李寧

摘 要：隨著地方經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展和用電負(fù)荷的不斷增長，人們對電網(wǎng)的供電能力、供電可靠性有了更高的要求。因此，備自投裝置應(yīng)在電網(wǎng)構(gòu)架已確定的基礎(chǔ)上，不斷提高自身的供電可靠性。然而，在實際應(yīng)用中，備自投裝置的誤動時有發(fā)生。因此，對備自投裝置使用中存在的問題進(jìn)行了分析和探討，并提出了改進(jìn)措施。

關(guān)鍵詞：備自投裝備；用電負(fù)荷；電網(wǎng)；供電公司

中圖分類號：TM762 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.01.065

吐魯番供電公司110 kV及以下電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)主要為輻射形式。該公司有部分110 kV變電站使用的備自投裝置的型號為CSC-246，在技改或擴(kuò)容后，運(yùn)行中偶爾會發(fā)生備自投誤切除負(fù)荷的情況。因此，本文對備自投的誤動進(jìn)行了分析，并提出了根據(jù)局部電網(wǎng)潮流確定的二次回路的設(shè)計方法。

1 備自投裝置的運(yùn)行方式和基本邏輯

110 kVA變電站采用的備自投裝置的型號為CSC-246，線路備自投包含方案1、方案2、方案3、方案4和方案6，以該站的10 kV側(cè)備自投裝置為例，采用方案1——母聯(lián)或橋開關(guān)備投，該站的一次接線如圖1所示。

方案1的動作邏輯為：正常運(yùn)行時，10 kVI、II母均有壓，1DL和2DL在合位，3DL在分位。

10 kVI母線無壓（三相電壓均小于失壓門檻），延時T1后跳開1DL，檢測II母線有壓，延時T3后合3DL以保證正常供電；10 kVII母線無壓（三相電壓均小于失壓門檻），延時T2后跳開2DL，檢測I母線有壓，延時T3后合3DL，以保證正常供電。此外，為了防止PT斷線時備自投誤動，取電流作為母線失壓的閉鎖判據(jù)。

2 備自投裝置在運(yùn)行中誤動作的分析

2.1 備自投二次回路的接線情況

該裝置于2013年投運(yùn)，至2014-05，運(yùn)行方式變?yōu)槟嘎?lián)備自投方式，并無減載要求，期間模擬量二次接入10 kVI段母線的PT電壓為Ua1、Ub1、Uc1，接入10 kVII段母線的PT電壓為Ua2、Ub2、Uc2；接入1號主變低壓側(cè)3CT的電流為I3（作為無流判據(jù)），接入2號主變低壓側(cè)4CT的電流為I4（作為無流判據(jù)）；接10 kV分段CT的電流為Ia、Ib、Ic；開關(guān)量接入1DL、2DL、3DL跳位的TWJ常開觸點，備自投閉鎖開入，開出配置有第一輪聯(lián)切出口、第二輪聯(lián)切出口（未接線）。

2014-05-16，根據(jù)運(yùn)行方式的改變，需完善過負(fù)荷聯(lián)切二次回路，將10 kV線路1接入第一輪聯(lián)切出口、10 kV線路2接入第二輪聯(lián)切出口，并更改了備自投裝置定值。此外，此次并未更改模擬量回路。

2.2 備自投裝置的誤動作過程

110 kVA變電站備自投裝置誤動作前運(yùn)行正常，且天氣情況穩(wěn)定，電網(wǎng)未發(fā)生任何故障情況，站內(nèi)保護(hù)二次設(shè)備運(yùn)行正常；備自投裝置第一輪聯(lián)切出口動作后，切除了10 kV線路1，現(xiàn)場查看跳閘二次回路接線正確，電流、電壓二次回路無短路、開路等現(xiàn)象，核對裝置內(nèi)定值、保護(hù)定值清單正確，查看裝置聯(lián)切動作電流為2.5 A，保護(hù)定值Idz3為2.1 A（I線過負(fù)荷的I段定值用于聯(lián)切第一輪負(fù)荷）。

2.3 備自投裝置誤動作的原因分析

2.3.1 電流、電壓回路二次接線分析

調(diào)查發(fā)現(xiàn)，該備自投裝置的母線無壓，所接入的二次電壓為母線PT電壓Ua、Ub、Uc。備自投所需的無流判據(jù)最初取用主變低壓側(cè)3CT的電流，在其僅作為PT斷線的依據(jù)時備自投誤動作。取電流作為母線失壓的閉鎖判據(jù)時，此電流的選取方式是可行的，但在更改備自投裝置的運(yùn)行方式后，需將其作為主變過負(fù)荷判據(jù)時，選用主變低壓側(cè)3CT的電流就無法滿足邏輯要求了。

110 kVA變電站1#主變的容量為40 MVA，高壓側(cè)CT變比為600/5，低壓側(cè)CT變比為2 500/5，高壓側(cè)二次額定電流為1.75 A，主變高壓側(cè)過負(fù)荷定值整定為2.15 A，低壓側(cè)二次額定電流為4.62 A，備自投裝置第一輪過負(fù)荷聯(lián)切定值為2.1 A。中壓側(cè)負(fù)荷的定性分析結(jié)果為：如果過載聯(lián)切取低壓側(cè)的電流，則在低壓側(cè)的電流達(dá)到2.1 A時，主變高壓側(cè)的電流僅為0.78 A，未達(dá)到主變過載定值。

2.3.2 過負(fù)荷聯(lián)切動作邏輯分析

根據(jù)國標(biāo)《電力變壓器運(yùn)行規(guī)程》，允許備自投裝置短時間內(nèi)超負(fù)荷運(yùn)行。本站的主變保護(hù)定值符合運(yùn)行規(guī)定，CSC-246備自投裝置兩輪過負(fù)荷聯(lián)切保護(hù)功能完全獨立于備自投邏輯，僅通過相應(yīng)軟壓板投/退。過載聯(lián)切的動作判據(jù)僅為電流值，當(dāng)采樣電流值達(dá)到整定動作值時，過載聯(lián)切動作出口的負(fù)荷被切除。該過載聯(lián)切邏輯不符合《電力變壓器運(yùn)行規(guī)程》。

3 防止備自投裝置誤動的解決方案

根據(jù)備自投裝置在110 kVA變電站誤動作的原因分析可知，備自投裝置無流判據(jù)、過載聯(lián)切判據(jù)電流接入的是主變低壓側(cè)的3CT。這是此次誤動作發(fā)生的主要原因，因此，只要將備自投裝置無流判據(jù)、過載聯(lián)切判據(jù)電流更改為主變高壓側(cè)的1CT電流，即可避免因電流采樣問題而造成類似的誤動作發(fā)生。此外，還應(yīng)與廠家討論、分析、優(yōu)化備自投裝置的動作邏輯，將備自投動作作為過負(fù)荷聯(lián)切啟動的必要條件，從而防止備自投裝置誤切除運(yùn)行負(fù)荷。經(jīng)過綜合考慮和分析，根據(jù)廠家提供的技術(shù)資料，最終的備自投動作邏輯如圖2所示。

吐魯番地區(qū)有3座主變?yōu)槿ψ兊牟捎猛愋蛡渥酝堆b置的變電站，有1座主變?yōu)閮扇ψ兊牟捎猛愋蛡渥酝堆b置的變電站。對于三圈變的變電站，應(yīng)采用與A變電站相同的整改措施；對于兩圈變的變電站，只需要優(yōu)化備自投過載聯(lián)切的動作邏輯，無需變動電流回路，但計算過載電流時應(yīng)采用主變低壓側(cè)的參數(shù)。

4 結(jié)束語

目前，新疆電網(wǎng)正處于快速發(fā)展時期，本文對新疆電網(wǎng)110 kV變電站備自投裝置在現(xiàn)場應(yīng)用的問題進(jìn)行了分析，并給出了有效的解決方法，進(jìn)一步提高了備自投裝置在實際運(yùn)行中的動作成功率。

參考文獻(xiàn)

[1]朱聲石.高壓電網(wǎng)繼電保護(hù)原理與技術(shù)[M].北京：中國電力出版社，2005.

〔編輯：張思楠〕