特殊運行方式下幾起備自投動作行為分析與改進

張自偉

（連云港供電公司，江蘇 連云港 222004）

0 引言

備用電源自動投入裝置（簡稱備自投）是電力系統(tǒng)故障或其他原因?qū)е轮鞴ぷ麟娫磾嚅_后，能迅速將備用電源或備用設(shè)備自動投入工作，使正常用戶負荷能迅速恢復(fù)的一種自動裝置。備自投能夠改善電網(wǎng)正常運行時的供電能力，提高供電的可靠性和連續(xù)性[1-2]。

近年來，電網(wǎng)運行方式受電網(wǎng)設(shè)備檢修、基建、技改影響出現(xiàn)單母線、單變運行；分布式電源發(fā)展迅速；部分地區(qū)電網(wǎng)布局落后，還存在串供線路供電，這都可能會影響到備自投裝置的正確動作[3-5]。而在特殊運行方式下，備自投正確動作還需要與保護配置整定，以及周密的備自投動作邏輯緊密配合。通過分析3例備自投裝置受運行方式影響未發(fā)揮其應(yīng)有作用的案例，提出了積極的防范措施與改進方案。

1 主備線路同源方式

1.1 備自投動作邏輯

如圖1所示，110 kV甲變電站采用內(nèi)橋接線，進線備自投，A進線711作為主供線路，B進線722作為備用電源，這兩條線路均來自上級電源220 kV乙變電站。

圖1 主備線路同源變電站接線

B進線722備自投動作邏輯為：B進線722備自投充電完成，110 kVⅠ段、Ⅱ段母線無壓，且進線711無流，檢進線722有壓，自投啟動，經(jīng)2.6 s延時跳開進線711開關(guān)，在確認進線711開關(guān)跳開后，合進線722開關(guān)。

某日，作為110 kV甲站主電源的A進線711發(fā)生B相接地故障，上級電源220 kV乙變電站A進線711距離保護動作，開關(guān)跳閘，重合未成功。110 kV甲變電站備自投未動作，造成甲站全站失電。甲變電站備自投的事件報文：備用線路B進線722失壓；備自投裝置閉鎖發(fā)生；備自投告警燈點亮。

1.2 事故分析

事故發(fā)生前，220 kV乙變電站的110 kVⅡ段母線檢修，A進線711與B進線722均運行于110 kVⅠ段母線。查閱乙變電站的故障錄波，110 kV A進線711發(fā)生B相線路末端接地故障瞬間，電源端乙變電站的B相二次電壓降低至35 V。由于A進線711與B進線722運行在乙變電站的110 kVⅠ段母線，所以甲變電站的B進線722 B相線路二次抽取電壓在A進線711接地故障瞬時也降低至35 V，低于備自投裝置無壓判定值40 V。同時，乙變電站的A進線711距離Ⅱ段保護動作時間為0.6 s，而甲站備自投無壓判定持續(xù)時間設(shè)定為0.4 s，判定無壓即對備自投裝置閉鎖。因此，在乙站的A進線711的距離保護Ⅱ段動作切除故障前，甲站備自投已經(jīng)判定備用線路B進線722無壓而閉鎖，最終備自投未動作。綜上可見：

（1）甲站的主備電源A進線711、B進線722運行于同一段母線，降低了供電可靠性。

（2）甲站備自投失壓判定時間與上級保護裝置動作時間不配合，整定時間存在問題。故障尚未切除前，備自投已經(jīng)做出備用線路B進線722的無壓判定，并將備自投裝置閉鎖。

（3）若乙站的110 kVⅠ段母線發(fā)生故障，則甲變電站無論備自投動作與否都將造成全站失電。乙變電站在進行110 kVⅡ段母線檢修時，下級變電站應(yīng)做好事故預(yù)想。

1.3 改進措施

（1）110 kV內(nèi)橋變電站的主備電源應(yīng)盡量引自不同變電站或分列運行的母線。

（2）將甲站備自投失壓判定時間由0.4 s改為10 s，以躲過短時失壓時間。

（3）合理進行電網(wǎng)布局，周密安排運行方式。110 kV內(nèi)橋變電站進線與110 kV聯(lián)絡(luò)線進行T形接線，10 kV布局手拉手的聯(lián)絡(luò)線，可在必要時提供負荷支援，顯著提高供電可靠性，減少經(jīng)濟損失[6-7]。

（4）考慮將進線備自投中檢備用線路有壓的充電條件取消，確保備自投能夠正確動作。

2 變電站中壓側(cè)接入分布式電源方式

2.1 事故經(jīng)過

分布式電源發(fā)展迅速，給繼電保護與自動裝置提出了更要的要求[6-9]。如圖2所示，110 kV甲變電站進線722經(jīng)2號主變帶35 kV全部負荷、10 kVⅡ段母線負荷，進線711經(jīng)1號主變帶10 kV的Ⅰ段母線負荷，某熱電廠經(jīng)熱電311開關(guān)接35 kV的Ⅱ段母線入網(wǎng)。35 kV主變備自投充電完成，當35 kV甲、乙兩段母線均失壓，且2號主變35 kV側(cè)302開關(guān)無流，跳開302開關(guān)，確認302開關(guān)跳開后，合上1號主變中壓側(cè)301開關(guān)；10 kV部分采用10 kV母聯(lián)備自投，跳101或102開關(guān)，合10 kV母聯(lián)110開關(guān)。

某日，2號主變內(nèi)部故障，瓦斯、差動保護動作，2號主變?nèi)齻?cè)開關(guān)跳閘；10 kV母聯(lián)備自投空跳102開關(guān)，合上10 kV母聯(lián)110開關(guān)，動作正確及時；35 kV備自投未及時動作，經(jīng)1.0 s延時后備自投滿足條件，確認302開關(guān)分閘后，合上301開關(guān)。

2.2 事故分析

圖2 分布式電源接入的變電站接線

2號主變瓦斯、差動保護動作跳三側(cè)開關(guān)后，35 kV母線所接的熱電廠側(cè)發(fā)電機裝有強行勵磁裝置，當母線電壓降低，通常在低于額定值的80%～85%時，強勵裝置動作，迅速提高母線電壓[6]。則甲站的備自投裝置因35 kV甲、乙2條母線有壓而未及時動作，而熱電廠輸出功率不能滿足正常對外供電，待頻率降低至低頻解列裝置設(shè)定值，經(jīng)整定動作時限1.0 s，熱電廠解列，此時甲站的35 kV部分備自投裝置滿足動作條件，確認302開關(guān)跳開后，合上301開關(guān)。

2.3 改進措施

通常并網(wǎng)小發(fā)電廠都裝設(shè)了可靠的保護和解列裝置，而甲變電站的主變保護應(yīng)具備聯(lián)切小發(fā)電廠的功能[10]。即當2號主變主保護或后備保護動作跳35 kV側(cè)302開關(guān)時，同時增加跳開35 kV熱電廠的上網(wǎng)311開關(guān)，使熱電廠機組盡快與系統(tǒng)解列。這樣可以使主變或上級電源出線故障時，備自投及時動作，保護電氣設(shè)備。同時，當35 kV母線故障或35 kV出線相間故障出線開關(guān)拒動時，加快切除熱電廠的短路故障電流。

甲站備自投裝置引入熱電廠上網(wǎng)開關(guān)311開關(guān)位置接點，在35 kV備自投裝置動作時先跳開35 kV熱電廠上網(wǎng)開關(guān)311開關(guān)，在確認311開關(guān)跳開后，再投入備用電源301開關(guān)，可以防止備自投裝置在投入備用電源后發(fā)生非同期并列。

3 串供線路運行

3.1 事故經(jīng)過

110 kV甲變電站采用單母分段接線形式，甲乙711線、甲乙722線分別帶甲變電站的110 kV的Ⅰ段、Ⅱ段母線，上級電源引自乙變電站的不同母線，1號、2號主變分列運行；另有甲丙733線運行于110 kVⅠ段母線帶丙變電站的全部負荷，這種串供線路供電方式在電網(wǎng)建設(shè)相對滯后的地區(qū)普遍存在[11]。甲變電站110 kV備自投采用110 kV母聯(lián)710開關(guān)備自投，即跳甲乙711開關(guān)或甲乙722開關(guān)，合110 kV母聯(lián)710開關(guān)；主變35 kV側(cè)備自投投跳1號主變301開關(guān)或2號主變302開關(guān)，合35 kV母聯(lián)310開關(guān)；主變10 kV側(cè)備自投投跳1號主變101開關(guān)或2號主變102開關(guān)，合10 kV母聯(lián)110開關(guān)。

串供線路供電變電站接線如圖3所示。某日，甲變電站甲丙733線距離Ⅰ段保護動作，甲丙733開關(guān)拒動，乙變電站的乙甲711線距離保護Ⅲ段動作，跳開乙甲711開關(guān)，重合不成功；甲變電站110 kV母聯(lián)備自投滿足動作條件，跳開甲乙711開關(guān)，合上110 kV母聯(lián)710開關(guān)。隨后，乙變電站乙甲722線距離保護Ⅲ段動作，跳開乙甲722開關(guān)，重合不成功，甲丙2個變電站全站失電。并且故障點處經(jīng)歷了4次短路電流沖擊。

圖3 串供線路供電的變電站接線

3.2 事故分析

（1）保護配合不完全，不滿足繼電保護選擇性要求，待備自投動作后，應(yīng)由甲變電站的110 kV母聯(lián)710開關(guān)切斷故障，而非上級電源越級跳閘。

（2）備自投動作后，將備用電源合于故障線路屬于誤動，備自投閉鎖條件不完善。

（3）串供線路影響供電可靠性，再加上開關(guān)拒動，勢必影響非故障部分正常供電。

3.3 改進措施

（1）110 kV母聯(lián)710開關(guān)加裝母聯(lián)保護，當備自投動作，將故障點引至備用線路上時，母聯(lián)保護可以跳開母聯(lián)切除故障，避免停電范圍的擴大，并且減少了1次對故障點的短路電流沖擊，但不能阻止備自投裝置的誤動。

（2）增加備自投閉鎖條件。如甲丙733線 路保護動作而甲丙733開關(guān)拒動、甲站1號主變保護動作而701開關(guān)拒動，以及甲變電站的110 kVⅠ段母線發(fā)生故障，110 kV母聯(lián)備自投都應(yīng)可靠不動作。此時，甲乙711開關(guān)內(nèi)都有故障電流經(jīng)過，數(shù)值超過整定值，且持續(xù)時間超過上級電源乙站乙甲711距離保護Ⅱ段動作時間0.6 s，即可對甲站的110 kV母聯(lián)備自投閉鎖。如圖4所示，增加備自投閉鎖條件，可提高備自投動作可靠性。

圖4 增加進線過流閉鎖備自投方案

（3）退出主備線路距離保護Ⅱ段、Ⅲ段啟動重合閘功能，防止備自投誤動作時對永久性故障點形成多次沖擊。

（4）加強電網(wǎng)建設(shè)，消除串供線路，完善電網(wǎng)布局，可顯著提高供電可靠性。

4 結(jié)語

分析了主備電源引自同一電源系統(tǒng)、變電站中壓側(cè)接入分布式電源、電網(wǎng)存在串供線路3種特殊運行方式下，備自投的動作行為，詳盡剖析了動作原因，并給出了切實可行的改進措施，確保當電網(wǎng)出現(xiàn)故障時，備自投裝置都能夠正確動作，保證電網(wǎng)穩(wěn)定運行和設(shè)備的安全，顯著提高了備自投裝置的可靠性與安全性，對今后的運行方式安排與備自投方案設(shè)計有較好的參考價值。

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