关于110kV内桥接线智能变电站的站域备自投装置设计研究.docVIP

精品论文 参考文献 关于110kV内桥接线智能变电站的站域备自投装置设计研究 （新疆光源电力勘察设计院 新疆乌鲁木齐 830011） 　　摘要：备用电源自动投入（简称备自投）装置对于提高用户供电可靠性和保证供电连续性具有重要作用。随着智能变电站技术的广泛应用，智能变电站的采集数字化、传输网络化、信息共享化、控制智能化为研制更加安全、高效、稳定的站域备自投装置提供技术支撑。目前，国内主流保护厂家虽均已开发出适于智能变电站的备自投装置，但仅是实现了数据采集数字化，通信接口网络化和控制回路光纤化［１－５］。在装置的功能设计和动作逻辑上并没有结合智能变电站的技术优势来进一步提升装置的性能。现有智能变电站备自投装置与传统备自投装置一样，没有考虑到高、低电压等级间断路器的动作配合以及断路器异常后的备用动作方案。因此，智能变电站通常仍是按电压等级来配置多个相互独立的备自投装置来完成同一电压等级断路器之间运行方式的切换，仍无法通过单一备自投装置来实现全站供电方式的切换。本文结合智能变电站的技术特点，通过对典型故障的分析，提出基于智能变电站的站域备自投装置的应用方案，并设计了新增动作逻辑来进一步提升备自投装置的性能。 　　关键词：智能变电站；内桥接线；备自投装置 　　 　　 　　1智能变电站站域备自投装置设计可行性分析 　　智能变电站全站所有间隔的模拟量和电气信号都通过就地安装的智能终端和合并单元转化为数字信号并进行传输。智能变电站数字化信息的发送和采集基本不受通道数的限制，并且可以通过接入过程层网络的交换机共享全站所有间隔的信息。全站信息共享为站域备自投装置的实现提供了坚实的技术基础。 　　目前，110kv智能变电站一方面考虑到10kv部分仅仅只有主变压器（简称主变）和分段断路器采用智能化的保护设备，整个10kv设备的信息量都比较少，即使110kv与10kv过程层设备共同组网也不会对110kv过程层设备通信产生影响；另一方面由于采用虚拟局域网（VLan）划分技术，解决了数据流阻塞的问题，可以实现通用面向对象变电站事件（GOOSE）数据网络与采样值（SV）数据网络同网传输。110kv及10kv过程层设备共网和GOOSE及SV数据共网的特点为站域备自投装置获取不同电压等级断路器的相关信息提供了基础。 　　典型的110kv内桥接线变电站如图1所示。 　　 　　备自投装置可以通过过程层网络获取所有参与备自投逻辑的断路器状态和母线电压，并通过该网络控制相应断路器的分合闸，所对应的通信网络结构如图2所示。由于全站所有参与备自投逻辑的断路器信息都共网传输，且实现同网控制，因此可以将110kv备自投装置和10kv备自投装置整合至一个站域备自投装置中。这样不仅节省了变电站的建设成本，更重要的是全站相关运行信息集合于一个站域备自投装置中，使得不同电压等级间断路器可以实现动作的相互配合以提高供电可靠性。 　　 　　 　　2站域备自投装置新增动作逻辑设计 　　本文所设计的站域备自投装置的充电条件仍基于原有传统备自投逻辑，也具备传统的备自投功能［１－５］。本文主要分析站域备自投装置在智能变电站基础上的逻辑改进和完善。 　　原有的备自投装置都是基于同电压等级断路器的相互配合，忽略了２台主变可以通过高、低压侧的分段断路器相互配合来实现两级备用的特点。以图１所示变电站为例，当该变电站采取161线路主供，162线路备用时，全站通过合112，901，902断路器，分912断路器带2台主变运行。当前运行方式下，110kv部分采用进线备自投模式，10kv部分采用分段备自投模式。此时，如果发生如图１所示故障K1或K2，传统备自投逻辑动作如下。 　　故障K1发生于主供线路上，线路保护动作跳161断路器，161断路 　　器如果拒动或161断路器机构的跳闸位置由于GOOSE通信异常的原因未能及时上送。在此情况下，常规的备自投装置则由于主供线路断路器位置的不明确而不能继续动作，备自投逻辑就此终止。最终造成全站失压。 　　故障K2发生于主供线路断路器与电流互感器之间，主变差动保护动作，但由于161断路器不满足无流条件，导致备自投装置直接放电。最终也造成全站失压。 　　可知，传统备自投装置只能针对主供线路上故障，且进线断路器跳闸位置明确有效的情况；而当主供线路侧断路器位置未知或者故障延伸至主供线路侧的断路器和电流互感器之间时，传统备自投装置则无法启动。这主要受备自投装置对全站的相关运行情况无法获知，高低压两级分段112和912断路器无法实现相互配合动作在内的诸多因素制约。 　　考虑到以上2种故障情况仅影响主供线路侧的主变，并不会破坏备用线路和该侧主变的运行状态，可以通过分段断路器将故障侧隔离开。因此，设计如图3所示的备自投动作逻辑。 　　 　　当故障K1或K2发生，备自投逻辑启