闭锁备自投范文

闭锁备自投范文（精选10篇）

闭锁备自投 第1篇

备用电源自动投入装置, 就是当工作电源因故障失电后, 能自动而且迅速地将备用电源投入工作或将用户供电自动地切换到备用电源上去, 使用户不至于因工作电源故障而停电, 从而提高供电可靠性[1]。备自投的动作逻辑与变电站的运行方式密切相关。在变电站设计中针对不同运行方式准备多套自投方案是可行的。以内桥接线为例, 设计中需要同时考虑桥备自投和进线备自投, 而装置对应桥备自投和进线备自投方式也启动不同的充电条件, 采取不同的动作逻辑。

1 内桥接线方式下进线备自投情况分析

1.1 内桥接线方式下进线备自投动作过程分析

图1为进线备自投一次接线图。工作线路同时带两段母线运行, 另一条进线处于明备用状态。正常运行时, 母联断路器在合位, Ⅰ、Ⅱ段母线并列运行, 当工作线路失电或偷跳时, 如果备用线路有压且桥断路器在合位, 则跳开工作线路, 经延时合备用线路。

动作逻辑为:

(1) 充电条件 (与) :1DL合位, 2DL分位, 3DL合位, Ⅰ母有压, Ⅱ母有压, 进线Ⅰ有压。

(2) 放电条件 (或) :1DL分位, 2DL合位, 3DL分位, 进线Ⅰ无压。

(3) 起动条件:Ⅰ母无压, Ⅱ母无压, 进线Ⅰ无流, 进线Ⅱ有压。

起动后, 延时跳开1DL, 合上2DL。

1.2 闭锁备自投

110k V内桥接线形式下的进线备投, 变压器的主保护以及高后备保护不需要闭锁进线备投, 因为上述保护在动作时已将桥开关跳开, 而桥开关的合位是进线备自投充电的必须条件, 同时为了避免桥开关跳开后闭锁进线备自投还应将桥开关的合位短接, 从而避免造成变压器的主保护以及高后备保护动作后跳开桥开关闭锁进线备自投, 形成全站失压。

具体如下:如果1#主变故障 (差动或高后备动作) 跳开进线1DL和桥开关, 满足备自投动作条件, 合上2DL, 此时3DL桥开关仍然为分位, 即2DL带2#主变运行, 这是合理的逻辑方式。如果2#主变故障 (差动或高后备动作) 跳开桥开关, 由于Ⅰ母有压, 并不满足备自投动作条件, 1DL继续带1#主变运行, 也是合乎实际的。

实际上, 主变故障 (差动或高后备动作) 闭锁的是分段备投方式, 将在下面详述。

2 内桥接线方式下分段备自投情况分析

2.1 内桥接线方式下分段备自投动作过程分析

图2为分段备自投一次接线图。正常运行时, 母联断路器在断开状态, Ⅰ、Ⅱ段母线分列运行, 当一条母线因故障跳开或偷跳时, 如果另一条进线断路器在合位, 则母联断路器自动合闸。本变电站两条进线在本侧都没有线路保护。

动作逻辑为:

(1) 充电条件 (与) :1DL合位, 2DL合位, 3DL分位, Ⅰ母有压, Ⅱ母有压。

(2) 放电条件 (或) :1DL分位, 2DL分位, 3DL合位, Ⅰ母Ⅱ母同时无压。

(3) 起动条件:Ⅰ母无压, Ⅱ母有压, 进线Ⅰ无流, 2DL合位。

起动后, 延时跳开1DL, 合上3DL。

2.2 闭锁备自投

110k V内桥接线形式下的分段备投, 变压器的主保护以及高后备保护都需要闭锁高压侧分段备投, 因为在正常运行情况下, 如果1#主变故障 (差动或高后备动作) 跳开进线1DL, 如果此时备自投动作合上3DL, 将合于故障变压器, 同理2#变故障也是如此, 所以分段备投变压器保护需要闭锁备自投。

3 进线备自投跳闸回路设计中应该注意的问题

一般情况下, 进线备自投的跳闸回路可通过保护跳闸或手跳两种方式实现, 设计时需要注意以下两点:

备自投的充电条件之一就是控制把手或者手合 (遥合) 继电器的合后位, 即我们常说的KKJ, 只有在手合或遥合后KKJ才闭合, 手跳或者遥跳时KKJ才打开, 保护跳或保护合时不会动作, 也就不会给备自投放电, 这时就考虑将备自投接保护跳回路, 即保护跳闸方式, 但这种方式要考虑闭锁重合闸的问题, 因为采用这种方式跳开工作线路开关以后, 并不起动KKJ, 工作线路会被保护装置误认为开关偷跳, 这样就会启动重合闸, 从而导致跳开的工作线路再次合上, 故障无法隔离。因此需要两对跳闸输出结点, 用另一对去闭锁线路的重合闸。

如果接了手跳方式, 虽然不需要考虑重合闸的问题, 但是KKJ会给备自投放电, 备自投自然就不会动作了, 所以只能取消KKJ结点接入备自投装置, 加入“手跳闭锁备自投”回路, 可以使问题得到解决。需要注意的是, 手分工作线路时还是可能出现备自投误动的情况, 为了避免误投情况发生, 应在现场运行规程中做出要求, 在手分工作线路前将备自投退出。

4 结语

备自投装置对电网安全运行非常重要, 而在变电站设计中备自投的设计需要考虑的情况较多, 相对较为复杂。本文希望通过对110k V及以下变电站内桥接线方式下备自投闭锁进行分析后, 能够为备自投以后的设计提供一点参考。

参考文献

备自投的设计与调试方法举例 第2篇

关键词：备自投 跳闸 闭锁 可靠性

1 概述

“备自投”是备用电源自动投入装置和备用设备自动投入装置的简称。“备自投”装置可以大大改进电网的供电能力，减轻重载线路的负荷，对短路电流进行限制，以确保正常地、连续地供电。近些年来，电网供电系统有了进一步的发展，“备自投”装置也从技术和应用方面有了很大的改进。但在实际应用过程中，这种装置的运行模式以及逻辑关系都达不到电网运行规范，因此有的电网系统即便已安装了备自投装置，却无法使其发挥真正的作用。笔者在本文中就进线备自投设计时不得不注意的几个问题进行可深入的分析，同时根据问题产生的根源制定了一系列解决问题的方案，并且对调试方法进行了举例分析。

2 内桥接线方式进线备自投的动作过程分析

首先对较常见的内桥接线方式的进线备投进行详细的阐述。如图1

当1DL分位，2DL、3DL合位，2#进线处于运行状态时，1#进线为2#进线备用，称为进线备投方式。

对于进线备投，当正常运行时，1#进线处于热备用，2#进线处于运行状态，3DL合位，此时系统的特点：

①开关量的特点为1DL为分位，2DL、3DL为合位。

②电气特点为1、2#母线电压为正常电压，1、2#进线线路电压正常，我们把以上电气量与开关量的状态称为允许备投启动状态，就是我们常说的充电状态。

取一种最简单常见的故障，当2#进线对侧发生故障，对侧开关跳闸（两侧都不投重合闸），本侧开关尚未跳开时，称为状态二，此时系统的特点：

①开关量特點应为1DL为分位，2DL、3DL为合位。

②电气量特点应为1、2母线失压，同时进线2无压。

那么此时备自投就应该立即启动，去跳开本侧2#进线开关，同时合上1#进线开关恢复正常供电。由于出现状态2以后备自投即启动动作，所以把状态2称作备投启动状态。

以上即为进线备投的一个简单准备、启动、动作过程。但是备自投在实际应用中还要与线路（变压器）保护及重合闸配合使用，因此还有许多需要注意的地方。

3 备投在实际应用中需要注意的问题

3.1 备自投装置应保证只动作一次

当工作母线发生永久性故障或引出线上发生永久性故障，且没有被出线断路器切除时，由于工作母线电压降低，备自投装置动作，第一次将备用电源或备用设备投入，因为故障仍然存在，备用电源或备用设备上的继电保护会迅速将备用电源或备用设备断开，此时再投入备用电源或备用设备，不但不会成功，还会使备用电源或备用设备、系统再次遭受故障冲击，并造成扩大事故、损坏设备等严重的后果。实现方法：当系统满足状态一时，控制备用电源或设备断路器的合闸脉冲，使之只动作一次，就是我们通常称之为的充电状态。

3.2 进线备自投跳闸回路的设计问题

一般情况下，我们可以运用手跳和保护跳闸两个办法来实现进线备自投的跳闸，在这一过程应该注意下列几点问题。

①若通过保护跳闸的方式实现现进线备自投的跳闸，首先将闭锁重合闸问题作为关键步骤来对待。这主要由于利用这种方式使工作线路开关跳开以后，不启动KKJ，保护装置会将其视为开关偷跳而启动重合闸，重新将原本跳开的线路开关闭合。这样一来就没办法将发生故障的原工作线路隔离开来，备自投装置也因此无法发挥作用。鉴于此，我们判断要闭锁这条线路保护的重合闸应该通过另一副跳闸输出接点来完成。因此，笔者提出在设计线路时应该通过这种办法接线，但部分厂家在设计备自投装置时仅安排了一副跳闸输出接点，因此设计人员应该仔细查看设计图上有几副跳闸输出接点，如果只有一副应立即责令厂家另外再配一副。

②若是手动跳闸就不必考虑闭锁重合闸的问题。因为这个问题已在手动跳闸、遥控跳闸的操作回路中被解决了。但这种设计方案也有利有弊，简单易操作是其，但由于备自投装置的设计原则的限制，它不具备“手分闭锁备自投”的功能，因为在人为手分工作线路开关时（如变电站需要全停时）备自投装置将备用线路开关闭合是不合理的。保护合后继电器接点与备自投装置想连接以后才具备了此项功能，所以一定要加入“手分闭锁备自投”的回路。加入加入“手分闭锁备自投”的回路这种方式并不适合所有的跳闸途径，例如手动跳闸就不合适，否则，备自投装置将工作线路跳开后，也会导致备自投装置被“手分闭锁备自投”回路闭锁，出现不能合备用线路的矛盾逻辑，所以不能将“手分闭锁备自投”回路加入手动跳闸的操作模式中，也就是取消保护合后继电器接点接入备自投装置，使备自投装置真正发挥其作用。需要注意一点，人为手分工作线路开关时难免出现备自投误投备用线路的情况，为尽量避免此类问题产生，操作时管理人员应监督工人规范操作流程，必须先退出备自投装置再通过人力将工作线路开关断开。

3.3 进线备自投合闸回路的设计问题

进线备自投的合闸回路可接在手合或不经手合（如接在重合闸回路）两种方式实现，备自投合闸的接法是根据保护装置实际进行选取的。

①在取保护装置的合后继电器来实现“手分闭锁备自投”的功能时，必须将备自投合闸与手合回路相连接，因为保护装置的合后继电器已连接了手合回路，合后继电器的操作就通过手合来完成，备自投装置只有接收了保护的合后继电器动作信号才可以开始工作。

②早期的微机保护，很多厂家在设计时并未加入合后继电器，当这些保护要通过备自用装置来完成，会制约备自投装置发挥“手分闭锁备自投”的作用，备自投的合闸回路对手合或不经手合没有太多的要求，但一定要通过电源实现备自投装置的后合继电器输入接点短接，否则备自投装置就达不到设计要求而装置闭锁。

3.4 备自投装置开关位置的接入接点

大部分备自投装置仅需要取开关位置的一个常闭接点。设计时我们可以利用开关机构箱的开关常闭接点及保护装置的TWJ接点来获取。为简化施工步骤，力求以最少的投入达到预期的效果，设计者一般会取保护装置的TWJ继电器接点，因为保护装置与备自投装置都是集中在一起放置在继保室的，施工接线时电缆短并且易于施工，相比取安装在开关场的开关机构箱，这一方法就大大降低施工的工作量，这就是取TWJ继电器接点的重要原因。还有，多数备自投装置厂家图纸在开关量输入端都标取进线TWJ接点，这也是误导设计人员取TWJ接点的原因之一。但是在实际应用中我们发现备自投在取用开关位置接点时，必须要结合重合闸来选取采用的接点位置。

下面介绍一下取TWJ接点备自投动作时将闭锁备自投的一个实例。

110kV望村变电站备自投动作失败分析

当运行线路汾望I回发生永久故障时，汾望I回线路的光纤纵差保护动作不经延时跳开汾望I回线路两侧开关望村侧126和汾阳站侧113，这时126重合成功，113则因重合于故障线路再次跳开，母线I因此而失压，这时备自投满足动作要求（母线失压，运行汾望I线线路无流），将再次发跳开126命令，126即被再次跳开，此时因126保护TWJ继电器动作回路串联开关储能接点（通常TWJ用来监视合闸回路的正常性，而合闸回路是与开关储能接点是串联在一起的），只有当储能机构储能完成时储能接点接通TWJ继电器才动作，所以当运行汾望I回线路保护重合闸动作成功后，126开关机构处于合闸储能过程中（这一过程大约要8—10秒的时间），储能接点没有接通，此时备投装置动作跳汾望I回线路开关126后，没有及时收到开关分位信号，而闭锁投备用线123开关信号，从而造是备自投装置不能正常动作，全站失压的事故。

因此如果本侧开关保护存在重合闸，备自投需要与重合闸配合使用时，备自投装置开关位置的接入应取开关机构箱的接点，这样才能够第一时间且正确地反映开关的合分位状态，而不受其它因素的影响，从而保证备自投的正确动作性。

以上主要列举了备自投在设计安装时需要注意的几点问题，那么怎样才能判断备自投在设计和安装上正确完善呢？以下列举了110kV南武变电站备自投的调试方案。

4 试验方法举例分析

110kV南武变电站备自投

主接线方式：内桥接线

保护型号：DSA2361

157为进线一，158为进线二

进线备投：

充电条件（逻辑“与”）：

①进线一备自投投入

②1DL分位

③2DL合位

④3DL合位

⑤I母有压

⑥II母有压

⑦进线一有压

放电条件（逻辑“或”）：

①进线一备自投退出

②1DL合位

③2DL分位

④3DL分位

⑤进线一无压

备自投启动条件（逻辑“与”）：

①I母有压

②II母无压

③进线二无流

④进线一有压

⑤2DL合位

试验项目：进线备投方式一

（以下项目均为充电条件满足时）

①拉开两母电压器空开，备投正确动作，跳开158，合上157（模拟线路故障时，对侧开关跳开，本侧开关尚未跳开的现象）。

②点跳158，后将两母电压空开拉下，此时备投放电，不能动作（不满足充电条件，同时也不符合正常故障时，电压先下降，开关后跳开的动作逻辑）。

③先拉空开，然后点跳158，备投正确动作，合上157（满足正常故障顺序，先是电压降低继而相关保护装置跳开运行线路开关）。

④拉开空开，然后使2#主变差动保护动作跳开158、100，备投正确动作合上157开关(采用与实际运行一致的试验方法，模拟主变故障差动保护跳开高压侧和高分段开关)。

⑤差动保护动作，跳开158、100开关，备投瞬时放电，拉下空开，备投仍动作。

⑥拉开空开，后差动保护动作跳开158、100，备投未放电，又合上空开，备投放电（5、6是为了观察开关变位与电压变化对备自投动作的影响）。

注：在做试验时，为了判断开关变位与电压升降对备自投的影响，将备投动作延时增加到最长的10秒，发现备投启动后，开关变位不会放电，但是电压恢复正常却会瞬时放电。

以上试验项目通过模拟内桥接线方式时，主变或线路发生的故障，分析了电气量以及开关量的不同变化对备自投动作情况的影响，检验了备自投设计以及二次接线的正确性。

5 结束语

近年来，吕梁电网110kV变电站备自投装置针对以上问题在设计及安装上进行了大量改进，结合投入运行后的实际动作结果来看，备自投均能正确动作，切实提高了供电可靠性，并减轻了运行人员的劳动强度，大大提高了生产效率。

參考文献：

[1]贺家李，宋从矩.《电力系统继电保护原理》.

[2]《RCS-9000备用电源自投保护测控装置技术使用说明书》.

[3]《DSA2361备用电源自投保护测控装置技术使用说明书》.

[4]《变电站备用电源自投装置的技术原则》.

变电所110kV备自投闭锁方式 第3篇

内桥接线因其经济性、方式安排灵活性, 在110k V变电所中应用广泛。对于110k V完整内桥接线变电所, 由于设备故障或检修等原因, 会出现多种变化运行方式。

备用电源自投装置 (备自投) 能有效保证供电可靠性, 但在实际运行过程中, 应能响应一次接线的变化, 否则不但不能提高供电可靠性, 反而会带来安全隐患。

1 完整内桥接线及其备自投运行方式

1.1 完整内桥接线

110k V完整内桥接线变电所是指进线A开关、进线B开关、110k V母分开关均完善的接线, 正常运行方式时#1、#2主变运行, 如图1所示。

大部分110k V变电所都是终端变, 因此典型的保护配置为:进线A、B在220k V变电所侧安装线路保护, 在110k V变电所侧无线路保护;#1、#2主变保护包括差动保护、110k V后备保护、重瓦斯保护等;安装110k V备自投。

1.2 110k V备自投方式

以在110k V完整内桥接线变电所中应用较为广泛的RCS-9651C备自投[1]为例, 110k V备自投的主要软件工作原理是:引入110k VⅠ段、Ⅱ段母线电压, 用于有压、无压判别;引入进线A、B电压作为自投准备及动作的辅助判据;进线A、B开关各引入一相电流以防止TV三相断线后造成备自投误动, 也是为了更好地确认进线开关已跳开。4种备自投方式分别为:

(1) 备自投方式1:对应的一次运行方式为进线A开关、110k V母分开关运行, 进线B开关热备用。当110k VⅠ段和Ⅱ段母线均无压、进线B有压及进线A无流时, 满足起动条件, 经延时跳开进线A开关, 确认跳开后, 经延时合上进线B开关。

(2) 备自投方式2:对应的一次运行方式为进线B开关、110k V母分开关运行, 进线A开关热备用。当110k VⅠ段和Ⅱ段母线均无压、进线A有压及进线B无流时, 满足起动条件, 经延时跳开进线B开关, 确认跳开后, 经延时合上进线A开关。

(3) 备自投方式3:对应的一次运行方式为进线A B开关运行, 110k V母分开关热备用。当110k VⅠ段母线失压、进线A无流及110k VⅡ段母线有压时, 满足起动条件, 经延时跳开进线A开关, 确认跳开后, 经延时合上110k V母分开关。

(4) 备自投方式4:对应的一次运行方式为进线A B开关运行, 110k V母分开关热备用。当110k VⅡ段母线失压、进线B无流及110k VⅠ段母线有压时, 满足起动条件, 经延时跳开进线B开关, 确认跳开后, 经延时合上110k V母分开关。

备自投方式1、2是进线互为明备用的方式, 统称为进线备自投方式;备自投方式3、4是通过110k V母分开关实现110k VⅠ段、Ⅱ段母线互为暗备用的方式, 统称为桥开关备自投方式。

1.3 110k V不同故障形式

1.3.1 故障形式

根据110k V完整内桥接线的典型保护配置, 110k V的故障形式分为:

(1) 进线A线路故障。

(2) #1主变保护范围内 (包括进线A、110k V母分开关、#1主变110k V侧3个TA范围内, 含110k VⅠ段母线) 故障。

(3) 进线B线路故障。

(4) #2主变保护范围内故障 (包括进线B、110k V母分开关、#2主变110k V侧3个TA范围内, 含110k VⅡ段母线) 。

1.3.2 备自投方式1、2

(1) 进线A线路故障, 则线路对侧保护动作, 重合不成功, 满足起动条件, 跳开进线A开关、合上进线B开关。

(2) #1主变保护动作, 跳开进线A开关、110k V母分开关, 满足起动条件, 跳开进线A开关、合上进线B开关, 恢复110k VⅡ段母线、#2主变供电。此时如果#1主变保护动作闭锁110k V备自投, 则110k V全所失压。根据《国家电网公司安全事故调查规程》 (国家电网安监[2011]2024号) [2], 变电所内110k V母线非计划全停定为Ⅵ级电网事件。

(3) 进线B线路故障, 则线路对侧保护动作, 重合不成功, 进线B无压, 不满足起动条件。

(4) #2主变保护动作, 跳开进线B开关、110k V母分开关, 110k VⅠ段母线有压, 不满足起动条件。

由于110k V完整内桥接线具有对称性, 因此可得出结论, 备自投方式1、2时, 主变保护均应不闭锁110k V备自投, 否则有发生110k V全所失压的安全隐患。

1.3.3 备自投方式3、4

(1) 进线A线路故障, 则线路对侧保护动作, 重合不成功, 备自投方式3满足起动条件, 跳开进线A开关、合上110k V母分开关。

(2) #1主变保护动作, 跳开进线A开关、110k V母分开关, 此时应闭锁110k V备自投。否则备自投方式3满足起动条件, 跳开进线A开关、合上110k V母分开关, 合于故障点, 由于不在#2主变保护范围内, 进线B对侧保护动作, 重合不成功, 110k V全所失压, 对设备造成多次损害。

(3) 进线B线路故障, 则线路对侧保护动作, 重合不成功, 备自投方式4满足起动条件, 跳开进线B开关、合上110k V母分开关。

(4) #2主变保护动作, 跳开进线B开关、110k V母分开关, 此时应闭锁110k V备自投。否则备自投方式4满足起动条件, 跳开进线B开关、合上110k V母分开关, 合于故障点, 由于不在#1主变保护范围内, 进线A对侧保护动作, 重合不成功, 110k V全所失压, 对设备造成多次损害。

因此备自投方式3、4时, 主变保护应闭锁110k V备自投。否则有发生多次合于故障点且造成110k V全所失压的安全隐患。

因此, 在110k V完整内桥双主变变电所中, 采用主变差动保护、110k V后备保护、重瓦斯保护动作后闭锁备自投方式3、4的闭锁方式, 可以最大程度地提高供电可靠性。

2 双线单主变接线及其备自投运行方式

对于110k V完整内桥接线变电所, 由于设备故障或检修等原因, 会出现多种变化运行方式。

2.1 双线单主变接线

以#2主变停役为例, 双线单主变接线如图2所示。

在110k V变电所建设工程中, 由于考虑变电所布点、负荷增长等因素, 往往分成两期建设, 因此在过渡时期也经常出现双线单主变接线。

2.2 110k V不同故障形式

2.2.1 备自投方式1

若进线B开关到110k VⅡ段母线之间或110k VⅡ段母线故障, 则进线A对侧保护动作, 重合不成功, 满足起动条件, 跳开进线A开关、合上进线B开关, 合于故障点, 进线B对侧保护动作, 重合不成功, 110k V全所失压, 对设备造成多次损害。

2.2.2 备自投方式2

若进线B开关到110k VⅡ段母线之间或110k VⅡ段母线故障, 则进线B对侧保护动作, 重合不成功, 满足起动条件, 跳开进线B开关、合上进线A开关, 合于故障点, 进线A对侧保护动作, 重合不成功, 110k V全所失压, 对设备造成多次损害。

2.2.3 备自投方式3、4

(1) #1主变保护动作, 跳开进线A开关、110k V母分开关, 因备自投方式3、4闭锁, 110k V备自投不动作。

(2) 进线B开关到110k VⅡ段母线之间或110k VⅡ段母线故障, 则进线B对侧保护动作, 重合不成功, 备自投方式4满足起动条件, 跳开进线B开关、合上110k V母分开关, 合于故障点, 进线A对侧保护动作, 重合不成功, 110k V全所失压, 对设备造成多次损害。

对于 (2) 而言, 没有#2主变保护动作闭锁备自投方式4, 因此存在合于故障点的安全隐患。如果闭锁备自投方式4、只投备自投方式3, 则进线B线路故障、进线B开关到110k VⅡ段母线之间或110k VⅡ段母线故障时, 进线B对侧保护动作, 重合不成功, 110k V备自投不会起动, 虽然110k VⅡ段母线失压, 但并不会对变电所供电造成影响。相应地, 如果#1主变停役、#2主变运行, 则应闭锁备自投方式3、只投备自投方式4。

因此, 双线单主变时, 运行方式应安排为:进线A、B开关运行, 110k V母分开关热备用, 备自投方式闭锁有主变母线对无主变母线的自投方式、仅投入无主变母线对有主变母线的自投方式。

3 双线无主变接线及其备自投运行方式

在实际运行过程中, 有时会出现#1、#2主变停役, 其它110k V正常运行的方式, 如10k V母线检修时, #1、#2主变需陪停, 如图3所示。

此时, 其它110k V设备是否运行对变电所供电没有影响。但习惯做法是, 可以运行的设备一般维持正常运行方式, 110k V备自投也正常投入。

3.1 备自投方式1、2

(1) 进线A开关到110k VⅠ段母线之间或110k VⅠ段母线故障, 则进线A对侧保护动作, 重合不成功, 满足起动条件, 跳开进线A开关、合上进线B开关, 合于故障点, 进线B对侧保护动作, 重合不成功, 110k V全所失压, 对设备造成多次损害。

(2) 进线B开关到110k VⅡ段母线之间或110k VⅡ段母线故障, 则进线A对侧保护动作, 重合不成功, 满足起动条件, 跳开进线A开关、合上进线B开关, 合于故障点, 进线B对侧保护动作, 重合不成功, 110k V全所失压, 对设备造成多次损害。

由于该接线具有对称性, 因此备自投方式1和2时, 均有发生110k V全所失压的安全隐患。

3.2 备自投方式3、4

(1) 进线A开关到110k VⅠ段母线之间或110k VⅠ段母线故障, 进线A对侧保护动作, 重合不成功, 备自投方式3满足起动条件, 跳开进线A开关、合上110k V母分开关, 合于故障点, 进线B对侧保护动作, 重合不成功, 造成110k V全所失压, 对设备造成多次损害。

(2) 进线B开关到110k VⅡ段母线之间或110k VⅡ段母线故障, 进线B对侧保护动作, 重合不成功, 备自投方式4满足起动条件, 跳开进线B开关、合上110k V母分开关, 合于故障点, 进线A对侧保护动作, 重合不成功, 造成110k V全所失压, 对设备造成多次损害。

因此, 双线无主变时, 建议110k V部分陪停。

4 结语

目前, 在110k V完整内桥双主变变电所中, 一般采用主变差动保护、重瓦斯保护、110k V后备保护动作后闭锁备自投方式3、4的闭锁方式, 当双线双主变正常运行方式时, 可以最大程度地提高供电可靠性。

但当出现双线单主变的变化运行方式时, 对110k V备自投可能带来的安全隐患没有引起足够重视, 内桥接线一般仍尽量保持正常运行方式, 也没有对有关备自投方式进行软压板或硬压板闭锁的措施, 存在110k V全所失压的安全隐患。建议采用桥开关备自投方式, 而且闭锁有主变母线对无主变母线的自投方式、投入无主变母线对有主变母线的自投方式。在RCS-9651C备自投[1]中, 分别引入了闭锁备自投方式1、2、3、4和备自投方式总闭锁5个闭锁输入, 设置了软压板, 具有16个定值区, 因此可通过针对上述两种双线单主变变化运行方式增设两个定值区的方式解决。有条件时, 可引出硬压板, 这样也可采用硬压板闭锁或选择备自投方式。

当出现双线无主变的变化运行方式时, 内桥接线一般仍保持正常运行方式, 存在110k V全所失压的安全隐患。此时建议110k V部分陪停。

综上所述, 在110k V完整内桥接线变电所中, 应根据不同的一次接线运行方式, 合理选择110k V备自投方式, 才能充分发挥备自投的功能, 保证电网的安全、可靠运行。

摘要：介绍在110kV完整内桥接线变电所中, 如何合理选择110kV备自投闭锁方式, 才能消除110kV全所失压的安全隐患。

关键词：内桥接线,备自投,闭锁方式,故障分析

参考文献

[1]南京南瑞继保电气有限公司.RCS-9000系列C型保护测控装置——备用电源自投部分技术和使用说明书[Z].2002

闭锁备自投 第4篇

关键词：低压备自投 串联方式 并联方式

中图分类号：TM762文献标识码：A文章编号：1674-098X（2013）05（a）-0024-02

茂名臻能热电有限公司1×600 MW #7机组工程为国产超临界燃煤发电机组，其厂用电380 V低压备自投装置采用深圳国立智能电力科技有限公司的“SID-409备用电源自动投入装置（B型）”。#7机组厂用电380 V备自投装置采用母联开关替续控制（暗备用）方式。以#7机组380 V汽机段接线为例：#7A汽机变引自厂用6 kV工作7A段，低压侧接380 V汽机7a段；#7B汽机变引自厂用6 kV工作7B段，低压侧接380 V汽机7b段；380 V汽机7a段和380 V汽机7b段可通过041母联开关互为备用，母联开关与380 V汽机7b段之间有母联刀闸0411。详见一次主接线图1所示。

1 茂名臻能热电有限公司#7机组380 V低压备自投装置分析

（1）正常运行时：641A合位，441a合位，6 kV工作7A段通过#7A汽机变向380V汽机7a段供电；641B合位，441b合位，6 kV工作7B段通过#7B汽机变向380V汽机7b段供电；母联刀闸0411合闸，母联开关041断开，汽机7a段、汽机7b段通过母联开关041形成互为备用；装置上电后，汽机7a段、汽机7b段母线电压大于各自有压定值，装置开始充电，充电10 s后，充电完成，系统开始进入对故障监控状态。

（2）备自投切换逻辑：若汽机7a段母线失压或441a偷跳或641A偷跳联跳441a，在汽机7b段有压的情况下，跳441a，经母联开关041合闸延时，且满足汽机7a段母线无压检测条件合母联开关041；若汽机7b段母线失压或441b偷跳或641B偷跳联跳441b，在汽机7a段有压的情况下，跳441b，经母联开关041合闸延时，且满足汽机7b段母线无压检测条件合母联开关041。

（3）手动切换逻辑：手动切换有四种方式可以选择：串联方式、并联自动方式、并联半自动方式、并联失败转串联方式。考虑到#7机组6 kV工作7A、7B段同源，因此备自投的手动切换方式采用并联自动方式：检测母线电压与备用电源电压同期，在满足并联同期条件时，先合备用电源，再跳开工作电源。

（4）手动切换根据切换方向不同分为正切和反切。手动切换并联自动逻辑。

①正切模式1：在441a、441b合位，母联开关041分位，将切换开关打至“手动切换”，选择“模式1”，备自投装置检测到手动切换信号，检测母联开关041两侧电压满足并联同期条件后合母联开关041，合闸成功后跳441b，跳闸成功则切换完毕，跳闸失败则解耦合跳开母联开关041。

②正切模式2：在441a、441b合位，母联开关041分位，将切换开关打至“手动切换”，选择“模式2”，备自投装置检测到手动切换信号，检测母联开关041两侧电压满足并联同期条件后合母联开关041，合闸成功后跳441a，跳闸成功则切换完毕，跳闸失败则解耦合跳开母联开关041.

③反切模式1：在母联开关041、441b为合位，441a为分位，441a上侧有压时，将切换开关打至“手动切换”，备自投装置检测441a两侧电压满足并联同期条件合441a，合闸成功后跳母联开关041，跳闸成功则切换完毕，跳闸失败则解耦合跳开441a。

④反切模式2：在母联开关041、441a为合位，441b为分位，441b上侧有压时，将切换开关打至“手动切换”，备自投装置检测441b两侧电压满足并联同期条件合441b，合闸成功后跳母联开关041，跳闸成功则切换完毕，跳闸失败则解耦合跳开441b。

2 茂名臻能热电有限公司#7机组380 V低压备自投装置调试时发现的问题

（1）以#7机组380 V汽机段接线为例，调试过程中，出现了以下典型事故：

当441a、441b合位，分别对汽机7a、7b段供电，母联开关041分位，母联刀闸0411合位，备自投装置打至“闭锁”位。此时，手动断开母联刀闸0411，备自投装置检测汽机7b段无压，跳开441b，联合母联开关041，由于母联刀闸0411分闸，从而导致汽机7b段母线失压。

事故后分析：备自投装置中母线电压检测分别取自母联开关两侧，此时，汽机7a段的母线电压取值正常。由于母联开关041与汽机7b段之间还有一母联刀闸0411，导致备自投装置对汽机7b段母线电压的取值不合理，如若拉开母联刀闸0411，就使得备自投装置检测到汽机7b段母线电压为零，从而跳开441b，满足切换条件，合母联开关041。由于母联刀闸0411已拉开，使得汽机7b段无备用电源供给，致使汽机7b段母线失电。

综合以上事故以及其他试验，发现备自投装置有以下几个缺陷：

①备自投装置“闭锁”转换开关接入错误，导致无法正常闭锁备自投。

②备自投装置对母线电压取值点不正确。

③母联开关041与母联刀闸0411之间没有相应的闭锁逻辑。

④进行正切反切时，时常切换不成功。

⑤低压厂变高压侧开关保护动作无法闭锁备自投装置。

⑥没有低压厂变高、低压侧开关的高联低硬接线。

（2）针对以上发现的缺陷，进行了相应的技改：

①改正备自投装置“闭锁”转换开关的接入，保证了备自投装置动作的可靠性。

②备自投装置的汽机7b段母线电压取值取自母联开关041以及母联刀闸0411之间，导致无法正常地操作母联刀闸0411。现已将备自投装置对汽机7b段母线电压取值改为汽机7b段母线与母联刀闸0411之间，确保了备自投装置动作的准确性，

③增加了母联刀闸0411分闸闭锁母联开关041合闸的逻辑，修正了设计错误，减少了误操作的可能性

④母联开关上的备自投合闸时间设定有缺陷，最多999 ms，导致备用开关无法及时收到合闸命令，导致切换失败。现已联系厂家对备自投装置的合闸时间进行了修正，确保了正常切换的可靠性。

⑤针对#7机组低压厂变高压侧开关保护闭锁380 V低压备自投装置的缺陷，组织人员对#7机组所有的低压厂变加装高压侧开关保护动作闭锁备自投装置的连线，从而减少了设备风险，提高了供电可靠性。

⑥针对低压厂变高、低压侧开关没有高联低硬接线的情况，组织人员对#7机组所有的低压厂变进行了检查，并加装了硬接线，从而减少了设备风险。

3 结语

通过对茂名臻能热电有限公司#7机组380 V低压备自投装置工作方式的分析，明确了其正常运行方式、事故切换方式以及手动切换方式；在对其进行调试过程中，发现缺陷并针对缺陷进行了相应的总结，并提出了可行性方案，确保了备自投装置的安全运行，从而减少设备风险，提高低压厂用电的供电可靠性。

参考文献

闭锁备自投 第5篇

1 备自投过负荷闭锁基本原理及逻辑要求

要有效防止备自投动作后造成主变过负荷, 需要备自投装置本身自动对负荷进行判断, 根据负荷情况对备自投闭锁或开放[2,3]。主要思路是:装置取两台主变的负荷电流之和, 分别同主变允许的最大负荷电流进行比较, 如果负荷电流之和大于允许的最大负荷电流, 则经延时闭锁备自投, 即在装置中增设“检合流闭锁”功能。防止在负荷高峰情况下, 发生备自投动作后造成变压器的过载运行, 避免进一步引发系统事故。

以两台两卷变的110kv变电站典型接线为例, 如图1。具体逻辑[4]可表示为:IL1+IL2>Izdjx。IL1、IL2为备自投装置主变电流判别的电流采集值, Izdjx是主变过负荷电流定值 (由保护整定人员整定) 。

1.1 备自投方式定义

(1) 方式一:II母失压无流, I母有压, 备自投动作合分段开关; (2) 方式二:I母失压无流, II母有压, 备自投动作合分段开关。

1.2 定值项设置要求

(1) 过负荷闭锁投退控制字:KGgf; (2) 进线1过负荷定值:Izdjx1; (3) 进线2过负荷定值:Izdjx2; (4) 进线1CT变比:Nct1 (考虑到装置整定精度, 一二次取k A单位) ; (5) 进线2CT变比:Nct2 (考虑到装置整定精度, 一二次取k A单位) ; (6) 闭锁延时定值:Tzd

1.3 过负荷闭锁备自投方式的基本原理

运行总一次负荷电流: (单位为k A) If= (If1*Nct1+If2*Nct2) ;

进线1额定一次电流: (单位为k A) IL1=Sn1/ (1.732*Un) ;

进线2额定一次电流: (单位为k A) IL2=Sn2/ (1.732*Un) ,

进线1过负荷定值:Izdjx1=Kf*IL1/ (Nct1) , Kf为过负荷系数,

进线2过负荷定值:Izdjx2=Kf*IL2/ (Nct2) , Kf为过负荷系数,

1.3.1 闭锁方式一:

当If≥Izdjx1时, 延时Tzd, 闭锁方式一备自投, 逻辑图:

1.3.2 闭锁方式二:

当If≥Izdjx2时, 延时Tzd, 闭锁方式二备自投, 逻辑图:

2 10kv备自投整定原则

2.1 电压判据

本侧无压判据:U=0.25Un

邻侧有压判据:U=0.7Un

Un为二次额定线电压

2.2 电流判据

无流检测

I=0.04In

In为二次额定电流值

2.3 时间定值

跳失压母线主变变低开关时间,

500备自投:3S、550备自投:3.5S

合分段开关时间:0.2S

均分负荷时间:0.15S, 即:

(1) I段母线失压, 则跳II乙段变低开关; (2) III段母线失压, 则跳II甲段变低开关。

2.4 过负荷闭锁电流值

1.2Ile、主变变低进线柜额定电流、总刀闸额定电流三者取最小值 (Ile为主变变低额定电流一次值) , 时间取5S闭锁备自投。

3 10kv备自投实际整定中的特殊处理

目前大部分110kv变电站的接线方式都如图2所示, 3台主变, 4段10kv母线, 其中#1变低带10kv I段母线, #2变低带10kv II甲段和II乙段母线, #3变低带10kv III段母线, 以此结线方式为例, 介绍备自投过负荷闭锁功能的整定注意事项。

3.1 避免10kv备自投动作, 造成10kv母线全部失压时的处理原则

3.1.1 问题的提出

A站一次接线见图3, 因110kv KA线和KC线挂同一段母线, 故如果母线故障会造成110kv A站1M、3M同时失压。500备自投动作跳开501开关后, 合上500开关, 再有均分负荷功能将502乙开关跳开。在500备自投动作的同时, 550开关也执行着同样的相同逻辑, 即跳开503开关后, 合上550开关, 均分负荷功能将502甲开关跳开。由此造成了A站全站的10kv母线失压。

3.1.2 解决的办法

(1) 两套备自投装置设置动作时间差

为避免全站的10kv母线失压, 可采取将两套备自投装置的动作时间设置时间差的办法来避免。一般情况下500备自投跳失压母线主变变低开关时间为3S, 550备自投跳失压母线主变变低开关时间为3.5S。如果方式部门有要求, 可以设置为重要用户所在的10kv母线段对应的备自投跳失压母线主变变低开关时间为3S, 这样可以保证重要用户先恢复供电。

(2) 引入第三母电压

增加均分负荷启动条件 (或闭锁条件) , 引入第三母母线电压。即对500备自投引入3M电压, 550备自投引入1M电压。以A站为例, 当500备自投执行均分负荷功能跳502乙开关时, 3M已经失压, 如在500备自投中引入3M电压, 则装置将判不满足均分负荷的启动条件 (或闭锁条件满足) , 装置放电。

3.2 备自投过负荷闭锁过流值的整定

如图4所示, 假设#1主变容量Sn1为50MVA, #2主变容量Sn2为63MVA, #3主变容量Sn3为40MVA, 501变低开关额定电流Ie1为3150A, 502甲、502乙变低开关的额定电流Ie2为3150A, 总刀闸5020的额定电流Ie0为4000A, 503变低开关的额定电流Ie3为4000A。

对于500备自投的整定:

进线1额定一次电流: (单位为A)

IL1=Sn1/ (1.732*Un) =50*1000/ (1.732*10.5) =2749A;

进线2额定一次电流: (单位为A)

IL21=Sn2/ (1.732*Un) =63*1000/ (1.732*10.5) =3464A;

进线1过负荷定值:

Izdjx1=Kf*IL1, Kf为过负荷系数, 一般取1.2;

则Izdjx1=Kf*IL1=1.2*2749=3300A

但是, 在实际整定过程中要考虑501变低开关的额定电流Ie1。故要取1.2*IL1和Ie1两者中的最小值, 因Ie1为3150A, 则实际整定结果Izdjx1=3150A。

进线2过负荷定值:

Izdjx2=Kf*IL21, Kf为过负荷系数, 一般取1.2;

则Izdjx2=Kf*IL21=1.2*3464=4157A

但是, 在实际整定过程中要考虑502甲变低开关的额定电流Ie2和5020总刀闸的额定电流Ie0。故要取1.2*IL21、Ie2和Ie0三者中的最小值, 因Ie2为3150A、Ie0为4000A, 则实际整定结果Izdjx1=3150A。

同理可得550备自投的整定:

进线1额定一次电流: (单位为A)

IL3=Sn3/ (1.732*Un) =40*1000/ (1.732*10.5) =2199A;

进线2额定一次电流: (单位为A)

IL22=Sn2/ (1.732*Un) =63*1000/ (1.732*10.5) =3464A;

进线1过负荷定值:

Izdjx1=Kf*IL3, Kf为过负荷系数, 一般取1.2;

则Izdjx1=Kf*IL3=1.2*2199=2634A

但是, 在实际整定过程中要考虑503变低开关的额定电流Ie3。故要取1.2*IL3和Ie3两者中的最小值, 因Ie3为4000A, 则实际整定结果Izdjx1=2634A。

进线2过负荷定值:

Izdjx2=Kf*IL22, Kf为过负荷系数, 一般取1.2;

则Izdjx2=Kf*IL22=1.2*3464=4157A

但是, 在实际整定过程中要考虑502乙变低开关的额定电流Ie2和5020总刀闸的额定电流Ie0。故要取1.2*IL22、Ie2和Ie0三者中的最小值, 因Ie2为3150A、Ie0为4000A, 则实际整定结果Izdjx1=3150A。

4 结束语

随着经济社会的快速发展, 电力系统的安全可靠供电尤为重要。10kv备自投装置增加过负荷闭锁功能, 优化了备自投逻辑功能, 能够在主变不过载的情况下尽可能多地恢复失电负荷, 提高了地区电网的供电可靠性。

摘要：10kv备自投装置是提高电网供电可靠性的重要措施之一。但当110千伏及220千伏变电站负荷较重, 其中一台主变失压时, 10千伏分段备自投动作将失压主变负荷备投至运行主变, 将会导致运行主变严重过负荷。文章分析了10kv备自投装置过负荷闭锁功能的原理及整定过程中应注意的问题, 并提出了改进措施。

关键词：10kv备自投,整定计算,过负荷闭锁

参考文献

[1]余涛, 胡细兵, 黄炜, 等.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.

[2]许正亚电力系统自动装置[M].北京:水利水电出版社, 2006.

[3]卞超, 李军.大型电力变压器过负荷能力计算[J].江苏电机工程, 2005, 24 (2) :12-14

闭锁备自投 第6篇

1 进线保护配置及与备自投的配合

110 k V变电所110 k V侧典型的单母线分段接线方式如图1所示。由于设计时110 k V母线没有配置专门的母线差动保护, 110 k V进线线路断路器和出线线路断路器配置了线路保护[1,2], 该保护由三段相间距离保护、三段接地距离保护、四段零序电流 (方向) 保护和三相一次重合闸组成。110 k V主变压器保护配置了差动保护和各侧后备保护。

当110 k V母线故障时, 为防止110 k V备自投动作, 将正常运行的设备误投在故障设备上, 保护闭锁110 k V备自投的任务由进线线路保护承担。

2 进线保护与备自投的配合

2.1 电压互感器 (TV) 断线过流保护原理

以许继电气股份有限公司生产的WXH-811线路保护为例, 装置设有2种检测母线TV断线的判据, 2种判据都带有延时, 且在线路正常运行、起动元件不起动的条件下投入;若起动元件已起动就不进行TV断线的检测, 直到保护整组复归后重新投入。同时, TV断线信号只在三相电压恢复正常延时2 s恢复正常。装置检测TV断线后发告警信号。

(1) 三相电压向量和大于7 V, 即自产零序电压大于7 V, 保护不启动, 延时1.0 s发TV断线异常信号。

(2) 三相电压向量和小于8 V, 但正序电压小于30 V, 延时1.0 s发TV断线异常信号。

当检测TV断线后发告警信号后, 退出相间距离保护、接地距离保护、零序方向电流Ⅰ、Ⅱ保护和控制要求退出的其他段零序方向电流保护, 同时自动投入TV断线相过电流保护和TV断线零序电流保护。

2.2 进线保护的实际试验

由TV断线过流保护原理介绍可以看出, 在TV正常情况下发生短路, 该保护可能不会动作。为了验证这个假设, 以WXH-811B/G装置和PRS-711-D装置对TV断线过流保护进行整组动作试验, 验证TV断线过流保护出口动作情况。

(1) WXH-811B/G装置。在TV断线情况下加1.05倍动作电流后TV断线过流一段动作, 出口时间127 ms。先加正常电压, 加1.05倍动作电流后该保护不动作。采用状态序列, 从正常态到两相短路加1.05动作电流该保护也不动作。

(2) PRS-711-D装置。在TV断线情况下加1.05倍动作电流后TV断线过流一段动作, 出口时间117ms。先加正常电压, 加1.05倍动作电流后该保护不动作。采用状态序列, 从正常态到两相短路加1.05动作电流该保护也不动作。

2.3 保护闭锁备自投性能分析

从上述试验结果可见, 当变电所发生110 k V母线相间故障时, 110 k V进线线路保护装置的TV断线过流保护不能动作, 现运行单母线分段接线的变电所保护闭锁备自投方案存在安全隐患。

3 保护闭锁备自投的改进

将该保护的电流互感器的极性反过来接入保护装置, 即把保护方向改为由线路指向母线, 当110 k V母线相间故障时, 相间距离Ⅰ段保护就能够立即动作, 从而可防止上述保护不能闭锁备自投、备自投将运行设备误投入到故障设备上的安全隐患。

3.1 进线保护的整定配合

在变电所110 k V母线相间故障时能够迅速动作闭锁备自投的保护是相间距离Ⅰ段、接地距离Ⅰ段和零序电流Ⅰ段保护, 因此进线保护的整定主要以这3个Ⅰ段保护进行整定[2]。

(1) 距离Ⅰ段保护。相间距离Ⅰ段、接地距离Ⅰ段保护按躲过变电所最大容量变压器中、低压侧母线故障整定:

式中:Zzd为110 k V线路距离保护相间距离Ⅰ段保护整定值;ZB为最大容量110 k V变压器110 k V侧至中压侧或低压侧的正序等值电抗;Kk可靠系数, 取0.7~0.8;KZ为110 k V主电源对其他电源的最小助增系数。

(2) 零序电流Ⅰ段保护。110 k V变压器中性点一般为不接地方式, 采用经间隙接地方式。为防止零序电流Ⅰ段保护电源线路发生接地故障、110 k V变压器中性点间隙击穿时的误动作, 可将零序方向元件启用;若110 k V变压器中性点为接地方式, 则零序方向元件必须启用。零序电流Ⅰ段保护整定策略为与上级电源侧线路保护零序电流Ⅰ段或Ⅱ段定值配合整定:

式中:Izd.0为零序电流Ⅰ段整定值;IIzd.0为上级电源侧线路保护零序电流Ⅰ段或Ⅱ段整定值;Kph为配合系数, 一般取1.1~1.2。

3.2 进线保护与备自投配合分析

采用上述整定策略, 在变电所110 k V母线相间故障或接地故障时, 均有保护可靠动作去闭锁110 k V备自投, 防止了110 k V备自投误将运行设备误投入到运行上去;同时在变压器中、低侧故障时, 该保护不会动作误闭锁备自投。在变压器高压侧故障时, 虽然变压器差动保护动作切除了故障, 但该保护仍存在会动作误闭锁备自投的问题。

3.3 进线保护闭锁备自投应启用方向元件

采用进线保护作为闭锁备自投的保护时, 还要注意将零序电流Ⅰ段保护的方向元件启用。系统供110k V石狮变的一次主接线如图2所示, 供电方式为220k V华阳变110 k V华狮759线供110k V福地变1号变、并供110 k V石狮变全部负荷;220 k V华阳变110k V华福753线供110 k V福地变2号变、并作为石狮变的备供电源;110 k V石狮变一次方式为:759、753开关运行 (1号变压器由759线供电) , 700开关热备用, 110 k V备自投启用, 投700开关。

2012年5月12日22时02分, 一辆拖运施工机具的车辆超高碰触导线, 导致华阳变华狮759线路C相永久性接地故障, 华狮759开关距离Ⅰ段、零序电流Ⅰ段保护动作跳闸, 重合不成。石狮变110 k V备自投拒动。现场检查发现, 石狮变1号变压器中性点放电间隙有放电痕迹, 1号变压器中性点间隙在本该事故击穿时提供了零序电流, 使进线线路保护零序电流I段保护动作, 误闭锁了备自投。

4 专用母线保护闭锁备自投方式

变电所110 k V母线上有110 k V出线线路时, 当110 k V出线线路发生相间故障或接地故障时, 变电所110 k V进线保护与出线保护会同时动作, 无论是相间距离Ⅰ段保护还是接地距离Ⅰ段或是零序电流Ⅰ段保护, 均无法判断是该变电所110 k V母线发生了故障还是110 k V出线线路发生了故障, 会误闭锁110 k V备自投, 且上下级保护之间的配合无法协调, 因此110k V进线保护与110 k V备自投配合变得很困难。而110 k V母线差动保护有明确的保护范围, 并能区分是母线故障还是110 k V出线线路故障, 是第一段母线故障还是第二段母线故障。因此, 应配置110 k V母线差动保护, 用跳第一段母线断路器的出口继电器代替进线1保护闭锁110 k V备自投, 跳第二段母线断路器的出口继电器代替进线2保护闭锁110 k V备自投。

设置110 k V母线差动保护后, 第一段母线故障时, 母线差动保护的第一段母线小差动保护和总差动保护会动作, 跳第一段母线上断路器的同时闭锁备自投;第二段母线故障同第一段母线故障。在110 k V出线线路上或变电所变压器高压侧故障或进线线路故障时, 第一段或第二段母线小差动保护和总差动保护都不会动作去误闭锁备自投, 从而使保护闭锁备自投的配合性能达到最佳。

5 结束语

当110 k V变电所采用单母线分段接线方式且任一段110 k V母线上有110 k V出线线路时, 应优先装设110 k V母线差动保护作为闭锁110 k V备自投的措施, 不仅增加了母线故障的保护, 还可以使保护闭锁备自投的配合性能达到最佳。对于没有装设110 k V母线差动保护但110 k V母线上没有110 k V负荷线路时, 可以采用电源进线线路保护作为闭锁110 k V备自投的临时措施, 但保护的方向应由线路指向母线, 该方案已在镇江电网12座单母线分段接线的110 k V变电所得到实施, 取得了良好的运行效果。

参考文献

[1]GB/T 14285—2006, 继电保护和安全自动装置技术规程[S].

[2]DL/T584—2007, 3~110 kV电网继电保护运行整定规程[S].

[3]吴金玉, 高金伟, 张帅.常规备用电源自投装置适应双母线接线的措施[J].电力系统自动化, 2012, 36 (05) :112-115

[4]周洪益.地区电网单母分段接线变电站110 kV母线故障分析[J].今日科苑, 2010 (14) :58.

备自投部分回路的改进 第7篇

1 备自投回路拒动的发现

笔者在110kV龙头山变电站进行110kV线路备自投(装置为南京电研NSA3152A)调试时发现有以下问题：该站110kV主接线为单母线接线，带4条线路运行，其中110kV韶龙线和龙白线为电源端，正常运行方式为110kV韶龙线带全站负荷运行，110kV龙白线热备用。在整定值中，110kV韶龙线投检同期重合，重合时间为1.5s，正常重合闸投入;110kV龙白线投检同期重合闸，重合时间为1.5s;110kV线路备自投整定动作时间为6s。按定值通知单要求投入全部定值后进行整组调试，检查110kV线路备自投充电正常，模拟110kV韶龙线永久性故障，韶龙线开关跳闸后重合再跳闸，110kV母线失压，110kV线路备自投启动，发跳110kV韶龙线开关命令，但无法接收到110kV韶龙线开关跳位位置开入，报110kV韶龙线开关拒动，110kV线路备自投动作不成功。反过来模拟110kV龙白线正常运行，110kV韶龙线热备用的运行方式下，龙白线永久性故障，线路备自投的动作情况与上述情况一致。

2 原因分析

备自投动作逻辑：接线图如图1所示，1号进线运行，2号进线备用，即断路器1DL、3DL在合位，断路器2DL在分位。当1号进线电源因故障或其他原因被断开后，2号进线备用电源应能自动投入，且只允许动作一次。为了满足这个要求，设计了类似于线路自动重合闸的充电过程。只有在充电完成后才允许自投。

充电条件：(1)Ⅰ母、Ⅱ母均三相有压，当2号线路电压检查控制字投入时，2号线路有压(Ux2); (2)断路器1DL、3DL在合位, 断路器2DL在分位经15s后充电完成。

放电条件：(1)当2号线路电压检查控制字投入时，2号线路无压(Ux2); (2)断路器2DL合上;(3)手跳断路器1DL或3DL; (4)其他外部闭锁信号;(5)断路器1DL、2DL、3DL的跳闸位置继电器TWJ异常。(6)整定控制字不允许2号进线开关自投。

当充电完成后, Ⅰ母、Ⅱ母均无压，Ux2有压，I1无流，延时Tb1跳开断路器1DL，确认1DL跳开后，合断路器2DL。

现场应用中，1号进线为韶龙线，1DL为韶龙线开关，Ux1为韶龙线TYD电压，I1为韶龙线开关电流，2号进线为龙白线，2DL为龙白线开关，Ux2为龙白线TYD电压，I2为龙白线开关电流，3DL现场无，用短接线短接其开入模拟3DL开关在合位。1号TV、2号TV为110kV母线TV。

检查备自投内装置报文，发现在备自投启动期间有TWJ异常信号造成备自投装置放电。查阅设计图纸及厂家资料，备自投按设计及厂家资料均要求取线路开关TWJ接点，此时因1DL保护TWJ继电器动作回路串联开关储能接点(通常TWJ用来监视合闸回路的正常性，而合闸回路是与开关储能接点是串联在一起的)，只有当储能机构储能完成时储能接点接通TWJ继电器才动作，如图2所示。

TWJ经弹簧未储能接点监视，当线路重合于永久性故障后，其弹簧未储能接点断开，TWJ继电器返回，TWJ接点断开，经弹簧储能后(时间约为10s) TWJ继电器再动作，而线路备自投(整定时间为6s)在此期间无法接收到开关位置信号，故判线路开关拒动，备自投动作不成功。

3 解决方法

将110kV线路备自投所取断路器位置由取TWJ接点改为直接取断路器辅助接点可解决此问题。所以，备自投装置断路器位置的接入应取断路器机构箱的接点，这样才能够第一时间且正确地反映断路器的合分位状态，不受断路器储能、控制回路断线等其它因素的影响，从而保证备自投的正确动作性，更改回路接线后进行模拟试验，线路备自投动作正确。

4 建议

(1）

现设计中的母联(分段)备自投、线路备自投、主变备自投往往取断路器位置都是取自TWJ接点，当TWJ监视回路有异常时(如弹簧未储能、控制回路断线等)可导致备自投动作失败，影响供电的可靠性。建议设计对备自投回路作改动，断路器位置改为直接取自断路器辅助接点。

(2）

对停电有困难的供电网，应使用模拟断路器，按各种备自投装置的工作原理，功能配置和二次接线，模拟实际断路器的开出接点和验证备自投开出的跳合时间接点，实现对备自投装置的传动试验，解决变电站扩建和备自投定期检验难的矛盾。

(3）

备自投装置的异常动作分析 第8篇

备用自投装置是当工作电源因故障或其他原因断开后, 能迅速自动启动备用电源或其他正常工作电源, 使工作电源断开的用户不至停电的一种自动装置。特别对供电网架结构较为薄弱的地区, 备用电源自投装置能减少变配电事故的影响范围, 有效提高供电可靠性。

备自投装置应符合下列要求: (1) 应保证在工作电源或设备断开后, 才投入备用电源或设备。 (2) 工作电源或设备上的电压, 无论因何原因消失时, 自动投入装置均应动作。 (3) 自动投入装置应保证只动作一次。

发电厂用备自投装置, 除满足上述规定外, 还应符合下列要求: (1) 当一个备用电源同时作为几个工作电源的备用时, 如备用电源已代替一个工作电源后, 另一个工作电源又被断开, 必要时, 自动投入装置应仍能动作。 (2) 有2个备用电源的情况下, 当2个备用电源为两个彼此独立的备用系统时, 应各装设独立的自动投入装置, 当任一备用电源都能作为全厂各工作电源的备用时, 自动投入装置应使任一备用电源都能对全厂各工作电源实行自动投入。 (3) 在条件可能时, 自动投入装置可采用带有检同期的快速切换方式, 也可采用带有母线残压闭锁的慢速切换方式及长延时切换方式。

因为备自投装置动作原理较为简单, 往往会由于设计人员或调试人员忽视现场保护、开关、运行方式等实际情况, 造成备自投装置不能正常动作。本文将结合备自投装置的两起实际动作情况, 浅谈备自投设计及应用中应该注意的几个问题。

1 案例1

1.1 现场情况介绍

白官屯站的备自投设计比较简单, 110 kV侧为扩大内桥接线, 保护装置采用许继电气公司的WBT-822型备自投装置。只接了母线电压及开关位置进了保护装置, 因此保护装置的充电条件及动作条件极为简单。此装置能满足4种方式: (1) 方式1。充电条件:Ⅰ母、Ⅱ母均三线有压, 111、145在合位, 112在分位, 经15 s充电完成。动作过程:当充电完成后, Ⅰ母、Ⅱ母均无压则经延时4 s后跳开111, 确认111跳开后合上112。 (2) 方式2。充电条件:Ⅰ母、Ⅱ母均三线有压, 112、145在合位, 111在分位, 经15 s充电完成。动作过程:当充电完成后, Ⅰ母、Ⅱ母均无压则经延时4 s后跳开112, 确认112跳开后合上111。 (3) 方式3。充电条件:Ⅰ母、Ⅱ母均三线有压, 111、112在合位, 145在分位, 经15 s充电完成。动作过程:当充电完成后, Ⅰ母无压, Ⅱ母有压则经延时4 s后跳开111, 确认111跳开后合上145。 (4) 方式4。充电条件:Ⅰ母、Ⅱ母均三线有压, 111、112在合位, 145在分位, 经15 s充电完成。动作过程:当充电完成后, Ⅱ母无压, Ⅰ母有压则经延时4 s后跳开112, 确认112跳开后合上145。

为了保证此备自投装置投入后能正确动作, 安排了实际带负荷传动这4种方式, 传动前运行方式:112、145、154-3-5运行, 111备用, 1号、2号主变运行, 345运行, 545备用, 110 kV备自投投入 (备自投压板均投入) 。

1.2 传动过程中遇到的问题

在传动前2种自投方式时, 十分成功。传动第3种方式前的运行方式如图1所示。

当时区调打来电话说上方已经车轴山拉开113开关, 询问这边自投是否成功, 实际情况为自投装置没有动作, 母线带电, 主变运行正常, 通过测量发现110 kV 4PT电压正常, 111开关线路PT电压也正常, 备自投装置未启动。

1.3 备自投装置拒动原因分析

分析当前的运行方式, 发现了问题的原因。虽然车轴山拉开113开关, 但是2号主变经过302开关、345开关、301开关向1号变反送电, 这个时候1号变已经变成了升压变压器, 导致110 kV侧母线带电, 110 kV备自投不动作。因此只要断开35 kV的合环就行了, 拉开345开关后, 自投装置启动, 111开关掉闸, 145开关合闸, 自投动作成功。

1.4 问题总结

这次问题的出现, 是因为在制定传动方案时我们没有考虑到35 kV合环对自投方式的影响, 并且在传动前没有确认当时的运行方式是否满足备自投的动作条件。

2 案例2

2.1 现场情况介绍

城北110 kV变电站110 kV侧为内桥接线, 故障前运行方式如图2所示。

110 kV 4、5号单母线分段接线方式, 虹北Ⅱ线111带全站负荷;虹北Ⅰ线112备用, 145合环运行。1、2号主变运行, 110 kV中性点刀闸7-1、7-2分位。10 kV 4、5号母线为单母线分段接线方式, 501、502运行, 545分开。电容器:581、582、591、592运行。全站负荷:2.9万kW。

2.2 故障经过

2011-03-27T20:57, 城北变电站发591电容器无压保护跳闸信号, 1、2号变复压动作信号。检查城北变电站全站失压, 没有其他异常信号, 备自投保护未动作。运行人员当即报告调度, 并于21:07按照调度指令将城北111远方拉开, 112远方合上, 城北全站恢复送电。

2.3 事故原因分析

现场检查WBT-822保护装置无异常, 根据当时的运行方式, 应该是方式1充电即112自投。WBT-822说明书中说明充放电条件为: (1) Ⅰ母、Ⅱ母均三相有压。 (2) 111、145在合位、112在分位。放电条件为: (1) 当112线路电压检查控制字 (JX2) 投入时, 112线路无压 (

现场退出保护跳闸压板后对保护装置进行传动, 保护装置动作正确。从城北110 kV备自投保护的定值单中可以看出, 检110kV线路PT有压投入, 定值70 V。现场检查111、112线路PT均接在A相上, 经过与虹桥变电站联系得知, 20:57虹桥的虹北Ⅱ线112线路发生A相接地短路故障跳闸。从故障录波中可以看出, 短路时虹桥变电站A相母线电压降低严重, 导致虹北Ⅰ线112 A相电压也下降严重, 二次A相电压显示为39 V。折算到线路PT抽取的电压为, 低于保护定值的70 V。导致城北110 k V备自投装置放电, 保护未动作, 全站停电。

2.4 问题总结

(1) 城北变电站两个电源均从虹桥变电站取得, 如果虹桥变电站出现问题, 对城北变电站的供电可靠性造成影响。 (2) 城北111、112线路PT均装在A相, 是这次城北全停的主因, 如果两条线路的PT安装在不同相, 这次的全停就可以避免了。 (3) 城北110 kV备自投的检测线路有压定值为70 V, 这次故障导致线路抽取电压降低至67 V左右, 如果适当降低该定值, 也可以有效地提高城北备自投的成功率。

3 结语

备自投装置具有与保护装置同等重要的作用, 其正确动作与否直接影响到安全生产。因此对备自投装置从设计、施工、调试一直到日常维护工作各个环节都要加强重视。根据日常对备自投装置使用及维护的经验, 提以下几点建议: (1) 备自投装置在设计过程中, 尽量不要将两个供电电源放在一个变电站, 如果只能从一个变电站出线, 那么线路电压抽取可以选在不同相别, 有助于提高备自投的正确动作率。 (2) 新投运的备自投, 做单机试验时, 要把所有的动作逻辑都做一遍。虽然目前备自投装置大多都已经模式化, 但有些地方还是有自己不同的要求的。具备条件的话一定要进行带负荷实际传动。 (3) 对于正常运行中的备自投装置的日常检查, 主要检查备自投是否已经充电, 对应的工作方式与实际运行的系统方式是否一致, 且各输入压板和输出压板的投退是否正确。

摘要：对WBT-822型备自投装置的2次拒动行为进行了分析, 指出了拒动原因, 并提出一些整改建议。

关键词：备自投,运行方式,母线电压,拒动

参考文献

[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问答.中国电力出版社, 2009

闭锁备自投 第9篇

关键词：厂用电备用电源；空载损耗；备自投；运行方式；改进型傅立叶算法；需量电费

中图分类号： TM762 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）18-189-2

0 引言

电力能源是支撑整个社会运行最重要基础体系之一。随着高速发展，我国经济和社会生活对电力需求不断增长，但电网系统运作已经不能满足电力需求，此时，节能降耗已成为企业发展的必然趋势。作为发电厂，如何节能，减少厂用电的损耗已成为电厂工作重心之一。另一方面，随着DSP技术、通信技术、GPS技术及CPLD/FPGA技术等的快速发展，实现功能更加强大、相应速度更快、可靠性更高的备自投装置提供了很多便利条件[1]。

1 厂用电备用电源的改造设想

备用电源自动投入装置是指电力系统主供电源因上一级电源故障或其他原因被断开后，能迅速将备用电源或其他正常工作的电源按照设定的方式自动投入工作，从而使被原主电源断开的用户能迅速恢复供电的一种安全自动装置，它是保证电力系统持续可靠供电的重要措施，是保证发电厂安全可靠运行的重要条件[2]。按目前胜利发电厂备用电源的运行方式，02启备变带Ⅱ期备用电源，01高备变带一期备用电源，改造后，在Ⅰ期厂用电6kV母线处将6100A开关、61A-1叉子位置调换，6120B、61B-1，6200A、62A-2，6220B、62B-2同样调换，在Ⅱ期02启备变低压侧备用段加Y-△转换器和断路器，从Ⅱ期备用段引电缆至Ⅰ期6kV厂用段叉子下口，让02启备变作为Ⅰ期厂用电备用电源（对应示意图1），01高备变高压侧开关01 开关断开满足备自投条件时合入。当Ⅰ期故障时，备用电源自投装置启动02启备变给Ⅰ期厂用电做备用电源，Ⅱ期原备用电源投入方式不变（对应示意图2）。

2 备自投的运行方式和逻辑

以Ⅰ期#1机失压为例说明其工作原理。当#1机电源因故障或其他原因失压，满足备自投条件时，6002A、6002B及 Q101A、Q121B自动投入，且只允许动作一次。为了满足这一要求，设计了备自投充电过程，只有在充电完成后才允许备自投，充电时间设置为15s。备自投的运行方式为：

①充电条件：#1机6kV、#2机6KV母线均三相有压，Q101A、Q201A、Q121B、Q221B在分位，02启备变低压侧三相有压，01开关进线侧三相有压。15s后完成充电。

②放电条件：备自投装置闭锁，开關位置不正确，控制字未投入，Q101A、Q201A、

Q121B、Q221B在合位，Uo1、Uo2无压。

③动作过程：分别对应于#1机失压和#2机失压，对应备自投有两种运行方式。

以#1机电源因故障或其他原因失压为例说明：#1机失压时，系统正常运行方式为 #1机厂用电接#1厂高变，#2机厂用电接#2厂高变，且已完成充电，此时备自投条件为：#1厂高变无压，#2厂高变有压，Ⅱ期设备运行正常，02启备变有压，Q101A、Q201A、Q121B、Q221B在分位、6002A、6002B在分位，#1机厂用电无电流投入时，确认6101A、

6121B已跳开后合6002A、6002B，确认6002A、6002B已合入再合Q101A、Q121B。若系统#2机电源因故障或其他原因失压，此时备自投条件与#1机基本一致。

若#1机、#2机、#3机同时因故障或其他原因失压，此时备自投运行方式为：断开Q101A、Q201A、Q121B、Q221B开关，确认Q101A、Q201A、Q121B、Q221B开关断开，高备变01开关投入，6100A、6120B、6200A、6220B合入，02启备变带#3机厂用电。

3 01高备变损耗的计算

每台变压器都存在有功功率的空载损失和短路损失，及无功功率的空载消耗和额定负载消耗。变压器的有功功率损耗是由空载损耗和负载损耗两部分组成的，空载损耗是一个常数，它不随变压器负载的变化而变化。

式中，Pt——变压器额定空载有功损耗即变压器铁耗； Qt——变压器额定励磁功率；I0%——变压器空载电流；Pf——变压器额定负载有功损耗即变压器铜损；Ud%——变压器阻抗电压；Se——变压器额定容量；K——无功经济当量，按一般可取k=0.1kW/kvar。

空载损耗Pt是只与变压器铁芯相关常数，它不随变压器负载变化而变化。而负载损耗Pf则为变压器绕组中铜线圈电流损耗，P=I2R故Pf与负载电流平方成正比。I0%、Ud%为变压器一个固定参数，它们由变压器铭牌或变压器技术参数说明书提供，故变压器损耗主要受负荷变化影响铜耗决定。

根据电厂平均每年检修天数计算，01高备变空载时间24*285=6840h，01高备变的容量为31.5MW，其空载损耗为32.3kW，全年损耗为32.3*6840=220932kW。

4 可行性分析

本文是对胜利发电厂备用电源改造的一种设想，从安全角度分析，02起备变做一期厂用电的一级备用电源，01高备变作为一期厂用电的二级备用电源，将在很大程度上提高备用电源的可靠性；从经济角度分析，01高备变为110KV外线带，做备用电源时须交纳基本电价与需量电费（按国电标准为每度电15元/月），而02起备变为220kV母线带，做备用电源时，不考虑容量电费问题，所以本改造设想具有一定的经济效益。

5 结论

基于EMS的区域备自投系统 第10篇

1 备自投装置存在的应用问题

肇庆电网网架结构仍然非常薄弱, 电网多处仍存在长距离多站串供等严重影响供电可靠性的问题。在这种110k V链式电网接线中, 单独装设在各个变电站内的备自投装置无法满足保证供电可靠性的要求。3级及以上110k V链式电网接线中, 单独装设在各个变电站内的备自投装置只能选择投入, 不仅造成设备空闲, 而且其以切除主供电源投入备用电源的方式正确动作后, 仍会不可避免地致使2个及以上变电站失压, 直接导致2~3级电力安全事件, 严重影响供电可靠性, 且无法发挥备自投装置应有保证供电的作用。

2 基于EMS的区域备自投系统描述

基于EMS (能量管理系统) 的区域备自投系统并不独自拥有模型、实时信息和EMS的图形, 而是与其它系统共享这些数据, 它能够在断电的时候立即重新供电, 并且这一过程具有安全、可靠和智能的特点。因此, 基于EMS的区域备自投系统能够更好地管理调控运行, 大大提高工作效率。控制中心系统将收集到的各个有关变电站的遥测和遥信数据以及保护动作信息传送到基于EMS的区域备自投控制系统, 基于EMS的区域备自投控制系统对这些信息加以分析和处理并作为是否充电、动作和闭锁等条件, 从而控制整个流程中的模型和充电、闭锁与动作条件以及运作指令自动形成。在需要进行某个动作时, 控制中心判别动作条件一旦满足, 就立即释放命令, 远距离控制有关装置, 达到备用电源自动投入功能的目的。控制方案是由区域备自投模型产生的, 但它不是最终的方案, 还需要由EMS的安全分析模块对方案进行分析修正, 最后数据采集与监控系统发出经过分析修正的控制方案。为了降低系统动作的失误率, 必须对备自投充电、闭锁和遥控等过程进行严格把关, 这样才能有效解决常规备自投在应用上存在的问题。

2.1 系统功能

(1) 功能构造。以EMS平台为基础的区域备自投系统在建立区域备自投模型的过程中, 该系统借助区域备自投模块的建模工具按照人工或者自动方法建立模型。区域备自投系统会利用状态估计手段初步分析计算遥测和遥信数据, 基于数据处理的结果判断是充电还是放电, 并判断是否形成运作逻辑。运作逻辑一旦形成, 静态安全分析模块会对其进行分析修正, 最后SCADA (电网调度自动化系统) 发出遥控命令。

区域备自投系统的构造如图1所示。

(2) 功能构成。 (1) 区域备自投模型构成。区域备自投系统被分割成一个个备自投单元, 并且每一个单元有其对应的模型。每个系统一旦建立都会定义其基本属性, 区域备自投系统也不例外, 包括备自投的名称, 所在厂站, 投退状态, 闭锁状态以及动作延时。

动作条件的组成包括2个方面:一是数据收集获取的遥信、遥测、保护信号和安稳信号;二是利用EMS的网络分析功能对测定点进行分析后的值, 其中采集数据信息可以是备自投所在厂站内的, 也可以是其它厂站内的。

(2) 数据采集功能。区域备自投系统从EMS系统获取电网模型以及运行信息 (如检修、禁控等) , 同时通过遥信遥测接口获取SCADA系统的遥信和遥测实时值作为备自投模型中的测点数据。

2.2 区域备自投控制原理

区域备自投行为在控制过程中可以设定为4种状态, 分别是:

(1) 充电状态, 这一状态下, 备自投能够投入, 即可以执行扫描计算。

(2) 放电状态, 为了转变为闭锁状态, 系统必须满足闭锁条件或者在备自投动作终止后。另外为了从闭锁状态转变为空闲状态, 必须通过人工解锁, 而不能自动进行, 以保障系统的安全。

(3) 启动状态, 在动作条件成立和闭锁条件不成立这2个条件同时满足的情况下, 再依据动作延时确定转入EXEC状态执行遥控与否。

(4) 动作状态, 接收到动作序列的备自投在执行这些序列之前会分析序列定义的顺序, 然后按照这一顺序依次执行延时与下发远距离控制操作。

2.3 动作逻辑

(1) 备自投装置的动作条件。不管小电源是否存在, 也不管存在的小电源能否在孤立电网中工作等情况, 备自投必须满足下述3个条件:

(1) 线路里没有电流;

(2) 开关处于断开的状态;

(3) 保护动作信号, 这里保护动作包括上级电压为220k V的变电站对主变或者110k V母线进行保护采取的动作、对主电源进线线路进行保护采取的动作或者串供站母差保护动作等。

满足上述3项条件时, 区域备自投首先确定是否有小电源存在于发生故障的地方与开环点之间, 假如确定有小电源, 则首先断开小电源, 使其停止供电 (假如没有小电源则无需切除) , 然后经整定延时断开主供电源, 投入备用电源。

(2) 备用电源被区域备自投投入的动作序列。对于具有链式结构的变电站里的区域备自投, 其动作序列应该以开环点为起始端, 然后朝着停止供电的区域的方向一级一级地为电压小于110k V母线重新供电, 这一过程的实现是首先断开原来的主供电源进线的开关防止母线意外供电, 然后将对应的备用开关接通。当出现问题的母线重新合上时, 对应的保护装置动作跳闸。

3 EMS的区域备自投系统在肇庆电网的测试

基于EMS的区域备自投系统的测试内容包括机房模拟环境测试和现场测试两大部分。

3.1 模拟环境测试

肇庆电网基于EMS的区域备自投系统机房模拟环境测试, 由区域备自投系统模拟故障信息, 通过104规约与EMS系统前置模块通信, 经SCADA处理后转发至PAS及区域备自投模块;区域备自投模块收到故障信息、经实时分析后进行策略下发, SCADA遥控命令由前置发送给模拟测试系统, 模拟测试系统收到遥控命令后给出相应的反馈。

3.2 现场测试

本次现场测试笔者选择模型一 (两站串供三站) , 具体站串为“四会—翠竹”串, 模型示意图如图2所示。

上述模型正常供电方式主要有单站串供和两站分供2种, 具体的电网运行方式为:

110k V清塘站1293开关、1294开关分, 其它开关合;110k V清塘站1285开关分, 四清I线、四清II线任一线路供电, 其它开关合;110k V宾亨站1285开关分, 四清I线、四清II线任一线路供电, 其它开关合;110k V宾亨站1284开关分, 四清I线、四清II线任一线路供电, 其它开关合;110k V石涧站1284开关分, 四清I线、四清II线任一线路供电, 其它开关合;110k V石涧站1260开关分, 四清I线、四清II线任一线路供电, 其它开关合。

通过对以往电网故障案例分析, 本次现场检测选用的故障类型如下:变电站或者线路出现故障时, 保护、备自投和开关机构等动作都正确, 信号收集向上传递也正确;变电站或者线路出现故障时, 备自投动作错误, 但其它环节均正确;变电站或者线路出现故障时, 越级动作产生, 这是由保护拒动引起的, 但其它环节正确;开关机构运行的过程中出错, 会偷跳, 但其它的环节正确;变电站或者线路出现故障时, 保护、备自投和开关机构动等动作都正确, 但信号向上传递异常。

3.3 测试技术性能

随着程序不断改善, 肇庆电网区域备自投系统测试工作顺利进行, 能够全部达到区域备自投系统的性能指标。

检验系统的动作逻辑正确和判断远距离控制目标输出正确;检验系统的每种功能和闭锁逻辑处于正常的状态;通过实际测试, 验证系统在完成正确动作所消耗的全部时间能达到实用化的目的, 最长的策略共动作9个开关在135秒内完成;通过实际测试, 验证每个变电站综自和远动系统以及主站的SCADA的功能均处于正常的状态。

4 结束语