王 輝，王傳能，張永豐

（國網(wǎng)鹽城供電公司，江蘇鹽城224005）

110 kV備自投動作行為分析

王 輝，王傳能，張永豐

（國網(wǎng)鹽城供電公司，江蘇鹽城224005）

文中詳細介紹了110 kV備自投的常見運行方式及動作條件，著重分析備自投的充放電條件及動作過程，結合若干事故案例，闡述備自投誤動、拒動的原因及不當動作給電網(wǎng)和設備造成的嚴重后果，并給出了具體的解決方案及措施，為調(diào)度運行人員在今后工作中處理類似情況提供參考。

備自投；誤動或拒動；過流閉鎖

0 引言

隨著國家經(jīng)濟的飛速發(fā)展、科學技術的不斷提升以及居民用電需求的快速增長，用戶對供電質(zhì)量和供電可靠性的要求日益提高，加裝備用電源自動投入裝置AAT（以下簡稱備自投）作為保證配電系統(tǒng)連續(xù)可靠供電的重要措施之一［1］，具有改造成本低、難度小、見效明顯的優(yōu)點，因此，中低壓系統(tǒng)變電站的備自投功能已成為其基本功能之一。目前，鹽城地區(qū)110 kV變電站已普遍裝設了備自投裝置。

備自投裝置是一種自動控制裝置，即當主供電源因故障被斷開后，能自動迅速地將備用電源或者備用設備投入工作，使原來的工作電源、被斷開的用戶能夠迅速恢復供電。文獻［2］提出了一種新的備自投自適應建模的方法。文獻［3］對具備快速合解環(huán)功能的備自投進行了分析。文獻［4］基于IEC 61850網(wǎng)絡通信標準，提出了一種面向智能變電站的廣域備自投系統(tǒng)；文獻［5］研究了區(qū)域網(wǎng)絡備自投技術的基本原理和步驟，并且對其關鍵點進行了分析；調(diào)度運行人員在值班過程中遇到備自投不正確動作的情況較少［6－14］，有的情況下，雖能正確動作但給設備帶來嚴重的危害，分析備自投不正確動作及動作不當?shù)脑驎r經(jīng)驗不足。本文將詳細介紹備自投的常見運行方式、備自投的動作條件及備自投的動作過程，結合大量的實際事故案例，為調(diào)度運行人員處理此類事故時提供參考。

1 備自投方式及動作條件

1.1備用電源自投的方式

備自投主要用于中、低壓配電系統(tǒng)中。根據(jù)備用電源的不同，備自投主要有2種方式，如圖1所示。

圖1 備自投示意圖Fig.1 Structure of AAT

（1）QF1開關、QF3開關在運行，QF2開關熱備用，此方式稱為左進線備投；或者QF2開關、QF3開關在運行，QF1開關熱備用，此方式稱為右進線備投；這2種備投方式統(tǒng)稱為進線備投，也稱為“明備投”。

（2）QF1開關、QF2開關在運行，QF3開關熱備用，這種方式稱為橋備投或者母聯(lián)備投，也稱為“暗備投”。

1.2備自投動作條件

備自投工作時的基本要求［15－18］：主供電源確實斷開后，備用電源才允許投入；備自投只允許動作一次；備自投動作投入備用電源斷路器必須經(jīng)過延時，延時時限應大于最長的外部故障切除時間；手動跳開主供電源時，應閉鎖備自投；應具有閉鎖備自投裝置的邏輯功能，以防止備用電源投到故障元件上，造成事故擴大的嚴重后果；工作母線失壓時還必須檢查工作電源無流，才能啟動備自投，以防電壓二次回路斷線造成誤動等。

（1）內(nèi)橋接線進線備投如圖2所示。且分析進線備投和橋備投的充放電條件及動作邏輯（以內(nèi)橋接線為例，單母分段接線與其類似）。

充電條件：①I母、Ⅱ母均有壓，2線路有壓；②QF1，QF3在合位狀態(tài)，QF2在分位狀態(tài)。同時滿足以上條件，經(jīng)10～15 s后充電完成。

放電條件：①2線路失壓；②手合QF2或手跳QF1或QF3；③外部閉鎖開入；④QF1，QF2，QF3的位置繼電器異常等。

圖2 內(nèi)橋接線進線備投Fig.2 Line connection AAT

備自投動作過程：充電完成后，若I母、Ⅱ母均無壓，1線路無流，2線路有壓，則備自投動作，經(jīng)延時發(fā)令跳QF1、確認QF1在分位，發(fā)令合QF2。進線備投的充／放電條件及動作邏輯如圖3所示。

圖3 進線備投充／放電及動作邏輯Fig.3 Charging／discharging and logic of line connection AAT

圖2 中，當1號主變差動范圍內(nèi)發(fā)生故障時，主變差動保護動作跳開QF1，QF3開關，不閉鎖備自投，此時備自投動作，確認QF1開關在分位，合上QF2開關；若2號主變發(fā)生故障時，主變差動保護動作跳開QF3，備自投不動作，因不滿足備自投動作條件。主變高后備動作時與其類似。

（2）對于橋備投接線，如圖4所示。

圖4 內(nèi)橋接線橋備投Fig.4 Bridge connection AAT

充電條件：①I母、Ⅱ母均有壓；②QF1，QF2在合位狀態(tài)，QF3在分位狀態(tài)。同時滿足以上條件，經(jīng)10～15 s后充電完成。

放電條件：①手合QF3或手分QF1或QF2；②外部閉鎖開入；③I母、Ⅱ母均無壓延時15 s放電；④QF1，QF2，QF3的位置繼電器異常等。

備自投動作過程：充電完成后，若I母無壓、1線路無流，Ⅱ母有壓，則備自投啟動，經(jīng)延時發(fā)令跳QF1、確認QF1在分位，發(fā)令合QF3；類似地對Ⅱ母亦是如此。橋備投的充／放電條件及動作邏輯如圖5所示。

圖5 橋備投充／放電及動作邏輯Fig.5 Charging／discharging and logic of bridge connection AAT

圖4 中，當1號主變差動范圍內(nèi)發(fā)生故障時，主變差動保護動作跳開QF1開關，此時閉鎖橋備投，對于2號主變亦是如此。主變高后備動作時同樣也閉鎖橋備投。

2 案例分析

2.1查找直流接地導致備自投誤動

2.1.1 備自投誤動分析

110 kV C站正常運行方式為743線、853線分供2臺主變，710開關熱備用，橋備投啟用，如圖3所示。

圖6 110 kV C站正常運行方式Fig.6 Normal operation mode of 110 kV C substation

某日C站發(fā)現(xiàn)“直流絕緣異常”動作，現(xiàn)場經(jīng)拉路查找后確定為C站853開關端子箱內(nèi)濕度大，用加熱器除濕后，信號復歸。調(diào)度員在調(diào)取C站D5000系統(tǒng)圖時發(fā)現(xiàn)853開關、710開關處于運行狀態(tài)，743開關處熱備用狀態(tài)。經(jīng)核實，C站確有備自投動作信號，且743線路處充電狀態(tài)，此時已可斷定C站110 kV備自投裝置發(fā)生誤動作。

根據(jù)備自投動作的條件，可分析得出C站備自投動作的原因可能有2種。（1）C站743開關偷跳，導致110 kV母聯(lián)備自投動作；（2）檢修人員在拉路查找直流接地過程中，造成Ⅱ段母線二次電壓回路失電。同時由于2號主變空載，743線路無流，I段母線正常運行（有壓），滿足橋備自投動作條件，導致110 kV母聯(lián)備自投動作。

事后經(jīng)排查分析，二次人員現(xiàn)場消缺直流系統(tǒng)接地缺陷時，拉路查找直流饋線分支，使110 kV電壓并列裝置短時失電。110 kVⅠ段母線電壓切換采用母線刀閘輔助觸點，110 kVⅡ段母線電壓切換采用110 kV電壓并列裝置重動繼電器觸點，由于該型號（DSA2304A）電壓并列裝置重動繼電器觸點不能自保持，裝置失電切斷110 kVⅡ段母線電壓回路。造成備自投裝置Ⅱ段母線電壓失電，同時Ⅱ段母線無負載，備自投有流閉鎖開放，備自投滿足條件動作，造成C站110 kV備自投誤動。

2.1.2 改進措施

檢修人員在采用拉路查找直流接地時，充分了解本站的接線方式及設備的運行特點，停電前應采取必要的措施，以防止直流失電可能引起保護及自動裝置的誤動作。

2.2邏輯回路錯誤導致備自投拒動

2.2.1 備自投拒動分析

220 kV W站通過雙線873線／874線供110 kV Y站，110 kV Z風電場通過7E8線并網(wǎng)，1號主變運行于I段母線，2號主變運行于Ⅱ段母線，873線、874線、7E8線配置分相電流差動保護作為線路主保護874線、7E8線線路兩側分相電流差動保護接跳閘，873線W站側分差接跳閘，Y站側接信號。110 kV Y站母線配置了母差保護，分段710開關熱備用，橋備投啟用。如圖7所示。

某日，874線路分相電流差動保護動作跳開線路兩側開關，同時聯(lián)切Y站7E8開關，110 kV Z風電場與系統(tǒng)解列。W站874開關重合閘動作，重合成功，Y站備自投未動作，2號主變失電。據(jù)前文所述的備自投動作邏輯，此時Y站備自投應動而未動。事后分析110 kV Y站備自投裝置的型號為DSA2361型，其備自投動作邏輯設計為僅873開關、874開關在合位、710開關在分位時檢測母線無壓線路無流后動作，而事故發(fā)生時因874線分相電流差動保護動作，致使874開關在分位時，110 kV備自投放電回路立即接通開始放電（放電條件中不檢測母線電壓，873開關或874開關在分位時即接通放電回路），備自投裝置因此不動作。

圖7 110 kV Y站正常運行方式Fig.7 Normal operation mode of 110 kV Y substation

2.2.2 改進措施

（1）對有風機、光伏并網(wǎng)的變電站的并網(wǎng)通道，并網(wǎng)線路兩側均裝檢無壓重合閘，一側檢線路無壓，一側檢母線無壓，比如W站874開關裝有檢線路無壓重合閘，Y站874開關裝檢母線無壓重合閘。當線路發(fā)生故障后，先由線路兩側重合閘動作，若重合不成，再由備自投動作。

（2）對本地區(qū)裝有此類型號的備自投裝置的邏輯回路進行整改。

2.3 110 kV母線故障備自投動作導致反復沖擊

2.3.1 單母分段接線110 kV變電站

110 kV G站由795線路主供，722線路備供。備自投配置情況：母線無壓，備用線路有壓，主供線路無流，滿足條件后3.6 s，跳G站795開關，合上722開關；E站795開關、F站722開關保護及重合閘啟用，G站795開關、722開關保護及重合閘停用。事故前運行方式如圖8所示。

某日E站795線路保護動作跳閘，重合不成，G站備自投動作成功，跳開795開關，合上722開關，隨后F站722開關距離、零序二段保護動作跳閘，重合不成。G站全所失電。根據(jù)保護、自動裝置的動作情況，可判定故障點在G站110 kV母線上，且應為永久性故障。目前采用這種接線方式的110 kV變電所非常多，如何減小此類故障的影響時間和范圍，對調(diào)度運行工作有深遠的實際意義。

2.3.2 改進措施

加裝進線開關過流閉鎖備自投裝置。當前方式下，單母分段接線方式變電站母線發(fā)生故障時，主供線路進線開關均會有過流出現(xiàn)，可考慮在備自投邏輯中的閉鎖環(huán)節(jié)增設一進線開關過流延時閉鎖條件，即在母線發(fā)生故障時，備自投被閉鎖。線路故障時，進線開關無過流出現(xiàn)，備自投正常動作。母線瞬時故障時，由重合閘補救，因此該閉鎖條件不影響母線瞬時故障的正常供電。目前其他地區(qū)已有不少110 kV變電站采取該種方案。該方案缺點：（1）故障發(fā)生在主供線路開關與電流互感器之間時，導致閉鎖備自投，母線失電；（2）若110 kV變電站無其他輔助保護信息上傳，調(diào)度員第一時間無法判斷是母線故障還是備自投未動作，采用試送方式依然會對故障點再次沖擊。

圖8 正常運行方式Fig.8 Normal operation mode

2.3.3 內(nèi)橋接線110 kV變電站

110 kV J站由220 kV I站933線路主供，936線路備供，備自投配置情況：母線無壓，備用線路有壓，主供線路無流，滿足條件后3.6 s，跳開J站933開關，合上936開關；I站933開關、936開關保護及重合閘啟用，J站933開關、936開關保護及重合閘停用，110 kV J站母線為GIS設備。事故前運行方式如圖9所示。

圖9 事故前正常運行方式Fig.9 Normal operation mode

故障點在I段母線上，保護、重合閘及備自投的動作行為同單母分段，事故造成J站GIS設備遭受多次沖擊，事后檢修人員對G站110 kV I段母線（GIS設備）解體后發(fā)現(xiàn)管母內(nèi)絕緣子、波紋環(huán)損壞。調(diào)規(guī)要求，GIS設備發(fā)生故障時必須查清并修復故障或隔離故障點后方能試送。進一步分析J站為內(nèi)橋接線，故障發(fā)生在母線上應由主變的差動保護動作，跳開J站933開關、710開關；110 kV側備自投動作，合上936開關，J站不會全站失電同時也避免了對GIS設備的多次沖擊。事后了解到J站主變差動保護高壓側電流取自主變套管電流互感器，而非外附電流互感器，是造成此次110 kV J站全停的直接原因。

2.3.4 改進措施

有條件的內(nèi)橋接線的主變差動保護高壓側電流取自外附電流互感器，特別是GIS等封閉電氣設備的主變差動保護高壓側電流應取自外附電流互感器，特殊情況下不能滿足主變差動保護“繞組數(shù)＋1”的配置原則除外。

上述2個備自投動作導致設備受到多次沖擊的案例中，備用線路的重合閘均啟用，目前有的地區(qū)采用了這樣的方案，考慮的出發(fā)點：（1）當備用線路發(fā)生瞬時性故障時，失去了備用線路；（2）當主供線路發(fā)生永久性故障時，備自投動作調(diào)由備用線路供電，但重合閘需現(xiàn)場啟用，增加操作。根據(jù)調(diào)度規(guī)程第372條第5項規(guī)定，空載線路重合閘停用，而且當主供線路重合不成，備自投動作調(diào)由備用線路供電時，此時備用線路跳閘后再重合的意義不大，且對故障母線多沖擊一次，對系統(tǒng)也多一次擾動。綜合利弊，建議空載線路重合閘應停用。

3 結語

本文詳細介紹了備自投的常見運行方式、備自投的動作條件及動作過程、主變保護閉鎖相關備自投情況，結合大量的實際事故案例，對備自投的各種動作行為進行了分析。

（1）在處理直流接地故障時，應充分了解變電站的接線方式及設備特點，必要時可停用保護及備自投等設備，以防止直流失電可能引起的誤動。

（2）由于大量風電場、光伏電站通過110 kV變電站并網(wǎng)，導致110 kV變電站配置的保護、備自投及重合閘的方式發(fā)生了很大的變化，調(diào)度運行人員在處理事故時應充分掌握一次接線方式、保護及安全裝置配置情況。

（3）110 kV變電站幾乎都裝設了110 kV備自投，當母線上發(fā)生故障時，導致設備受到多次沖擊，提出了相應的解決方案并對其優(yōu)缺點進行了分析；對于內(nèi)橋接線的110 kV變電站，有條件的建議主變高壓側電流應取自外附電流互感器，對于備用的空充線路，建議空充線路重合閘停用。

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Analysis of 110 kV Automatic Bus Transfer Equipment Action

WANG Hui，WANG Chuanneng，ZHANG Yongfeng
（State Grid Yancheng Power Supply Company，Yancheng 224005，China）

This paper introduces the mode and tripping condition of 110 kV automatic bus transfer equipment in detail，and puts emphasis on analysis of automatic bus transfer equipment in charging／discharging condition and action process.It also elaborates the cause of malfunctions of automatic bus transfer equipment and the serious consequences of the improper action to power grid and equipment，with putting forward the corresponding solutions and measures，and provides a reference for dispatching operators to deal with similar situations in future work.

automatic bus transfer equipment；mulfunctions；overcurrent blocking

TM73

：B

：2096－3203（2017）02－0127－06

王 輝

王 輝（1986—），男，江蘇阜寧人，工程師，從事電網(wǎng)調(diào)度運行工作；

王傳能（1987—），男，江蘇響水人，工程師，從事電網(wǎng)調(diào)度運行工作；

張永豐（1974—），男，江蘇鹽城人，高級工程師，從事電網(wǎng)調(diào)度運行工作。

（編輯 徐林菊）

2016－10－17；

2016－12－07