基于柔性直流配電系統(tǒng)的10 kV交直流備自投技術(shù)

蔡仲啟，譚惠婷，劉靜佳，龍永平，楊俊華

(1.廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司珠海供電局，廣東 珠海 519000；2.北京四方繼保自動化股份有限公司，北京 100085；3.廣東工業(yè)大學(xué) 自動化學(xué)院，廣東 廣州 510006)

在全球能源環(huán)境問題凸顯及社會經(jīng)濟(jì)快速發(fā)展的時(shí)代背景下，傳統(tǒng)交流配電網(wǎng)正面臨多分布式電源接入，交直流負(fù)荷并存，供電容量、質(zhì)量、可靠性需求不斷提高等諸多挑戰(zhàn)[1-3]。柔性直流(以下簡稱“柔直”)技術(shù)憑借有功/無功可同時(shí)獨(dú)立調(diào)節(jié)、諧波水平低、無源供電能力強(qiáng)以及易于構(gòu)建多端直流系統(tǒng)等特點(diǎn)，愈發(fā)受到關(guān)注[4-7]。與傳統(tǒng)交流配電網(wǎng)相比，基于柔直技術(shù)的交直流混合配電網(wǎng)控制更加靈活，能更好地接納分布式電源及直流負(fù)荷，從而有效緩解城市電網(wǎng)輸電走廊緊張與供電容量不足的矛盾，大大提高配電網(wǎng)的電能質(zhì)量與供電可靠性，已成為現(xiàn)代城市配電網(wǎng)的重要發(fā)展趨勢[8-10]。近年來，國內(nèi)外已建成多個(gè)柔直配用電示范工程：2016年，德國亞琛工業(yè)大學(xué)搭建了單端放射結(jié)構(gòu)的直流配電系統(tǒng)；2017年，北京供電局在延慶建設(shè)了交直流混合配電示范系統(tǒng)，通過三端柔直開閉站實(shí)現(xiàn)交流配電網(wǎng)互聯(lián)，提高供電可靠性；至2018年底，貴州五端柔直配電網(wǎng)示范工程與珠海三端柔直配電網(wǎng)示范工程相繼投運(yùn)[11-12]。

針對柔直配電技術(shù)在可行性、仿真、優(yōu)化、控制、保護(hù)、應(yīng)用等方面問題，近年來已有不少研究[13-20]。其中：文獻(xiàn)[17]針對柔直配電網(wǎng)線路單極接地故障，提出一種基于電容主動放電脈沖的故障選線方案；文獻(xiàn)[18]設(shè)計(jì)了“手拉手”多端柔直中壓配電網(wǎng)的線路保護(hù)方案；文獻(xiàn)[19]在系統(tǒng)區(qū)域故障分析的基礎(chǔ)上，提出柔直配電系統(tǒng)的絕緣配合方案；文獻(xiàn)[20]以柔直配電技術(shù)在能源互聯(lián)網(wǎng)中的應(yīng)用為背景[21]，提出一種基于中壓柔直配電技術(shù)的能源互聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)。

文獻(xiàn)[22]基于110 kV變電站單母分段接線方式，研究柔性多狀態(tài)開關(guān)接入10 kV饋線對110 kV線路備自投邏輯產(chǎn)生的影響；分析了柔性開關(guān)孤島運(yùn)行模式下備自投拒動的原因，進(jìn)而提出直接閉鎖及修改備自投邏輯2種應(yīng)對策略。然而：①對修改備自投邏輯策略只進(jìn)行了大致描述，并未給出具體動作邏輯；②故障時(shí)采用直接閉鎖方式雖然簡單易行，但未考慮供區(qū)負(fù)荷的重要性差異，因供區(qū)負(fù)荷一般大于柔性開關(guān)容量，進(jìn)線電源故障時(shí)柔性開關(guān)將大概率直接閉鎖或轉(zhuǎn)饋線孤島運(yùn)行(斷開所在饋線出線特征開關(guān))，不能為供區(qū)內(nèi)重要負(fù)荷的快速復(fù)電提供有力支撐(復(fù)電速度仍由備自投動作時(shí)間決定)；③當(dāng)變電站2路進(jìn)線電源均失去時(shí)，只能維持柔性開關(guān)所在饋線的持續(xù)供電，柔性開關(guān)的孤島運(yùn)行能力未能得到充分利用；④未考慮柔性開關(guān)孤島運(yùn)行模式下的同期并網(wǎng)問題，即使進(jìn)線故障后柔直系統(tǒng)容量足以維持供區(qū)全部負(fù)荷供電，若要求備自投動作，仍需短時(shí)停電；⑤文中所討論的110 kV側(cè)單母分段接線配合線路備自投運(yùn)行方式，當(dāng)發(fā)生進(jìn)線故障時(shí)會導(dǎo)致全站失壓，直至備自投動作成功后方能恢復(fù)，若備自投拒動，則全站負(fù)荷將持續(xù)失壓，不適用于對供電可靠性要求高的場合，故在當(dāng)前110 kV城區(qū)變電站中應(yīng)用并不普遍。

為提高供電可靠性，當(dāng)前城市負(fù)荷中心110 kV變電站普遍采用線變組接線方式，進(jìn)線多為電纜線路(停用線路重合閘)，因進(jìn)線故障導(dǎo)致10 kV母線失壓時(shí)，通過10 kV分段備自投技術(shù)恢復(fù)供電；但由于備自投裝置的動作延時(shí)及機(jī)械式開關(guān)的固有動作時(shí)間，失壓母線上的負(fù)荷勢必會遭受短時(shí)停電。柔直配電系統(tǒng)接入變電站10 kV母線后，利用其控制靈活、迅速的特點(diǎn)，可在上級電源故障跳閘時(shí)實(shí)現(xiàn)母線上重要負(fù)荷的快速復(fù)電，這對城市核心關(guān)鍵負(fù)荷來說，具有重要的實(shí)際應(yīng)用意義。為此，本文以柔直配電系統(tǒng)接入110 kV城區(qū)變電站為研究背景，在分析柔直配電系統(tǒng)對10 kV備自投邏輯影響的基礎(chǔ)上，通過軟硬件設(shè)計(jì)相結(jié)合的方式，研究基于柔直配電系統(tǒng)的變電站10 kV交直流備自投技術(shù)，實(shí)現(xiàn)提高供區(qū)重要負(fù)荷供電可靠性的目的。

1 柔直配電系統(tǒng)對10 kV備自投邏輯的影響

圖1所示為典型110 kV變電站線變組接線方式(其中“主變”為主變壓器簡稱，500、501、502為開關(guān)編號)，正常運(yùn)行時(shí)1號、2號主變分別為10 kV Ⅰ母、Ⅱ母供電，分段開關(guān)500熱備用，10 kV分段備自投功能投入。當(dāng)一路110 kV進(jìn)線故障跳閘后，對應(yīng)的10 kV母線失壓，若此時(shí)另一段10 kV母線電壓正常，則分段備自投裝置經(jīng)延時(shí)動作，先切失壓母線上級主變變低開關(guān)，再合分段開關(guān)500恢復(fù)失壓母線負(fù)荷供電。

圖1 110 kV變電站線變組接線圖

設(shè)柔直系統(tǒng)經(jīng)開關(guān)503接入變電站10 kV Ⅰ母，其所在饋線無分支負(fù)荷，如圖2所示(其中“聯(lián)變”為聯(lián)絡(luò)變壓器簡稱，MMC為模塊化多電平換流器，F(xiàn)1—F10為饋線開關(guān))。柔直系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)既可作為負(fù)荷從Ⅰ母吸收功率，也可作為電源向Ⅰ母發(fā)出功率，其對10 kV備自投邏輯的影響如下：

a)柔直系統(tǒng)作為Ⅰ母的潛在電源，其控制策略將直接影響分段備自投裝置的動作情況。設(shè)線路1故障跳閘，若柔直系統(tǒng)選擇經(jīng)低壓故障穿越后轉(zhuǎn)VF模式孤島運(yùn)行，則Ⅰ母電壓恢復(fù)，將導(dǎo)致分段備自投裝置檢無壓動作判據(jù)失效。

圖2 柔直配電系統(tǒng)接入110 kV變電站接線圖

b)柔直系統(tǒng)的最大出力有限，需考慮其轉(zhuǎn)供Ⅰ母孤島運(yùn)行模式下的功率平衡問題。

c)柔直系統(tǒng)轉(zhuǎn)供Ⅰ母后，若Ⅱ母交流系統(tǒng)供電正常，可將柔直系統(tǒng)并網(wǎng)運(yùn)行，此時(shí)需考慮交直流系統(tǒng)的同期并列問題。

d)分段備自投只在變電站發(fā)生“N-1”事故時(shí)起作用，無法應(yīng)對“N-2”事故情況(全站交流電源失去)。而柔直系統(tǒng)在變電站發(fā)生“N-2”事故時(shí)仍能作為電源自投于10 kV母線。

由上述分析可知，對于存在柔直配電系統(tǒng)接入的110 kV變電站，常規(guī)10 kV分段備自投裝置已不再適用?；谀壳皣鴥?nèi)10 kV分段備自投裝置應(yīng)用非常廣泛，更換工作量大，本文從工程應(yīng)用角度出發(fā)，設(shè)計(jì)一種與之相配合的10 kV柔直備自投裝置，在充分利用現(xiàn)有設(shè)備的前提下，補(bǔ)充擴(kuò)展變電站10 kV備自投功能。

2 10 kV柔性直流備自投裝置

2.1 裝置功能

a)運(yùn)行方式識別。如圖1所示，110 kV變電站線變組接線方式下具有正常與“N-1”2種典型運(yùn)行方式：采用正常運(yùn)行方式時(shí)，2路交流電源正常供電，分段開關(guān)熱備用，分段備自投功能投入；采用“N-1”運(yùn)行方式時(shí)，一路交流電源停供，另一路供全站負(fù)荷，分段開關(guān)合閘運(yùn)行，分段備自投功能退出。變電站運(yùn)行方式對備自投動作策略有直接影響，裝置根據(jù)站內(nèi)各開關(guān)位置開入信號，實(shí)時(shí)判斷變電站的運(yùn)行方式，進(jìn)而采取相應(yīng)動作策略。

b)模式選擇。變電站正常運(yùn)行方式下，作為備用電源的交直流系統(tǒng)存在優(yōu)先性選擇問題。一級備用電源的選擇會影響備自投的動作策略及轉(zhuǎn)供效果，裝置設(shè)置模式選擇功能，供用戶根據(jù)需求選擇變電站正常運(yùn)行方式下的一級備用電源。

c)切負(fù)荷。柔直備投前，若母線負(fù)荷超過柔直系統(tǒng)的最大出力，裝置將按照“分級過切”原則切除適量負(fù)荷，防止柔直系統(tǒng)過載運(yùn)行。

d)柔直系統(tǒng)同期并網(wǎng)。若柔直備投后全站交流電源并未全部失去，可通過10 kV母線分段開關(guān)檢同期并網(wǎng)運(yùn)行。裝置取10 kV兩段母線電壓互感器(voltage transformer，VT)二次電壓作為模入、母線分段開關(guān)合閘命令作為開出，輔以電壓同期判據(jù)，避免柔直系統(tǒng)非同期并網(wǎng)引發(fā)大電流沖擊。

e)自投于故障閉鎖備自投。裝置動作自投于故障時(shí)，迅速閉鎖自投并向分段備自投裝置發(fā)送閉鎖自投命令，避免對系統(tǒng)、設(shè)備造成二次故障沖擊。

2.2 通信架構(gòu)

基于上述功能，設(shè)計(jì)裝置通信架構(gòu)如圖3所示。裝置采集站內(nèi)10 kV母線電壓、進(jìn)線線路電壓、主變變低電流、開關(guān)位置、外部閉鎖信號等一系列電氣開關(guān)量作為邏輯判據(jù)，動作出口跳對應(yīng)主變變低及10 kV分段開關(guān)，切負(fù)荷出口跳相關(guān)10 kV饋線開關(guān)，同期并網(wǎng)出口合10 kV分段開關(guān)，恢復(fù)被切負(fù)荷供電出口合被切10 kV饋線開關(guān)；為提高通信可靠性，裝置站內(nèi)模入、開入及開出信號不經(jīng)網(wǎng)絡(luò)，采用“直采直跳”的硬接線方式；裝置接入變電站監(jiān)控網(wǎng)，并通過高速控制網(wǎng)與換流站柔直控保系統(tǒng)進(jìn)行站間通信，收發(fā)控制命令。

圖3 10 kV柔性直流備自投裝置通信架構(gòu)

2.3 動作判據(jù)

針對變電站正常及“N-1”2種運(yùn)行方式，裝置采集站內(nèi)已有觀測點(diǎn)的電氣、開關(guān)量構(gòu)成動作判據(jù)，如圖4、5所示。主變網(wǎng)側(cè)進(jìn)線無壓反映線路故障、主變變高開關(guān)分位反映主變故障，取兩者的邏輯“或”構(gòu)成10 kV母線失壓判據(jù)；為提高動作判據(jù)的魯棒適應(yīng)性，附加主變變低側(cè)無流邏輯“與”條件，可有效避免因線路VT斷線或主變變高開關(guān)位置異常造成裝置誤動。

圖4 變電站正常運(yùn)行方式動作判據(jù)

圖5 變電站“N-1”運(yùn)行方式動作判據(jù)

3 10 kV交直流備自投控制策略

柔直備自投裝置控制柔直系統(tǒng)參與備投，分段備自投裝置控制變電站交流系統(tǒng)參與備投，二者互相配合，形成柔直配電系統(tǒng)接入情形下變電站10 kV備自投完整功能?；谏鲜鲈O(shè)計(jì)的柔直備自投裝置，針對不同的變電站運(yùn)行方式及備用電源優(yōu)先順序，提出3種10 kV交直流備自投控制策略。

3.1 柔直備投優(yōu)先控制策略

變電站正常運(yùn)行方式下發(fā)生“N-1”事故時(shí)，由柔直系統(tǒng)作為一級備用電源轉(zhuǎn)供10 kV母線。如圖2所示，線路1故障跳閘后，柔直備自投裝置動作，下令柔直控保將柔直系統(tǒng)轉(zhuǎn)入VF模式，若故障前Ⅰ母饋線總負(fù)荷小于柔直系統(tǒng)最大出力，則柔直系統(tǒng)轉(zhuǎn)VF模式后帶起Ⅰ母全部負(fù)荷。若故障前Ⅰ母饋線總負(fù)荷已超柔直系統(tǒng)最大出力，在柔直系統(tǒng)轉(zhuǎn)VF模式前需進(jìn)行切負(fù)荷操作，以保證自投后Ⅰ母功率平衡。按照“分級過切”的原則，需切負(fù)荷量

(1)

(2)

式中：PIk為故障前Ⅰ母切負(fù)荷等級為k的饋線負(fù)荷；n為被切負(fù)荷的最高切負(fù)荷等級；PID為故障前Ⅰ母饋線總負(fù)荷；Pr,max為Ⅰ母所接柔直系統(tǒng)的最大有功出力。需特別說明，若柔直系統(tǒng)所在饋線帶有負(fù)荷，應(yīng)將此負(fù)荷一并納入功率平衡的考慮中，具體處理方法有2種：一是將柔直系統(tǒng)所在饋線負(fù)荷歸入切負(fù)荷優(yōu)先級排序，但需考慮饋線各分支負(fù)荷的控制問題，會導(dǎo)致控制對象顯著增加；二是將柔直系統(tǒng)接入供區(qū)最重要負(fù)荷所在饋線，此時(shí)所在饋線負(fù)荷不參與切負(fù)荷優(yōu)先級排序，無需增加控制對象。在條件許可的情況下，推薦采用第二種方法。

柔直系統(tǒng)轉(zhuǎn)VF模式后，可檢同期合分段開關(guān)，將柔直系統(tǒng)并網(wǎng)運(yùn)行。設(shè)檢同期時(shí)段Ⅰ、Ⅱ母電壓如下：

(3)

(4)

式中：UI、UⅡ分別為Ⅰ、Ⅱ母電壓有效值，ωI、ωⅡ分別為Ⅰ、Ⅱ母電壓角頻率，δI、δⅡ分別為Ⅰ、Ⅱ母電壓初相位，t為時(shí)間變量。設(shè)柔直備自投裝置同期合閘電壓幅值差、相位差及角頻率差整定值分別為ΔUSET、ΔδSET及ΔωSET，則分段開關(guān)的檢同期合閘條件如下：

UΙ-UΙΙ<ΔUSET;

(5)

δΙ-δΙΙ<ΔδSET;

(6)

ωΙ-ωΙΙ<ΔωSET.

(7)

同期合閘后，柔直系統(tǒng)由孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)運(yùn)行，同時(shí)合被切負(fù)荷饋線開關(guān)恢復(fù)供電。若線路1故障發(fā)生時(shí)柔直系統(tǒng)模式轉(zhuǎn)換功能異常，則閉鎖換流閥，Ⅰ母持續(xù)失壓，分段備自投動作條件滿足，經(jīng)延時(shí)合分段開關(guān)恢復(fù)Ⅰ母供電。

3.2 交流備投優(yōu)先控制策略

變電站正常運(yùn)行方式下發(fā)生“N-1”事故時(shí)，由交流系統(tǒng)作為一級備用電源，通過分段備自投裝置動作恢復(fù)母線供電。如圖2所示，線路1故障跳閘后，柔直備自投裝置動作，下令柔直控保將柔直系統(tǒng)轉(zhuǎn)入閉鎖狀態(tài)，Ⅰ母持續(xù)失壓，分段備自投裝置經(jīng)延時(shí)動作，合分段開關(guān)恢復(fù)Ⅰ母供電，柔直系統(tǒng)解鎖運(yùn)行。若分段備自投裝置拒動，則由柔直系統(tǒng)解鎖運(yùn)行在VF模式轉(zhuǎn)供Ⅰ母，此時(shí)同樣需要考慮轉(zhuǎn)供后Ⅰ母的功率平衡問題，相關(guān)動作邏輯同柔直備投優(yōu)先控制策略。

3.3 “N-1”方式控制策略

當(dāng)變電站處于“N-1”運(yùn)行方式時(shí)，柔直系統(tǒng)充當(dāng)變電站“N-2”事故下的10 kV母線備用電源。如圖2所示，設(shè)1號主變檢修，2號主變帶全站負(fù)荷運(yùn)行，此時(shí)分段開關(guān)500合位，分段備自投功能退出；在線路2故障跳閘后，柔直備自投裝置動作，下令柔直控保將柔直系統(tǒng)轉(zhuǎn)入VF模式轉(zhuǎn)供Ⅰ母。與上面2種控制策略不同的是，此時(shí)柔直系統(tǒng)成為全站唯一電源，故在變電站交流系統(tǒng)恢復(fù)前，柔直系統(tǒng)將一直以VF模式孤島運(yùn)行。

綜上所述，考慮柔直配電系統(tǒng)接入影響的變電站10 kV交直流備自投控制策略流程如圖6所示。

4 仿真分析

將上述交直流備自投控制策略應(yīng)用于珠海三端柔直配電網(wǎng)示范工程，通過PSCAD/EMTDC仿真驗(yàn)證策略的有效性。

如圖2所示，初始時(shí)刻110 kV雞山變電站為正常運(yùn)行方式，雞山Ⅰ換流站(MMC1)運(yùn)行在PQ模式，吸收交流系統(tǒng)有功功率6 MW(MMC1最大有功出力為10 MW)，4 s時(shí)線路1發(fā)生三相故障，8 s時(shí)線路2發(fā)生三相故障。設(shè)線路保護(hù)動作開關(guān)跳閘時(shí)間為0.1 s，分段備自投裝置動作時(shí)間為2 s，各裝置全時(shí)段功能正常，10 kVⅠ母饋線負(fù)荷信息見表1。利用PSCAD/EMTDC軟件進(jìn)行建模仿真，結(jié)果如圖7、8所示，圖中Uabc、PAC、PD分別對應(yīng)10 kVⅠ母三相電壓、柔直系統(tǒng)交流側(cè)有功功率(規(guī)定流出母線為正)、Ⅰ母總負(fù)荷功率。

圖6 10 kV交直流備自投控制策略流程

表1 Ⅰ母饋線負(fù)荷信息

如圖7所示，采用柔直備投優(yōu)先控制策略時(shí)系統(tǒng)暫態(tài)過程如下：

a)“N-1”故障：4 s時(shí)線路1故障，Uabc跌落，柔直系統(tǒng)進(jìn)入低壓穿越控制，PAC由6 MW開始迅速下降；4.1 s時(shí)線路1跳閘，柔直備自投裝置按“分級過切”原則向Ⅰ母Ⅲ級負(fù)荷F7饋線開關(guān)發(fā)出分閘命令，柔直系統(tǒng)開始轉(zhuǎn)VF模式；約4.3 s時(shí)交直流系統(tǒng)進(jìn)入穩(wěn)態(tài)，Uabc恢復(fù)正常，PD由0恢復(fù)至9.5 MW，柔直系統(tǒng)運(yùn)行在VF模式，輸出有功功率9.5 MW。

b)柔直系統(tǒng)并網(wǎng)：6.1 s時(shí)分段開關(guān)500同期合閘，柔直備自投裝置下令柔直系統(tǒng)轉(zhuǎn)PQ模式，同時(shí)向F7饋線開關(guān)發(fā)合閘命令；約6.2 s時(shí)交直流系統(tǒng)進(jìn)入穩(wěn)態(tài)，PD恢復(fù)為故障前的12 MW，柔直系統(tǒng)運(yùn)行在PQ模式，吸收有功功率6 MW。

c)“N-2”故障：8 s時(shí)線路2故障，Uabc跌落，柔直系統(tǒng)進(jìn)入低壓穿越控制；8.1 s時(shí)線路2跳閘，全站交流電源失去，柔直備自投裝置動作跳開分段開關(guān)500隔離Ⅱ母，其余動作過程與a)一致；約8.3 s時(shí)系統(tǒng)進(jìn)入穩(wěn)態(tài)，Uabc恢復(fù)正常，柔直系統(tǒng)運(yùn)行在VF模式，輸出有功功率9.5 MW。

如圖8所示，采用交流備投優(yōu)先控制策略時(shí)系統(tǒng)暫態(tài)過程如下：

a)“N-1”故障：4 s時(shí)線路1故障，Uabc跌落，柔直系統(tǒng)進(jìn)入低壓穿越控制，PAC由6 MW開始迅速下降；4.1 s時(shí)線路1跳閘，柔直系統(tǒng)轉(zhuǎn)閉鎖，PD由故障前的12 MW降為0，Ⅰ母負(fù)荷全停。

b)分段備自投動作：6.1 s時(shí)分段備自投裝置出口合分段開關(guān)500，柔直系統(tǒng)解鎖并網(wǎng)，出力由0開始爬升；約6.7 s時(shí)，交直流系統(tǒng)進(jìn)入穩(wěn)態(tài)，柔直系統(tǒng)運(yùn)行在PQ模式，吸收有功功率6 MW，PD恢復(fù)為故障前的12 MW。

c)“N-2”故障：該工況與柔直備投優(yōu)先控制策略下的暫態(tài)過程c)相同。

經(jīng)上述暫態(tài)分析可知，采用交流備投優(yōu)先控制策略在4.1～6.1 s時(shí)段Ⅰ母負(fù)荷全停，而采用柔直備投優(yōu)先控制策略在該時(shí)段只損失Ⅲ級負(fù)荷F7，實(shí)現(xiàn)了故障后Ⅰ母上Ⅰ、Ⅱ級負(fù)荷的0.2 s快速復(fù)電。為此，柔直備投優(yōu)先控制策略可在變電站發(fā)生“N-1”事故時(shí)，實(shí)現(xiàn)母線上重要負(fù)荷的快速復(fù)電，但控制策略復(fù)雜，需考慮柔直系統(tǒng)運(yùn)行模式轉(zhuǎn)換、備投后母線功率平衡及檢同期并網(wǎng)等問題；交流備投優(yōu)先控制策略相對簡單，但當(dāng)變電站發(fā)生“N-1”事故時(shí)，相關(guān)母線上的全部負(fù)荷都將停電，復(fù)電速度相對較慢(取決于分段備自投裝置動作延時(shí))；“N-1”方式控制策略可在變電站發(fā)生“N-2”事故時(shí)，通過柔直系統(tǒng)轉(zhuǎn)供10 kV母線，避免變電站全站失壓。需特別說明的是，柔直備投優(yōu)先控制策略中的同期合閘時(shí)間受并網(wǎng)控制時(shí)間、同期定值及系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)影響，可能小于2 s，也可能大于2 s，實(shí)際中并非固定值。

綜上所述，總結(jié)10 kV備自投技術(shù)特點(diǎn)如表2所示。

5 結(jié)論

本文從工程應(yīng)用角度出發(fā)，在分析柔直配電系統(tǒng)對10 kV備自投邏輯影響的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)10 kV柔直備自投裝置的功能、通信架構(gòu)及動作判據(jù)，并提出3種10 kV交直流備自投控制策略，最后通過PSCAD/EMTDC仿真驗(yàn)證了策略的有效性，相關(guān)研究結(jié)論如下：

a)在10 kV上級交流系統(tǒng)發(fā)生“N-1”故障時(shí)，柔直備投優(yōu)先控制策略能實(shí)現(xiàn)母線重要負(fù)荷的快速復(fù)電，適用于母線上接有重要專線負(fù)荷的情況；交流備投優(yōu)先控制策略下母線重要負(fù)荷的復(fù)電速度相對較慢，適用于母線負(fù)荷重(相對柔直系統(tǒng)容量)且對供電可靠性要求不高的情況；故在實(shí)際運(yùn)用中，應(yīng)根據(jù)負(fù)荷特點(diǎn)及運(yùn)行需求，選擇合適的備自投控制策略。

表2 10 kV備自投技術(shù)特點(diǎn)總結(jié)

圖7 柔直備投優(yōu)先控制策略仿真結(jié)果

圖8 交流備投優(yōu)先控制策略仿真結(jié)果

b)“N-1”方式控制策略可在變電站發(fā)生“N-2”事故時(shí)轉(zhuǎn)供母線重要負(fù)荷，避免全站失壓的同時(shí)也能為交流系統(tǒng)的恢復(fù)創(chuàng)造條件。

c)變電站在正常運(yùn)行方式下，柔直備自投裝置與分段備自投裝置存在互為備用關(guān)系，任一裝置故障時(shí)仍具有備投轉(zhuǎn)供能力，滿足裝置的“N-1”方式。

基于柔直配電系統(tǒng)的10 kV交直流備自投技術(shù)充分利用了柔直系統(tǒng)的快速控制特性，可有效提高變電站供區(qū)重要負(fù)荷的供電可靠性，與傳統(tǒng)10 kV分段備自投技術(shù)相比性能更優(yōu)越、控制更靈活、運(yùn)行更可靠，具有工程實(shí)用價(jià)值。

對于110 kV變電站采用單母分段接線的情形，結(jié)合110 kV分段/線路備自投動作邏輯原理，可知本文研究方法同樣適用，只是柔直備自投裝置的配合對象由10 kV分段備自投裝置變?yōu)?10 kV分段/線路備自投裝置。