施炳亮

摘 要：110 kV變電站備自投動(dòng)作失配會(huì)影響供電系統(tǒng)供電的穩(wěn)定性和可靠性，影響到人們的正常生活用電。結(jié)合某起110 kV變電站備自投動(dòng)作失配實(shí)例，分析了變電站備自投動(dòng)作失配的原因，并提出了相應(yīng)的解決方案，旨在為類似故障處理提供參考借鑒。

關(guān)鍵詞：備自投；動(dòng)作失配；110 kV變電站；斷路器

中圖分類號(hào)：TM762.1 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.19.097

隨著我國(guó)社會(huì)經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，我國(guó)電力行業(yè)也取得了極大的進(jìn)步。而變電站作為供電系統(tǒng)中的重要組成部分，在我國(guó)社會(huì)經(jīng)濟(jì)的發(fā)展中起著至關(guān)重要的作用。在110 kV變電站中，常常采用雙電源供電。當(dāng)主供電線路故障跳閘時(shí)，備自投裝置動(dòng)作將備用線路自動(dòng)投入，從而保障供電系統(tǒng)供電的穩(wěn)定性。因此，確保110 kV變電站備自投動(dòng)作的正確性十分重要。

1 備自投動(dòng)作經(jīng)過(guò)

1.1 變電站運(yùn)行方式

該110 kV變電站是一個(gè)內(nèi)橋接線的智能變電站，為負(fù)荷終端變電站。變電站運(yùn)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)，其他斷路器均處于運(yùn)行狀態(tài)。

1.2 保護(hù)配置

該變電站2條110 kV進(jìn)線均為T接支線，其901斷路器和902斷路器均未設(shè)保護(hù)，線路對(duì)側(cè)各配置1套WXH811型線路保護(hù)，為3段式相間和接地距離、3段式零序電流保護(hù)。

1號(hào)、2號(hào)主變各配置1套PST671U系列保護(hù)。110 kV側(cè)配置一套PSP643U型充電自投一體保護(hù)裝置，備自投選擇為橋自投方式。10 kV側(cè)配置一套iPACS-5763D型保護(hù)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(dòng)作過(guò)程

當(dāng)故障發(fā)生時(shí)，線路距離Ⅱ段保護(hù)0.3 s動(dòng)作，此線路和母線第一次失壓時(shí)間為相對(duì)時(shí)間0 s。1.0 s，重合閘動(dòng)作，送電至故障點(diǎn)，重合閘后加速動(dòng)作，重合失敗。6.0 s，110 kV橋備自投裝置動(dòng)作，跳開(kāi)901斷路器，延時(shí)1.0 s，合上110 kV橋斷路器110.與此同時(shí)，10 kV母聯(lián)分段備自投裝置動(dòng)作，跳開(kāi)101斷路器，延時(shí)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(shí)限分別為0 s、0.3 s、3.3 s，零序3段時(shí)限分別為0.3 s、0.6 s、0.9 s，投入重合閘，時(shí)限為1.0 s。故障為線路相間故障，距離Ⅱ段動(dòng)作，保護(hù)裝置動(dòng)作正確。

2.2 備自投裝置定值分析

對(duì)變壓器電源側(cè)自動(dòng)投入裝置動(dòng)作時(shí)間的整定，要依據(jù)DL/T 584—2007《3-110 kV電網(wǎng)繼電保護(hù)裝置運(yùn)行整定規(guī)程》。其原則為：“電壓鑒定元件動(dòng)作后延時(shí)跳開(kāi)工作電源，其動(dòng)作時(shí)間應(yīng)大于本級(jí)線路電源側(cè)后備保護(hù)動(dòng)作時(shí)間，需要考慮重合閘時(shí)，應(yīng)大于本級(jí)線路電源側(cè)后備保護(hù)動(dòng)作時(shí)間與線路重合閘時(shí)間之和”。該變電站110 kV側(cè)備自投裝置跳閘時(shí)限設(shè)置為5.0 s，10 kV側(cè)備自投裝置跳閘時(shí)限設(shè)置為7.0 s，以實(shí)現(xiàn)與上級(jí)的配合，定值設(shè)置正確。

2.3 備自投裝置動(dòng)作行為分析

901斷路器跳閘后，變電站110 kVⅠ母無(wú)壓，Ⅱ母有壓，進(jìn)線無(wú)流，滿足備自投動(dòng)作條件，備自投動(dòng)作正確。110 kV側(cè)備自投動(dòng)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(cè)備自投放電，不應(yīng)動(dòng)作。在這次事件中，變電站高低壓側(cè)備自投裝置均動(dòng)作成功，不符合其設(shè)計(jì)邏輯。鑒于2套備自投裝置投運(yùn)時(shí)間不久且經(jīng)試驗(yàn)良好，基本排除裝置異常的可能。

分析備自投裝置的動(dòng)作時(shí)間，110 kV側(cè)備自投動(dòng)作時(shí)間為6.0 s，與重合后加速動(dòng)作重合失敗時(shí)間間隔5.0 s。此時(shí)間即為該裝置定值設(shè)置的跳閘時(shí)間。由此可見(jiàn)，110 kV側(cè)備自投裝置“電壓鑒定元件動(dòng)作后延時(shí)跳開(kāi)工作電源”的動(dòng)作時(shí)間從最后一次母線失壓開(kāi)始計(jì)時(shí)。對(duì)于10 kV側(cè)iPACS-5763D型備自投裝置，經(jīng)驗(yàn)證發(fā)現(xiàn)，其計(jì)時(shí)方式為“滿足無(wú)壓起動(dòng)條件即開(kāi)始計(jì)時(shí)，如果電壓短暫恢復(fù)，則停止計(jì)時(shí)，但不清零，待重新滿足無(wú)壓條件后繼續(xù)計(jì)時(shí)”。由此可知，此次高低壓側(cè)備自投動(dòng)作失配的原因?yàn)椋?套裝置采用的動(dòng)作時(shí)間計(jì)時(shí)算法不同，導(dǎo)致定值設(shè)置的時(shí)間裕量不足引起的。

2.4 解決方案

事件發(fā)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(cè)2套備自投裝置的時(shí)間裕量入手，將110 kV側(cè)備自投裝置動(dòng)作時(shí)間設(shè)置為4.0 s，10 kV側(cè)仍保持7.0 s不變，以盡量縮短負(fù)荷失電時(shí)間。在此需要說(shuō)明的是，該變電站電源線路距離Ⅲ段時(shí)限為3.3 s，投入“Ⅲ段及以上動(dòng)作閉重”控制字，因此，高壓側(cè)備自投動(dòng)作時(shí)限設(shè)置為4.0 s仍滿足整定規(guī)程。如果因?yàn)槟承┰蛭赐度朐摽刂谱?，還需考慮重合閘時(shí)間。在這種情況下，高壓側(cè)備自投動(dòng)作時(shí)限宜設(shè)置為5.0 s，低壓側(cè)宜設(shè)置為8.0 s。

雖然該事件未造成負(fù)荷損失，但是，形成了1號(hào)主變空載運(yùn)行、乙線帶全部負(fù)荷的異常運(yùn)行，且采用時(shí)間級(jí)差實(shí)現(xiàn)高低壓側(cè)備自投配合的方式將不可避免造成低壓側(cè)備自投動(dòng)作延時(shí)過(guò)長(zhǎng)。這對(duì)于快速恢復(fù)低壓母線電壓是極為不利的。對(duì)于常規(guī)變電站備自投配合方式，除了上述的動(dòng)作延時(shí)配合外，還可以采用輸入輸出開(kāi)關(guān)量配合，擴(kuò)建備自投邏輯配合。這三種方案在實(shí)踐中都有所應(yīng)用。在現(xiàn)今電網(wǎng)中，普遍采用動(dòng)作延時(shí)的配合方式。這對(duì)于對(duì)負(fù)荷失壓時(shí)間要求不高的用戶來(lái)說(shuō)是一種簡(jiǎn)單、有效的方法。增加開(kāi)關(guān)量的輸出、輸入基本可以實(shí)現(xiàn)2套備自投的獨(dú)立整定，但是，在實(shí)際應(yīng)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(lái)一些不穩(wěn)定因素。擴(kuò)展備自投邏輯的方式需要找出2套備自投同時(shí)啟動(dòng)的關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)，以增加啟動(dòng)條件來(lái)實(shí)現(xiàn)配合。

3 結(jié)束語(yǔ)

綜上所述，變電站備自投動(dòng)作的失配會(huì)延長(zhǎng)停電時(shí)間，影響到電力系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定運(yùn)行，并對(duì)供電的可靠性和人們的日常用電質(zhì)量造成影響。因此，在變電站中，要認(rèn)真分析備自投動(dòng)作失配的原因，并結(jié)合分析結(jié)果，采取合理的解決方案，以確保電力系統(tǒng)供電的可靠性和連續(xù)性，為人們提供連續(xù)不間斷的、高質(zhì)量的電能。

參考文獻(xiàn)

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〔編輯：白潔〕