摘 要：某站內(nèi)采用不同廠商生產(chǎn)的不同型號的2套備自投裝置，在特定情況下，裝置的動作特性具有差異性，所以，出現(xiàn)了2套備自投裝置間的極差配合問題。簡要介紹了進線跳閘后，重新合閘后加速引起兩級備自投裝置動作異常的情況，分析了站內(nèi)配備的許繼NSP-40B微機型裝置和南瑞RCS-9652Ⅱ微機型裝置的詳細情況。通過相關(guān)試驗明確了問題的原因，并根據(jù)分析結(jié)果最終提出了對應(yīng)的排查和改進建議。

關(guān)鍵詞：重合閘；備自投裝置；進線故障；跳閘

中圖分類號：TM762.2 文獻標識碼：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.01.099

備用電源自投裝置（以下簡稱“備自投”）可在主供電源失電時依照預(yù)設(shè)邏輯自動投入備用電源，以提高供電可靠性。一般情況下，連云港地區(qū)110 kV變電站內(nèi)配有“主變及10 kV母聯(lián)自投”和“110 kV進線及橋自投”2套裝置，以便在必要時提供多種備投方式。該裝置主要是由南瑞、南自、四方和許繼等廠家生產(chǎn)。

2套備自投間的極差配合問題發(fā)生的比較少，只在特定運行方式下特定型號的備自投裝置間出現(xiàn)。下面以110 kV某變電站為例，分析了110 kV進線故障側(cè)開關(guān)跳閘，重合閘后加速跳后導(dǎo)致2套不同廠家的備自投裝置動作順序出錯的問題。

1 主接線方式和備自投運行方式

1.1 110 kV母聯(lián)710備用電源自投

由圖1可知，733開關(guān)、744開關(guān)運行，710開關(guān)熱備用，投入110 kV母聯(lián)710開關(guān)備自投。110 kV母線無壓變，裝置接入10 kV母線TVⅠ段、Ⅱ段三相電壓作為母線電壓判據(jù)，接入110 kV線路壓變電壓作為進線電壓判據(jù)，裝置型號為許繼NSP-40B微機型。

1.1.1 充電條件

備自投投入工作后，無外部閉鎖開入，10 kVⅠ段、Ⅱ段母線均有壓，710開關(guān)跳位，733開關(guān)和744開關(guān)合位。

1.1.2 動作過程

當10 kVⅠ段母線失壓，733開關(guān)無流，并且1號主變保護未動作。自投啟動時，整定時限為3.6 s，跳開733開關(guān)，確認733開關(guān)跳開后，合閘延時0 s合橋710開關(guān)，自投完成。當10 kVⅡ段母線失壓時，動作邏輯同上。

1.2 主變和10 kV母聯(lián)自投

兩變運行，10 kV母聯(lián)110熱備用時，投入10 kV母聯(lián)備自投。裝置型號為南瑞RCS-9652Ⅱ微機型。

1.2.1 充電條件

Ⅰ段、Ⅱ段母線均有壓，無外部閉鎖開入，110開關(guān)跳位，101開關(guān)和102開關(guān)合位且處于合后。

1.2.2 動作過程

當10 kVⅠ段母線失壓，10 kVⅡ段母線有壓，1號主變101開關(guān)無流時，并且1號主變后備保護未動作，自投啟動。經(jīng)過4.5 s延時，跳開1號主變101開關(guān)。確認101開關(guān)跳開后，延時0 s合10 kV母聯(lián)110開關(guān)。當10 kVⅡ段母線失壓時，動作邏輯同上。

1.3 說明

當110 kV母聯(lián)710開關(guān)自投和10 kV母聯(lián)110開關(guān)自投同時投運時，110 kV母聯(lián)710開關(guān)自投動作時限應(yīng)比10 kV母聯(lián)110開關(guān)自投動作時限低一個級差。

2 故障分析

核對裝置定值整定無誤后，10 kV母聯(lián)110開關(guān)自投裝置動作正確，110 kV母聯(lián)710開關(guān)自投裝置未正確動作。裝置事件記錄如下：

許繼NSP-40B微機型裝置：2013-10-18T18：51：14.322，備自投啟動；2013-10-18T18：51：15.504，備自投啟動返回；2013-10-18T18：51：15.578，備自投啟動；2013-10-18T18：51：18.920，備自投啟動返回；2013-10-18T18：51：18.924，710開關(guān)接入異常；2013-10-18T18：51：37.506，備自投放電。

南瑞RCS-9652Ⅱ：2013-10-18T18：51：14.318，備自投啟動；2013-10-18T18：51：18.833，備自投動作；2013-10-18T 18：51：18.887，101開關(guān)跳開；2013-10-18T18：51：18.908，110開關(guān)合上。

檢修人員在校驗110 kV母聯(lián)710開關(guān)自投許繼NSP-40B微機型裝置時，使用“博電”系列PW31E型繼電保護試驗裝置，采用“狀態(tài)序列”方式模擬輸入備自投裝置動作時的二次電氣量。校驗結(jié)果如下：①模擬110 kV進線故障跳閘，對側(cè)線路保護不重合閘，則該裝置正確動作并出口。②模擬110 kV進線故障跳閘，進線開關(guān)重合閘，1.1 s后，在10 kVⅡ段PT輸入0.1 s，瞬間恢復(fù)電壓，幅值大于備自投無壓定值Udz。裝置啟動延時4.7 s后動作，初步判斷為裝置邏輯因恢復(fù)電壓導(dǎo)致延時中斷。這時，當電壓再次消失時，可重新計時。改變不同定值多次試驗后驗證了這一判斷。③重復(fù)上述模擬試驗，加長時限瞬間恢復(fù)電壓，模擬重合閘成功，備自投裝置在10 kVⅡ段PT電壓恢復(fù)后動作返回，邏輯正確。

校驗10 kV主變和母聯(lián)備自投南瑞RCS-9652Ⅱ微機型裝置，結(jié)果與上述3種模擬情況相同。從試驗結(jié)果中發(fā)現(xiàn)，所有動作邏輯和出口均正確。在模擬第二種情況時，南瑞RCS-9652Ⅱ微機型裝置延時不中斷，動作正確。

3 檢修結(jié)論

由相關(guān)分析和試驗論證結(jié)果可知，導(dǎo)致2套備自投裝置間配合出錯的主要原因是，當110 kV進線和橋自投所采用的許繼NSP-40B微機型裝置啟動延時后，沒有設(shè)置相關(guān)程序判斷瞬間出現(xiàn)的幅值高于無壓定值的恢復(fù)電壓，導(dǎo)致延時中斷并在電壓瞬間消失后重新計時，實際動作時限變?yōu)檎〞r限+進線重合閘時間定值+進線重合閘后加速時限。而10 kV母聯(lián)備自投采用的南瑞RCS-9652Ⅱ微機型裝置則在瞬間恢復(fù)電壓出現(xiàn)后不會中斷延時，使得110 kV母聯(lián)710開關(guān)自投動作實際時限比10 kV母聯(lián)110開關(guān)自投動作時限高一個級差，進而出現(xiàn)了備自投動作不正確的情況。

裝置利用“檢進線電壓投”功能采集兩路進線線路的壓變B相電壓作相應(yīng)判定。由整定規(guī)則可知，110 kV進線和橋自投不判進線有壓，所以，現(xiàn)場裝置未接入，并且將此功能控制字至“0”，即許繼NSP-40B型裝置的延時中斷現(xiàn)象與“檢進線電壓投”功能設(shè)定無關(guān)。

4 措施和建議

由分析結(jié)果可知，為了使該站110 kV母聯(lián)710開關(guān)自投與10 kV母聯(lián)110開關(guān)自投正確配合，修改10 kV母聯(lián)110開關(guān)備自投動作時限，由4.5 s改為6.2 s，大于110 kV母聯(lián)710開關(guān)自投實際動作時限，滿足了“110 kV母聯(lián)710開關(guān)自投動作時限比10 kV母聯(lián)110開關(guān)自投動作時限低一個級差”的整定規(guī)則。

針對此問題，校驗、排查所有其他在役備自投裝置發(fā)現(xiàn)，長園深瑞繼保自動化有限公司的ⅠSA-358G備自投裝置也存在這個問題，即裝置啟動延時受重合閘恢復(fù)電壓的影響會重新計時。鑒于此，建議廠家升級裝置軟件。

新建或技改變電站備自投設(shè)備時，應(yīng)考慮許繼NSP-40B和深瑞ⅠSA-358G備自投裝置中存在的問題，并在定值整定過程中考慮這方面的因素。

在今后校驗備自投裝置的工作中，建議增加模擬進線開關(guān)重合閘出現(xiàn)較高瞬間恢復(fù)電壓的情況，以驗證裝置的延時邏輯是否正確。如果有條件，例如某站2套備自投裝置使用了不同廠家生產(chǎn)的不同型號的產(chǎn)品，則建議進行裝置間的整體動作配合試驗。

參考文獻

[1]賀家李.電力系統(tǒng)繼電保護原理與實用技術(shù)[M].北京：中國電力出版社，2009.

作者簡介：孫濤（1990—），男，江蘇連云港人，助理工程師，主要從事電力系統(tǒng)二次系統(tǒng)檢修工作。

〔編輯：白潔〕