近年来，随着对电力系统供电可靠性要求的不断提高，备用电源自动投入（以下简称备自投）装置在变电站中得到了广泛应用^[1]，综合考虑变电设备的运行经济性，其一次主接线多采用内桥接线方式。但由于备自投装置与变电站内保护装置的基本判别逻辑及二次接线方式不同，其涉及与主变压器保护和线路保护的配合，母线故障与备自投装置的关系，变电站高、低压侧带有分布式电源、备自投装置引起过负荷等诸多问题。本文主要从备自投的工作模式和投退判据、二次相关接线、与线路重合闸的配合、母线故障与备自投装置的关系、与母线带有分布式电源的配合、主变压器低压侧带有分布式电源、备自投装置引起过负荷等几个方面进行了分析探讨^{[2, 3]}。

变电站一次主接线采取内桥接线方式的情况下，相应的备自投装置工作模式主要有进线备自投和桥备自投2种。备自投装置上电后，在满足所有正常运行条件下，备自投装置充电；充电完毕后，备自投装置功能投入，当满足任一退出条件时，备自投立即放电，备自投功能退出。变电站一次主接线内桥接线示意图如图 1所示。

图 1

图 1 内桥接线示意图

进线备自投模式下，其正常运行条件、启动条件、动作过程及退出条件如下。

进线1备用，进线2 QF₂、QF₃处于合位，QF₁处于分位，两段母线均有电压，备自投装置投入开关处于投入位置。

进线1备用，进线2母线无电压、无电流，进线1有电压。

QF₁处于分位时，若QF₂处于合位，则经延时跳开QF₂，确认跳开后合上QF₁；若QF₂处于分位，则经延时合上QF₁。

（1） 备自投装置一次动作完毕；

（2） QF₁、QF₂均处于合位；

（3） 有备自投装置闭锁输入信号；

（4） 备自投装置投入开关处于退出位置。

桥备自投模式下，其正常运行条件、启动条件、动作过程及退出条件如下。

（1） QF₃处于分位，QF₁、QF₂均处于合位；

（2） 进线1、进线2均有电压；

（3） 备自投装置投入开关处于投入位置。

进线1有电压，进线2无电压且无电流。

若QF₂处于合位，则经延时跳开QF₂，确认跳开后，合QF₃；若QF₂处于分位，则经延时合QF₃。

（1） 备自投装置一次动作完毕；

（2） QF₃处于合位；

（3） 有备自投装置闭锁输入信号；

（4） 备自投装置投入开关处于退出位置。

2.1 电压电流的接入

备自投装置要采集母线二次电压、线路单相电压互感器二次电压和进线二次电流，其中为了防止母线电压空开跳闸而引起备自投装置误动作，必须把线路单相电压互感器二次电压接入备自投保护装置中。

备自投装置采集进线断路器、桥断路器的位置接点，要求从断路器机构箱的断路器位置的辅助开关引入^[4]。不同的备自投装置与线路保护装置之间二次接线方式各不相同，以CS-9651C备自投保护装置为例，需引入进线保护装置的跳闸位置继电器和合后位置继电器开入；对于进线保护RCS-941A来说，相应的跳闸位置继电器和合后位置继电器可以直接接入；但是对于CSC-161A保护装置来说，由于操作回路中没有合后位置继电器，仅有手跳继电器，因此要求对备自投装置和保护装置进行接线改造并调试^[5]。针对不同厂家的备自投装置，要根据其内部原理设计正确的接入开关位置接点，合理设置保护装置与备自投装置之间的接线形式。

（1） 桥备自投模式下，主变压器保护（包括电量保护中的差动保护、高后备保护与非电量保护）动作闭锁备自投；进线备自投模式下，主变压器保护（包括电量保护中的差动保护、高后备保护与非电量保护）动作，不闭锁备自投。

（2） 桥备自投模式下，主变压器保护（包括电量保护中的差动保护、高后备保护与非电量保护）动作跳进线开关和桥开关的同时，向备自投发送闭锁信号，备自投功能退出。

（3） 进线备自投模式下，主变压器保护（包括电量保护的差动保护、高后备保护与非电量保护）动作跳进线开关和桥开关的同时，必须保证主变压器各侧开关和桥开关均已经断开后方可启动备自投装置，投入另一条进线，防止主变压器任何一侧开关QF₁、QF₄或桥开关QF₃拒动，导致合闸于故障主变压器，造成主变压器更为严重的损坏，其动作逻辑如图 2所示。

图 2

图 2 进线备自投动作逻辑

目前现场大多应用的是桥备自投模式，即主变压器保护动作后直接闭锁备自投装置。如果采用进线备自投模式，则必须将主变压器各侧的断路器位置及主变压器保护动作的一对接点接入备自投装置中，进线备自投启动逻辑中增加一条判据：主变压器保护动作的同时，判断主变压器各侧开关都断开，启动备自投。

投备自投装置跳进线断路器QF₁或QF₂时，需将备自投装置的开出接入至进线保护装置的手跳开入，防止误接到保护跳闸开入而引起进线保护重合闸动作，进而扩大事故范围，损毁一次设备。手动拉开断路器时，要同时把手跳继电器的一对接点送至备自投装置的闭锁开入中，闭锁备自投动作。

对于进线备自投而言，如果线路保护投入重合闸，那么备自投装置的动作时间要大于线路保护动作时间+线路重合闸时间。如果进线1配置有纵差保护和距离保护，当故障点发生在进线1 的距离70%处时（见图 3），本端最长的动作时间为距离二段，时间为0.5 s，重合闸动作时间为1 s，故障为瞬时故障的情况下，备自投启动返回，变电站恢复供电。若故障为永久性故障，线路重合闸动作后又加速跳开QF₁，备自投重新启动，投入QF₂断路器，延长了停电时间。从快速恢复供电、减少停电损失的角度出发，可不考虑备自投与线路保护重合闸之间的时间配合，当线路故障时，停用QF₁重合闸，直接合QF₂。

图 3

图 3 进线故障示意图

当变电站主接线采取内桥接线方式时，母线在主变压器保护范围之内，主变压器保护动作可闭锁备自投；当变电站主接线采取单母线分段方式时，母线不在主变压器的保护范围之内，若母线未单独配置保护，可通过以下2种方案解决。

（1） 在进线处加装保护装置，通过设置该保护向备自投发闭锁信号，防止在母线故障的情况下，合闸于故障母线而导致事故范围扩大。加装的线路保护装置需带有反方向线路保护功能，保证母线故障时闭锁备自投装置，同时采用母联过流判据或更为灵敏的故障相电流突变量判据来选择故障母线，进而闭锁备自投^[6]。

（2） 在主变压器高压侧后备保护中设置指向系统的复压方向过流保护，当母线故障时主变压器高后备复压方向过流保护动作，同时向备自投装置发闭锁信号，防止在母线故障的情况下，合闸于故障母线而导致事故范围扩大。在主变压器高压侧后备保护保证母线故障闭锁备自投装置的同时，采用母联过流判据突变量判据来选择故障母线，进而闭锁备自投。

对于母线带有分布式电源接入的备自投装置（如图 4所示）而言，如果采用进线备自投模式，QF₁、QF₃、QF₄在合位。当进线1发生故障时，QF₁跳闸，由于分布式电源DG的存在，I段母线仍有电压，备自投装置检测I段母线有电压而拒动；当DG失稳切除后，备自投检测I段母线无电压而启动，延长了备自投的动作时间。针对上述问题，有如下3种解决方案：

图 4

图 4 母线带有DG

（1） 进线1故障跳QF₁的同时连跳DG，备自投检测I段母线无电压后直接启动；

（2） 在QF₁处加装功率方向及电流大小检测装置，防止上一级变电站的相邻线路故障而导致QF₂误动作。正常情况下，功率由线路1流向母线，当线路发生故障时，功率由母线流向线路且QF₁处的电流会发生突变，突变量大小以线路全长的短路阻抗来计算；

（3） 改变备自投判断逻辑，当QF₁跳开时，如果DG在合位且I段母线有电压，备自投启动的同时采用检同期的办法合QF₂，既可保证备自投的正常动作，又能使得DG稳定运行。

装置动作情况当变电站中低压母线接有小型水电、风电等电源，且主供线路进线1 故障时（见图 5），跳开QF₁，由于低压侧带有电源，发电机强励磁装置动作，使得主变压器高压侧的电压迅速升高，超过备自投检母线无压定值，备自投返回，由小型电源带整站设备运行，但这种运行方式极不稳定，易导致整站失电。故上述运行方式中，应取消备自投“检母线无压”这个启动条件，使得进线1 动作跳开QF₁后，以最快的速度合QF₂，保证变电站设备的稳定运行。

图 5

图 5 主变压器低压侧带有DG

如果进线1故障，备自投装置动作，自动投入进线2，可能导致进线2出线所属的上级变电站的主变压器过负荷。因此要求在备自投装置动作后及时检查上一级变电站是否出现过负荷，如果出现过负荷的情况应及时限制负荷或投入其他电源点以解决过负荷问题。

（1） 投运前，备自投装置需带断路器进行模拟传动，以验证备自投逻辑功能是否正确、各种闭锁开入接线是否正确。

（2） 在变电站日常巡视过程中，应注意备自投装置充电指示是否正常，若未能正常充电，需及时汇报解决，且备自投装置每次动作后须手动复归。

（3） 正常情况下，2条进线不能同时停运，在对备自投进行定、部检过程中解掉送至跳运行断路器的跳闸线，并认真填写二次安全措施票，备自投传动量取跳闸出口接点动作正确。

（4） 停用备自投时，要先退出备自投装置出口压板和功能压板，再停直流电源，最后停交流电源；投入备自投时，操作顺序则与上述相反。

（5） 2台主变压器运行，正常情况下1台热备用，中性点接地刀闸应在合位，防止备自投动作，断路器三相不同期导致操作过电压的产生。

备自投是提高电力系统供电稳定性及可靠性的重要装置，装置的可靠动作与否直接关系到电网的安全。随着电网结构的愈加庞大复杂和容量的增加，备自投装置的应用模式及其与保护装置之间的配合关系也日益复杂，要求继电保护专业技术人员不断加强新技术的学习并总结经验，及时发现和解决备自投装置应用中存在的问题，确保备自投装置的安全可靠运行。