郑 睿，陈亚琳

(南京工业职业技术大学，江苏 南京 211100)

0 引言

为提高供电可靠性，变电站常配置备用电源自动投入装置(备自投装置)，当系统发生故障导致母线失电后，备自投装置跳闸并确认隔离故障，通过快速投入备用电源恢复站内母线供电[1-4]。

多路电源之间常串供多个变电站，此种电网结构对于串供网络中闭环运行的变电站来说，由于无开环点开关，常规备自投不会充电无法使用，当系统发生故障后，串供电网结构中闭环运行的变电站会失电，只有开环运行的变电站由于存在开环点开关，可以使用常规备自投恢复供电[5-8]。

国内外学者对串供型电网中变电站失电后快速恢复供电技术的研究较少，目前研究主要集中在使用调度主站恢复串供型电网供电，调度主站通过调度数据网接收区域电网的全景信息，包含各站母线电压、电流、开关位置等，系统发生故障后，根据全景信息确定故障位置，跳合闸相应开关恢复供电，此种通过调度主站恢复电网供电的方式由于通信网络中信号传输存在延迟，容易发生通信堵塞，导致调度主站无法实时恢复系统供电。

针对上述情况，利用电力自恢复主站和子站间的实时信息交互，设计出一种可适用于多个变电站串供连接主接线形式的电力自恢复系统，实现发生故障后，串供电网结构中各变电站的快速恢复供电，极大提高系统供电的可靠性，对其他电网结构自动恢复供电技术研究具有良好的借鉴意义。

1 多变电站串供型电网主接线

多变电站串供型电网主接线如图1所示，两侧为电源变电站，中间串供A站、B站和C站(可以扩展)，并通过光纤通道连接。正常运行时，串供的变电站中某站开环运行，其他变电站闭环运行，如图1中B站开环运行，A站和C站闭环运行(常规备自投无法使用)。当电源站1故障或者电源站1和A站之间的串供线路故障时，导致A站失电；当电源站2故障或者电源站2和C站之间的串供线路故障时，都会导致C站和B站失电。

图1 多变电站串供型电网典型主接线

2 电力自恢复系统总体架构

电力自恢复系统总体架构如图2所示，主要包括电力自恢复主站和电力自恢复子站，按照一个主站+多个子站的方式设置，每个串供变电站各设置一台电力自恢复子站，电力自恢复主站可以设置在任一串供变电站或其他变电站。

图2 电力自恢复系统总体架构

电力自恢复系统分为区域控制层和变电站站域层。区域控制层中的电力自恢复主站通过区域信息共享平台获取区域电网的全景信息，电力自恢复系统控制策略根据获取到的全景信息进行综合逻辑判断，确定故障定位，下发GOOSE跳合闸命令至区域信息共享平台。变电站站域层中的电力自恢复子站采集站内的母线电压、线路电流和开关位置等信息，并将其转换为GOOSE状态开关量后上送至区域信息共享平台，同时从区域信息共享平台接收电力自恢复主站下发的GOOSE跳合闸命令，转换为常规接点执行跳合闸操作。

电力自恢复主站实现区域电网的电力自恢复功能；电力自恢复子站实现变电站内的备自投功能，同时配合主站实现区域电网的电力自恢复功能。

3 电力自恢复系统通信架构

电力自恢复系统通信架构如图3所示。主站和子站的通信设备通过光纤连接形成区域信息共享平台，以实现信息的实时交互。平台内部传输GOOSE开关量信息，且双向传输，任一处光纤断链都不影响信息交互，增强了通信的可靠性。同时，主站和子站通过以太网接入站内站控层通信网络，监视各电力自恢复装置运行状态。

图3 电力自恢复系统通信架构

4 电力自恢复系统原理和控制策略

4.1 电力自恢复系统原理

电力自恢复主站根据区域信息共享平台实时获取区域电网的全景信息进行综合逻辑判断。

(1) 确定故障定位。根据获取的全景信息确定是源端故障、线路故障还是母线故障。

(2) 隔离故障。根据步骤(1)确定的故障元件，电力自恢复主站发送靠近开环点侧开关的跳闸命令至区域信息共享平台，电力自恢复子站从区域信息共享平台接收GOOSE跳闸命令后执行跳闸，隔离故障。

(3) 恢复供电。执行步骤(2)隔离故障后，电力自恢复主站发送开环点开关合闸命令至区域信息共享平台，电力自恢复子站从区域信息共享平台接收GOOSE合闸命令后执行合闸，合上开环点开关，恢复失电变电站供电。

4.2 电力自恢复系统控制策略

4.2.1 充电条件

(1) 串供电网中变电站母线均有压。

(2) 串供电网中有且只有一个开环点开关。

4.2.2 放电条件

(1) 退出电力自恢复系统。

(2) 串供电网无开环点。

(3) 串供电网中任一开关位置异常。

(4) 开关拒跳。

(5) 手跳串供电网中任一开关。

(6) 开环点为分段开关时，开环点所在站母线保护动作。

(7) 开环点为线路开关时，开环点相邻的两个变电站母线保护动作或开环线路的线路保护动作。

满足充电条件且不满足任一放电条件经延时电力自恢复系统充电完成。

4.2.3 启动条件

电力自恢复系统充电完成后，满足以下任一条件电力自恢复系统启动。

(1) 串供电网中任一开关由合位或有流变为分位且无流。

(2) 串供电网源端变电站母线无压且线路无流（上级电网故障）。

4.2.4 动作逻辑

(1) 如果串供电网中某一开关跳开，根据故障定位逻辑确定的故障元件进行后续逻辑。

① 如果线路故障，电力自恢复系统经延时跳开该线路靠近开环点侧开关。

② 如果母线故障，电力自恢复系统经延时跳开此站靠近开环点侧相邻变电站的进线开关。电力自恢复系统确认跳闸的开关跳开且中间串供的变电站无压后，经延时合上开环点开关恢复中间串供变电站供电。

(2) 如果上级电网故障，电力自恢复系统跳开源端串供变电站进线开关，确认跳开且中间串供的变电站无压后，经延时合上开环点开关恢复中间串供变电站供电。

5 现场应用

电力自恢复系统已在国内某110 kV电网应用并投运。图4为现场应用主接线，110 kV馈线XG线和SS线串供了三个变电站，分别是葛A站、云B站和长C站，正常运行时葛A站3DL开关在分位，其他开关在合位。葛A站、云B站和长C站各配置一台电力自恢复子站装置，云B站配置一台电力自恢复主站装置，电力自恢复主站装置的跳闸时间定值为2 s，合闸时间定值为0.1 s。

图4 现场应用主接线

5.1 云B站YS线故障

现场试验模拟云B站YS线故障，葛A站Ⅰ母和云B站失压，电力自恢复系统2 020 ms时刻发令跳云B站YS线6DL开关，2 060 ms时刻6DL开关跳开后，2 170 ms时刻电力自恢复系统发令合葛A站3DL开关，3DL开关合上后，葛A站Ⅰ母和云B站恢复供电。系统动作波形如图5所示。

图5 云B站YS线故障电力自恢复系统动作波形

5.2 长C站SS线故障

现场试验模拟长C站SS线故障，葛A站Ⅰ母、长C站和云B站失压，电力自恢复系统2 030 ms时刻发令跳长C站SS线7DL开关，2 070 ms时刻7DL跳开后，2 180 ms时刻电力自恢复系统发令合葛A站3DL开关，3DL开关合上后，葛A站Ⅰ母、长C站和云B站恢复供电。系统动作波形如图6所示。

图6 长C站SS线故障电力自恢复系统动作波形

现场试验结果表明，电力自恢复系统能够有效实现串供型区域电网发生故障后的快速恢复供电，电网运行的可靠性得到提升。

6 后续研究

电力自恢复系统利用的是主站和子站间的实时信息交互和协调配合，可实现系统发生故障后串供电网中各变电站的快速恢复供电，在实际应用中也面临一些问题需进一步研究。

(1) 当发生通信故障导致主站和子站无法实时通信时，如何实现变电站的快速恢复供电。

(2) 多个变电站之间如果不是串供连接，如何实现多个变电站的快速恢复供电。

7 结束语

结合某区域电网，研究提出了适用于串供型区域电网的电力自恢复系统，通过电力自恢复主站和电力自恢复子站之间的协调配合，能够有效实现串供型区域电网发生故障后各变电站的快速恢复供电。通过某区域电网中应用，验证了该系统对串供型电网恢复供电的有效性，对其他结构电网自动恢复供电技术的研究具有一定的借鉴价值。