一起110 kV变电站高低压侧备自投动作失配事件的分析

崔金兰 陈力 王娟 司瑞芹 秦莉敏 杨铮 时慧军

摘 要：介绍了河南电网某110 kV内桥接线智能变电站因一条电源线路故障跳闸，高、低压侧备自投装置未按照整定配合关系由高压侧备自投先动作，而是两侧备自投同时动作，导致出现非正常运行方式的一起事件。结合线路保护定值、重合闸设置及备自投装置定值对该事件进行了详细分析，发现是由于两侧备自投装置失压计时算法不同导致定值整定中所设置的时间裕度不足引起的。针对事故原因提出了定值整定方面的解决方案。并提出基于智能电网的广域备自投控制系统是未来的发展方向。

关键词：备自投 失配 计时算法 智能变电站 广域

中图分类号：TM772 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2016）02（b）-0021-02

备用电源自动投入（简称备自投）装置对于提高供电可靠性和保证供电连续性具有重要作用。目前常规110 kV内桥接线变电站高、低压侧各配置一套备自投装置，利用动作延时配合，将高压侧备自投动作延时设置为小于低压侧备自投，使得高压侧备自投先于低压侧动作。该文通过分析一起110 kV线路跳闸后变电站高低压侧备自投动作失配事件，指出存在的问题，提出定值设置方面的解决办法。同时总结了常规变电站和智能变电站實现站域或广域备自投配合的诸多方式。

1 备自投动作经过

1.1 变电站运行方式

该110 kV变电站是一个内桥接线的智能变电站，为负荷终端变电站。变电站运行方式如图1所示，110 kV母联110断路器、10 kV母联ⅠⅡ0断路器在热备用状态，其他断路器均在运行状态。

1.2 保护配置

该变电站两条110 kV进线均为T接支线，其901断路器和902断路器均未设保护，线路对侧各配置一套WXH811型线路保护，为3段式相间和接地距离、3段式零序电流保护。

1、2号主变各配置一套PST671U系列保护。110 kV侧配置一套PSP643U型充电自投一体保护装置，备自投选择为桥自投方式。10 kV侧配置一套iPACS-5763D型保护自投一体装置，备自投选择为母联分段自投方式。

1.3 备自投动作过程

故障发生，线路距离Ⅱ段保护0.3 s动作，以此线路及母线第一次失压时间为相对时间0 s。

1.0 s，重合闸动作，送电至故障点，重合闸后加速动作，重合失败。

6.0 s，110 kV桥备自投装置动作，跳开901断路器，延时1.0 s，合上110 kV桥断路器110。

与此同时，10 kV母联分段备自投装置动作，跳开101断路器，延时1.0 s，合上ⅠⅡ0断路器。

2 事件原因分析及解决方案

2.1 线路故障分析

该变电站电源线路距离3段时限分别为0 s、0.3 s、3.3 s，零序3段时限分别为0.3 s、0.6 s、0.9 s，投入重合闸，时限为1.0 s。故障为线路相间故障，距离Ⅱ段动作，保护装置动作正确。

2.2 备自投装置定值分析

对于变压器电源侧自动投入装置动作时间的整定，根据DL/T584—2007《3-110 kV电网继电保护装置运行整定规程》[1]，其原则为：“电压鉴定元件动作后延时跳开工作电源，其动作时间应大于本级线路电源侧后备保护动作时间，需要考虑重合闸时，应大于本级线路电源侧后备保护动作时间与线路重合闸时间之和”。该变电站110 kV侧备自投装置跳闸时限设置为5.0 s，10 kV侧备自投装置跳闸时限设置为7.0 s，以实现与上级的配合，定值设置正确。

2.3 备自投装置动作行为分析

901断路器跳闸后，变电站110 kV Ⅰ母无压，Ⅱ母有压，进线无流，满足备自投动作条件，备自投动作正确。110 kV侧备自投动作成功后，10 kV Ⅰ母有压，Ⅱ母有压，不满足装置充电条件，10 kV侧备自投放电，不应动作。该次事件中，变电站高低压侧备自投装置均动作成功，不符合其设计逻辑。鉴于两套备自投装置投运时间不久且经试验良好，基本排除装置异常可能。

分析备自投装置动作时间，110 kV侧备自投动作时间为6.0 s，与重合后加速动作重合失败时间间隔5.0 s，此即为该装置定值设置的跳闸时间，可见110 kV侧备自投装置“电压鉴定元件动作后延时跳开工作电源”的动作时间从最后一次母线失压开始计时。对于10 kV侧iPACS-5763D型备自投装置，经验证发现其计时方式为“满足无压起动条件即开始计时，电压如短暂恢复，则停止计时但不清零，待重新满足无压条件后继续计时”。由此可知，此次高低压侧备自投动作失配的原因为两套装置采用的动作时间计时算法不同导致定值设置的时间裕量不足引起的。

2.4 解决方案

事件原因分析清楚后，从定值整定方面考虑，可从增加高低压侧两套备自投装置的时间裕量入手，将110 kV侧备自投装置动作时间设置为4.0 s，10 kV侧仍保持7.0 s不变，以尽量减少负荷失电时间。需要说明的是，该变电站电源线路距离Ⅲ段时限为3.3 s，投入“Ⅲ段及以上动作闭重”控制字，因此高压侧备自投动作时限设置为4.0 s仍满足整定规程，若因某些原因未投入该控制字，还需考虑重合闸时间，此种情况下，高压侧备自投动作时限宜设置为5.0 s，低压侧宜设置为8.0 s。

事件虽未造成负荷损失，但是形成了1号主变空载运行、乙线带全部负荷的异常运行方式，且采用时间级差实现高低压侧备自投配合的方式将不可避免造成低压侧备自投动作延时过长，这对于快速恢复低压母线电压是极为不利的。常规变电站备自投配合方式除上述的动作延时配合，还可采用输入输出开关量配合，扩建备自投逻辑配合。这三种方案在实践中都有所应用[2]。现今电网中，普遍采用动作延时的配合方式。这对于对负荷失压时间要求不高的用户来说，是一种简单有效的方法。增加开关量输出输入，这一方式基本可以实现两套备自投的独立整定，但是在实际应用中，增加了备自投的逻辑和硬件回路，给备自投的可靠性带来一些不稳定因素。扩展备自投逻辑的方式需要找出两套备自投同时启动的关键节点，以增加启动条件来实现配合。

3 结语

该文通过分析解决一起内桥接线变电站高低压侧备自投动作失配事件，引申总结了常规变电站备自投装置采用动作延时、开关量输入输出、扩展备自投逻辑三种配合方式及各自优缺点。随着智能变电站技术的进步，基于智能变电站的站域备自投装置[3]和广域备自投系统[4-6]研究也逐渐增多，目前尚处于研究试运行阶段，随着智能变电站技术的发展越来越成熟，智能电网的建设越来越坚强，广域备自投技术将会得到更加广泛的应用。

参考文献

[1] DL/T 584-2007，3kV-110kV电网继电保护装置运行整定规程[M].中国电力出版社，2008.

[2] 田苑，刘旋，张维宁.变电站高低压母线备自投的配合方式[J].大众科技，2012，14（151）：117-118.

[3] 秦贵锋，张沛超.基于IEC61850标准的站域备自投装置[J].电力系统保护与控制，2012，40（16）：126-129.

[4] 余涛，胡细兵，黄炜.地区电网广域备自投控制系统研制[J].电力自动化设备，2011，31（3）：121-125.

[5] 李明，李景强.一种基于智能电网的广域备自投方案[J].电力系统保护与控制，2013，41（11）：131-133.

[6] 刘育权，刘金生，王莉，等.基于实时信息的广域备自投控制系统[J].电力系统保护与控制，2014，42（17）131-136.