陳航生，張國平，陳平

(國網(wǎng)福州供電公司，福州 350005)

0 引言

近年來，電網(wǎng)規(guī)模不斷擴大，電力系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)日益復雜，電力用戶對電能質(zhì)量的要求越來越高。為保證電力系統(tǒng)的供電可靠性，220 kV及以上電壓等級的網(wǎng)絡(luò)一般采用環(huán)形電網(wǎng)，110 kV及以下電壓等級的網(wǎng)絡(luò)大多采用備用電源自動投入裝置(以下簡稱備自投)裝置。

相關(guān)規(guī)程規(guī)定[1]：“降壓變電站內(nèi)有備用變壓器或者互為備用的母線段應裝設(shè)備自投裝置，且要保證在工作電源斷開后投入備用電源?！眹W(wǎng)福州供電公司(以下簡稱福州供電公司)所轄110 kV變電站大多裝有110 kV橋備自投、110 kV進線備自投、10 kV分段備自投裝置，以CSC-246系列裝置和RCS-9600系列裝置為主。本文分析福州供電公司某110 kV變電站一起110 kV線路故障跳閘時全站備自投裝置保護拒動事故的動作情況和存在的隱患，并提出在運行和維護中應采取的技術(shù)措施。

1 事故概況

1.1 系統(tǒng)運行方式

某110 kV變電站110 kV系統(tǒng)采用內(nèi)橋接線方式，正常運行時，110 kV線路161開關(guān)及162開關(guān)、主變壓器10 kV側(cè)66A開關(guān)及66B開關(guān)運行，110 kV內(nèi)橋16M開關(guān)、10 kV母線分段66M開關(guān)熱備用，2臺主變壓器分列運行，系統(tǒng)接線如圖1所示。110 kV線路162開關(guān)配置RCS-941A線路保護裝置，具備重合閘功能(對側(cè)配置同樣保護)；110 kV母線配置RCS-9652Ⅱ備自投裝置，具有2種進線備自投、2種橋備自投方式；10 kV母線配置RCS-9653Ⅱ備自投裝置，具有2種分段備自投方式。

圖1 系統(tǒng)接線

1.2 事故情況

2013-10-11，110 kV線路162發(fā)生故障，對側(cè)線路保護動作出口隔離故障線路，致使110 kVⅡ段母線失壓。110 kV備自投裝置動作，成功跳閘110 kV線路162開關(guān)，但隨即110 kV備自投裝置放電，未能合上110 kV內(nèi)橋16M開關(guān)。同時，10 kV備自投裝置啟動后復歸，未能動作出口跳閘#2主變壓器10 kV側(cè)66B開關(guān)、合上10 kV母線分段66M開關(guān)，因此，該事故導致#2主變壓器、10 kVⅡ段母線失壓。最終，運行人員按調(diào)令進行操作，恢復供電。

2 橋備自投或分段備自投原理

備自投裝置的充電條件為整體充電，本文以某公司生產(chǎn)的RCS-9600系列備自投裝置為例進行分析。所謂整體充電，是指備自投裝置滿足兩進線開關(guān)處于合位、母線分段開關(guān)處于分位、2段母線有壓、無其他外部閉鎖信號等條件，備自投裝置充電完成，且動作條件滿足后，備自投裝置方能跳、合開關(guān)。I段母線失壓時動作邏輯如圖2所示，Ⅱ段母線失壓時動作邏輯如圖3所示。

圖2 I段母線失壓動作邏輯

圖3 II段母線失壓動作邏輯

備自投裝置的放電條件為3DL在合位，Ⅰ段、Ⅱ段母線均不滿足有壓條件，手動跳閘1DL或2DL，有其他外部閉鎖信號，或備自投裝置發(fā)出跳閘命令以后相關(guān)斷路器拒動。

3 動作報告分析

保護人員現(xiàn)場查閱110 kV RCS-9652Ⅱ，10 kV RCS-9653 Ⅱ備自投裝置保護的動作報告。110 kV RCS-9652Ⅱ備自投裝置動作報告見表1，10 kV RCS-9653Ⅱ備自投在2013-10-11 T 01:56:27.046整組啟動，但之后整組復歸，未發(fā)出任何跳閘或合閘命令。

表1 110 kV備自投裝置動作報告

根據(jù)動作報告分析可知：

(1)110 kVⅡ段母線失壓，110 kV備自投裝置整組啟動，2.6 s左右跳閘162開關(guān)，符合備自投動作原理，動作時間也與定值2.5 s接近，該動作行為正確。

(2)162開關(guān)跳閘后，開關(guān)合后位置復歸、合閘位置復歸、跳閘位置動作都屬正確現(xiàn)象。

(3)按照備自投動作原理，162開關(guān)跳閘后應發(fā)出內(nèi)橋16M開關(guān)的合閘命令，但此時備自投裝置充電復歸，該動作行為為保護拒動。

(4)若110 kV備自投裝置正確動作合上內(nèi)橋16M開關(guān)，10 kV RCS-9653Ⅱ備自投裝置的整組啟動、整組復歸行為尚屬正確，但是在內(nèi)橋16M開關(guān)未合閘、10 kV Ⅱ 段母線失壓情況下，10 kV RCS-9653Ⅱ備自投裝置仍發(fā)整組啟動、整組復歸報文，沒有正確出口跳閘#2主變壓器10 kV側(cè)66B開關(guān)、合閘10 kV母線分段66M開關(guān)，該動作行為為保護拒動。

綜合以上分析，保護人員懷疑110 kV及10 kV備自投裝置均因某種原因被閉鎖，保護因此發(fā)生拒動行為，這是本文分析的主要問題。

4 備自投裝置拒動原因分析

4.1 110 kV備自投裝置拒動原因分析

2013年3月，因系統(tǒng)運行需要，在110 kV線路162開關(guān)兩側(cè)加裝了RCS-941A線路保護，并對斷路器操作回路進行技術(shù)改造，110 kV線路162開關(guān)斷路器控制回路如圖4所示。外部110 kV備自投裝置保護跳閘162開關(guān)的回路引接在131開關(guān)保護跳閘回路，外部#2主變壓器保護跳閘162開關(guān)的回路引接在133開關(guān)手動跳閘回路，并引接手動跳閘閉鎖備自投裝置的合后繼電器KKJ接點B09回路至110 kV備自投保護。

圖4 斷路器控制回路

保護人員現(xiàn)場核對接線發(fā)現(xiàn)，外部110 kV備自投裝置保護跳閘162開關(guān)的回路錯誤地引接在133開關(guān)手動跳閘回路，如圖5所示，導致110 kV備自投裝置保護跳閘162開關(guān)之后，由于手動跳閘閉鎖備自投裝置的合后繼電器KKJ接點B09回路返回至備自投裝置，使得備自投裝置放電，無法發(fā)出內(nèi)橋16M開關(guān)的合閘命令，最終導致110 kV備自投保護拒動。其原因為施工過程中，電纜號頭上端子號標示錯誤、驗收過程中圖實核對不到位、技術(shù)改造條件所限試驗不完整等因素導致二次回路接線錯誤。

圖5 接線錯誤的斷路器控制回路

4.2 10 kV備自投裝置拒動原因分析

保護人員現(xiàn)場核對10 kV備自投裝置定值發(fā)現(xiàn)，10 kV備自投裝置定值單中無流檢查定值為最小值。查閱RCS-9653備自投裝置說明書，無流檢查定值可整定范圍為0.02～10.00 A。因現(xiàn)場裝置版本固有原因，無流檢查定值可整定范圍為0～10 A，故整定人員將無流定值整定為0 A，直接導致備自投裝置保護在母線失壓時因不滿足無流條件而拒動。

5 處理措施

福州供電公司管轄范圍內(nèi)部分備自投保護版本老舊，為預防類似拒動事故再次發(fā)生，采取以下處理措施。

(1)為解決110 kV備自投閉鎖問題，要求按圖4引接110 kV線路162開關(guān)斷路器控制回路，將110 kV備自投裝置保護跳閘162開關(guān)的回路引接在131開關(guān)保護跳閘回路。

(2)因110 kV線路162開關(guān)配置的RCS-941A線路保護具備重合閘功能，110 kV備自投裝置保護跳閘162開關(guān)時會啟動重合閘，因此增加110 kV備自投裝置保護跳閘162開關(guān)時閉鎖RCS-941A線路保護重合閘功能的回路設(shè)計，如圖6所示。

圖6 閉鎖重合閘回路

(3)普查管轄范圍內(nèi)部分備自投裝置保護定值單的無流檢查定值項目，對于無流檢查定值為“最小值”或定值過小的裝置由整定人員出具新定值單，明確無流檢查定值數(shù)值，并由保護人員重新整定。

(4)技術(shù)改造項目涉及更改備自投保護回路接線時，必須申請退出備自投裝置保護，充分安排試驗時間，嚴格按照備自投邏輯進行試驗，條件具備時應進行開關(guān)跳閘、合閘整組試驗。

6 結(jié)束語

隨著電網(wǎng)規(guī)模的不斷擴大以及電力技術(shù)水平的不斷提高，備自投保護裝置越來越廣泛地應用于變電站，其可靠性影響整個變電站乃至系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定運行。本文通過對一起全站備自投裝置拒動事故進行分析，針對性地提出應采取的技術(shù)措施，對于備自投裝置的運行、設(shè)計、維護方面具有應用價值，對于保障系統(tǒng)安全、穩(wěn)定運行具有重要現(xiàn)實意義。

參考文獻：

[1]國家電力調(diào)度通信中心.電力系統(tǒng)繼電保護規(guī)定匯編[M].北京：中國電力出版社，2000.