近几年，随着电网建设规模的不断发展，通过合理规划布局，巴彦淖尔地区110 kV及以上电压等级电网的结构逐渐完善。地区电网所辖的14个220 kV变电站实现了双变压器的主接线结构，110 kV电网中局部实现了环网布置结构，日趋合理的电网结构为实现备用电源自投功能提供了硬件条件。鉴于目前各级用户对供电可靠性要求的不断提高，以及上级部门对电网企业供电可靠性指标的严格考核，基于需求侧、电网自身利益及运行安全等方面的综合考虑，利用备用电源自投功能不断提高主、配网的供电可靠性，已成为巴彦淖尔地区电网采用的重要技术手段。

依据《GB/T 14285—2006继电保护和安全自动装置技术规程》^[1]，有关备用电源自动投入的技术要求有：

（1）确保主供工作电源或设备确实断开后，才投入备用电源或设备。

（2）主供工作电源或设备上的电压不论因任何原因消失，备用电源自投装置均应动作1次（手动跳开除外）。

（3）备用电源自投装置保护只动作1次。

（4）备用电源确实有电压时，才能投入^[2]。

（5）当备用电源自投装置备用对象故障时，应闭锁备用电源自投功能^[2]。

备用电源自投装置是1种经济实惠，能够持续供电的有效装置^[3]，在不同电压等级的供电系统中得到了广泛应用。一般备用电源自投装置主要适用于一次主接线为桥接线或单母线分段接线，有2回电源进线供电结构的110~220 kV或110 kV及以下电压等级的终端变电站，运行方式有以下几种。

（1）正常运行时，1台变压器带2段35 kV及以下电压等级低压母线并列运行，另1台变压器备用，可采用变压器备用电源自投装置。

（2）正常运行时2段35 kV及以下电压等级低压母线分列运行，每台变压器带1段低压母线，2段低压母线互为备用，可采用低压侧分段备用电源自投装置。

（3）若正常运行时，1条电源进线带2段高压侧母线并列运行，另1条电源进线备用，可采用进线线路备用电源自投装置。

（4）若正常运行时，1条电源进线各带1段高压侧母线运行，2条电源进线备用，可采用高压分段备用电源自投装置。

鉴于巴彦淖尔地区电网110~220 kV电网结构特点和厂站主接线形式，结合以上备用电源自投装置的应用原则、适用场合、备用电源自投装置运行方式，提出巴彦淖尔地区电网备用电源自投装置的应用原则和配置方案。

采用备用电源自投装置不仅可以提高供电可靠性，还可以简化主网的运行方式，实现环网结构布置、开环运行方式，从而减少运行操作步骤和降低难度，特别是可以减小系统保护配合的难度和级数，提高110 kV主网及厂站设备保护灵敏度，更重要的是减小了110 kV主网、110 kV主变压器、220kV主变压器保护动作时间以及保护切除故障时间；开环方式减小了短路电流，对于防止主变压器等设备经受短路电流冲击损坏具有现实意义。

巴彦淖尔地区110 kV电网现已实现了单电源环网、单电源双回线或双电源环网结构，且系统所辖的43个110 kV变电站中，有32个已形成双线及以上、双变及以上的主接线方式，74.4%的厂站具备了备用电源自投条件。

（1）主供工作电源或设备真正断开后，备用电源才允许投入^[4]。因而需检查工作电源进线开关跳开、工作母线电压失压、电源进线工作电流无流等条件满足后，才能启动备用电源自投装置。为避免备用电源自投装置合到故障设备上，需要采用工作电源电压、工作电流均消失，且工作电源开关处于跳位时启动的备用电源自投逻辑。加入工作进线电流无流条件，是为了防止工作电源母线TV二次三相断线，造成备用电源自投装置误动。

（2）采用备用电源在满足有压条件下才能动作的逻辑。

（3）备用电源自投装置必须延时跳开主供电源开关^[3]。为了躲过工作母线上所接出线故障引发的母线电压下降，其延时应大于本电压等级线路电源侧最长的后备保护动作时间，有重合闸时，还应加上本电压等级线路重合闸时间，同时应大于工作母线上运行电容器的低电压保护动作时间。

（4）人工跳开主供电源开关时备用电源自投装置不应动作^[4]。工作电源断路器合后触点作为备用电源自投装置的输入开关量，就地或远控跳断路器时其合后触点断开，备用电源自投装置自动退出。

（5）备用电源自投装置需具有闭锁备用电源自投逻辑功能，以防止备用电源自投至故障设备上，造成事故范围扩大^[4]。

（6）备用电源自投装置动作前，应联跳运行母线上所有并网电源开关（包括火电、水电及光伏、风电等并网电源开关）。

（7）备用电源自投装置应具有自适应能力。在不改变外部接线、装置运行定值的情况下，能自动适应桥断路器自投和线路自投2种逻辑。

（8）当联切装置动作后，备用电源自投功能应实现自动闭锁，以保证联切装置的可靠动作。

巴彦淖尔电网所辖中的14个220 kV变电站中，除厂汉、沙德格、金泉站的35 kV侧为带分支结构，其余的11个站均为双主变。220 kV、110 kV侧为并列运行方式，35 kV或10 kV为1台变压器带低压母线一段、二段并列运行，另1台主变压器低压侧为热备用方式，或为2台主变压器各带1段低压母线分列运行方式。主变压器220 kV、110 kV侧靠并列运行保证供电可靠性，而主变压器35 kV及以下电压等级可以采用主变压器低压侧备用电源自投装置（当35 kV及以下电压等级低压侧分列运行时，可采用低压分段备用电源自投装置）。装置采取自适应原理的备用电源自投功能（随2台主变压器低压侧运行方式的变化，自动调整备用电源自投方式为分段备用电源自投或变压器低压侧备用电源自投）。

对于110 kV侧为内桥接线、单母线分段接线的2台110 kV主变压器，及主变压器低压侧为单母线分段的变电站，可以分别在110 kV侧和35 kV及以下电压等级侧配置备用电源自投装置。针对开环运行方式，可根据负荷情况、经济运行区间而采取以下4种运行方式，配套合适的备用电源自投装置：

（1）110 kV线路备用电源自投装置；

（2）110 kV分段备用电源自投装置；

（3）变压器低压侧备用电源自投装置；

（4）低压母线分段备用电源自投装置。

为充分利用线路、变压器的容量，减轻空载下的损耗，对110 kV侧为内桥接线、单母线分段的变电站，正常方式采用110 kV线变组的运行方式，考虑配置110 kV分段备用电源自投装置（提高110 kV主网可靠性），35 kV及以下电压等级配置单母线分段备用电源自投装置（提高配网可靠性），均采用自适应原理的备用电源自投装置。

在配置备用电源自投装置前，应该做好以下工作：

（1）核查备用电源自投装置厂站全站负荷、相关TA变比、主变压器容量、110 kV线路载流量、主变压器经济运行区间，以便安排合适的运行方式及备用电源自投方式；

（2）计算备用电源自投装置误动可能引起的不同电压等级电磁环网时，环网内设备承受能力；

（3）计算相关站母线的最大短路电流，作为是否采用备用电源自投装置的1个条件。

下面以临河中心110 kV变电站为例，对备用电源自投装置的应用情况进行分析。

临河中心110 kV变电站接带临河中心城区的重要负荷，为满足负荷需要，2台110 kV主变压器并列运行，其主接线见图 1。主电源由临河东郊220 kV站151临中线供电，当110 kV临中线故障时，中断供电会影响供电可靠性，且由于2台主变压器并列运行，10 kV母线短路电流水平接近断路器开断电流，对主设备和保护动作性能影响较大。因此，有必要在临河中心配置备用电源自投装置。

图1(Figure 1)

图1 临河中心110 kV变电站主接线示意图

2015年临河中心变电站预测最大有功负荷为40 MW，南郊变电站预测最大负荷为20 MW，该站的110 kV线路、主变压器、相关TA均能满足运行负荷要求。各线路（导线型号均为LGJ-240/30）负荷及设备承载情况见表 1。

表1(Table 1)

表 1 临河中心110 kV变电站负荷及各设备承载情况

表 1 临河中心110 kV变电站负荷及各设备承载情况

主变压器并列运行与分列运行的网损比对见表 2，2台主变压器并列运行和分列运行总损耗均为133.5 kWh，说明并列运行与分列运行对网损没有影响。

表2(Table 2)

表 2 主变压器并列运行与分列运行网损对比

表 2 主变压器并列运行与分列运行网损对比

当临河中心变电站10 kV分段备用电源自投装置误动合闸后，将形成东郊变—中心变—南郊变110 kV/10 kV电磁环。经潮流计算，因临河中心2台变压器参数非常接近，几乎没有环流，各级电压均在合格范围，运行线路、TA没有过载现象，10 kV备用电源自投装置误动作合闸对设备没有影响，潮流计算结果见图 2。

图2(Figure 2)

图2 东郊变电站—中心变电站—南郊变电站110 kV、10 kV电磁环网潮流分布

按照3.2中的配置方案，为提高临河中心变电站的供电可靠性，同时为减小临河中心变电站10 kV母线故障的短路电流（2台主变压器并列运行方式下最大短路电流已达28.7 kA，开关最大遮断电流为31.5 kA，已达预警值的90%），正常方式下采用110 kV线变组的运行方式，安排110 kV临中线带1号主变压器及10 kVⅠ段母线运行，110 kV中南线带2号主变压器及10 kVⅡ段母线运行，112、912开关在分位，分别投110 kV分段和10 kV分段备用电源自投功能。

当临中线、中南线任何1条线路故障跳闸，110 kV分段备用电源自投装置应动作合闸，当其中1台主变压器故障跳闸后，10 kV分段备用电源自投装置动作合闸，恢复故障主变压器所带10 kV负荷送电。当临中线、中南线其中1条线路检修时，110 kV分段开关闭合，退出110 kV分段备用电源自投装置，另1条线路带2台主变压器分列运行，投入10 kV分段备用电源自投装置。

当1台主变压器检修时，110 kV分段开关分离，1条110 kV线路运行带另1台变压器10 kV两段母线，10 kV分段闭合，退出10 kV分段备用电源自投装置，另1条110 kV线路充电到所在110 kV母线，投入110 kV分段备用电源自投装置。

图 1中，配置备用电源自投装置后，采用两段进线各带1台主变压器的线变组运行方式，110 kV分段配置国电南瑞科技股份有限公司NSR642RF-D01型备用电源自投装置，10 kV分段配置国电南瑞科技股份有限公司NSR641RF-D03型备用电源自投装置，以110 kV分段备用电源自投装置为例进行介绍。

（1）110 kVⅠ段母线和Ⅱ段母线的三相电压。

（2）110 kV进线Ⅰ和Ⅱ的相电流（一次无110 kV线路TV）。

（3）110 kV分段开关的三相保护电流和测量电流

（1）110 kV进线Ⅰ断路器的合闸位置接点。

（2）110 kV进线Ⅱ断路器的合闸位置接点。

（3）110 kV分段断路器的合闸位置接点。

（4）手跳110 kV进线Ⅰ断路器的动作接点（作闭锁量）。

（5）手跳110 kV进线Ⅱ断路器的动作接点（作闭锁量）。

（6）1号变压器差动保护、110 kV后备保护动作接点（作闭锁量）。

（7）2号变压器差动保护、110 kV后备保护动作接点（作闭锁量）。

检有压定值的整定原则：依据文献[5]的规定，应保证备用母线电压达到0.6~0.7倍额定电压时，才能可靠动作，在母线电压低到整定值以下时，备用电源自投装置可靠返回。考虑临河中心变电站距离临河东郊220 kV枢纽站距离很近，系统电压支撑作用强，母线有压定值可取0.65倍额定电压，二次电压定值取为65 V（线电压）。

检无压定值整定原则：依据文献[5]的规定，应保证故障元件所连母线失压后，检无压定值达到0.15~0.3倍额定电压时，电压元件可靠动作，而在电网故障切除后，电压高于检无压定值后可靠返回，若母线上接有并联电容器，则检无压定值还应低于电容器保护低电压定值，保证母线失压后电容器先脱网。按此原则，临河中心变电站无压定值取为0.25倍额定电压，二次电压定值取为25 V（线电压）。

检线路无流定值整定原则：为防止TV三相断线后失压元件误动，及更好地确认进线开关已跳开，设置了工作电源进线无流判别元件检无流定值（按大于装置最小精确测量电流值，但需小于最小负荷电流），一般按下限整定。根据临河中心变电站的实际情况，最小负荷电流波动较大，因此按大于装置最小测量值的2倍整定。计算临河中心变电站2条临中线和中南线的检线路无流最小值为0.1×2=0.2 A，一次值为24 A，此值远远小于最小负荷值，因此检线路无流二次定值按0.2 A整定。

后加速过电流定值整定原则：为防止备用电源自投装置误投入到故障设备上，设置了后加速过电流保护，按对故障设备有足够的灵敏度，及可靠躲过包括自启动电流在内的最大负荷电流来整定^[5]。临河中心变电站110 kV分段备用电源自投装置按躲110 kV线路末端故障有2.0的灵敏度整定，且躲过最大负荷电流。为提高装置投入成功率，后加速保护宜带0.2~0.3 s延时。

考虑满足备用电源自投装置投入条件后，备用电源自投装置延时应大于本电压等级电源侧后备保护动作时间和重合闸动作时间^{[5, 6]}。临河中心变电站110 kV分段备用电源自投装置按躲过所在110 kV电网后备保护最长时间4 s，再考虑一定的时间级差1 s，动作时间为5 s。

通过对巴彦淖尔地区电网结构现状进行调查研究，以及对备用电源自投装置功能的分析，将备用电源自投装置应用到对城区负荷供电可靠性要求很高的临河中心110 kV变电站。装置投运后运行稳定，在调整运行方式时，闭锁和动作逻辑功能能够满足实际运行工况的要求，未出现停退运行设备的现象；而且由于采用了110 kV和10 kV备用电源自投装置，临河中心110 kV变电站主变压器运行方式从并列运行调整为分列运行，10 kV侧短路电流由28.7 kA降低至14.01 kA，大大减少了短路电流对设备的冲击。

备用电源自投装置在临河中心110 kV变电站的成功应用，实现了巴彦淖尔地区电网备用电源自投功能使用零的突破，在备用电源自投装置的配置、调试、安全校核、整定计算等方面积累了经验，为巴彦淖尔地区电网大规模推广使用备用电源自投功能奠定了良好的技术基础，也为其他电网推广应用该技术起到了示范和指导作用。