特殊运行方式下几起备自投动作行为分析与改进

张自伟

（连云港供电公司，江苏 连云港 222004）

0 引言

备用电源自动投入装置（简称备自投）是电力系统故障或其他原因导致主工作电源断开后，能迅速将备用电源或备用设备自动投入工作，使正常用户负荷能迅速恢复的一种自动装置。备自投能够改善电网正常运行时的供电能力，提高供电的可靠性和连续性[1-2]。

近年来，电网运行方式受电网设备检修、基建、技改影响出现单母线、单变运行；分布式电源发展迅速；部分地区电网布局落后，还存在串供线路供电，这都可能会影响到备自投装置的正确动作[3-5]。而在特殊运行方式下，备自投正确动作还需要与保护配置整定，以及周密的备自投动作逻辑紧密配合。通过分析3例备自投装置受运行方式影响未发挥其应有作用的案例，提出了积极的防范措施与改进方案。

1 主备线路同源方式

1.1 备自投动作逻辑

如图1所示，110 kV甲变电站采用内桥接线，进线备自投，A进线711作为主供线路，B进线722作为备用电源，这两条线路均来自上级电源220 kV乙变电站。

图1 主备线路同源变电站接线

B进线722备自投动作逻辑为：B进线722备自投充电完成，110 kVⅠ段、Ⅱ段母线无压，且进线711无流，检进线722有压，自投启动，经2.6 s延时跳开进线711开关，在确认进线711开关跳开后，合进线722开关。

某日，作为110 kV甲站主电源的A进线711发生B相接地故障，上级电源220 kV乙变电站A进线711距离保护动作，开关跳闸，重合未成功。110 kV甲变电站备自投未动作，造成甲站全站失电。甲变电站备自投的事件报文：备用线路B进线722失压；备自投装置闭锁发生；备自投告警灯点亮。

1.2 事故分析

事故发生前，220 kV乙变电站的110 kVⅡ段母线检修，A进线711与B进线722均运行于110 kVⅠ段母线。查阅乙变电站的故障录波，110 kV A进线711发生B相线路末端接地故障瞬间，电源端乙变电站的B相二次电压降低至35 V。由于A进线711与B进线722运行在乙变电站的110 kVⅠ段母线，所以甲变电站的B进线722 B相线路二次抽取电压在A进线711接地故障瞬时也降低至35 V，低于备自投装置无压判定值40 V。同时，乙变电站的A进线711距离Ⅱ段保护动作时间为0.6 s，而甲站备自投无压判定持续时间设定为0.4 s，判定无压即对备自投装置闭锁。因此，在乙站的A进线711的距离保护Ⅱ段动作切除故障前，甲站备自投已经判定备用线路B进线722无压而闭锁，最终备自投未动作。综上可见：

（1）甲站的主备电源A进线711、B进线722运行于同一段母线，降低了供电可靠性。

（2）甲站备自投失压判定时间与上级保护装置动作时间不配合，整定时间存在问题。故障尚未切除前，备自投已经做出备用线路B进线722的无压判定，并将备自投装置闭锁。

（3）若乙站的110 kVⅠ段母线发生故障，则甲变电站无论备自投动作与否都将造成全站失电。乙变电站在进行110 kVⅡ段母线检修时，下级变电站应做好事故预想。

1.3 改进措施

（1）110 kV内桥变电站的主备电源应尽量引自不同变电站或分列运行的母线。

（2）将甲站备自投失压判定时间由0.4 s改为10 s，以躲过短时失压时间。

（3）合理进行电网布局，周密安排运行方式。110 kV内桥变电站进线与110 kV联络线进行T形接线，10 kV布局手拉手的联络线，可在必要时提供负荷支援，显著提高供电可靠性，减少经济损失[6-7]。

（4）考虑将进线备自投中检备用线路有压的充电条件取消，确保备自投能够正确动作。

2 变电站中压侧接入分布式电源方式

2.1 事故经过

分布式电源发展迅速，给继电保护与自动装置提出了更要的要求[6-9]。如图2所示，110 kV甲变电站进线722经2号主变带35 kV全部负荷、10 kVⅡ段母线负荷，进线711经1号主变带10 kV的Ⅰ段母线负荷，某热电厂经热电311开关接35 kV的Ⅱ段母线入网。35 kV主变备自投充电完成，当35 kV甲、乙两段母线均失压，且2号主变35 kV侧302开关无流，跳开302开关，确认302开关跳开后，合上1号主变中压侧301开关；10 kV部分采用10 kV母联备自投，跳101或102开关，合10 kV母联110开关。

某日，2号主变内部故障，瓦斯、差动保护动作，2号主变三侧开关跳闸；10 kV母联备自投空跳102开关，合上10 kV母联110开关，动作正确及时；35 kV备自投未及时动作，经1.0 s延时后备自投满足条件，确认302开关分闸后，合上301开关。

2.2 事故分析

图2 分布式电源接入的变电站接线

2号主变瓦斯、差动保护动作跳三侧开关后，35 kV母线所接的热电厂侧发电机装有强行励磁装置，当母线电压降低，通常在低于额定值的80%～85%时，强励装置动作，迅速提高母线电压[6]。则甲站的备自投装置因35 kV甲、乙2条母线有压而未及时动作，而热电厂输出功率不能满足正常对外供电，待频率降低至低频解列装置设定值，经整定动作时限1.0 s，热电厂解列，此时甲站的35 kV部分备自投装置满足动作条件，确认302开关跳开后，合上301开关。

2.3 改进措施

通常并网小发电厂都装设了可靠的保护和解列装置，而甲变电站的主变保护应具备联切小发电厂的功能[10]。即当2号主变主保护或后备保护动作跳35 kV侧302开关时，同时增加跳开35 kV热电厂的上网311开关，使热电厂机组尽快与系统解列。这样可以使主变或上级电源出线故障时，备自投及时动作，保护电气设备。同时，当35 kV母线故障或35 kV出线相间故障出线开关拒动时，加快切除热电厂的短路故障电流。

甲站备自投装置引入热电厂上网开关311开关位置接点，在35 kV备自投装置动作时先跳开35 kV热电厂上网开关311开关，在确认311开关跳开后，再投入备用电源301开关，可以防止备自投装置在投入备用电源后发生非同期并列。

3 串供线路运行

3.1 事故经过

110 kV甲变电站采用单母分段接线形式，甲乙711线、甲乙722线分别带甲变电站的110 kV的Ⅰ段、Ⅱ段母线，上级电源引自乙变电站的不同母线，1号、2号主变分列运行；另有甲丙733线运行于110 kVⅠ段母线带丙变电站的全部负荷，这种串供线路供电方式在电网建设相对滞后的地区普遍存在[11]。甲变电站110 kV备自投采用110 kV母联710开关备自投，即跳甲乙711开关或甲乙722开关，合110 kV母联710开关；主变35 kV侧备自投投跳1号主变301开关或2号主变302开关，合35 kV母联310开关；主变10 kV侧备自投投跳1号主变101开关或2号主变102开关，合10 kV母联110开关。

串供线路供电变电站接线如图3所示。某日，甲变电站甲丙733线距离Ⅰ段保护动作，甲丙733开关拒动，乙变电站的乙甲711线距离保护Ⅲ段动作，跳开乙甲711开关，重合不成功；甲变电站110 kV母联备自投满足动作条件，跳开甲乙711开关，合上110 kV母联710开关。随后，乙变电站乙甲722线距离保护Ⅲ段动作，跳开乙甲722开关，重合不成功，甲丙2个变电站全站失电。并且故障点处经历了4次短路电流冲击。

图3 串供线路供电的变电站接线

3.2 事故分析

（1）保护配合不完全，不满足继电保护选择性要求，待备自投动作后，应由甲变电站的110 kV母联710开关切断故障，而非上级电源越级跳闸。

（2）备自投动作后，将备用电源合于故障线路属于误动，备自投闭锁条件不完善。

（3）串供线路影响供电可靠性，再加上开关拒动，势必影响非故障部分正常供电。

3.3 改进措施

（1）110 kV母联710开关加装母联保护，当备自投动作，将故障点引至备用线路上时，母联保护可以跳开母联切除故障，避免停电范围的扩大，并且减少了1次对故障点的短路电流冲击，但不能阻止备自投装置的误动。

（2）增加备自投闭锁条件。如甲丙733线 路保护动作而甲丙733开关拒动、甲站1号主变保护动作而701开关拒动，以及甲变电站的110 kVⅠ段母线发生故障，110 kV母联备自投都应可靠不动作。此时，甲乙711开关内都有故障电流经过，数值超过整定值，且持续时间超过上级电源乙站乙甲711距离保护Ⅱ段动作时间0.6 s，即可对甲站的110 kV母联备自投闭锁。如图4所示，增加备自投闭锁条件，可提高备自投动作可靠性。

图4 增加进线过流闭锁备自投方案

（3）退出主备线路距离保护Ⅱ段、Ⅲ段启动重合闸功能，防止备自投误动作时对永久性故障点形成多次冲击。

（4）加强电网建设，消除串供线路，完善电网布局，可显著提高供电可靠性。

4 结语

分析了主备电源引自同一电源系统、变电站中压侧接入分布式电源、电网存在串供线路3种特殊运行方式下，备自投的动作行为，详尽剖析了动作原因，并给出了切实可行的改进措施，确保当电网出现故障时，备自投装置都能够正确动作，保证电网稳定运行和设备的安全，显著提高了备自投装置的可靠性与安全性，对今后的运行方式安排与备自投方案设计有较好的参考价值。

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