠性要求的不斷提高，備用電源自動(dòng)投入裝置(以下簡(jiǎn)稱備自投裝置)已普遍應(yīng)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(nèi)橋、擴(kuò)大內(nèi)橋、單母線分段及線變組方式。近年來(lái)新上的110 kV變電站均為單母線分段接線，與內(nèi)橋接線雖然在運(yùn)行方式上極為相似，但由于繼電保護(hù)配置及保護(hù)范圍等方面不同，備自投動(dòng)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(wèn)題，并對(duì)分段開關(guān)死區(qū)故障時(shí)備自投各類動(dòng)作及閉鎖情況進(jìn)行研究，提出不同運(yùn)行方式下死區(qū)故障備自投判斷邏輯及動(dòng)作策略，在保證安全的基礎(chǔ)上最大限度優(yōu)化現(xiàn)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(nèi)橋接線變電站備自投運(yùn)行方式類似，分為進(jìn)線備投方式與橋備投方式。當(dāng)母線故障時(shí)，由于內(nèi)橋接線母線在主變差動(dòng)范圍以內(nèi)，因此可由主變差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作切除故障并閉鎖備自投[8]；而對(duì)于單母分段變電站，一般不配置獨(dú)立母線保護(hù)，由于主變差動(dòng)范圍不包括母線，因此母線故障時(shí)，只能通過(guò)上級(jí)變電站110 kV出線保護(hù)切除故障[9]。

如圖1所示，7A2進(jìn)線供1、2號(hào)主變運(yùn)行，898開關(guān)熱備用。當(dāng)7A2線路故障，對(duì)側(cè)220 kV變電站的110 kV出線7A2開關(guān)跳開，切除故障。終端變電站備自投檢7A2線路無(wú)壓無(wú)流，備用電源898線路有壓且無(wú)外部閉鎖信號(hào)后，延時(shí)5 s跳開7A2開關(guān)，延時(shí)1 s后合上898開關(guān)，恢復(fù)供電。

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

當(dāng)110 kVⅠ段母線故障時(shí)，由7A2線路電源側(cè)距離保護(hù)Ⅱ段動(dòng)作切除故障，延時(shí)5 s后所內(nèi)備自投動(dòng)作跳開7A2開關(guān)，合上898開關(guān)，再次送電至故障點(diǎn)造成二次沖擊，導(dǎo)致1、2號(hào)主變及所供負(fù)荷失電。因此110 kV進(jìn)線開關(guān)有必要裝設(shè)帶方向的線路保護(hù)[10-14](保護(hù)由三段相間距離保護(hù)、三段接地距離保護(hù)、四段零序電流方向保護(hù)和三相一次重合閘組成)，方向指向母線，當(dāng)110 kV線路故障時(shí)不動(dòng)作，當(dāng)110 kV母線故障時(shí)動(dòng)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(dāng)系統(tǒng)為一線供兩變方式(圖2)或兩線供兩變方式(圖3)時(shí)，除了滿足主供電源無(wú)壓無(wú)流、備用電源有壓、備自投充電正常等條件外，增加主供進(jìn)線保護(hù)動(dòng)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(jìn)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(dòng)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(yùn)行方式時(shí)，如圖4所示，7A2進(jìn)線供1、2號(hào)主變運(yùn)行，898開關(guān)熱備用，作為備用電源。當(dāng)110 kVⅠ段母線a點(diǎn)發(fā)生永久性故障后，7A2線路對(duì)側(cè)開關(guān)距離保護(hù)動(dòng)作，跳開電源側(cè)開關(guān)，2 s后重合閘動(dòng)作，重合不成，再次跳開電源側(cè)開關(guān)，7A2線路失電。由于故障點(diǎn)在母線，故障電流流經(jīng)7A2開關(guān)流變，故110 kV變電站的7A2開關(guān)判斷出故障電流由線路流向母線，保護(hù)動(dòng)作閉鎖備自投，造成1、2號(hào)主變失電。

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

由于故障點(diǎn)在Ⅰ段母線上，Ⅱ段母線并無(wú)故障點(diǎn)，因此如果備自投裝置能識(shí)別出故障母線，便可通過(guò)跳開分段700開關(guān)，延時(shí)合上898備用電源開關(guān)，隔離故障點(diǎn)后恢復(fù)對(duì)2號(hào)主變供電。低壓側(cè)負(fù)荷在主變?nèi)萘吭试S的情況下可通過(guò)低壓備自投動(dòng)作全部恢復(fù)供電，從而有效減少了停電設(shè)備，提高供電可靠性[15-16]。

898進(jìn)線供1、2號(hào)主變運(yùn)行，7A2開關(guān)熱備用運(yùn)行方式下的分析同上。

2.2　過(guò)流及電流突變量判據(jù)

如圖4的運(yùn)行方式，若110 kVⅠ段母線故障，則分段700流變中不會(huì)流過(guò)故障電流，若110 kVⅡ段母線故障，則分段700流變將會(huì)流過(guò)很大的故障電流，因此可以通過(guò)分段開關(guān)流變電流狀態(tài)量來(lái)判斷哪一段母線發(fā)生故障。具體手段為采用過(guò)電流或電流突變量判據(jù)分析判斷，硬件可借助備自投裝置原有的分段保護(hù)實(shí)現(xiàn)。

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

電流突變量判據(jù)：當(dāng)110 kVⅠ段母線故障時(shí)，分段流變電流突變量為正常情況時(shí)2號(hào)主變所供負(fù)荷，而Ⅱ段母線故障時(shí)，電流突變量為故障電流突變量，因此可通過(guò)突變量變化來(lái)判斷哪段母線故障。

3　死區(qū)故障時(shí)的解決方案

3.1　死區(qū)故障備自投動(dòng)作分析

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

如圖5所示，7A2線供1、2號(hào)主變運(yùn)行，898開關(guān)熱備用方式。當(dāng)永久性故障發(fā)生在分段開關(guān)700與流變CT1之間的b點(diǎn)時(shí)(圖5中I區(qū))，CT1流過(guò)故障電流，分段開關(guān)流變電流狀態(tài)量判斷為Ⅱ段母線故障(實(shí)際為Ⅰ段母線側(cè))，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(hào)主變運(yùn)行，7A2開關(guān)熱備用方式。當(dāng)永久性故障發(fā)生在圖5中I區(qū)，CT1未流過(guò)故障電流，備自投判斷為Ⅱ段母線故障，跳開分段700開關(guān)，延時(shí)合進(jìn)線7A2開關(guān)，對(duì)故障點(diǎn)造成了二次沖擊，1、2號(hào)主變失電。由于分段700開關(guān)跳開后，故障點(diǎn)并未被隔離，因此分段開關(guān)與流變之間的區(qū)域?yàn)閭渥酝秳?dòng)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(shí)需進(jìn)行死區(qū)判別。

當(dāng)7A2線、898線分別供1、2號(hào)主變運(yùn)行，分段700開關(guān)熱備用時(shí)，故障發(fā)生在死區(qū)I區(qū)間，分段開關(guān)流變CT1流經(jīng)故障電流，故障發(fā)生在H、J區(qū)間時(shí)，CT1無(wú)故障電流流過(guò)。無(wú)論故障點(diǎn)在哪個(gè)區(qū)間，只要進(jìn)線保護(hù)動(dòng)作均閉鎖備自投，防止分段開關(guān)合于故障點(diǎn)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(shí)現(xiàn)方式分析。通過(guò)不同位置故障時(shí)兩組流變流過(guò)電流情況進(jìn)行邏輯判斷。

如圖6所示，在分段700開關(guān)Ⅱ段母線側(cè)增加一組流變CT2，將110 kV母線及分段設(shè)備分為4個(gè)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(shè)備)至分段700開關(guān)CT1流變；

I：110 kV分段700開關(guān)Ⅰ段母線側(cè)CT1流變至700開關(guān)；

J：110 kV分段700開關(guān)至110 kVⅡ段母線側(cè)CT2流變；

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

圖6　增加一組流變進(jìn)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(jìn)線供1、2號(hào)主變運(yùn)行，898開關(guān)熱備用運(yùn)行方式為例進(jìn)行邏輯判斷分析。

① 故障點(diǎn)在H區(qū)間時(shí)，CT1、CT2均未流過(guò)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(guān)，延時(shí)合898開關(guān)，恢復(fù)2號(hào)主變供電，低壓側(cè)備自投延時(shí)動(dòng)作，恢復(fù)低壓側(cè)全部負(fù)荷；

② 故障點(diǎn)在K區(qū)間時(shí)，CT1、CT2均流過(guò)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(diǎn)在I區(qū)間時(shí)，CT1流過(guò)故障電流，CT2中無(wú)負(fù)荷電流，判斷故障點(diǎn)在CT1與CT2之間。跳開分段700開關(guān)，CT1仍然流過(guò)故障電流，可判斷故障點(diǎn)在區(qū)間I ，確認(rèn)分段開關(guān)跳開后合上898開關(guān)，恢復(fù)2號(hào)主變供電，低壓側(cè)備自投延時(shí)動(dòng)作，恢復(fù)低壓側(cè)全部負(fù)荷；

④ 故障點(diǎn)在J區(qū)間時(shí)，CT1流過(guò)故障電流，CT2中無(wú)負(fù)荷電流，判斷故障點(diǎn)在CT1與CT2之間。跳開分段700開關(guān)，CT1無(wú)故障電流，可判斷故障點(diǎn)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(jìn)線供1、2號(hào)主變運(yùn)行，7A2開關(guān)熱備用運(yùn)行方式與上述運(yùn)行方式均屬于進(jìn)線備自投方式，分析方法類似，這里不再贅述。

對(duì)于7A2、898線分別供1、2號(hào)主變運(yùn)行的橋備自投方式，無(wú)論故障點(diǎn)在H、K區(qū)間還是I、J區(qū)間，只要線路保護(hù)動(dòng)作，均應(yīng)閉鎖備自投，避免再次送電至故障點(diǎn)，因此無(wú)需進(jìn)行CT1、CT2故障區(qū)間選擇。

三類運(yùn)行方式下備自投動(dòng)作邏輯分析如表1所示。

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

系統(tǒng)運(yùn)行方式故障點(diǎn)在H區(qū)故障點(diǎn)在I區(qū)故障點(diǎn)在J區(qū)故障點(diǎn)在K區(qū)7A2、898線分別供1、2號(hào)主變運(yùn)行，700開關(guān)熱備用(橋備投方式)7A2開關(guān)保護(hù)動(dòng)作→閉鎖備自投7A2開關(guān)保護(hù)動(dòng)作→閉鎖備自投898開關(guān)保護(hù)動(dòng)作→閉鎖備自投898開關(guān)保護(hù)動(dòng)作→閉鎖備自投7A2線供1、2號(hào)主變運(yùn)行，898開關(guān)熱備用(進(jìn)線備投方式1)7A2開關(guān)保護(hù)動(dòng)作→！CT1&！CT2=1→700開關(guān)分→延時(shí)合898開關(guān)→低壓側(cè)備自投動(dòng)作，恢復(fù)供電7A2開關(guān)保護(hù)動(dòng)作→CT1＾CT2=1→跳開分段700開關(guān)→CT1=1，CT2=0→確認(rèn)700開關(guān)確已跳開→延時(shí)合898開關(guān)→低壓側(cè)備自投動(dòng)作，恢復(fù)供電7A2開關(guān)保護(hù)動(dòng)作→CT1＾CT2=1→跳開分段700開關(guān)→CT1=0，CT2=0→閉鎖備自投7A2開關(guān)保護(hù)動(dòng)作→CT1&CT2=1→閉鎖備自投898線供1、2號(hào)主變運(yùn)行，7A2開關(guān)熱備用(進(jìn)線備投方式2)898開關(guān)保護(hù)動(dòng)作→CT1&CT2=1→閉鎖備自投898開關(guān)保護(hù)動(dòng)作→CT1＾CT2=1→跳開分段700開關(guān)→CT1=0，CT2=0→閉鎖備自投898開關(guān)保護(hù)動(dòng)作→CT1＾CT2=1→跳開分段700開關(guān)→CT1=0，CT2=1→確認(rèn)700開關(guān)確已跳開→延時(shí)合7A2開關(guān)→低壓側(cè)備自投動(dòng)作，恢復(fù)供電898開關(guān)保護(hù)動(dòng)作→！CT1&！CT2=1→700開關(guān)分→延時(shí)合7A2開關(guān)→低壓側(cè)備自投動(dòng)作，恢復(fù)供電注：CT1、CT2流過(guò)故障電流，CT1=1，CT2=1；CT1、CT2未流過(guò)故障電流，CT1=0，CT2=0

裝設(shè)一組分段開關(guān)流變的方式可以很好的解決線備投方式時(shí)死區(qū)故障備自投可靠隔離故障點(diǎn)并迅速恢復(fù)供電的問(wèn)題，提高了供電恢復(fù)速度。但一定程度增加了一次設(shè)備采購(gòu)安裝費(fèi)用及二次接線的復(fù)雜性。

(2) 經(jīng)濟(jì)效益分析。上述方案雖然增加了變電站建設(shè)投資及二次接線復(fù)雜性，但能有效判斷死區(qū)故障，結(jié)合分段開關(guān)電流狀態(tài)量判據(jù)，能迅速恢復(fù)供電。

以圖6中某110 kV變電站為例，1號(hào)、2號(hào)主變?nèi)萘烤鶠?0 000 kV·A，主變負(fù)載率為40%，功率因數(shù)為0.92，平均銷售電價(jià)為每千瓦時(shí)0.66 元。在一線供兩變方式下，母線故障時(shí)有50%的概率隔離故障點(diǎn)后繼續(xù)供電。按故障處理恢復(fù)送電3 h計(jì)算，則恢復(fù)單臺(tái)主變負(fù)荷經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算如下：

Y=SηtMcosφ

(1)

式中：Y為經(jīng)濟(jì)效益(元)；S為主變?nèi)萘?kV·A)；cosφ為功率因數(shù)；η為主變負(fù)載率；t為跳閘至恢復(fù)送電時(shí)間(h)；M為平均銷售電價(jià)(元)。

上述方案能夠恢復(fù)1號(hào)、2號(hào)主變所供全部負(fù)荷，總經(jīng)濟(jì)效益為：

Y′=Y1+Y2

(2)

式中：Y′為總經(jīng)濟(jì)效益(元)；Y1、Y2分別為1號(hào)、2號(hào)主變恢復(fù)供電經(jīng)濟(jì)效益(元)。將數(shù)據(jù)帶入公式(1)和(2)，可計(jì)算得Y′為72 864元。

此計(jì)算結(jié)果僅表示迅速恢復(fù)供電所減少的失去電量經(jīng)濟(jì)值，其迅速恢復(fù)供電所帶來(lái)的對(duì)工業(yè)生產(chǎn)及居民生活帶來(lái)的潛在效益遠(yuǎn)不止計(jì)算值，而110 kV流變每只價(jià)格約3萬(wàn)元，增加一組流變成本僅需不到10萬(wàn)元，從以上的粗略估計(jì)可以看出對(duì)一次停電的迅速恢復(fù)所帶來(lái)的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益遠(yuǎn)大于設(shè)備的初期投入。

3.2.2加裝110 kV分段式母差保護(hù)

采用母差保護(hù)可靠閉鎖備自投裝置[17]。如圖5所示，7A2、898線分別供1、2號(hào)變運(yùn)行，分段700開關(guān)熱備用，Ⅰ、Ⅱ段母線分裂運(yùn)行，分段流變CT1已被封閉，無(wú)論故障點(diǎn)在Ⅰ母、Ⅱ母還是死區(qū)，大差保護(hù)及相應(yīng)的小差保護(hù)均能動(dòng)作跳開與故障母線相連的開關(guān)，同時(shí)差動(dòng)出口繼電器開入閉鎖備自投。

7A2線供1、2號(hào)變運(yùn)行，898開關(guān)熱備用，當(dāng)故障點(diǎn)b在死區(qū)內(nèi)時(shí)，大差動(dòng)作，同時(shí)Ⅱ母小差動(dòng)作，跳開分段700、2號(hào)主變702開關(guān)，延時(shí)50 ms后封鎖分段流變CT1，Ⅰ母小差動(dòng)作，跳開7A2及1號(hào)主變701開關(guān)，閉鎖備自投，1、2號(hào)主變同時(shí)失電。

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

對(duì)于110 kV單母分段變電站110 kV部分既有進(jìn)線又有出線的情況，雖然增加了變電站設(shè)備投資及維護(hù)費(fèi)用，但當(dāng)110 kV出線或變電站主變高壓側(cè)故障時(shí)，不會(huì)誤動(dòng)閉鎖備自投，使保護(hù)閉鎖備自投的配合性能達(dá)到最佳。

4　結(jié)語(yǔ)

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

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