鲁达 赣州市供电公司、南昌大学信息工程学院的研究人员夏侯元、颜晓娴等，在2019年第1期《电气技术》杂志上撰文指出，为克服传统站内备自投装置只适应特定运行方式等局限性，保证电网持续供电，本文设计一种区域备自投系统。该系统能最大限度的适应电网运行方式的变更，有利于提高电网应对事故能力、提高供电可靠性。
针对备自投系统动作后可能引起线路过载、变压器过载等过负荷问题，在系统中加入电网控制策略修正模型，对所有的备自投动作策略在执行前进行电网安全校验，建立线路过载和变压器过载两个校正方案。
对于可能引起电网静态安全越限的策略进行修正，生成最终策略，保证系统动作策略的准确性、可靠性，消除过负荷问题带来的危害，保证区域电网供电可靠性。工程应用表明了该系统针对过负荷问题的准确性。
随着经济的发展，智能电网的建设，配电网规模逐步增大，电网用户对供电可靠性的要求越来越高，电网的供电压力也越来越大[1]。电力部门在提高供电可靠性上付出了大量的人力和物力，但电网仍存在网架结构不合理、单线单变等影响供电可靠性的问题。
传统变电站站内备自投装置[2-3]是根据所在厂站的参数确定动作序列的，只是针对某一种特定的运行方式。当本站或电网运行方式变更时，即失去作用的局限，且存在维护工作量繁重、运行成本较高等不足[4]。
为最大程度的适应不同的电网运行方式，区域备自投系统应运而生，它不仅有着站内备自投装置的优点，而且能适应各种运行方式，节约站内备自投装置设备成本，保证供电可靠性。但区域备自投系统的动作策略涉及电网运行方式的改变，负荷变电站由处于热备用状态的备用电源供电，可能会出现系统过负荷问题，严重时可能使得整个串供电网瘫痪，电力用户的用电得不到保证。
本文在区域备自投系统动作策略中改进了过负荷的解决方法，不仅解决了传统站内备自投装置只适应特定的运行方式等问题，还避免了过负荷问题带来的危害，保证高质量的供电可靠性。目前该系统已在赣州电网投入运行。
1 设计方案
链式电网中，电力部门为提高供电可靠性，降低供电损耗，通常采用两个电源供电，有些采用两个以上电源供电，同时装设站内备自投装置[5]，在工作电源由于某种故障失电后，处于热备用状态的备用电源自动投入，以保证负荷的持续供电[6]。但是站内备自投装置只根据所处变电站内部自身的停电状况动作，只适应特定运行方式，运行方式变化后则不适用，形成“孤岛”式备自投[7]。
如图1所示，220kV变电站A为主供电源，220kV变电站D为备用电源，共同保证110kV变电站B、C的持续供电，正常运行状态下，主供电源给负荷站B、C供电，备用电源处于热备用状态。当线路L1由于某些原因发生故障时，假设110kV变电站C装有站内备自投装置，其会断开开关DL4，合上开关DL5，此时C站恢复供电，但B站仍然处于失电状态。
图1 链式串供电网运行方式
为解决站内备自投装置只能适应特定的运行方式等问题[8]，本文设计出一个区域备自投系统。本区域备自投系统在EMS系统进行模型建模，并通过平台的实时库和消息总线获取实时数据（遥测、遥信数据），判断备自投模型是否满足充电条件、闭锁条件或者动作条件，当动作条件逻辑满足时，执行对应的动作策略，按照动作序列的先后顺序依次断开主供线路断路器，投入备用线路断路器，若出现过负荷问题，则智能切除部分负荷，完成区域备自投系统的动作。故障得以解决，区域电网恢复供电。
该系统能克服站内备自投装置存在的局限性，保证链式电网持续供电，提高电网供电可靠性[9]。与站内备自投装置对比，当线路L1发生故障时，动作条件满足，区域备自投系统生成动作策略，具体动作序列为：断开线路L2开关DL4，合上线路L3开关DL5，此时C站恢复供电；然后断开线路L1开关DL2，合上线路L2开关DL4，此时B站恢复供电，故障线路L1断开，备用电源D站确保负荷变电站B、C的持续供电。
区域备自投系统能够克服传统站内备自投装置的不足，保证电网持续供电，但系统的动作策略需要遥控线路开关，开关的分合将改变整个区域电网的潮流发布，可能引起线路过载和变压器过载等过负荷问题[10]。为避免过负荷问题给电网带来的危害，本文提出一种过负荷解决方案，以保证电网供电可靠性。
2 系统过负荷解决方案
区域备自投系统的原则是，当主供电源故障或主供线路故障等原因导致主供电源不能给负荷站供电时，通过备自投系统遥控线路开关使处于热备用状态的备用电源恢复负荷站的供电，以保证电网运行的可靠性。
站内备自投装置有简单的联切过负荷方案，但只能切除站内的设备消除过载问题，站外设备过载问题依旧不能解决[11]。2017年8月，赣州电网正处于夏季，用电负荷大，处于高峰期，某日，由于宁刘线出现线路故障问题，导致宁都35kV刘坑变站内备自投装置动作，根据动作策略投切相应的线路开关，由110kV温坊变电站对其供电，并且按照站内备自投装置的联切过负荷方案切除相应的站内设备，但线路过载问题仍未得到解决。
分析原因得到的结论是，35kV刘坑变电站外的线路出现过载问题，而站内备自投装置并不能解决站外设备过载问题，因此不能正常恢复35kV刘坑变电站的供电，导致该区域的用户无法正常恢复供电，供电可靠性得不到保证。
为避免该事件的再次发生，保证供电可靠性，赣州电网引进该区域备自投系统。该系统不仅能够解决站内备自投装置在链式串供电网中的局限性，而且在系统过负荷问题上进一步优化，可以通过SCADA系统遥控区域链式电网中任何开关，变电站内、外设备的过载问题都可解决，具体的过负荷解决方案下文有详细描述。
由于区域备自投系统的动作策略涉及线路断路器的开断而改变区域电网的运行方式，整个区域网络的潮流也将变化，所以有可能引起线路过载或者变压器过载等问题。为保障电网安全，保证备自投系统遥控切、合断路器的正确性，对于所有的备自投动作策略，在执行之前进行电网安全校验，检查动作策略是否会引起电网中的线路过载或变压器过载的情况，若出现情况，则修改可能引起电网静态安全越限的策略[12]，避免因过载等问题导致电网事故的发生。
在区域备自投满足充电条件上线后该策略修正模型上线，该模型首先读取实时数据库内容和故障信息，获取线路及负荷的相关信息，进行潮流计算，判断是否收敛，若不收敛，则结束下面的步骤，给出错误信号；若收敛，则判断是否有线路功率越界、变压器过载，若有，则结束下面的操作，给出错误信号；若没有过载问题出现，则执行下一步操作，确定备自投动作后的收敛情况，在潮流计算收敛的情况下再通过线路检查模块和变压器支路检查模块，对动作策略进行相应的校正，计算出具体需要切除的负荷及负荷量，直到满足运行条件后为止，该策略修正模型退出。具体的流程图如图2所示。
图2 动作策略修正模块流程图
线路检查模块和变压器支路检查模块具体的校正方案在下文中有具体描述。通过校正方案对区域备自投的策略进行相应的改正，以避免过负荷带来的危害。
2.1 考虑线路过载对策略的校正
备自投系统由于电网故障导致线路无流、负荷站母线无压等发生，动作条件满足，此时由处于热备用状态的备用电源持续给负荷供电，电网运行方式发生改变，网络拓扑关系变化后进行潮流计算，具体考虑线路过载对动作策略校正的方案为：控制变量取备自投系统动作后转移的负荷，被控变量为线路的有功值。
系统动作后，所有的负荷都由备用电源供电，若出现线路过载问题，例如线路j，本文则通过建立如下线性规划模型计算动作策略的校正方案，即
CDi对于不同的负荷需要具体的分析，除了要考虑供电量的影响之外，还要考虑切除负荷的赔偿费用，具体对于政府机关或者军事机构，切除负荷还要考虑其他一些成本。
2.2 考虑变压器过载对策略的校正
2.3 联切过负荷
系统通过实时数据库获取各负荷线路的实时负荷量以及备用电源的实时负荷量，计算出系统动作后线路的过负荷量，通过上面的校正方案对备自投系统的策略进行修正，避免过负荷问题给系统带来的冲击影响，保证备自投系统动作策略准确。联切过负荷过程中需要遵循下列原则：
1）根据负荷线路所带负荷在负荷等级中的地位确定重要性程度，从低至高排序依次切除。
2）在满足切除负荷功率的条件下尽量切除最少的负荷，且切除的负荷功率应该接近于需求量。
为满足上述原则，通过与电网相关的专责沟通，根据停电后在经济、政治上造成的损失[14]确定重要性程度，从低至高依次排序，计算出备自投动作策略发出过后的过负荷量及各负荷线路的负荷量，按照顺序依次切除直到过负荷问题解决为止。
3 应用实例
赣州电网宁温串区域备自投的运行方式如图3所示。在正常运行状态下，110kV宁都变作为主供电源通过线路L1和线路L2分别给35kV刘坑变和35kV七里变供电，110kV温坊变作为备用电源处于热备用状态，当110kV宁都变故障发生导致线路L1、L2无流，35kV变电站母线失压后，备自投系统动作条件满足，系统遥控七里变L2线路314开关分闸，七里变L3线路312开关合闸，温坊变通过温七线L3恢复35kV七里变供电。再遥控L2线路314开关合闸，L1线路315开关分闸，35kV刘坑变也恢复供电。
图3 宁温串区域备自投运行方式
宁都35kV七里变电站电气接线图[15]如图4所示，刘七线为主供电路，由110kV宁都变供电，温七线为备用线路，由110kV温坊变供电。
七里变电站是宁都电网中比较重要的变电站，它处于宁都城区里面，所带负荷较多，共带有10条负荷线路，在图4中有具体体现。按照停电后对经济、政治造成的影响，通过专责确定，负荷线路按照重要性程度从1至10依次排序，数字越大代表重要性程度越高，具体见表1。
图4 宁都35kV七里变电站厂站图
表1 负荷线路重要性程度排序
110kV宁都变主变的容量为50MVA，110kV温坊变主变的容量为40MVA。某日，宁七线发生故障，35kV七里变区域备自投系统动作条件满足，处于热备用状态的温坊变投入运行，经过电网安全校验，发现控制策略会引起温七线过载的情况，因此根据线路过载的校正方案对动作策略进行修正，分析出需要切除的负荷为8.879MW，根据联切过负荷方案，得到具体的联切负荷线路及负荷量见表2。
表2 切负荷策略
区域备自投系统最终需要动作的开关，即动作策略见表3。
表3 区域备自投系统动作策略
区域备自投系统动作策略执行后，温七线线路过载问题得以解决，35kV七里变电站恢复正常供电，证明该区域备自投系统既能保证持续供电，又能保证电网供电可靠性，且系统过负荷解决方案能够消除备自投动作后引起线路过载和变压器过载等问题的影响，该系统在赣州电网实际运行中效果显著，应用前景效果良好。
结论
区域备自投系统解决了传统站内备自投装置只适应特定运行方式等问题，减少了链式串供电网中负荷站全站失电的风险，使电网的持续供电能够得到保障。
此外，备自投动作后的过负荷问题也是区域备自投系统的关键问题，本文对于所有的备自投控制策略，在执行之前进行电网安全校验，检查控制策略是否会引起电网中的线路过载或变压器过载的情况，对于可能引起电网静态安全越限的策略进行修正，根据联切过负荷方案智能联切过负荷，保证系统动作策略的准确性及可靠性，消除过负荷问题给电网带来的危害，保证供电可靠性。
宁都35kV七里变电站区域备自投系统已于2018年投入运行，且效果显著。