崔金蘭 陳力 王娟 司瑞芹 秦莉敏 楊錚 時慧軍

摘 要：介紹了河南電網(wǎng)某110 kV內(nèi)橋接線智能變電站因一條電源線路故障跳閘，高、低壓側備自投裝置未按照整定配合關系由高壓側備自投先動作，而是兩側備自投同時動作，導致出現(xiàn)非正常運行方式的一起事件。結合線路保護定值、重合閘設置及備自投裝置定值對該事件進行了詳細分析，發(fā)現(xiàn)是由于兩側備自投裝置失壓計時算法不同導致定值整定中所設置的時間裕度不足引起的。針對事故原因提出了定值整定方面的解決方案。并提出基于智能電網(wǎng)的廣域備自投控制系統(tǒng)是未來的發(fā)展方向。

關鍵詞：備自投 失配 計時算法 智能變電站 廣域

中圖分類號：TM772 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2016）02（b）-0021-02

備用電源自動投入（簡稱備自投）裝置對于提高供電可靠性和保證供電連續(xù)性具有重要作用。目前常規(guī)110 kV內(nèi)橋接線變電站高、低壓側各配置一套備自投裝置，利用動作延時配合，將高壓側備自投動作延時設置為小于低壓側備自投，使得高壓側備自投先于低壓側動作。該文通過分析一起110 kV線路跳閘后變電站高低壓側備自投動作失配事件，指出存在的問題，提出定值設置方面的解決辦法。同時總結了常規(guī)變電站和智能變電站實現(xiàn)站域或廣域備自投配合的諸多方式。

1 備自投動作經(jīng)過

1.1 變電站運行方式

該110 kV變電站是一個內(nèi)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(lián)110斷路器、10 kV母聯(lián)ⅠⅡ0斷路器在熱備用狀態(tài)，其他斷路器均在運行狀態(tài)。

1.2 保護配置

該變電站兩條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，線路對側各配置一套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、2號主變各配置一套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(lián)分段自投方式。

1.3 備自投動作過程

故障發(fā)生，線路距離Ⅱ段保護0.3 s動作，以此線路及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(lián)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 事件原因分析及解決方案

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

對于變壓器電源側自動投入裝置動作時間的整定，根據(jù)DL/T584—2007《3-110 kV電網(wǎng)繼電保護裝置運行整定規(guī)程》[1]，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(xiàn)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 kV Ⅰ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 kV Ⅰ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。該次事件中，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。鑒于兩套備自投裝置投運時間不久且經(jīng)試驗良好，基本排除裝置異?？赡堋?/p>

分析備自投裝置動作時間，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，此即為該裝置定值設置的跳閘時間，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(jīng)驗證發(fā)現(xiàn)其計時方式為“滿足無壓起動條件即開始計時，電壓如短暫恢復，則停止計時但不清零，待重新滿足無壓條件后繼續(xù)計時”。由此可知，此次高低壓側備自投動作失配的原因為兩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

事件原因分析清楚后，從定值整定方面考慮，可從增加高低壓側兩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，以盡量減少負荷失電時間。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(guī)程，若因某些原因未投入該控制字，還需考慮重合閘時間，此種情況下，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。

事件雖未造成負荷損失，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方式，且采用時間級差實現(xiàn)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。常規(guī)變電站備自投配合方式除上述的動作延時配合，還可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[2]?，F(xiàn)今電網(wǎng)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。增加開關量輸出輸入，這一方式基本可以實現(xiàn)兩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(wěn)定因素。擴展備自投邏輯的方式需要找出兩套備自投同時啟動的關鍵節(jié)點，以增加啟動條件來實現(xiàn)配合。

3 結語

該文通過分析解決一起內(nèi)橋接線變電站高低壓側備自投動作失配事件，引申總結了常規(guī)變電站備自投裝置采用動作延時、開關量輸入輸出、擴展備自投邏輯三種配合方式及各自優(yōu)缺點。隨著智能變電站技術的進步，基于智能變電站的站域備自投裝置[3]和廣域備自投系統(tǒng)[4-6]研究也逐漸增多，目前尚處于研究試運行階段，隨著智能變電站技術的發(fā)展越來越成熟，智能電網(wǎng)的建設越來越堅強，廣域備自投技術將會得到更加廣泛的應用。

參考文獻

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[2] 田苑，劉旋，張維寧.變電站高低壓母線備自投的配合方式[J].大眾科技，2012，14（151）：117-118.

[3] 秦貴鋒，張沛超.基于IEC61850標準的站域備自投裝置[J].電力系統(tǒng)保護與控制，2012，40（16）：126-129.

[4] 余濤，胡細兵，黃煒.地區(qū)電網(wǎng)廣域備自投控制系統(tǒng)研制[J].電力自動化設備，2011，31（3）：121-125.

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