110 kV變電站備自投動作失配原因分析及解決方案

施炳亮

摘 要：110 kV變電站備自投動作失配會影響供電系統供電的穩定性和可靠性，影響到人們的正常生活用電。結合某起110 kV變電站備自投動作失配實例，分析了變電站備自投動作失配的原因，并提出了相應的解決方案，旨在為類似故障處理提供參考借鑒。

關鍵詞：備自投；動作失配；110 kV變電站；斷路器

中圖分類號：TM762.1 文獻標識碼：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.19.097

隨著我國社會經濟的快速發展，我國電力行業也取得了極大的進步。而變電站作為供電系統中的重要組成部分，在我國社會經濟的發展中起著至關重要的作用。在110 kV變電站中，常常采用雙電源供電。當主供電線路故障跳閘時，備自投裝置動作將備用線路自動投入，從而保障供電系統供電的穩定性。因此，確保110 kV變電站備自投動作的正確性十分重要。

1 備自投動作經過

1.1 變電站運行方式

該110 kV變電站是一個內橋接線的智能變電站，為負荷終端變電站。變電站運行方式如圖1所示，110 kV母聯110斷路器、10 kV母聯ⅠⅡ0斷路器在熱備用狀態，其他斷路器均處于運行狀態。

1.2 保護配置

該變電站2條110 kV進線均為T接支線，其901斷路器和902斷路器均未設保護，線路對側各配置1套WXH811型線路保護，為3段式相間和接地距離、3段式零序電流保護。

1號、2號主變各配置1套PST671U系列保護。110 kV側配置一套PSP643U型充電自投一體保護裝置，備自投選擇為橋自投方式。10 kV側配置一套iPACS-5763D型保護自投一體裝置，備自投選擇為母聯分段自投方式。

1.3 備自投動作過程

當故障發生時，線路距離Ⅱ段保護0.3 s動作，此線路和母線第一次失壓時間為相對時間0 s。1.0 s，重合閘動作，送電至故障點，重合閘后加速動作，重合失敗。6.0 s，110 kV橋備自投裝置動作，跳開901斷路器，延時1.0 s，合上110 kV橋斷路器110.與此同時，10 kV母聯分段備自投裝置動作，跳開101斷路器，延時1.0 s，合上ⅠⅡ0斷路器。

2 事件原因分析和解決方案

2.1 線路故障分析

該變電站電源線路距離3段時限分別為0 s、0.3 s、3.3 s，零序3段時限分別為0.3 s、0.6 s、0.9 s，投入重合閘，時限為1.0 s。故障為線路相間故障，距離Ⅱ段動作，保護裝置動作正確。

2.2 備自投裝置定值分析

對變壓器電源側自動投入裝置動作時間的整定，要依據DL/T 584—2007《3-110 kV電網繼電保護裝置運行整定規程》。其原則為：“電壓鑒定元件動作后延時跳開工作電源，其動作時間應大于本級線路電源側后備保護動作時間，需要考慮重合閘時，應大于本級線路電源側后備保護動作時間與線路重合閘時間之和”。該變電站110 kV側備自投裝置跳閘時限設置為5.0 s，10 kV側備自投裝置跳閘時限設置為7.0 s，以實現與上級的配合，定值設置正確。

2.3 備自投裝置動作行為分析

901斷路器跳閘后，變電站110 kVⅠ母無壓，Ⅱ母有壓，進線無流，滿足備自投動作條件，備自投動作正確。110 kV側備自投動作成功后，10 kVⅠ母有壓，Ⅱ母有壓，不滿足裝置充電條件，10 kV側備自投放電，不應動作。在這次事件中，變電站高低壓側備自投裝置均動作成功，不符合其設計邏輯。鑒于2套備自投裝置投運時間不久且經試驗良好，基本排除裝置異常的可能。

分析備自投裝置的動作時間，110 kV側備自投動作時間為6.0 s，與重合后加速動作重合失敗時間間隔5.0 s。此時間即為該裝置定值設置的跳閘時間。由此可見，110 kV側備自投裝置“電壓鑒定元件動作后延時跳開工作電源”的動作時間從最后一次母線失壓開始計時。對于10 kV側iPACS-5763D型備自投裝置，經驗證發現，其計時方式為“滿足無壓起動條件即開始計時，如果電壓短暫恢復，則停止計時，但不清零，待重新滿足無壓條件后繼續計時”。由此可知，此次高低壓側備自投動作失配的原因為，2套裝置采用的動作時間計時算法不同，導致定值設置的時間裕量不足引起的。

2.4 解決方案

事件發生的原因分析清楚后，從定值整定方面考慮，可從增加高低壓側2套備自投裝置的時間裕量入手，將110 kV側備自投裝置動作時間設置為4.0 s，10 kV側仍保持7.0 s不變，以盡量縮短負荷失電時間。在此需要說明的是，該變電站電源線路距離Ⅲ段時限為3.3 s，投入“Ⅲ段及以上動作閉重”控制字，因此，高壓側備自投動作時限設置為4.0 s仍滿足整定規程。如果因為某些原因未投入該控制字，還需考慮重合閘時間。在這種情況下，高壓側備自投動作時限宜設置為5.0 s，低壓側宜設置為8.0 s。

雖然該事件未造成負荷損失，但是，形成了1號主變空載運行、乙線帶全部負荷的異常運行，且采用時間級差實現高低壓側備自投配合的方式將不可避免造成低壓側備自投動作延時過長。這對于快速恢復低壓母線電壓是極為不利的。對于常規變電站備自投配合方式，除了上述的動作延時配合外，還可以采用輸入輸出開關量配合，擴建備自投邏輯配合。這三種方案在實踐中都有所應用。在現今電網中，普遍采用動作延時的配合方式。這對于對負荷失壓時間要求不高的用戶來說是一種簡單、有效的方法。增加開關量的輸出、輸入基本可以實現2套備自投的獨立整定，但是，在實際應用中，增加了備自投的邏輯和硬件回路，給備自投的可靠性帶來一些不穩定因素。擴展備自投邏輯的方式需要找出2套備自投同時啟動的關鍵節點，以增加啟動條件來實現配合。

3 結束語

綜上所述，變電站備自投動作的失配會延長停電時間，影響到電力系統的安全、穩定運行，并對供電的可靠性和人們的日常用電質量造成影響。因此，在變電站中，要認真分析備自投動作失配的原因，并結合分析結果，采取合理的解決方案，以確保電力系統供電的可靠性和連續性，為人們提供連續不間斷的、高質量的電能。

參考文獻

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[2]崔曄，霍紅，鄭兵武.一起110 kV變電站110 kV和35 kV備自投動作分析及探討[J].電子世界，2015（18）.

〔編輯：白潔〕