东莞供电局广东东莞523000
摘要：采用备自投装置可以提高供电可靠性、简化继电保护配置、限制短路电流并提高母线残压，是电力部门为保证用户连续可靠供电的重要手段。本文针对备自投装置在某220KV变电站设计中的动作逻辑问题进行了简单分析与探讨，并针对实际情况提出了逻辑方案的改进措施，保障了重要用户的可靠供电，取得了显著的经济和社会效益。
关键词：电网供电；备用电源自动投入装置；动作；电源容量；智切负荷；改进措施
备用电源自动投入装置（简称备自投）是在发生电网事故后挽救电网负荷损失的重要安全自动装置，确保其正常运行、可靠动作，能有效降低电网事故造成的影响和损失，提高供电可靠性，在各地区电网往往装设有。然而因为备自投动作逻辑繁琐，具有一定的不稳定性，导致在实际运用中经常出现一些错误动作，或者动作不灵活，使得失压设备无法及时恢复供电，影响了电力系统供电的稳定性。因此，对于备自投装置的动作逻辑控制是值得去研究和探讨的，否则不但达不到应有的效果，相反会给正常供电带来影响，甚至会扩大停电范围。
1某220kV变电站备自投现状分析
电网供电面积8494km2，供电人口超过1000万，持续完善技术水平，提高供电可靠性，对服务民生和经济社会发展具有重要意义。
备自投是备用电源自动投入使用装置的简称，是提高供电可靠性的重要技术手段。目前，该电网主要采取环网供电，开环运行模式，共有220kV变电站34座。变电站内主变压器运行方式分为2种：一是2台主变并联运行，220kV和110kV侧母联开关均合上，10kV侧不安装备自投装置，此类运行方式占比82%；二是线变组运行方式，加装110kV和10kV分段备自投装置，此类运行方式占比18%。本文主要对第二种方式下的备自投逻辑进行分析和改进。
220kV变电站（线变组）主要采用110kV和10kV分段备自投，为避免备自投动作合上分段开关后引起主变过负荷，引入“和电流闭锁”技术策略。当两电源电流之和大于和电流闭锁设定值时，闭锁相应备自投。此时若工作电源失电而备用电源容量不足时，则备用电源不能自动投入，影响10kV用户供电。因此时常会发生在主变故障或上级电源线路故障时，高峰负荷下因和电流闭锁备自投，致使损失负荷严重的情况。提高10kV配网供电能力和供电可靠性，是供电企业履行社会责任、服务经济社会发展的重要基础，因此，研究并提出备自投逻辑改进措施，确保10kV重要负荷供电显得十分迫切和必要。
2现行110kV和10kV分段备自投逻辑及存在的问题
线变组方式下的该地区220kV变电站典型一次接线如图1所示。
图1安装备自投装置地区220kV变电站（线变组）典型一次接线图
2.1现行备自投逻辑
正常运行时，1～4号母线均有压，1DL、2DL、7DL、8DL、4DL、5DL开关在合位，3DL、6DL开关在分位。采用110kV分段备自投和10kV分段备自投。
以1号变失电为例，分析备自投动作逻辑，2号变失电情况类似。
（1）以1号、3号母线失压，1号变中压侧和低压侧无电流，2号、4号母线有压作为启动条件，1DL、4DL分闸位置，3DL、6DL合闸位置作为闭锁条件，以延时（T1）跳开1DL、4DL开关。
（2）以1DL、4DL开关分闸位置，1号、3号母线失压，2号、4号母线有压作为启动条件，3DL、6DL合闸位置作为闭锁条件，以延时（T2）合上3DL、6DL开关。
2.2存在的问题
在高峰负荷时因和电流闭锁备自投导致备自投无法动作，致使10kV侧负荷无法转带，损失负荷严重。虽然现有备自投装置具备过负荷减载功能，但受装置自身硬件条件限制，AC插件无法采集多路负荷电流，难以依据负荷电流及用户重要程度综合判断选切负荷，存在过度切除负荷的风险，因此，目前该电网备自投装置中的过负荷减载功能停用。显然，现行方式下，高峰负荷期间，对10kV重要用户供电可靠性造成了不良影响。
3备自投逻辑分析与改进措施
结合图1，以1号变失电为例说明备自投逻辑，2号变失电情况下备自投逻辑类似。备自投逻辑示意图如图2所示。
图2备自投逻辑示意图
备自投启动条件：1号变中低两侧均无压无流，2号变中低两侧均有压。
使用启动前2s的两台主变低压侧功率来校验2号变低压侧是否过载：若1号变低压侧功率＋2号变低压侧功率＞2号变低压侧额定功率，则2号变低压侧过载。
3.1动作逻辑一
（1）动作逻辑：如果2号变低压侧不过载，延时Ttset后切1号变三侧开关，在200ms内检测1号变中压侧1DL和1号变低压侧4DL两侧开关均在分位，否则报“备投跳闸失败”，结束备投过程；计算需切负荷量，如表1所示，延时Thset后合中压侧分段开关3DL和低压侧分段开关6DL。
（2）逻辑分析：在2号变低压侧不过载的情况下，通过追跳1号变三侧开关，合2号变中压侧和低压侧分段开关，将1号变10kV侧全部负荷由2号变低压侧转带，并通过智能切110kV负荷避免了主变过载。而当切掉的110kV线路为某110kV变电站内进线电源时，可由相应110kV变电站内备自投装置动作保持不间断供电。
3.2动作逻辑二
（1）动作逻辑：如果2号变低压侧过载且1号变主保护没有动作，延时Ttset后切1号变高压侧开关7DL，在200ms内检测1号变高压侧开关7DL在分位，否则报“备投跳闸失败”，结束备投过程；计算需切负荷量，如表1所示，延时Thset后合中压侧分段开关3DL。
（2）逻辑分析：1号变主保护没有动作说明1号主变不存在故障，且2号变低压侧过载，故1号变10kV侧负荷不能由2号变低压侧转带，此时为了保证对1号变10kV侧负荷的供电，可让备自投只追跳1号变高压侧开关，让1号变中压侧和低压侧开关处于合位，备自投合中压侧分段开关，将1号变10kV侧全部负荷由2号变中压侧转带，并通过智能切110kV负荷避免了主变过载。而当切掉的110kV线路为某110kV变电站内进线电源时，可由相应110kV变电站内备自投装置动作保持不间断供电。
3.3动作逻辑三
（1）动作逻辑：如果2号变低压侧过载且1号变主保护动作，延时Ttset后切1号变三侧开关；在200ms内检测1号变中压侧1DL和1号变低压侧4DL两侧开关均在分位，否则报“备投跳闸失败”，结束备投过程；计算联切需切负荷量，如表1所示，延时Thset后合中压侧分段开关3DL和低压侧分段开关6DL。
（2）逻辑分析：1号变主保护动作说明1号主变存在故障，备自投必须追跳1号变三侧开关切除主变故障，故不能像逻辑二一样由2号变中压侧转带1号变10kV侧全部负荷。且2号变低压侧过载，故1号变10kV侧负荷不能由2号变低压侧全部转带，此时可充分利用智能切10kV负荷方式，计算出需切负荷量，再依据预先设置好的切负荷序位表，切除一部分次要负荷，将1号变10kV侧重要负荷由2号变低压侧转带，从而保证对重要用户的不间断供电；通过智能切110kV和10kV负荷避免了主变过载。而当切掉的110kV线路为某110kV变电站内进线电源时，可由相应110kV变电站内备自投装置动作保持不间断供电。
3.4智能选切负荷
动作逻辑三，需切除10kV侧负荷，引入智能选切负荷策略。
系统发生故障时，根据需切量及启动前2s负荷的功率、允切压板、优先级定值选切110kV及10kV负荷。为使切除负荷线路数目最小，同时保证过切量不会过大，采取如下方法：
（1）负荷线路允切：功率大于门槛值、功率方向为正、允切压板投入、优先级定值不为0。
（2）负荷线路排序：按照优先级定值对负荷线路进行分组，定值小的组优先被切除，0表示不可切；组内的负荷线路功率从大到小进行排列。
（3）负荷线路选切：根据需切功率对负荷线路进行选切，按照排序当切除某条负荷线路将导致过切时，计算本线路及组内其他线路的过切量，找出过切最小的线路，并将这条线路作为最后一条被切除的线路。
选切过程举例：负荷01－05的有功功率为10、20、30、40、50，需切量为100；负荷从大到小进行排序为50、40、30、20、10；若选切50、40、30，过切量为20；若选切50、40、20，过切量为10；若选切50、40、10，过切量为0；最后根据策略，选择定位50、40、10，切除负荷05、04、01。
3.5备自投装置硬件改进
为确保上述改进动作逻辑的成功实现，需对备自投装置进行同步升级，升级后的备自投装置应具有多路负荷电流采集功能，实现110kV、10kV侧所有出线负荷电流全采集。此外，装置应能接入主变主保护动作信号，包括差动动作、本体动作、高后备动作信号等，装置可根据运行方式自动判别备自投方式（动作逻辑一至逻辑三）。
4应用实效
该变电站承担着核心重要用户供电任务，对供电可靠性要求较高。以2014年8月9日为例，该地区负荷达到8250MW，电网经受了严峻考验。该变电站1号主变负荷约120MV?A，2号主变负荷约130MV?A，2台主变10kV侧所带配网负荷近100MV?A。采用本方法，对该站备自投逻辑进行了改进升级，有力保障了重要用户的可靠供电，取得了显著的经济和社会效益。
5结语
总之，备用电源自动投入装置的使用，是保证电网可靠运行的有力技术手段。随着电网建设的不断加快，建设规模的不断扩大，网络架构的不断增多，电网技术更新越来越快，使得备自投装置应用越来越普遍，在很大程度上提高了电力系统供电的稳定性、可靠性与安全性。但在实际应用中存在着一些不足，电力系统中一些不明显的问题也逐渐显现出来，这就需要促进变电站供电过程中每一个环节更全面和更精细的发展，充分考虑电网运行实际要求，并且加强分析研究备自投装置，认真应对各种可能出现的状况，并且妥善处理与解决，以此确保备自投动作的正确，保证备自投可靠动作以及电网安全稳定运行。
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