带有小电的备自投装置逻辑改进探讨

杨桥伟，蒋陈根，朱晓丽

（云南电网有限责任公司楚雄供电局，楚雄 675000）

0 前言

某电网清洁能源丰富，电网中大部分小电源就近接入110 kV及220 kV变电站。清洁能源受季节性影响较大，且楚雄地区负荷不大，大量小电的接入给备自投装置运行带来了新的问题，存在当变电站主供电源消失后，由于小电的支撑使得变电站可能形成孤网运行、缓慢失压以及其他电压、频率问题的复杂变化，导致常规备自投的母线无压条件无法满足而难以适用。

本文将结合该网内备自投装置的运行状况按照小电源对于变电站电压支撑作用进行分类，对各类应用情况下备自投方案进行探讨，提出解决措施和建议。

1 问题分析

1.1 站内主供电源消失的情况

1）系统侧失压且主供线路无故障，此时主供线路保护及重合闸不动作；

2）主供线路故障，线路保护跳闸而重合闸未动作或动作不成功；

3）正常运行过程中主供电源断路器偷跳而重合闸未动作。

1.2 小电源和负荷的匹配情况

由于水、风、光三种清洁能源均存在，且均受季节影响较大，因此在带有小电上网的变电站，站内主供线路跳闸后因小电源和负荷的匹配情况也因地域、季节等因素而存在不同。根据实际运行情况，目前大体分为以下三种情况。

1）变电站所接小电源出力大于或接近于负荷，电力送出或接近平衡，主供电源线路消失后小电的支撑作用可维持孤网在一定时间内稳定运行，但孤网过程中电压、频率不稳定，最终会导致系统崩溃[1]。

2）变电站所接小电源接近或略低于负荷，电力接近平衡或下网，主供电源线路消失后变电站母线由于小电支撑使得母线电压不会快速跌落，但又不足以维持片区电网在一定时间内孤网运行。

3）变电站所接小电源出力远小于本站负荷，主供电源跳开后小电源虽对母线电压有一定支撑作用，但会很快跌落。

综合分析，采用主供电源消失后变电站母线电压的频率、电压、相角变化作为区别上述三种情况的判据。

2 解决思路

考虑到备自投装置动作的目的在于快速恢复局部电网供电，减少负荷损失，降低系统运行风险，并基于尽量精简回路的原则，下面将对于上述三种情况提出备自投装置的解决方案。

对于前两种情况，当母线电压大于一定值且频率亦稳定于一定值时，说明小电源有能力维持孤网系统平衡，只是时间长短的问题，最典型的情况为本地上网小电能够带本地、本侧全部负荷实现稳定的孤网运行。该运行方式下主要是尽快恢复孤网站点与大系统的联网。这种运行工况下由于母线电压处于较高电压水平，对于仅投入了母线无压启动、主供线路断路器分位位置启动条件的备自投来说可能不会启动或启动后由于电压长时间未降至无压值以下而放电。因此，考虑增加孤岛判别启动备自投的方式，启动后备自投装置通过检同期合闸的恢复与系统联网。

对于第二种情况，可适当降低自投装置无压启动的条件、设置延时放电等方式增加自投装置的等待时间，提高自投装置的成功率。

对于第三种情况，可通过加快联切小电源措施来创造条件使备自投快速动作来恢复供电。考虑到备自投装置的启动及动作条件（无压、孤岛、主供断路器分位等条件），降低现场运维的难度，提高装置的可靠性，不建议设置备自投装置直接联切小电回路，通过仅电源点的频率、电压保护来切除机组。

3 解决方法

3.1 孤岛判别启动

目前常规备自投装置的启动方式主要有两种：

1）工作母线无电压且主供电源无电流；

2）主供电源断路器分位且无电流。

这两种方式对于系统侧失压且主供线路无故障（主供线路保护及重合闸不动作），又有小电支撑的情况下运行于第一种、第二种方式时可能无法启动。为充分利用形成孤网时母线电压幅值、频率以及相位的变化情况，引入孤岛判别方式作为自投装置启动另一条件。同时，结合成本、可靠性以及尽量不增加回路的原则考虑，建议主要引入被动式检测方法来作为孤岛判据，主要是通过检测母线与备用电源的电压或频率的异常来检测孤岛效应，包括过/欠压和过/欠频保护、相位跳变、电压谐波检测[2-4]等方法；其中，过/欠压和过/欠频检测法（OUV/OUF )、频率变化率法（ROCOF）、电压相位突变法（VS）是其中的典型代表。然而各站方法均存在不同的优缺点，通过OUV /OUF，ROCOF，VS的相互配合[5]，快速检测变电站的运行状态，判别出母线运行于孤岛方式时，启动自投装置进入备自投逻辑判断。

3.2 准同期合闸

考虑备投区域内机组对系统同期并列的影响，按照《南方电网备自投装置配置与技术功能规范》[6]的要求：对于检同期自投的装置，应至少分别满足电压相角差和幅值差两个同期条件才可投入备用电源。

鉴于目前备自投装置已采集了母线电压以及备供电源的电压，且合闸回路直接接于相关断路器的操作箱手合回路中，在不增加外部回路的同时，通过在软件逻辑上增加自投装置准同期合闸功能。准同期合闸的条件为：待并侧与参考侧两侧电压均大于定值；两侧的压差和频差均小于定值；滑差小于定值。

在以上条件均满足的情况下，装置将根据当前的角差、频差、滑差及合闸导前时间来计算该时刻发合闸令后开关合闸时的角差，其计算公式为：

其中：Δδ为两侧电压角度差；Δf为两侧电压频率差；dΔf/td为频差变化率；Tdq为导前时间（装置出口继电器动作到断路器合闸所需的时间）。（装置自动判断两矢量之间的变化过程，在两矢量相互接近的过程中作预期发令）如果在捕捉同期的时间范围（可通过定值整定）内，捕捉到预期合闸到零角差的时机，装置向断路器发合闸脉冲[7]。

3.3 延时放电

为防止由于主供电源线路跳开，由于小电源发电机的强励磁装置动作，使变电站母线电压迅速抬高到“无压定值”之以上，使得备自投起动后又迅速返回，导致备自投放电或错过备投至系统备用电源的机会。

对备自投逻辑应进行优化，当出现主供电源跳开、母线电压保持时，应经一定延时放电（具体延时应和小电源解列装置配合），待小电源解列后母线失压时可启动自投一次[1]。

3.4 联切方式设置

为充分利用变电站站内出线间隔、降低投资，变电站内不可避免的存在小电和负荷混接的情况，若设置备自投装置联切回路，首先是增加了设备运行过程中发生误动、拒动的风险；其次联切后可能造成大量的负荷损失。

在不设置备自投装置直接联切小电回路的前提下，为防止不设置联切回路后备自投装置动作过程中对小电造成冲击，完善小电源侧的低频、低压解列装置配置或投入小电涉网保护中投入频率、电压保护，确保其在母线电压不满足自投装置准同期合闸时尽量在靠近小电侧快速解列小电源，加快电压降低至无压定值以内，满足无压合闸条件。

4 结束语

近年来随着电网的不断发展与电源的大力建设，备自投的应用情况日益增多，常规备自投在小电源丰富地区的不足之处也逐步凸显出来。针对常规备自投动作逻辑不能完全适用，实际运维过程易发生的拒动、误动的问题，在不增加二次回路、减少联跳回路的同时，有针对性的提出了6种改进措施，在提高备自投动作的成功率的同时，最大程度的减少负荷损失。