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摘 要： 双电源单回链电网结构在区域供电网络中存在电网风险，可能会影响到电网整体的供配电能力。所以本文就论述了这一问题的远方备自投策略，提出电网风险问题并探讨备自投策略，希望加以解决。
关键词： 双电源单回链；远方备自投策略；电网结构；风险问题
所谓远方备自投策略要通过加装光纤通道接口与数字接口装置来实现，它是对光纤网接口与保护信号传输通道的有效建设过程。在这一过程中，采用远方备自投策略来为传输通道向对侧方装置发送远方备自投信号，就能实现基于双变电站的备自投配合。如果合理利用该双电源单回链电网结构就能完全消除变电站全站失压的电网风险问题，对提高区域性电网供电可靠性很有帮助。
一、双电源单回链电网结构基本概述
（一）基本概况
在某些以110kV为主的中小地区电网体系中，其网架结构相对不够完善，尤其是其继电保护装置未能实现全面的瞬时保护机制，导致环网布置开环运行，即在受电终端开环点假装了自投自动装置，这就是“备自投”。如果一旦工作电源由于各种故障而消失，“备自投”就会自动开启投入工作运行，但在以双电源单回链地网结构区域中，如果电源线路发生终端或永久故障，变电站的备自投自动恢复功能是无法实现的。所以要设计一种远方备自投策略，从根本上化解电源故障电网风险，提高区域用电负荷控制有效性。
（二）基本结构
某些偏远地区的110kV变电站会采用双电源单回链电网结构，在正常状态下，该电网结构采取解环运行，其解环点一般在110kV变电站的分段线路断路器上，或者变电站的全站负荷、母负荷或断路器合位上。在变电站升压同时并入系统电网后，能够满足并网的双电源双通道技术要求。
二、双电源单回链电网结构所存在的弊端问题
一般来说，110kV变电站会配置本地常规备自投、断路器进线备自投以及分段备自投功能装置，并按照已有电网接线与备自投动作逻辑来进行技术操作。但在该操作过程中，变电站本身是面临着全站失压电网风险的。为了避免由风险所引发的电网事故发生，就要对变电站的备自投动作逻辑进行修改，但同时可能会造成110kV电网线路故障，导致变电站110kVII母无压或保护拒动故障。同时由于无法有效隔离故障点，还可能造成变电站备自投动作后故障的进一步扩大。按照电网安全自动装置反事故措施中的相关要求，应该允许备自投装置使用备用电源开关，所以变电站在设备改造后应该禁止备自投运行[1]。
三、双电源单回链电网结构远方备自投策略的实施分析
（一）基本概述
如上文所述，双电源单回链电网结构趋于供电网络是存在较大的电网风险的，所以需要在变电站内部安装远方备自投装置，基于技术逻辑上形成有效配合，有效缓解电网风险问题。具体说，它就利用到了110kV电网线路已有光缆，并为其新增设光纤通道接口装置与数字接口装置等等额外设备，组建一套完整的信号传输通道。如果110kV变电站电源线路发生任何故障，其中所配备的远方备自投装置就会通过自动技术协调来及时改变变电站断路器的实时状态，并同时快速恢复失压变电站的正常供电能力。如此操作能够在一定程度上提高设备的生产工作适应性，基于某种程度为企业节约投资成本。客观讲，远方备自投策略能够满足当前变电站常规备自投所有的技术原则。
（二）实施思路
针对110kV变电站电网所发生的永久性故障，经过分析可能是由于电源侧断路器重合闸动作不成功所造成，所以要采用远方备自投装置。它在认定电网断路器断开后，会发出远方自投信号来对变电站分段断路器进行调整，以恢复供电，发挥远方备自投装置应有功能，明确实施思路。
（三）实施策略
双电源单回链电网结构中的远方备自投策略实施涉及两个变电站，所以在策略实施过程中也要围绕双变电站策略逻辑实施展开。
1 1号变电站充放电及动作过程实施策略
首先明确实施策略中1号变电站的充电条件，110kV电网在断路器合位后，母线三相有压，此时确定远方备自投的充电时间，保证充电顺利完成。
其次明确放电条件，当断路器分位以后，断路器手跳，导致断路器位置及通道发生异常，此时外部闭锁开入。断路器保护装置动作发生拒动。
再次明确动作过程，在充放电条件确立并完成故障检查以后，1号变电站远方备自投策略就要求确认母线无压与断路器无流状态，主要根据定值延时跳断路器，看断路器是否在合位位置。再通过定值延时来向对面侧2号变电站发起“起动远方自投信号”，恢复2号变电站供电。
2 2号变电站充放电及动作过程实施策略
在充放电条件实施与确认方面，2号变电站与1号变电站相同，在动作过程方面要在充电完成后实施远方备自投策略。首先确认线路母无压，断路器无流，且能够收到侧1号变电站所发来的“起动远方自投”信号，根据定值延时来合上分段断路器，恢复变电站的原有供电。同理，两变电站在极端情况下需要进行“远方备自投”功能衔接，通过装置来自适应110kV接线运行方式，并自动选择本地常规进线或分段备自投方式。
总体来说，在使用了远方备自投装置以后，变电站能够投入健康运行，而且运行稳定可靠性均有所提高，特别是对地方变电站的全站失压电网风险化解效果明顯，实现了区域用电负荷可靠性有效提高[2]。
总结：
文中简要论述了当前变电站采用双电源单回链电网结构后实施远方备自投策略的整个技术应用流程，它在消除电网风险的同时提高用电负荷安全可靠性，对我国具有相同特点的中小区域电网及变电站安全运行具有现实借鉴价值。
参考文献
[1] 伍红文，钟康，黄金凤等.双电源单回链电网结构远方备自投策略探讨[J].广西电力，2017，40（2）：30-32.
[2] 刘协文，黎永豪.纵联备自投在110kV变电站中的应用研究[J].新技术新工艺，2015（6）：83-86.
关键词： 双电源单回链；远方备自投策略；电网结构；风险问题
所谓远方备自投策略要通过加装光纤通道接口与数字接口装置来实现，它是对光纤网接口与保护信号传输通道的有效建设过程。在这一过程中，采用远方备自投策略来为传输通道向对侧方装置发送远方备自投信号，就能实现基于双变电站的备自投配合。如果合理利用该双电源单回链电网结构就能完全消除变电站全站失压的电网风险问题，对提高区域性电网供电可靠性很有帮助。
一、双电源单回链电网结构基本概述
（一）基本概况
在某些以110kV为主的中小地区电网体系中，其网架结构相对不够完善，尤其是其继电保护装置未能实现全面的瞬时保护机制，导致环网布置开环运行，即在受电终端开环点假装了自投自动装置，这就是“备自投”。如果一旦工作电源由于各种故障而消失，“备自投”就会自动开启投入工作运行，但在以双电源单回链地网结构区域中，如果电源线路发生终端或永久故障，变电站的备自投自动恢复功能是无法实现的。所以要设计一种远方备自投策略，从根本上化解电源故障电网风险，提高区域用电负荷控制有效性。
（二）基本结构
某些偏远地区的110kV变电站会采用双电源单回链电网结构，在正常状态下，该电网结构采取解环运行，其解环点一般在110kV变电站的分段线路断路器上，或者变电站的全站负荷、母负荷或断路器合位上。在变电站升压同时并入系统电网后，能够满足并网的双电源双通道技术要求。
二、双电源单回链电网结构所存在的弊端问题
一般来说，110kV变电站会配置本地常规备自投、断路器进线备自投以及分段备自投功能装置，并按照已有电网接线与备自投动作逻辑来进行技术操作。但在该操作过程中，变电站本身是面临着全站失压电网风险的。为了避免由风险所引发的电网事故发生，就要对变电站的备自投动作逻辑进行修改，但同时可能会造成110kV电网线路故障，导致变电站110kVII母无压或保护拒动故障。同时由于无法有效隔离故障点，还可能造成变电站备自投动作后故障的进一步扩大。按照电网安全自动装置反事故措施中的相关要求，应该允许备自投装置使用备用电源开关，所以变电站在设备改造后应该禁止备自投运行[1]。
三、双电源单回链电网结构远方备自投策略的实施分析
（一）基本概述
如上文所述，双电源单回链电网结构趋于供电网络是存在较大的电网风险的，所以需要在变电站内部安装远方备自投装置，基于技术逻辑上形成有效配合，有效缓解电网风险问题。具体说，它就利用到了110kV电网线路已有光缆，并为其新增设光纤通道接口装置与数字接口装置等等额外设备，组建一套完整的信号传输通道。如果110kV变电站电源线路发生任何故障，其中所配备的远方备自投装置就会通过自动技术协调来及时改变变电站断路器的实时状态，并同时快速恢复失压变电站的正常供电能力。如此操作能够在一定程度上提高设备的生产工作适应性，基于某种程度为企业节约投资成本。客观讲，远方备自投策略能够满足当前变电站常规备自投所有的技术原则。
（二）实施思路
针对110kV变电站电网所发生的永久性故障，经过分析可能是由于电源侧断路器重合闸动作不成功所造成，所以要采用远方备自投装置。它在认定电网断路器断开后，会发出远方自投信号来对变电站分段断路器进行调整，以恢复供电，发挥远方备自投装置应有功能，明确实施思路。
（三）实施策略
双电源单回链电网结构中的远方备自投策略实施涉及两个变电站，所以在策略实施过程中也要围绕双变电站策略逻辑实施展开。
1 1号变电站充放电及动作过程实施策略
首先明确实施策略中1号变电站的充电条件，110kV电网在断路器合位后，母线三相有压，此时确定远方备自投的充电时间，保证充电顺利完成。
其次明确放电条件，当断路器分位以后，断路器手跳，导致断路器位置及通道发生异常，此时外部闭锁开入。断路器保护装置动作发生拒动。
再次明确动作过程，在充放电条件确立并完成故障检查以后，1号变电站远方备自投策略就要求确认母线无压与断路器无流状态，主要根据定值延时跳断路器，看断路器是否在合位位置。再通过定值延时来向对面侧2号变电站发起“起动远方自投信号”，恢复2号变电站供电。
2 2号变电站充放电及动作过程实施策略
在充放电条件实施与确认方面，2号变电站与1号变电站相同，在动作过程方面要在充电完成后实施远方备自投策略。首先确认线路母无压，断路器无流，且能够收到侧1号变电站所发来的“起动远方自投”信号，根据定值延时来合上分段断路器，恢复变电站的原有供电。同理，两变电站在极端情况下需要进行“远方备自投”功能衔接，通过装置来自适应110kV接线运行方式，并自动选择本地常规进线或分段备自投方式。
总体来说，在使用了远方备自投装置以后，变电站能够投入健康运行，而且运行稳定可靠性均有所提高，特别是对地方变电站的全站失压电网风险化解效果明顯，实现了区域用电负荷可靠性有效提高[2]。
总结：
文中简要论述了当前变电站采用双电源单回链电网结构后实施远方备自投策略的整个技术应用流程，它在消除电网风险的同时提高用电负荷安全可靠性，对我国具有相同特点的中小区域电网及变电站安全运行具有现实借鉴价值。
参考文献
[1] 伍红文，钟康，黄金凤等.双电源单回链电网结构远方备自投策略探讨[J].广西电力，2017，40（2）：30-32.
[2] 刘协文，黎永豪.纵联备自投在110kV变电站中的应用研究[J].新技术新工艺，2015（6）：83-86.