备自投技术在电网中的应用

随着社会发展对电网供电可靠性要求越来越高，近年来电网公司对网络结构进行了优化改造，基本实现了110kV及以下变电站双线双变，但由于投资及占地面积等原因，部分变电站未配置进线电压互感器，或备用电源采用链式供电或站内接有新能源，对备自投功能提出了新的、更高的要求。

电网结构对备自投要求

目前，地区电网结构经过改造，110kV及以下变电站供电模式基本分为三种：其一，来自一个变电站的两个不同母线；其二，分别来自两个变电站；其三，串供电方式，几个变电站串联来自两个变电站电源。如图1所示。

从上图中可以看出，在不考虑带载能力的情况下，前两种变电站电源备自投方式较为简短，可备进线或备母联，但第三种结构，一般运行方式为：1线主供变电站A，2线主供变电站B，两站母联均在合，且联络线A站或B站端在运行，另一侧在热备；当1线或2线电源失去时，需要分开对于失电线路，再合上热备开关，保证可靠供电。根据备自投要求，当热备开关不在本变电站时，常规备自投装置无法实现电源备投。

新能源接入对备自投要求

随着能源互联网的提出，越来越多的清洁能源从110kV以以下变电站中、低压母线并网。当变电站主供电源消失后，若新能源还不能脱网，仍支撑母线电压，导致备自投装置不能正确动作，或动作后，无法实现同期合闸，导致系统震荡。

上级电源自动装置对备自投的要求

为了保证大电网安全稳定运行，系统内安装了越来越多的区域稳定控制装置等安全自动装置，其动作后会切除部分线路的负荷，这种情况下不允许启动备自投装置恢复负荷，但常规的备自投装置只采集本站的电气量和开关量，无法知晓失电原因，造成备自投误动作。

常规备自投装置已不能完全满足当前电网发展的要求，其数据来源的局限性，造成电网运行方式趋于保守和单一，使电网运行失去了灵活性，基于调度自动化系统的新型备自投弥补了常规备自投的局限性，解决了很好的当前出现了问题。

调度自动化系统数据采集满足备自投动作逻辑

根据备自投动作逻辑，备自投运行需要采集母线电压，线路电压，线路电流，开关位置以及相关设备保护动作信息（闭锁备自投），同时要满足对电源开关、母联开关以及联切线路开关的控制功能。

调度自动化系统主要采集所辖区域变电站设备的四遥信息，包括遥信、遥控和遥测信息。遥信包括所有设备开关、刀闸位置、保护及自动装置的告警、保护动作、重合闸等信息；遥测包括母线电压、线路电压、电流、有功、无功等数据；遥控可实现全站断路器远方控制和主变档位调整。其包含了备自投运行需要的所有数据。

目前本地区110kV及以下变电站均完成了调度数据网改造，自动化数据采集均实现了网络传送，其传送速率大幅提升，且根据调度自动化系统对遥信、遥测刷新时间及遥控动作时间的要求与备自投一般启动和动作时间定值相比，数据采集速率能满足备自投动作逻辑的时间要求。

新型备自投的基本配置和实现方案

新型备自投硬件采用联想ThinkServer RQ750服务器，CPU采用至强E5-4600 V3处理器，16G内存，采用麒麟liunx操作系统和达梦数据库，可满足1000台逻辑备自投逻辑计算要求。服务器采用装置冗余配置，防止因软硬件故障导致备自投功能退出，影响电网可靠运行。

新型备自投采集的变电站数据直接来至调度自动化系统前置采集服务器，由备自投系统独立完成计算，备自投系统自构网络拓扑功能，其拓扑时间更短、效率更高，不依赖于调度自动化系统的高级应用功能，保证了备自投运行的时效性。备自投系统与调度自动化系统的具体关系如图2。

新型备自投满足了当前电网发展的要求

图1中，串供电源的方式，由于新型备自投系统可获得变电站A和变电站B的所有信息，同时能够获得上级电源的信息，当发生异常时，可实现远程退出失电线路，投入热备开关，实现两个及多个变电站间的区域备自投。

对于新能源并网备自投，新型备自投系统通过拓扑关系构建电气岛，当变电站上级主供电源消失时，变电站虽带电，但与大网已解列，形成独立电气岛。新型备自投系统启动，退出失电线路及新能源侧断路器后，投入备用电源，最后投入新能源侧断路器，实现新能源并网，即解决了常规备自投装置不正确动作，又规避了无法同期合闸的风险。

当主供电源由稳控装置或其他不允许启动备自投的自动装置切除，新型备自投系统可实时获取信息，闭锁备自投，防止因备自投动作造成故障扩大。同时调度自动化系统可对所有断路器实现控制功能，解决了备自投联切的问题，且可跟据实时负荷判断切荷线路，其实现更灵活。

新型备自投在电网中的应用

本地区拥有220kV变电站12座、110kV变电站29座、35kV变电站14座，其中，29座110kV变电站建设初期均安装了常规备自投装置，14座35kV变电站建设初期均未设计备自投。

根据国网公司要求，为切实解决农村供电难得的问题，不断提高农村供电可靠性，本地区计划对14座35kV变电站加装了备自投。但经排查35kV变电站进线未配置抽压PT，一次设备转换开关节点也不能满足要求，无法在现有设备的基础上实现常规备自投功能。若采用新增常规备自投的方式进行35kV进线备投完善，则14座变电站共需28只35kV抽压PT、14套备自投装置；而采用新型备自投系统只需要两台服务器及一套备自投系统软件，极大的减少了投资。

通过论证分析，2014年，在站内不做任何改造的情况下，对14座35kV变电站实施了新型备自投系统的安装，同时利用全站停电检修的机会，对新型备自投系统的功能进行了实际验证，均正确动作。其运行过程中2015年正确动作1次，未发生拒动和误动。在节省了大量投资的情况下，取得了较大社会效益。

鉴于对35kV变电站新型备自投改造应用的效果，本地区2015年对串供电源的两个110kV变电站进行了基于新型备自投系统的区域化备自投改造，与常规区域化备自投相比，节省了两台备自投装置的投资，以及相关光纤通道资源，免去了现场繁琐的安装，节省了时间，规避了安全风险。

截止目前本地区新型备自投系统共计实现了16座变电站电源备自投功能，以及13座变电低压及主变备自投功能，后期还将应用到220kV及110kV变电站的站用变备自投系统中去。其在高效运行的同时，应将加强其定值整定和应用的规范管理，包括调度自动化系统基础设备和数据的运维。