基于主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)的故障全停全轉(zhuǎn)方案研究與應(yīng)用

陳根奇，黃振華，王少春，楊 煬

(國網(wǎng)浙江紹興電力公司，浙江 紹興 312000)

隨著地方經(jīng)濟(jì)與城鄉(xiāng)建設(shè)高速發(fā)展，電網(wǎng)（文獻(xiàn)[1][2]對(duì)智能電網(wǎng)發(fā)展作了詳細(xì)介紹）風(fēng)險(xiǎn)呈現(xiàn)日益增長態(tài)勢。10 kV及以上主網(wǎng)設(shè)備故障、10 kV配網(wǎng)線路故障越級(jí)及雷擊、臺(tái)風(fēng)、山火等自然災(zāi)害、外力破壞等都可能造成電網(wǎng)大面積停電，威脅電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，對(duì)社會(huì)生產(chǎn)和人民的正常生活造成重大影響和損失，特別對(duì)政府、醫(yī)院、交通、供水、供氣等重點(diǎn)用戶等影響極大。過去變電站發(fā)生大面積停電，往往涉及數(shù)十條饋線，應(yīng)急處置須人工擬定轉(zhuǎn)供方案、人工校核轉(zhuǎn)供方案、人工逐條執(zhí)行轉(zhuǎn)供方案，整個(gè)處置過程往往須2 h以上，如處置站所（設(shè)備）距離運(yùn)維駐點(diǎn)較遠(yuǎn)或者交通不順暢，則可能花費(fèi)的時(shí)間更長。

目前國內(nèi)110 kV（35 kV）變電站采用雙主變雙進(jìn)線的接線方式，當(dāng)主網(wǎng)發(fā)生單側(cè)或者部分停電時(shí)，依靠備自投的功能可以實(shí)現(xiàn)快速恢復(fù)供電。另一方面，傳統(tǒng)備自投動(dòng)作原理是隔離故障恢復(fù)供電的物理分合閘作用，并不具備計(jì)算主變及線路潮流的功能，當(dāng)傳統(tǒng)備自投動(dòng)作后，可能會(huì)導(dǎo)致轉(zhuǎn)供電源側(cè)的負(fù)荷容量過載，在迎峰度夏期間，須制定有關(guān)備自投的投退措施。

文獻(xiàn)[4][5][6]對(duì)傳統(tǒng)備自投作用功能作了詳細(xì)描寫，鑒于傳統(tǒng)備自投特點(diǎn)，本文提出的主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)設(shè)計(jì)方式可以滿足主網(wǎng)全?；?0 kV 母線故障全停時(shí)，自動(dòng)判斷10 kV 母線是否故障，采取配網(wǎng)倒送或全停全轉(zhuǎn)的模式，秒級(jí)恢復(fù)供電，實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)故障時(shí)的主配網(wǎng)快速治愈。

1 主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)全停全轉(zhuǎn)的整體功能實(shí)現(xiàn)構(gòu)架

本文設(shè)計(jì)了主配網(wǎng)聯(lián)動(dòng)的故障全停瞬時(shí)全轉(zhuǎn)方案的整體構(gòu)架如圖1所示。首先在變電站10 kV母線上配置一臺(tái)主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置，實(shí)現(xiàn)變電站全停時(shí)母線故障的判別并將此信號(hào)上送至主站；其次在配網(wǎng)調(diào)度主站開發(fā)主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)調(diào)度應(yīng)用模塊，實(shí)現(xiàn)潮流計(jì)算分析及轉(zhuǎn)供方案的自動(dòng)制定，條件滿足后，程序自動(dòng)執(zhí)行方案，實(shí)現(xiàn)負(fù)荷全轉(zhuǎn)倒送。

圖1 主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)全停全轉(zhuǎn)的整體構(gòu)架

2 主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置

如圖2所示，在變電站10 kV母線上配置一臺(tái)主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置，該裝置與一次設(shè)備通過電纜直連，可以采集一次設(shè)備的電壓電流量以及一次設(shè)備斷路器的分合閘狀態(tài)。主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)調(diào)度應(yīng)用與主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置通過光纖的方式鏈接，可以接收裝置上送的數(shù)據(jù)。

圖2 主接線示意圖

主網(wǎng)故障導(dǎo)致110 kV（35 kV）變電站全?；?10 kV（35 kV）母線失電時(shí)，裝置可以通過相關(guān)失電信號(hào)，判斷此時(shí)是否為母線故障下的母線失壓，且傳統(tǒng)的備自投動(dòng)作無效，判別出此結(jié)果后，將結(jié)果送給主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)調(diào)度應(yīng)用，進(jìn)行負(fù)荷切換。

2.1 主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置功能邏輯

充電條件：1DL、3DL至少有一個(gè)開關(guān)在合位；10 kV Ⅰ段母線有壓。

放電條件：手跳/遙跳1DL，手跳/遙跳3DL，1DL、3DL 均為分位且持續(xù)時(shí)長300 s，1DL、3DL開關(guān)位置異常，總閉鎖開入。

主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置功能如圖3所示。

圖3 主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置功能邏輯

2.2 主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置動(dòng)作邏輯

裝置充電完成后，若10 kV Ⅰ段母線無電壓，進(jìn)線1L1無電流，10 kV母分開關(guān)無電流（母分開關(guān)在合位），經(jīng)延時(shí)（默認(rèn)20 s，躲過傳統(tǒng)備自投動(dòng)作時(shí)間），跳1DL、3DL 開關(guān)，并聯(lián)切10 kV Ⅰ段母線上須轉(zhuǎn)供的饋線開關(guān)。

確認(rèn)1DL、3DL 開關(guān)為分后，第一，如果判別非母線故障，則發(fā)啟動(dòng)備供命令給主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)調(diào)度應(yīng)用，進(jìn)行負(fù)荷轉(zhuǎn)供操作，完成負(fù)荷轉(zhuǎn)供后再進(jìn)行母線倒送操作，合上預(yù)留的倒送線路開關(guān)給專用線路恢復(fù)供電。第二，如判別為母線故障，則裝置放電，并上送相關(guān)信號(hào)。母線故障的判別，分為3種情況。

1DL合、3DL分，母線故障啟動(dòng)#1主變后備保護(hù)動(dòng)作，跳1DL開關(guān)，此時(shí)10 kV Ⅰ段母線無壓，1DL、3DL均為分。取#1主變動(dòng)作作為母線故障判據(jù)。

1DL合、3DL合，母線故障啟動(dòng)#1主變或10 kV母分保護(hù)動(dòng)作，跳開10 kV 母分開關(guān)，如果故障在10 kV Ⅰ段母線上，#1 主變保護(hù)跳10 kV 母分開關(guān)后，繼續(xù)跳#1主變低壓側(cè)開關(guān)，此時(shí)10 kV Ⅰ段母線失壓，10 kV ⅠⅠ段母線失壓，1DL、3DL均為分。如果故障在10 kV ⅠⅠ段母線上，#1主變或10 kV母分保護(hù)動(dòng)作跳開10 kV 母分開關(guān)，此時(shí)10 kV Ⅰ段母線有壓，10 kV ⅠⅠ段母線無壓，故障隔離，10 kV Ⅰ段母線無須切換。取#1主變動(dòng)作+Ⅰ母無壓+1DL、3DL分位為母線故障判據(jù)。

1DL 分、3DL 合，母線故障啟動(dòng)#2 主變保護(hù)或10 kV 母分保護(hù)，跳10 kV 母分開關(guān)。如果故障在10 kV Ⅰ段母線上，則#2 主變保護(hù)或10 kV 母分保護(hù)跳10 kV 母分開關(guān)后，故障切除，此時(shí)10 kV Ⅰ段母線失壓，10 kV ⅠⅠ段母線有壓，1DL、3DL 均為分。如果故障在10 kV ⅠⅠ段母線上，#2 主變保護(hù)動(dòng)作跳開10 kV 母分開關(guān)后，繼續(xù)跳#2 主變低壓側(cè)開關(guān)，此時(shí)10 kV Ⅰ段母線有壓，10 kV ⅠⅠ段母線無壓，1DL、3DL 均為分。取#2 主變動(dòng)作跳分段動(dòng)作或母分保護(hù)動(dòng)作（如有）+#2 跳低壓側(cè)開關(guān)不動(dòng)作+Ⅰ母無壓+1DL、3DL分位為母線故障判據(jù)。

主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置動(dòng)作邏輯如圖4所示。

圖4 主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置動(dòng)作邏輯

3 主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)調(diào)度應(yīng)用

主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)調(diào)度應(yīng)用通過與主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置鏈接，可以采集設(shè)備的遙測遙信數(shù)據(jù)，同時(shí)接收裝置上送的母線是否故障的判別信息，程序設(shè)計(jì)分為信息采集模塊、判別模塊、計(jì)算模塊、轉(zhuǎn)供模塊、倒送模塊。

3.1 信息采集模塊

信息采集模塊須從主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置采集以下遙信、遙測的相關(guān)信息。

主變低壓側(cè)開關(guān)、10 kV 母分開關(guān)、10 kV母線下各饋線開關(guān)的遙信量

主變低壓后備保護(hù)動(dòng)作、10 kV 母分保護(hù)動(dòng)作的遙信量

主變低壓側(cè)開關(guān)、10 kV 母分開關(guān)手跳/遙跳的遙信量

主變低壓側(cè)、10 kV 母分開關(guān)、10 kV 母線電壓、10 kV 母線下各饋線及轉(zhuǎn)供對(duì)側(cè)線路、主變的電流、有功的遙測量。

3.2 判別模塊

判別模塊主要判斷四個(gè)方面：主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)調(diào)度應(yīng)用可用，與主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置的充電條件相同。主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)調(diào)度應(yīng)用閉鎖，與主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置的放電條件相同。10 kV 母線失壓：主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)調(diào)度應(yīng)用可用+10 kV Ⅰ母線無電壓+進(jìn)線1L1 無電流+10 kV 母分開關(guān)無電流（母分開關(guān)在合位）。10 kV母線故障：與主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)裝置判別母線故障邏輯相同。

3.3 計(jì)算模塊

當(dāng)判斷出母線失壓且母線非故障后，計(jì)算母線[10-11]未拉開線路失壓前負(fù)荷和第一倒送（第二倒送）通道負(fù)荷的總和是否超過第一倒送（第二倒送）通道的負(fù)荷限額，若超過限額，則提供須切除的線路開關(guān)清單（各個(gè)站所切換線路順序須配置）給轉(zhuǎn)供模塊。待開關(guān)切除之后再重新計(jì)算（無法拉開的開關(guān)須排除），直到滿足倒送線路負(fù)荷限額為止，將最終信息上送至倒送模塊。

3.4 轉(zhuǎn)供模塊

當(dāng)判斷出母線失壓后延時(shí)60 s（暫定），用以躲過傳統(tǒng)10 kV 備自投的動(dòng)作時(shí)間，同時(shí)接收到計(jì)算模塊提供的須切線路開關(guān)清單，啟動(dòng)轉(zhuǎn)供模塊，轉(zhuǎn)供的方式是先分后合，即先把計(jì)算模塊提供的清單拉開變電站側(cè)饋線開關(guān)（實(shí)際已經(jīng)拉開的開關(guān)須反饋至計(jì)算模塊），再合母線上每條饋線的聯(lián)絡(luò)開關(guān)（聯(lián)絡(luò)開關(guān)一般位于線路所帶的自動(dòng)化開關(guān)站、環(huán)網(wǎng)站）。轉(zhuǎn)供是否成功須驗(yàn)證判斷，判斷的依據(jù)是變電站側(cè)饋線開關(guān)及饋線上聯(lián)絡(luò)開關(guān)的遙信位置、潮流發(fā)生對(duì)應(yīng)變化。當(dāng)判斷出某條饋線不具備轉(zhuǎn)供條件（如聯(lián)絡(luò)開關(guān)不屬于自動(dòng)化區(qū)域）時(shí)，則該條線路不具備轉(zhuǎn)供條件。另外，如果母線失壓后同時(shí)判斷母線故障，那么倒送通道的負(fù)荷也須轉(zhuǎn)供。

3.5 倒送模塊

當(dāng)判斷出母線失壓且母線非故障，則先拉開1DL、3DL 開關(guān)，待接收到計(jì)算模塊發(fā)來的“第一通道倒送未超限額”信息時(shí)，合上第一倒送通道的聯(lián)絡(luò)開關(guān)。若第一倒送通道的聯(lián)絡(luò)開關(guān)合閘失敗或第一倒送通道不具備倒送條件，則采用第二倒送通道倒送，前提是接收到計(jì)算模塊發(fā)來的“第二通道倒送未超限額”信息。倒送模塊的邏輯如圖5所示。

圖5 倒送模塊的邏輯

5個(gè)模塊間的邏輯結(jié)構(gòu)如圖6所示。

圖6 5個(gè)模塊間的邏輯結(jié)構(gòu)

4 主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)調(diào)度應(yīng)用具體實(shí)現(xiàn)案例

大江變電站全停全轉(zhuǎn)及倒送方案。

10 kV Ⅰ段母線：迎恩門A111線（年平均負(fù)荷約1.1 MW，考慮作為第一倒送通道。）、江樹A106 線（年最大負(fù)荷約0.6 MW，考慮作為第二倒送通道）、青湖園A114線、江灣A113線、五金A112線、南洋A103 線、江靈A104 線、青龍A105 線、樹鑒A107線、集鎮(zhèn)A109線共計(jì)10條線路。無專線。

轉(zhuǎn)供方案：南洋A103線（年平均負(fù)荷約1.5 MW）跳開大江變電站南洋A103開關(guān)，合上家私開關(guān)站家靈A192 線調(diào)界樹變小觀A001 線（年平均負(fù)荷約3 MW）供；江樹A106 線（年平均負(fù)荷約0.6 MW）跳開大江變電站江樹A106開關(guān)，合上春江天鏡南開關(guān)變電站春鏡J077線由西郭變電站西夢A472線1.2 MW供；（其余線路轉(zhuǎn)供及倒送不列出）

5 結(jié)束語

隨著電網(wǎng)的自動(dòng)化、智能化水平提高，如何快速實(shí)現(xiàn)故障時(shí)負(fù)荷全停全轉(zhuǎn)是目前配網(wǎng)面臨的難題。采用主配網(wǎng)智能聯(lián)動(dòng)的設(shè)計(jì),“母線失壓自愈功能”上線運(yùn)行后，當(dāng)10 kV母線失壓，系統(tǒng)自動(dòng)觸發(fā)各饋線自愈，系統(tǒng)自動(dòng)生成、自動(dòng)校核和自動(dòng)執(zhí)行轉(zhuǎn)供方案，各饋線轉(zhuǎn)供并發(fā)執(zhí)行，全過程無須人工干預(yù)，可最大程度縮減故障處置時(shí)間。該功能的應(yīng)用替代了以往大面積停電后須配網(wǎng)調(diào)度員人工制定轉(zhuǎn)供方案、手動(dòng)遙控轉(zhuǎn)供、逐條核實(shí)供電安全能力的模式，解決以往制定轉(zhuǎn)供方案耗時(shí)長、易出錯(cuò)、操作設(shè)備眾多、操作效率低等瓶頸，大幅提升供電可靠性。