110千伏区域电网备自投的创新应用

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1、110千伏区域电网备自投的创新应用况敏国网重庆长寿供电公司国网重庆长寿供电公司研发了区域电网自愈系统，该系统能够“实时采样、实时交换数据、实时判别、实时控制”，当电网发生故障时，通过实时接收区域电网全景信息，进行综合逻辑判断，故障定位，故障隔离，寻找备用电源，使区域电网快速恢复供电。随着社会不断进步，用户对供电可靠性的要求越来越高，供电企业需要通过不断完善输变电一、二次设备来提高供电可靠性。电网中有多电源的变电站在线线路路故故障情况下，可以釆用常规备自投装置对木站进行行补补救救，，提高供电可靠性。但是，链式、星形、环网等电网结结构构中中存在常规备自投装置无法补救他站的情况。目

2、前前，，失失电电变电站只能通过人工恢复供电，短则几分钟，多则则数数小小时，会造成许多不良后果。为进一步提高上述电网网结结构构的可靠性，可以通过加强网络建设实现，但投入高高，，建建设设周期长。国网重庆长寿供电公司研发了一种投资少，建建设设周周期期短，能够实现跨站补救的二次系统，即区域电网自愈愈系系统统。。该系统能够“实时采样、实时交换数据、实时判别、、实实时时控控制”，当电网发生故障时，通过实时接收区域电网网全全景景信信息，进行综合逻辑判断，故障定位，故障隔离，寻找备备用用电电源，使区域电网快速恢复供电。区域备自投原理该系统采用“1+3”模式，即在1个变电站设置控制主站，在3个

3、变电站分别设置控制子站，通过建立区域过程层通信网（见图1）,采集共享3个变电站的电流、电压、开关位置及合后位置等状态量信息。控制主站主要完成整个区域电网的区域备用电源自投功能。各个控制子站除了完成各自的就地备自投功能以外，还要配合控制主站一起完成区域备自投功能，即向控制主站上送各变电站的状态信息并执行控制主站下发的跳合闸命令（见图2）。主站装置结合各个变电站子站装置上送的电流电压信息，利用开关位置的变化和母线保护动作信号，进行综合判断，确定是否源端失电，或是开关偷跳，或是线路故障，或是母线故障（失灵保护动作等同母线故障），在此基础上自动选择闭锁区域备自投，还是启动区域备自投，

4、跳开紧邻故障点失电站的原主供电源开关，合上开环点开关，从而能够快速恢复供电。图2控制主站向各子站装置发送信息下载原图主站区域备自投和子站就地备自投的关系子站装置将本站的110千伏线路电流转化成无流标志、110千伏母线电压转化成有压和无压标志、以及开关位置信号和母线保护动作信号等输出给主站装置。主站装置根据各子站上送的状态信息判断区域电网运行正常并符合预设方式时，完成区域备自投充电准备。当电网发生的故障非紧邻开环点开关两侧时，区域备自投启动并下发跳闸命令隔离故障，然后合上开环点开关恢复供电。子站装置肓接执行主站装置下发的跳合闸命令给智能采集单元出口。当区域备自投和子站就地备自投

5、均具备动作条件时，区域备自投动作优先。区域备自投启动时，下发命令暂停子站就地备自投。区域备自投不具备动作条件时，收回暂停命令。如果区域备自投动作成功，则开环点变电站的子站就地备自投自然会放电闭锁。当主站装置、通信冋路故障或者区域备自投动作不成功时，开环点变电站的子站就地备自投能够独立实现本站常规备自投功能。区域备自投逻辑区域备自投充电某一串供开关分位，其他串供开关均在合位；吊供的变电站及开环点两侧均有压；无任何放电条件存在；若区域备自投前一次动作后需人工确认。同时满足上述条件，经备自投充电延时后充电完成。区域备自投放电链式电网上任一个变电站的控制子站与控制主站Z间收发通信异常

6、;链式电网上任一个串供开关位置异常;开环点所在线路对侧开关跳开；开环点开关合上；区域备自投发出跳闸命令后相应开关拒动；区域备自投动作成功或失败后；装置不启动时，收到链式电网上任一个非检修线路的开关手跳信号；开环点为线路断面，收到该线路断面任一侧变电站的母线保护动作信号，区域备自投放电；装置不启动时，链式电网上任一个线路断面成检修状态；装置不启动时，开环点所在断面的两侧均无压延时15秒放电；装置区域备自投功能硬压板或软压板退出。区域备自投启动区域备自投处于充电状态；满足以下条件之一：条件一:链式电网任一运行线路发生跳位由0->1且无流，区域备自投启动；条件二:源端站母线不满足有

7、压条件且进线无流，区域备自投启动；区域备自投启动后发“暂停”信号到各子站装置，暂停各子站装置的就地备自投功能。区域备自投动作逻辑如果某个线路断面满足启动条件屮的条件一，则认为该线路断面发生故障。隔离故障时经可整定延时跳开故障线路断面靠近开环点侧的线路开关，同时联跳故障点到开环点之间的小电源线路，检测原主供线路开关跳开后，在失电站母线无压后再等待合闸延吋后合上开环点开关。如果满足启动条件中的条件二，隔离故障吋经可整定延吋跳开源端站的进线开关，同时联跳故障点到开环点Z间的小电源线路，检测原主供线路开关跳开后