110 kV变电站备自投动作失配原因分析及解决方案

施炳亮

摘 要：110 kV变电站备自投动作失配会影响供电系统供电的稳定性和可靠性，影响到人们的正常生活用电。结合某起110 kV变电站备自投动作失配实例，分析了变电站备自投动作失配的原因，并提出了相应的解决方案，旨在为类似故障处理提供参考借鉴。

关键词：备自投；动作失配；110 kV变电站；断路器

中图分类号：TM762.1 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.19.097

随着我国社会经济的快速发展，我国电力行业也取得了极大的进步。而变电站作为供电系统中的重要组成部分，在我国社会经济的发展中起着至关重要的作用。在110 kV变电站中，常常采用双电源供电。当主供电线路故障跳闸时，备自投装置动作将备用线路自动投入，从而保障供电系统供电的稳定性。因此，确保110 kV变电站备自投动作的正确性十分重要。

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，其他断路器均处于运行状态。

1.2 保护配置

该变电站2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1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号、2号主变各配置1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

当故障发生时，线路距离Ⅱ段保护0.3 s动作，此线路和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 事件原因分析和解决方案

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

对变压器电源侧自动投入装置动作时间的整定，要依据DL/T 584—2007《3-110 kV电网继电保护装置运行整定规程》。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 kVⅠ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 kVⅠ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。在这次事件中，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2套备自投装置投运时间不久且经试验良好，基本排除装置异常的可能。

分析备自投装置的动作时间，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。此时间即为该装置定值设置的跳闸时间。由此可见，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，如果电压短暂恢复，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，2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

事件发生的原因分析清楚后，从定值整定方面考虑，可从增加高低压侧2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，以尽量缩短负荷失电时间。在此需要说明的是，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。如果因为某些原因未投入该控制字，还需考虑重合闸时间。在这种情况下，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。

虽然该事件未造成负荷损失，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，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。对于常规变电站备自投配合方式，除了上述的动作延时配合外，还可以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。在现今电网中，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。增加开关量的输出、输入基本可以实现2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2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 结束语

综上所述，变电站备自投动作的失配会延长停电时间，影响到电力系统的安全、稳定运行，并对供电的可靠性和人们的日常用电质量造成影响。因此，在变电站中，要认真分析备自投动作失配的原因，并结合分析结果，采取合理的解决方案，以确保电力系统供电的可靠性和连续性，为人们提供连续不间断的、高质量的电能。

参考文献

[1]石进宝.某变电站110 kV线路备自投异常动作分析[J].技术与市场，2016（04）.

[2]崔晔，霍红，郑兵武.一起110 kV变电站110 kV和35 kV备自投动作分析及探讨[J].电子世界，2015（18）.

〔编辑：白洁〕