电力体系广域备自投体系分析

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1、电力体系广域备自投体系分析第一章概述1背景现有备自投装置是根据继电保护的原理，利用继电器构成具有一定闭锁和动作逻辑的二次回路构成，接线复杂且可靠性较差，较易出现误动和拒动现象。随着可编程逻辑控制器、单片机技术和工控机在电网自动控制领域中的大量应用，与微机保护代替继电器保护一样，传统基于继电器组成的备自投装置已被微机备自投逐步替代。迄今为止，在国内的许多220kV变电站、110kV变电站均已广泛使用微机备自投，成功地用于电网电磁环网解环点控制、故障区域隔离和供电恢复中。目前广东电网使用的备自投基本上均是基于微机的备自投装置。从已查阅的国内外有关文献显示，微机备自投已经实现了与本地变压

2、器主保护、后备保护、低压过流保护、PT断线的自动闭锁功能，且已有利用纵联保护通信通道或CAN网络通信进行远方控制的备自投装置，已在备自投的拒动和误动方面有了很大提高。根据对肇庆电网的调研结果，结合下图1.1发现肇庆电网备自投在使用中所碰到的问题主要体现在以下三个方面：（1）现有备用电源自动投切策略未考虑远方备用电源侧设备的安全性，可能导致电网事故蔓延。目前就地备用电源自动投切控制策略仅仅考虑了本地变电站母线电压或进线电流，而没有考虑远方备用电源侧主变的容载比、线路的热稳定极限等，易导致备用电源侧过负荷跳闸，导致故障的进一步扩大。如图11中，线路1故障退出时，DL1跳开，变电站1失电

3、，线路备用电源自动投切动作而自动合上DL2，投入备用线路2，此时，变电站1负荷将基本上全部转移到线路2及远方的串供线路和220kV主变T1上；如果此时T1的容载比已经很低，或串供线路的支路功率已经接近热稳定极限，则这部分转移的负荷将导致相关过负荷或过流保护的动作，最终导致系统故障扩大。因此，将远方备用电源侧变压器和串供线路的状态信息引入到本地备用电源自动投切策略中显得非常重要。（2）现有备用电源自动投切策略易受地方小电源干扰，造成误动和拒动事故。目前备用电源自动投切的故障掉电检测信号一般是电压和电流，检测信号单一会导致备用电源自动投切的误动和拒动现象的发生。对于某些变电站将失电的电

4、压整定值定得太低（如电压定为30％），当发生如（1）所述的故障时，DL2跳开后，110kV2M由于地方机组的支撑作用并不会跌落太多，从而导致备用电源自动投切拒动现象的发生；另一方面，若把电压整定值定得太高（如电压定为70％），则在地方电源无功出力较小，地方无功负荷较重时发生误动。（3）现有备用电源自动投切策略无法实现与安全控制装置协调动作，导致大量备用电源自动投切不得不停用。现有主网的安全控制装置与地方电网有关的主要是低频减载装置。若低频减载定的自动切除线路有线路2，则当线路2是由于主网故障引发的低频减载切除时，现有备用电源自动投切无法分辩是线路1故障还是安控装置的动作，因此会自动

5、投到线路1侧；这将导致原有的主网安全控制措施落空，直接威胁到主网安全运行。也正是由于这个矛盾关系，目前若上面的220kV变电站是安稳系统执行站的话，110kV变电站将不得不退出备用电源自动投切，造成备用电源自动投切资源的一种浪费。实际上，如果能在现有备用电源自动投切策略中引入远方220kV变电站的安控信号和保护信号，用简单的逻辑即可分辩是线路故障还是安稳系统动作，这样即可恢复现有的备用电源自动投切工作，直接提高备用电源自动投切的利用率和变电站供电的可靠性，最终实现备用电源自动投切与安控装置的协调动作。目前的实际情况是，我国地区电网已投入使用的备用电源自动投切装置均不具备远方闭锁和广

6、域控制功能，依据上述规定的要求，与安稳系统相关的110kV备用电源自动投切装置必须退出运行。对于220kV变电站内使用的备自投则要更为复杂，其动作将与系统自动解列、电磁环网、故障恢复次序都有关系，将来基于广东省网乃至整个南方电网状态信息的广域备自投控制可与其它主网安控装置的实现全局最优协调控制。近年来，南方电网与广东电网安全稳定装置相继投入使用，为确保大电网安全稳定，尤其是在紧急电网事故发生情况下安全稳定装置切除的负荷不被地区电网备自投装置重新投入，明确指出：安稳控制系统装置遥控切除的负荷，如果要装备自投装置，一定要有远方控制的闭锁功能；就地控制切除的负荷，如果要装备自投装置，一定

7、要有就地控制的闭锁功能，若没有闭锁功能，则应在运行方式上予以考虑，必要时退出备自投装置。也正是由于这个矛盾关系，目前若上面的220kV变电站是安稳系统执行站的话，110kV变电站将不得不退出备自投，造成备自投资源的一种浪费。此外，肇庆地区内座落着3000M]．北京：电力工业出版社，1980．[9]陈茂英．1lOkV备用电源自动投入装置的应用[J]广州：广东电力，2007(12)．[10]韩利群．110kV各自投装置与安全稳定控制系统的配合[J].电工技术，2008(9