电源工程论文：电源在工程实践中的适用性

作者：孙建伟 刘菲 单位：中国南方电网有限责任公司电网自动化重点实验室

区域网络备自投技术原则

基本原则区域网络备自投系统的建设应遵循以下原则：a）人工切除工作电源时，区域网络备自投系统不动作。b）安全稳定自动装置动作切除工作电源时［9］，区域网络备自投系统不动作。c）断开工作电源后方可投入备用电源。d）有防止电压互感器断线时区域网络备自投系统误动的措施。e）经人工确认区域网络备自投系统动作已完成，才可再次充电。f）断路器偷跳时闭锁区域网络备自投系统。g）当发生电网故障时，区域网络备自投系统先切除故障点与开环点之间的小电源［10－11］。充电条件和启动条件区域网络备自投系统的充电条件是：开环点两侧元件（母线或线路）均有电压，工作和备用断路器处于正常状态。区域网络备自投系统的启动条件是：线路无电流；断路器处于分闸状态；有保护动作信号，即上级220kV 变电站主变压器保护动作，或上级220kV 变电站110kV 母线保护动作，或主电源进线的线路保护动作，或串供变电站母线差动保护动作等。

区域网络备自投系统的故障点定位

a）如果线路两侧保护均动作，则说明故障必定发生在线路上。b）进线未配置纵联差动保护，但母线未配置母线差动保护，变电站进线断路器无保护（即使有保护也受方向限制）。在这种保护配置下，当母线发生故障时，只能依靠进线对侧的断路器保护动作情况来识别故障点。但是，若故障点位于进线上，则进线对侧的断路器保护也会动作，此时无法识别故障是发生在进线上还是母线上。c）进线未配置纵联差动保护，母线配置了母线差动保护。在这种保护配置下，若仅有进线对侧的断路器保护动作，则说明故障点必定在进线上。d）如果变电站串供出线的断路器保护动作但未跳闸，而进线对侧的断路器保护动作并跳闸，则说明串供出线发生故障且断路器失灵。以上是对串供回路的故障分析，可通过保护动作且断路器分闸来切除小电源。

与开环点变电站内备自投装置的配合

通常情况下变电站内均配置备自投装置，而区域网络备自投系统采集遥信、遥测量会有一定的延时滞后，所以通过整定延迟时间来确保开环点变电站内的备自投装置先动作，区域网络备自投系统后动作。具体方法为：a）如果开环点变电站配置的备自投装置先动作成功，此时原开环点变电站的主供进线断路器已跳闸，原开环点断路器合闸。在这种情况下，区域网络备自投系统需要合上原开环点变电站的原主供进线断路器。b）如果开环点变电站配置的备自投装置动作失败，只要故障点不在开环点变电站的母线上，区域网络备自投系统就会跳开环点变电站的原主供进线断路器，然后合上开环点断路器。此动作逻辑也适于开环点变电站未配置备自投装置的情形。c）如果区域网络备自投系统先于备自投装置合上开环点断路器，则备自投装置就会自动闭锁（因为备用断路器已合闸）。

区域网络备自投系统实用化测试

区域网络备自投系统的最终目标是实现实时闭环控制，对系统的安全性、准确性和可靠性要求极高，所以在闭环运行前必须进行严格的测试。区域网络备自投系统实用化测试分逻辑测试和现场测试2个阶段。逻辑测试逻辑测试是模拟各种故障条件，测试区域网络备自投系统是否按照预先制定的逻辑策略正确动作，通常在实验室机房完成。一方面，在机房环境下搭建模拟测试站串，包括用于模拟变电站故障数据的站端动模测试仪、用于采集故障数据的测控装置和用于发送故障数据至主站的远动装置；人工 设 置 运 行 方 式 后，通 过 全 球 定 位 系 统（globalpositionsystem，GPS）时间同步触发装置同时触发每个站端动模测试仪，模拟不同的电网故障，通过测控装置、远动装置将数据传送至主站；最后，区域网络备自投系统给出相应的动作逻辑，将控制命令下发至站端动模测试仪，人工检验动作逻辑的正确性。另一方面，由基于一、二次设备状态仿真的区域网络备自投测试系统导入该地区的电网模型和数据，采用一、二次设备状态仿真模块模拟电网各种事故后的告警信息和电网状态 变化，并 根 据 事 故 后 电 网 状 态 控 制 策略，最后由电网仿真软件模拟遥控操作后的电网状态。现场测试现场测试即进入变电站进行带远动信道测试，断开测试变电站内所涉及到的间隔二次回路及出口软压板，接入站端动模测试仪，采用 GPS时钟定时触发方式启动站端动模测试仪，通过实际的测控、远动装置将量测数据上送主站，模拟线路或变电站故障时各断路器分、合闸及相应的电流、电压变化过程，进一步检验系统在变电站实际环境下的各项功能和性能指标是否满足实用化要求，为区域网络备自投系统站串在线闭环运行进行全功能、全过程模拟检测。采用常规远动信道时区域网络备自投系统的动作时序。理论上，从变电站失压到主站收到备用断路器合闸信号的动作时间不超过20s。但是受远动信道和通信规约的影响，不同串供模型动作逻辑策略的延迟时间整定值及处理完成时限不尽相同，给出了4变电站6断路器和5变电站8断路器的区域网络备自投串供模型的试验结果。远动信号响应速度是影响区域网络备自投系统正确动作的重要因素。例如，若重合闸成功后相关2个变电站的遥测信号均未及时送到主站，则会造成区域网络备自投系统误动；若变电站失压后相关2个变电站中任意一个变电站的电流、电压遥测信号未及时上送主站，则会造成区域网络备自投系统拒动。为减小远动信号响应速度的影响，可采取以下措施：a）瞬时遥信自保持。某串供模型的启动条件由2个遥信信号和1个遥测信号构成，黑色部分为各信号的实际存在时间，虚线填充部分为各信号的自保持时间。2个遥信信号的延迟时间分别为tyx1和tyx2，遥测信号无延时，合成的启动信号在t1时刻开始动作，t2时刻结束，再经tbs的延时后，最终在t3时刻复归，这样可最大程度地保障启动信号的完备性。b）信道高速化改造。将模拟信道调制速率由1200bit／s提高至19200bit／s，同时对调度数据网覆盖的发电厂（变电站）加装网络信道，达到提高远动信道传输速度的目的。c）提高变电站远动机响应速度，响应时间由400～2000ms缩短至100ms以内。d）缩小变电站关键遥测信号上送的死区，关键遥测死区由0．3％降至0．1％。e）规范规约流程，在规约允许的范围内尽量提高信息传输效率。在部分地区的远动规约中，遥测信号属于二类数据，优先级低于遥信信号，当变电站失压时，遥信信号产生雪崩，信道被占用，待所有的遥信信号传输完毕才能传输遥测信号，造成电流、电压等信息较迟送至区域网络备自投系统，拖慢了复电速度，甚至导致备自投装置动作不成功。通过规范规约流程，尽量提高信息传输效率，如遥测信号与遥信信号同包上送，发送信息时尽可能使用大的应用层数据包，优先传送区域备自投需要的遥测、遥信量。