0 引言智能变电站在资源节约、环境友好、运行效率及可再生资源接纳等方面比传统变电站更有优势,具有广阔的发展前景。
我国智能电网的建设已经上升至国家战略层面的高度，将建设以“特高压为核心”的“坚强智能电网”。
按照国网公司智能电网“十二五”建设规划，在“十二五”前期，新建变电站保持较快增速。
以重庆电网北碚辖区为例，近5年来共新建110 kV 变电站6座，均为智能变电站。
目前，智能变电站在基于IEC61850通信规约保护设置的出口跳闸方式主要包含直接跳闸与网络跳闸2种。
下文在分析智能变电站保护配置现状基础上，以重庆110 kV 土场智能变电站为例，从二次运检工作角度分析了备自投的跳闸方式对电网可靠性的影响，并给出110 kV 智能变电站备自投宜采用直跳方式的结论。
1 智能变电站保护配置目前，智能变电站采用DL/T860通信网络和系统标准，实现全站信息采集、传输、处理、输出数字化和光纤化。
智能变电站系统可以划分为“三层两网”结构，即站控层、间隔层、过程层，站控层网络、过程层网络;主要传输MMS，SV 和GOOSE 3种信息。
其典型网络结构如图1所示，过程层网络大量应用光纤以太网网络交换机；二次系统设计建设采用大量光缆敷设。
由于各变电站一次设备的配置方式不同，其保110 kV智能变电站备自投跳闸方式优化配置骆克松(国网重庆北碚供电公司，重庆 400700)〔摘 要〕 以重庆电网110 kV 土场变电站为例，从二次运检工作角度分析了因110 kV 智能变电站备自投网跳方式存在隐患可能导致的备自投无法正确动作，并提出110 kV 智能变电站备自投宜采用直跳方式。
〔关键词〕 智能变电站；备自投装置；跳闸；智能终端Abstract :Taking the Chongqing power grid 110 kV Tuchang substation as an example, this paper analyzes the trip mode of standby auto-switching device of a 110 kV intelligent substation, and finds that there exists certain potential problems from the perspective of secondary operation and maintenance, which might result in the abnormal operation of standby auto-switching device. It is proposed that the direct tripping way of standby auto-switching device should be adopted in the 110 kV intelligent substation.Key words :intelligent substation; standby auto-switching device; trip; intelligent terminal 中图分类号:TM632 文献标识码:A 文章编号:1008-6226 (2019) 02-0068-03Optimal Configuration of Standby Self-Switching Trip Mode in the110 kV Intelligent SubstationLUO Kesong(State grid Chongqing Beibei Power Supply Company, Chongqing 400700, China)护配置也不尽相同，对于目前新建的110 kV智能变电站，线路保护、主变保护、母线保护采用光纤直采直跳的点对点模式，即保护装置通过光纤直接采集合并单元采样值并传输跳闸命令至智能终端，不经过过程层交换机。
对于备自投装置等，则采用光纤网采网跳的组网方式，即通过SV，GOOSE过程层网络传输采样信息和输出跳闸信息。
2 110 kV智能变电站备自投组网方式备用电源自动投入(备自投)装置在提高供电可靠性和保证供电连续性方面具有重要作用。
目前，110 kV智能变电站为单母分段、内桥接线方式都配置了110 kV备自投装置。
下面以重庆电网110 kV土场变电站为例分析备自投组网方式。
2.1 实例该110 kV变电站为单母分段接线方式，变电站运行方式如图2所示。
图2 单母分段接线2.2 备自投网采网跳原理该站110 kV侧配置1套许继电气WBT821B/ G2/R1型备自投装置。
根据2路进线开关与分段开关投入情况，备自投装置可设置为分段自投或进线互投模式。
(1) 当2路进线开关投入、分段开关断开、母线分裂运行时，2条母线互为备用，这时投入分段自投模式。
当一侧失电时，经短延时跳开失电侧进线开关，跳闸成功后经整定延时合分段开关，失电侧母线便恢复送电，保证了供电可靠性。
(2) 当2路进线开关投入1路、分段开关合上、母线并列运行时，2条进线互为备用，这时投入进线互投模式。
当2段母线失电时，经短延时跳开原运行进线开关，装置判定备用进线线路侧有压后经整定延时合上备用进线开关，此时2段母线恢复供电，备自投动作成功。
在此过程中，备自投装置采用光纤网采网跳的配置方式，如图3所示。
图3 备自投配置站控层网络采用双绞线以太网;过程层网络采用光纤以太网故障录波图1 “三层两网”结构1备自投装置通过过程层SV网接收1号、2号进线电流电压采样值，1号、2号母线电压采样值，及分段开关电流采样值等SV信息进行动作与否逻辑判断；通过过程层GOOSE网收发1号进线开关、2号进线开关、分段开关的跳位继电器、合位继电器的位置情况；当备自投装置动作时，将各开关的跳合闸GOOSE命令通过光纤以太网发送至各开关的智能终端处。
备自投装置SV，GOOSE组网光纤均只有1组，智能终端GOOSE组网光纤也只有1组。
3 备自投网跳方式对供电可靠性的影响变电站设备定期检验一直是整个变电站运维检修工作的核心，通过定检可第一时间发现设备在运行过程中存在的缺陷，并及时处理，确保设备能够安全、稳定、可靠地运行，为完成供电单位全年的送电任务打下坚实的基础。
开展保护定检工作时，二次检修人员需校验保护装置功能，根据变电站实际运行情况进行检修开关传动试验，并保证不误分、误合运行开关。
下面以2018年1月该站定检为例，分析备自投组网方式对二次运维检修工作的影响。
如图2中所示，当1号进线、1号母线及1号主变停电检修时，2号进线开关在合位供全站负荷，分段开关在分位；在检验备自投功能时，则不得跳开162号开关也不能合上120号分段开关。
因此，二次定检工作开始前，为保证安全需退出备自投装置GOOSE发送软压板“162号出口软压板”。
一方面由于162号开关在运行状态， 为保证162号线路保护及110 kV母线保护跳162号开关回路正常，则不能退出162号智能终端处“162号出口硬压板”，也不能拔出162号智能终端处可接收备自投保护跳、合162号开关信息的GOOSE组网光纤；另一方面在备自投装置带开关做传动试验时，备自投动作跳、合161号检修开关信息经GOOSE组网光纤发送，则不能拔出备自投处可同时发送跳、合162号开关信息的GOOSE组网光纤。
那么为避免误动162号开关，仅能通过退出备自投装置GOOSE发送软压板“162号出口软压板”实现。
针对以上情况，二次运检人员可在现场采取2种应对措施。
(1) 退出备自投装置GOOSE发送软压板“162号出口软压板”，插上备自投GOOSE组网光纤，此时可实现检修开关传动。
但若“162号出口软压板”内部功能丧失，则会导致全站失电；即便通过检修机制或调试菜单开出传动161号开关，仍不能完全保证可靠性。
(2) 退出备自投装置GOOSE发送软压板“162号出口软压板”，并拔出备自投GOOSE组网光纤，此时出口信息无法发送至过程层交换机，便不会误动运行开关。
但带来的不利影响是检修开关不能进行传动试验，无法发现备自投GOOSE组网跳161号完整回路可能存在的缺陷，可导致投运后备自投无法正常动作，影响供电可靠性。
4 结论根据以上分析结果，认为从二次运检工作角度，为及时发现智能终端存在的缺陷，确保备自投保护装置正确动作，110 kV智能变电站110 kV备自投宜采用直跳方式，即备自投保护装置到智能终端单独引1组光纤至2路进线开关及分段开关智能终端处。
当进行二次定检工作时，则在备自投装置处将运行开关的直跳光纤拔出，从而避免运行开关误动作，便于二次安全措施的实施。
参考文献:1 李红军，刘亚磊．智能变电站一次设备新技术[J]．电气 技术．2015，16(12):119-123.2 陈庆丰．智能变电站的建设发展与继电保护新要求[J]．西 部广播电视，2016，2(4)：190-191.3 钟连宏，梁异先．智能变电站技术与应用[M]．北京:中 国电力出版社，2010.4 楚开明．智能变电站运行维护管理[J]．电气技术，2014，15(7):100-102.5 马 涛，武万才，冯 毅．智能变电站继电保护配电设 备的运行和维护[J]．电气技术，2015，16(6):130-131.6 李沛然，王剑锋．110 kV依克湖智能变电站保护组网方 式分析[J]．青海电力，2013，32(4)：12-14.收稿日期：2018-09-11；修回日期：2018-11-14。
作者简介：骆克松(1983—)，男，工程师，主要从事电力系统继电保护工作，email：632366911@。