一种110kV变电站手拉手供电的自愈方法与流程

本发明涉及变电站安全领域，尤其是涉及一种110kV变电站手拉手供电的自愈方法。

背景技术：

如图1所示，图为110kV变电站手拉手供电方式结构图，两侧为220kV电源站A和B，中间是3个110kV变电站C、D、E。正常运行时，有2条供电环网，分别是A1-C1-C2-D1-D2-E1-E2-B1和A2-C4-C5-D4-D5-E4-E5-B2，所有220kV和110kV站的分段开关正常运行断开，分段自切准备中。C2和C5正常运行时断开，作为两条供电环网的母线联络开关。

110kV手拉手双侧电源供电的供电网络，正常运行时两侧电源同时供电，环网中有一处断开点作为联络开关。环网内的每回线路都配有光纤纵差保护及过流或距离后备保护，在发生线路故障时，线路保护装置能将故障线路两侧开关跳开以隔离故障，但是，如果发生以下情况：

(1)同一个110kV站内的两台主变由同一个220kV变电站供电，而220kV全站失电造成110kV站失电，图1中A站全停将造成C站失电；

(2)同一个110kV站内的两台主变的电源侧的两回110kV线路均故障，造成110kV站失电，图1中B1-E2和E4-D5线路均故障。

以上情况造成了110kV站内两台主变同时停电，会使没有发生故障的区域也被断电，延长了非故障区域的停电时间，扩大了事故影响范围。

技术实现要素：

本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种确保供电安全、适应多种故障类型的110kV变电站手拉手供电的自愈方法。

本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：

一种110kV变电站手拉手供电的自愈方法，用以在110kV变电站手拉手供电环路发生多台主变同时停电故障时进行网络重构，恢复供电，包括以下步骤：

1)构建110kV变电站手拉手供电自愈系统；

2)采用自愈系统实时获取整个环路上各回110kV线路的断路器位置信号、交流电流电压量和线路保护动作信号量；

3)当110kV变电站手拉手供电环路发生故障使多台主变同时停电故障，并且110kV变电站内分段自切不动作时，自愈系统进行决策并发出控制指令进行网络重构，将发生故障的位置隔离，保证供电。

所述的110kV变电站手拉手供电自愈系统包括一个控制主站和多个控制从站，控制主站通过光通信网络与多个控制从站连接，控制从站分别通过光纤接口获取多个110kV变电站以及两侧220kV变电站的断路器位置信号量、交流电流电压量和线路保护动作信号量。

所述的步骤3)中，停电故障包括两侧220kV变电站电源线路出口发生故障、相邻的110kV变电站开关之间线路发生故障、220kV变电站电源侧母线发生故障、220kV变电站电源侧全站停电和110kV变电站站内母线故障。

当一侧220kV变电站全站停电导致联络开关与220kV变电站之间的110kV变电站全部主变失电时，则跳开失电110kV变电站与一侧220kV变电站之间的断路器，同时闭合联络开关，恢复失电110kV变电站的供电。

当110kV变电站的主变两侧的电源线路发生220kV变电站电源线路出口发生故障和/或相邻的110kV变电站开关之间线路发生故障导致110kV变电站的多台主变失电故障时，跳开故障线路或220kV变电站电源线路出口处的断路器，同时闭合联络开关，恢复失电110kV变电站主变的供电。

当110kV变电站站内母线故障导致时，仅断开110kV变电站站内母线所在进线的断路器，联络开关不动作，确保隔离故障线路。

与现有技术相比，本发明具有以下优点：

本发明适应于多台主变同时停电故障且110kV变电站内分段自切不动作的情况，通过跳开相关线路的断路器并配合联络开关的启闭，对发故障的110kV变电站手拉手供电环路进行网络重构，恢复110kV变电站内多台失电主变的供电，确保了供电安全。

附图说明

图1为现有的110kV变电站手拉手供电环路正常运行方式示意图。

图2为电源线路出口故障示意图。

图3为开关之间线路故障示意图。

图4为电源侧母线故障示意图。

图5为220kV电源侧A站停电示意图。

图6为110kV站内母线故障示意图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。

实施例：

本发明的目的是建设110kV变电站手拉手供电方式下自愈系统，以提高供电可靠性、改善供电质量、提升电网运行效率，进而提高上海电网的可靠性，更好地为电网安全生产服务，进一步提高运行维护的经济效益和社会效益。

通过实施自愈系统，将故障处理时间,由以往的人工操作小时级提高的现在自动控制的秒级。

上海电网220kV变电站目前一般以最终三台主变模式配置，部分市中心站点规划最终配置四台主变模式。220kV变电站通常采用220/110/35kV或220/35kV电压等级。

对于存在110kV电压等级的220kV变电站，一般110kV侧均采用最终单母线三分段(单母线四分段)接线形式，部分早期建设的220kV变电站110kV侧采用双母线接线(部分站点还采用母联兼旁路方式)。

对于110kV单母线分段的220kV变电站，110kV部分一般每段母线出线3～5回，采用户内GIS设备；对于110kV双母线接线的220kV变电站，110kV部分一般出线4～6回，采用户内AIS设备。

220kV及主变保护一般按照双重化原则配置，110kV及以下保护一般按照间隔或母线单套配置。

对于本报告专题论述的110kV手拉手自愈系统，主要论述主变及110kV部分的保护配置方案。

(一)110kV线路保护

根据上海电网110kV线路保护标准化设计规范，每回110kV线路的电源侧应配置一套包含完整后备保护功能的光纤纵联电流差动保护，对于终端负荷线，电源侧纵联电流差动保护可不投运，仅投运后备保护功能，负荷侧可以不配置保护。

目前国网招投标的110kV线路保护一般均采用光纤差动保护，含完整后备保护、重合闸、操作箱及测控功能，能够满足各种类型线路保护配置要求，一般以南瑞、四方等国产厂家为主。对于220kV常规变电站配置了独立的110kV线路测控单元的情况，则线路保护内的测控功能不投入使用。

在未实施国网标准化之前，110kV线路保护一般根据线路类型考虑保护配置情况。对于110kV联络线路(如电源线、环进环出线等)均按照线路两侧各配置一套光纤差动保护及一套过流或距离后备保护，后备保护含重合闸、测控及操作箱功能；对于110kV终端线路则仅在电源侧配置一套过流或距离保护装置，含重合闸、测控及操作箱功能。上述配置纵差保护一般采用西门子的7SD610、ABB的REL-551或南瑞的RCS-943A等，后备保护一般采用P143、SEL-351、RCS-941A或CSC-161A等。进口后备保护含测控(220kV站不用)、重合闸功能，但无操作箱功能；国产后备含重合闸、操作箱功能，一般无测控功能。

(二)110kV母差保护

220kV变电站110kV为单母线分段接线形式，则每段母线按照最终规模配置一套110kV母差保护。

220kV变电站110kV为双母线接线形式，则两段母线按照最终规模配置一套110kV母差保护，可选用220kV双母线接线的母差保护装置。

未实施国网标准化之前，110kV母差保护一般采用长园深瑞的BP-2AE或BP-2BE，双母线方式一般采用BP-2B等，一般采用110kV母差保护内的分段充电保护功能，在国网标准化后，110kV分段充电保护独立配置。

(三)110kV母联(分段)保护

根据上海电网110kV充电保护标准化设计规范，110kV母联(分段)断路器应配置独立于母线保护的充电过流保护装置。110kV母联(分段)断路器充电保护宜采用保护、测控、操作一体化装置。对于220kV常规变电站配置了独立的110kV母联(分段)测控单元的情况，则线路保护内的测控功能不投入使用。该保护设备以国产厂家为主。

(四)110kV母联(分段)备自投

220kV变电站内每台110kV母联(分段)断路器各配置一套备自投装置。备自投由低压起动，并受母线PT隔离开关辅助接点及PT二次回路空气开关辅助接点位置闭锁，当检测到本母线低电压，相邻母线有电压，且相邻段母线上主变110kV侧开关处于合闸状态时，经延时跳本段母线上主变110kV侧开关。在经开关辅助接点状态确认本段母线主变110kV开关确已跳开的前提下，合母联(分段)开关。母联(分段)合上后，当检测到母线低电压动作且母联(分段)过电流动作或零序电压继电器动作且零序电流继电器动作时经延时跳开母联(分段)开关，此保护在分段合后一段时间后退出。母差动作后应对备自投进行闭锁，备自投动作后也应对母差保护进行闭锁。

国网标准化设计前，一般以SEL-351-51+SEL-351A配置为主。目前国网招投标后，以国产厂家为主。

(五)220kV主变保护

根据上海电网220千伏系统继电保护标准化设计规范，每台220kV主变配置双套主后备一体化的电气量保护和一套非电量保护，国网统一招标一般均为国产厂家。

在国网未标准化前，上海220kV主变保护典型配置采用SEL-387和RET-316*4双重化配置，各侧采用独立的SEL-551后备保护及MRU复压闭锁装置。由于上述进口保护整定平衡系数的原因，导致主变高压侧变比不能采用大变比，目前上述保护装置正在根据计划逐步改造更换为标准化配置。

(六)公共二次回路

220kV变电站110kV部分通常仅配置母线三相PT，线路侧均不再配置三相PT。站内设置一面110kV公共电压切换屏，采用各段母线电压量，实现母线电压并列功能，并可向各间隔提供所需的保护、测控、计量用电压量。

每台220kV主变保护组三面柜，每套110kV母差保护组一面柜，每套110kV备自投组一面柜，每套110kV充电保护组一面柜(也可组于母差保护或备自投柜内)，110kV线路一般两回线合组一面柜，当组柜困难时，一回线组一面柜。

220kV变电站采用自动化监控系统，该自动化系统作为本站人机交互的窗口，可完成对本站的数据采集、统计和处理，各种图形显示及报表打印，信息上传至各级调度中心，同时完成中心站对各受控站可控装置的远方控制调节功能。整个自动化系统采用分层、分级处理、按变电站间隔分散采集的系统，分为二层：上层为站控层计算机系统由双以太网联结的两台操作和主处理机(双液晶显示屏)、双站控单元组成，完成对站内的数据接收、处理、控制，并将有关信息通过主备通道分别发送地调和集控站；下层为间隔层测控单元，完成本站数据采集、统计和处理。

国网统一招标前，220kV变电站自动化系统以电科院、东方电子、惠安等为主，目前招标后以国产厂家为主(如四方、南瑞等)。

110kV变电站目前一般均以最终三台主变模式配置进行设计。除部分早期建设110kV变电站作为电源站考虑，采用110/35/10kV电压等级外，其余均为110/10kV电压等级。

110kV侧除部分终端站采用线路变压器组接线或桥接线外，一般为环进环出支接变压器或一进二出支接变压器接线，一般均采用户内GIS设备。当多个110kV变电站串接后从两个220kV变电站受电，形成手拉手接线形式。

110kV及以下保护一般按照间隔单套配置，110kV主变可配置双套主后备合一的保护，也可配置一套差动主保护及一套后备保护。

对于本报告专题论述的110kV手拉手自愈系统，主要论述主变及110kV部分的保护配置方案。

(一)110kV线路保护

对于新建的手拉手接线的110kV线路，线路两侧应配置一套包含完整后备保护功能的光纤纵联电流差动保护，保护内含重合闸、操作箱及测控功能。

在未实施国网标准化之前，110kV线路往往采用纵差主保护和后备保护独立装置，后备保护一般带测控功能，故在进行手拉手改造时，为了使线路两侧的纵差保护保持一致，往往仅更换纵差保护装置(其后备、重合闸、测控等功能均不投入使用)，后备保护装置继续使用，以减少对监控系统的影响。

(二)110kV母差保护

110kV变电站一般为环进环出支接变压器或一进二出支接变压器接线，通常不考虑配置110kV母差保护。

(三)110kV主变保护

根据上海电网110kV主变保护标准化设计规范，每台110kV主变配置双套主后备一体化的电气量保护和单套主变非电量保护，根据需要电气量保护可投用一主保护一后备保护或两套主后备合一保护。

在国网未标准化前，上海110kV主变保护典型配置采用一套差动主保护及一套后备保护装置，非电量保护采用继电器实现。

(四)公共二次回路

110kV变电站110kV部分通常在线路侧及主变侧配置三相PT，母线不配置PT。各间隔所需的保护、测控、计量用电压量由本间隔PT提供。

每台110kV主变保护组一面柜，110kV线路根据运行习惯，存在两线合组一面柜及一回线组一面柜两种方式。

110kV变电站采用自动化监控系统，分为二层：上层为站控层计算机系统操作和主处理机及站控单元组成，完成对站内的数据接收、处理、控制，并将有关信息通过主备通道分别发送地调；下层为间隔层，采用保护测控一体化装置，完成本站数据采集、统计和处理。

目前部分早期110kV变电站仍采用控制屏+RTU模式构成自动化系统。

目前地调已经配有EMS系统，实时对电网进行监控，其基本功能包括：数据采集、数据处理、控制和调节、告警处理、事件顺序记录(SOE)、拓扑着色、系统时钟等。EMS系统PAS部分应包括网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预测、无功功率/电压优化、网损计算、静态安全分析等基本模块。

上述运行方式几种典型的故障情况分析如下：

1)电源线路出口发生故障

如图2所示，此时线路纵差动作，B1，E2断开，变电站D和E的一号主变停电，如果站内分段自切不动作，此时自愈系统供电分析及智能恢复供电决策模块逻辑启动，合C2，将D和E的一号主变负荷转移至A侧电源站。

2)开关之间线路发生故障

如图3所示，此时线路纵差动作，D2，E1断开，变电站D的一号主变停电，如果站内分段自切不动作，此时自愈系统供电分析及智能恢复供电决策模块逻辑启动，合C2，将D的一号主变负荷转移至另一侧A侧电源站。

如果此种故障情况下，线路纵差拒动，则E1的过流保护作为后备保护会E1跳开，此时自愈系统供电分析及智能恢复供电决策模块逻辑应该先将故障区域隔离，即断开D2，再合C2。

3)电源侧母线发生故障

如图4所示，此时220kV电源侧站内母差动作，A1断开，变电站C的一号主变停电，如果站内分段自切不动作，此时自愈系统供电分析及智能恢复供电决策模块逻辑启动，断开C1，合C2，将C的一号主变负荷转移至另一侧B侧电源站。

此时不会有任何保护动作(低压保护除外)，A站内母线失压，A1，A2没有电流，自愈系统供电分析及智能恢复供电决策模块逻辑启动，跳开A1，A2，合上C2，C5，将变电站C内负荷全部转移至B侧电源站内。

4)220kV电源侧A站全站停电

如图5所示，此时不会有任何保护动作(低压保护除外)，A站内母线失压，A1，A2没有电流，自愈系统供电分析及智能恢复供电决策模块逻辑启动，跳开A1，A2，合上C2，C5，将变电站C内负荷全部转移至B侧电源站内。

5)110kV站内母线故障

如图6所示，110kV变电站内母线故障，线路过流动作，D2断开，此时自愈系统供电分析及智能恢复供电决策模块不动作。防止将开关D1合于故障。

110kV手拉手双侧电源供电的供电网络，正常运行时两侧电源同时供电，环网中有一处断开点作为联络开关。环网内的每回线路都配有光纤纵差保护及过流或距离后备保护，在发生线路故障时，线路保护装置能将故障线路两侧开关跳开以隔离故障。

如果110kV站内两台主变同时停电时，会使没有发生故障的区域也被断电，这时如果能通过网络重构，自动向非故障区域供电，可减少非故障区域的停电时间，减小事故影响范围。

根据上海电网运行的特点，利用稳控系统实时采集信息，识别网络拓扑，并通过切负荷、负荷转供等方法实现电网稳定问题的闭环实时控制。

针对手拉手接线需要网络重构主要考虑会造成110kV站内两台主变同时失电的情况：

(1)同一个110kV站内的两台主变由同一个220kV变电站供电，而220kV全站失电造成110kV站失电，如图6中A站全停将造成C站失电；

(2)同一个110kV站内的两台主变的电源侧的两回110kV线路均故障，造成110kV站失电，如图6中B1-E2和E4-D5线路均故障。

对于一台110kV主变失电(主变保护动作或电源线路保护动作等)，考虑由10kV分段备自投动作恢复供电，对于备自投不成功的情况，考虑到下级变电站也配置了备自投或来自不同变电站等，接线情况较为复杂，建议自愈安稳系统不考虑此情况的电网重构。

针对上述两种情况，考虑对手拉手环网内各回110kV线路的信息量(交流电流电压量、断路器位置、保护动作信号)进行采集，通过对环网架构实时计算判断，根据需要自动合分闸以实现网络重构恢复供电。

对于第一种情况，当A站全站失电时，安稳系统通过A1-C1和A2-C4两回线路失电情况的判断后，先跳开两回线路两侧的开关，然后合上联络开关，继续给C站供电。

对于第二种情况，当B1-E2和E4-D5线路均故障，将造成D站失电，安稳系统通过B1-E2和E4-D5两回线路失电情况的判断后，先跳开两回线路两侧的开关，然后合上联络开关，继续给D站供电。

自愈安稳系统应按照站点配置，考虑为110kV系统，故建议安稳系统按照单套配置。

需要说明的是，当安稳系统重构电网时，可能存在两台主变不同时供电的情况，此时可能导致10kV备自投动作，两台主变可能由同一路进线供电。