备自投装置范文

备自投装置范文（精选11篇）

备自投装置 第1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

站用电低压备自投回路的改造 第2篇

【摘要】对某变电站站用电低压备自投回路运行中存在的问题进行了分析，并提出了相应的改进措施。通过完善站用电低压备自投回路，使其能够在站用电源异常情况下正确、可靠的进行切换。

关键词：站用电、低压备自投回路、改进

变电站站用电低压备自投是确保站用电源可靠、不间断运行的自动切换装置，即当工作电源因某种原因失去电压时，低压备自投装置能够自动、快速的将站用电切换到备用电源上。确保了站用电不因工作电源的消失而失去电源。因此，对站用电低压备自投装置的要求是具有自动性、准确性、快速性、可靠性。

由两个交流接触器构成的站用电低压备自投回路因其接线简单、设备元件少而得到了广泛的应用。但实际接线不完善将会影响低压备自投装置动作的可靠性。下面对某站站用电低压备自投回路实际接线中存在的问题进行了分析，并提出了相应的改进措施。1 站用电低压备自投回路存在的问题 1.1 某站站用电低压备自投回路原理图如下

接至35 kV站用变低压 N C B A 接至10 kV站用变低压 N C B A接空气开关（1ZK)接空气开关（2ZK)2RDX11 X23 4RD 1RDX13 3RDX21 1C910563412781C92C5634 1012782C1BD22ZK11ZK2BD接刀闸（1DK)接刀闸（2DK)图A1.2 正常运行时低压备自投动作回路

如图A所示，35kV站用变和10kV站用变低压侧电源通过低压备自投装置进行自动切换。若35kV站用变低压侧电源供站用负荷时，即首先合上低压备自投切换开关11ZK，当三相电压正常时，低压备自投装置动作回路为1X11—熔断器2RD—交流接触器触点2C7-8—低压备自投切换开关11ZK—交流接触器1C线圈—熔断器1RD—1X13。该回路中，交流接触器触点1C7-8和2C7-8为常闭触点，因交流接触器2C 触点7-8闭合、使1C线圈励磁，交流接触器1C常开触点1-

2、3-

4、5-

6、9-10闭合、常闭触点7-8断开，站用电源由35kV站用变供电，而交流接触器1C 7-8触点断开2C线圈启动回路，故10kV站用变低压侧电源此时备用（做明备用）。1.3 异常情况下低压备自投动作回路 若35kV站用变高压侧A相或C相以及ABC三相同时失压时，交流接触器1C线圈因失压而动作断开，此时，交流接触器1C常开触点1-

2、3-

4、5-6切断了站用母线电源、1C常闭触点7-8接通，使交流接触器2C线圈励磁，2C 常开触点1-

2、3-

4、5-6接通了10kV站用变低压侧电源，此时，站用电源由10kV站用变供电。同时，交流接触器2C 常闭触点7-8切断了1C线圈启动回路，即交流接触器1C、2C完成了站用变电源切换任务。1.4 运行中存在的问题

1.4.1 低压备自投动作回路存在盲区

对于35kV站用变往往为了节省投资，其高压侧采用跌落保险，上图A中如果35kV站用变高压侧B相跌落保险因故熔断时，低压侧A相和C相电压正常，交流接触器1C由低压侧A相和C相电压保持励磁，站用电负荷仍由35kV站用变供电，即低压备自投回路不动作。这样造成了站用低压侧B相失压，对于采用硅整流供电的站用低压电源因B相失压可能造成系统异常情况下控制、保护及自动装置拒动或误动。对于采用整流及蓄电池组供电的低压电源，因B相失压时站用低压母线由蓄电池供电，且蓄电池组无浮充电源时长期运行造成亏损，降低了站用电供电的可靠性。1.4.2 低压备自投动作时无信号发出

当某种原因使低压备自投装置动作时，该回路不能发出动作信号，运行人员无法及时获得设备故障信息，不能及时检查并排除故障，甚至可能因延误时间而扩大故障范围，造成严重后果。2 应采取的措施

2.1 改造站用电低压备自投回路

接至35 kV站用变低压 N C B A+1KVXJSJXJ发信 接至10 kV站用变低压 N C B A接空气开关（1ZK)1KV－接空气开关（2ZK)X12 2RDX11 X14 SJX23 4RD 1RDX13 3RDX21 1C910563412781C92C56341012782C 1BD22ZK11ZK2BD接刀闸（1DK)接刀闸（2DK)图B 如图B所示，在35kV站用变低压侧B、C相间加装一电压断电器1kV，时间继电器SJ，信号继电器XJ。当高压侧B相跌落保险熔断时，电压断电器1kV因失压而动作，其常开触点1kV闭合，启动时间继电器SJ，时间继电器触点SJ延时断开交流接触器1C线圈启动回路，此时，低压备自投回路动作，将站用电源自动切换到10kV站用变上。同时因加装了信号继电器XJ，低压备自投动作时发出信号，提醒运行人员及时检查相关设备，以便排除故障。

备自投装置 第3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

备自投装置回路完善过程探索 第4篇

内桥接线与单母分段两种方式下的备自投逻辑不同。单母分段方式, 需考虑备自投动作闭锁重合闸, 以及手跳闭锁备自投。内桥接线方式下, 进线开关无重合闸功能, 所以无需考虑备自投动作闭锁重合闸, 只考虑手跳闭锁备自投。

一、内桥接线方式进线备自投的动作过程分析

北峪口110k V变电站备自投装置使用的是四方继保自动化的CSC-246备自投保护装置, 用于110k V及以下电压等级双电源线路断路器互投方式, 此装置可以满足母联或桥备投、进线备投、自适应备投、主变备投等常规使用要求, 此装置的备自投动作节点在设计时动作输出节点只有一副, 无可用备用节点。

初始设计为进线备投, 161与162互为备用。正常运行时两线路PT均有压, 两段母线均有压, 161、162中的一个开关在合位, 另一个在分位, 母联100在合位。工作线路失电, 在备用线路有压的情况下跳开工作线路, 合上备用电源。

备自投装置与主变保护相配合, 当主变高压侧开关进行正常的手跳或遥跳时或者当主变保护动作跳高压侧开关时, 主变保护分别开出闭锁备自投的命令, 接到备自投的闭锁备自投开入节点, 给备自投放电。山西省电力公司安全反措规定:凡是站内故障造成的高压侧进线开关跳闸都闭锁备自投, 防止再次送电给故障点。

备自投动作后, 有跳线路161、合线路162的开出, 备投跳闸接到主变保护的保护跳闸回路, 备投合闸接到主变保护的合闸回路。在此回路中, 不能将备自投的保护跳闸接到主变保护的手跳回路, 否则就会启动手跳继电器, 去闭锁备自投。而当将备自投的保护跳闸接到主变保护的保护跳闸回路时, 无需从备自投开出到主变保护的闭锁重合闸节点, 因为内桥接线中, 主变高进线开关不带重合闸保护。

二、单母分段接线方式进线备自投的动作过程分析

北峪口110k V变电站于2011年7月份进行了一、二次改造, 改造后采用的是单母分段接线, 新加了两个主变高压侧开关, 原主变高进线重新配备了两套线路保护装置, 161、162线路保护分别为CSC-161A和RCS-943AMV。RCS-943AMV装置中, 手跳回路使用KKG, 可用KKG节点闭锁备自投;CSC-161装置中, 手跳回路使用STJ, 可用STJ节点闭锁备自投, 跳闸回路中, 有备用的永跳回路。

将原先接至主变保护的跳合闸开出改接至新的线路保护, 原有的主变闭锁备自投接线及压板进行拆除。主要改造方案有以下几种

解决方案1:手跳回路方案:备投跳161、162接入手跳回路, 这样接有这么几个好处:一是解决了闭锁重合闸的问题。二是省去了从备自投给线路保护分别开出闭锁重合闸的节点, 而且在CSC-246备自投保护中, 没有多余的可供开出的动作节点。但这种方案与手跳闭锁备自投逻辑冲突, 进行手跳操作时需让操作人员投闭锁备自投总压板或打开备投动作出口压板来避免备自投的误动作, 但是在进行遥跳操作时, 无法进行以上的操作。该方案可以考虑。

解决方案2:CSC-161解决方案。CSC-161将备自投跳161接至永跳回路来闭重, 并用STJ的常开节点去闭锁备投。

解决方案3:RCS-943AMV解决方案。RCS-943AMV将备投跳162接入保护跳回路, 使用KKG开出的常开节点启动重动继电器, 取一组常闭节点, 去闭锁备投。但是RCS-943AMV所用的KKG开出节点为常开节点, 在此线路作为电源运行方式下 (即KKG手合情况) , 此节点会长期处于闭合状态, 使扩展重动继电器长期带电励磁, 缩短了重动继电器的寿命, 降低了回路的可靠性。所以在RCS-943AMV装置上加装中间继电器作为STJ使用, 利用手跳时强电开入启动继电器, 再利用其常开节点去闭锁备投。将备投动作跳RCS-943AMV的动作节点串接一个重动继电器, 开出一组常开节点去闭锁RCS-943AMV的重合闸, 从而达到了完善回路的目的。

综合以上三种方案, 取后两种方案的综合为最佳方案。

三、备投在实际应用中需要注意的问题

经过以上的探讨, 可以发现在备自投与线路保护的配合使用中, 存在诸多问题。

第一, 当使用判KKG作为充电条件的备自投装置时, 建议使用带KKG回路的线路保护与之配合。一方面是使用KKG的线路保护, 和使用判KKG作为充电条件的备自投装置配合时, 可以直接用KKG节点去闭锁备自投;另一方面是使用保护装置的KKG来实现闭锁备自投的功能时, 备自投合闸一定要接入手合回路, 因为保护装置的合后继电器是接在手合回路中的, 是通过手合来起动合后继电器的, 备自投在收到保护的合后继电器动作信号才具备其动作条件。

第二, 当不使用KKG的线路保护, 和使用判KKG作为充电条件的备自投装置配合时, 备自投将无法实现KKG闭锁备自投的功能。此时, 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) 均可, 但要注意将备自投装置的后合继电器输入接点用正电源封死, 否则, 备自投装置将因为无法满足条件而闭锁装置。

第三, 当使用不判KKG的备自投装置时, 建议使用带STJ回路的线路保护与之配合。

第四, 备自投动作闭锁重合闸的开出节点, 应在设计时, 要求厂家多配两组节点, 以作为类似以上内桥改单母分段方式时使用。

四、结语

通过对备自投动作逻辑及不同厂家备自投装置的认识, 区分哪些是最优的方案, 哪些是需要改进的方案, 实现了将吕梁电网110k V变电站备自投装置从设计及安装的大量改进, 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, 排除了潜在的隐患, 提高了供电的可靠性和生产效率。

摘要：本文结合工作中遇到的备自投运行情况, 针对现场应用中遇到的问题, 从较为简单的内桥接线方式的进线备自投入手, 到改为单母分段方式下的进线备自投, 对备自投的设计及工程改造方法进行了深入的分析及探讨。

关键词：备自投,内桥接线,单母分段,闭锁重合闸,闭锁备自投,重动继电器

参考文献

[1] .CSC-246数字式备用电源自动投入装置说明书

[2] .CSC-161数字式线路保护装置说明书

[3] .RCS-943A型输电线路成套保护装置技术说明书

备自投装置 第5篇

【关键词】备自投；自动控制装置；断线闭锁

Device considering substation applications should pay attention to the problem

Zhao Lei

（Tang Kehua Electric Power Equipment Co.， Ltd. in Beijing， Hebei Branch Handan Hebei 056001）

【Abstract】Through the analysis of the text prepared from the cast device， explained the device considering substation applications should pay attention to the issue.

【Key words】Automatic switching；Automatic control device；Breaking blocking

1. 引言

电力系统中，因为故障或其它原因工作电源断开以后，将备用电源、备用设备或其他电源自动地迅速地投入工作，令用户能尽快恢复供电的自动控制装置，简称备自投装置。我局110KV 及以下电网为主要采用辐射形电网，为保证电网可靠运行，使电网在N-1 的故障情况下能够不间断供电，电网接线一般采用一主一备双电源的接线形式。采用备用电源自动投入装置，当主供电源发生故障时，备用电源自动投入，从而立即恢复对用户的供电，是一种保证可靠供电的经济而又有效的技术措施。

图1

2. 备自投装置原理

2.1 目前电网应用的备用电源自投装置一般都具有几种典型方案（包括母联或桥开关备自投、进线备自投、线路开关备自投、变压器备自投等），针对不同的电网接线型式，通过不同的整定，适用于各种不同的场合要求。新型的自投装置还研发了可以与电网接线自适应的动作方案，通过对开关辅助接点开入量的判断，得出目前变电站的实际运行方式，从而智能的切换到与之相适应的备自投方式，不必由现场人员手动操作。不论采取哪种方案，备自投装置基本上都遵循以下原则：

（1）工作电压消失时，自动投入装置均应启动；

（2）备用电源应在工作电源确实断开后才能投入；

（3）备用电源断路器的合闸脉冲应是短脉冲，且只允许自投装置动作一次；

（4）备用电源线路确有电压时才能投入；

（5）备用电源自投装置自投时限尽可能短，以保证负载中电动机自启动的要求；

（6）应防止电压互感器熔丝熔断时误动。

2.2 我局通常采用进线备自投方式（如图1），即两条进线互为备用。正常运行时，两线路PT均有压，两段母线均有压，1DL 和2DL 中的一个开关在合位，另一个在分位，3DL 在合位。工作线路失电，在备用线路有压的情况下跳开工作线路，合上备用电源。开关偷跳造成母线失压时，在备用线路有压的情况下合备用线路开关。为防止PT断线时备自投误动，取线路电流作为闭锁判据。

2.3 动作过程可分解为下列动作逻辑：动作逻辑1：以Ⅰ、Ⅱ段母线电压均失压、线路Ⅰ电流小于电流定值Idz1、进线Ⅱ有压作为启动条件，1DL 在跳闸位置作为闭锁条件，以T1 延时跳开1DL。动作逻辑2：以进线Ⅱ有压、1DL 在跳闸位置、Ⅱ段母线失压作为启动条件，2DL 在合闸位置作为闭锁条件，以T3 延时合2DL。动作逻辑3：以Ⅰ、Ⅱ段母线电压均失压、线路Ⅱ电流小于电流定值Idz2、进线Ⅰ有压作为启动条件；2DL 在跳闸位置作为闭锁条件，以T2 延时跳开2DL。动作逻辑4：以进线Ⅰ有压、2DL 在跳闸位置、Ⅰ段母线失压作为启动条件，1DL 在合闸位置作为闭锁条件；以T3 延时合1DL。

图2

3. 实际问题的阐述和解决

设备的生产厂家是本着尽量满足全部用户理念来设计和生产产品，可以说照顾到了大部分用户的普遍要求，但同时又带来了它的局限性，如果直接拿来使用，则有可能出现产品不能兼顾电网实际运行中的某些特殊要求的情况。

3.1 防止非同期合闸问题。

（1）备自投装置动作先跳开运行开关，再合上备用开关，一般不会涉及到同期问题，但如果变电站另外存在其他电源或小电源接入系统的接入点，则备自投不仅要考虑先跳开运行开关，而且要同时跳开其他电源的联络线，否则，在投入备用电源的同时，有可能出现非同期并列。解决方法：起用装置的联切功能，在跳开运行开关的同时，开出联跳联络线的信号，使小电源与电网解列，虽然牺牲了小电源的供电可靠性，但避免了电力系统受到再一次的冲击，保证了系统在故障情况下能够及时恢复送电。

（2）特别要注意的是，一般厂家在做动作逻辑时，仅在备自投动作跳开运行开关的同时才去联跳电厂联络线，如果备自投动作之前，运行开关已由其他保护（线路光差保护、主变差动保护等）先行跳开，则备自投装置判断运行开关在跳位，会自行忽略跳闸逻辑，或是认为开关偷跳，而去直接合备用电源开关，导致联跳电厂联络线开关的功能同时被忽略。所以，真正能够解决此问题的方法是要求厂家修改程序，做到备自投满足启动条件后，不论原运行开关是否在合位，都发出跳闸指令，去跳原运行开关，同时联跳电厂联络线。

3.2 与主变保护配合问题。

（1）桥接线的主接线形式（如图2），且一线带两变的，如果#1 变差动保护动作，跳开1DL、3DL，两条母线同时失电，备自投装置应启动，合上2DL，继续对#2 变供电。如果#2 变差动保护动作，仅跳开3DL，#2 母线失电，#1 母线仍带电，系统仍满足备自投装置充电和启动条件，如果此时运行线路失电，则会将故障变压器重新投入系统，对电力系统进行又一次冲击。所以，主接线形式为桥接线的，且一线带两变的，运行的进线开关所对应的变压器的差动保护应不闭锁备自投，另一台变压器的差动保护动作应可靠闭锁备自投。

（2）如果备自投方式为桥开关备自投，显而易见为了避免将故障变压器再次投入系统，应将两台变压器的差动保护全部闭锁备自投。

4. 结束语

备用电源自装置的应用在电网的实际应用中已经取得的很多成功的经验，但是随着电力系统的不断完善和复杂，日益提高的电网自动化和坚强程度要求，使得原来不太明显的问题逐步显现出来，需要我们在设计、施工、验收、使用的各个环节更进一步全面化和精细化，特别是在调试设计和调试阶段，充分地考虑电网运行的实际要求，认真做好各种可能出现情况的试验，惟有这样才能保证装置的可靠动作和电网的安全稳定运行。

参考文献

[1] 王维俭电气主设备继电保护原理与应用[M].中国电力出版社.1996.

新型110kV备自投装置现场应用 第6篇

1 备自投基本原则

只有工作电源确实被断开后, 备用电源才能投入。工作电源失压后, 备自投起动延时到后, 总是先跳进线断路器, 确认该断路器在跳位后, 备自投逻辑才进行下去。这样可防止备自投动作后合于故障或备用电源倒送电的情况。但故障不应由备自投切除, 故备自投动作跳工作电源的时限应长于有关所有保护和重合闸的最长动作时限[1]。

备自投备用对象故障, 应闭锁备自投。

备自投延时是为了躲母线电压短暂下降, 故备自投延时应大于最长的外部故障切除时间。

人工切除工作电源时, 备自投不应动作。本装置引入各工作断路器的合后接点, 就地或远控跳断路器时, 其合后接点断开, 备自投退出。若无法引入合后接点, 在人工切除工作电源前, 应保证备自投退出工作, 可以用手动切换开关退出, 或解开相应出口压板或由整定退出。备用电源不满足有压条件时, 备自投不应动作。

2 变电站110kV备自投问题分析

该站110k V备自投装置型号为DPR331AT, 程序为两主两备带分段, 由于电网结构伴有改造和基建项目, 所以该备自投分批次进行了线路接入及程序升级工作。实际系统运行方式为, 村圳I线、公村I线接1 M, 公村I I线、育村圳线接2 M, 公村I线1312、公村II线1470及村圳I线1142处于运行位置, 育村圳线1179处于冷备用状态, 分段开关1012在合位, 系统运行图, 如图1所示。

110kV备自投按照设计图已经接入公村I线1312、公村II线1470、育村圳线1179, 备自投装置逻辑按照两主两备调试完成。为使装置能投入运行执行了定值单中的“将村圳I线至检修状态”, 目的是使备投装置实现公村I、II线与育村圳线的互投。但在当前运行方式下不能满足任一种充电条件, 故装置实际不能实现备自投功能。

3 110kV备自投装置ISA-358GE-SZDL功能现场应用

110kV备自投功能与一次接线、系统运行方式有很大的关系, 而更改系统一次接线方式工作量较大, 且不经济, 操作风险大。我们考虑一种功能更加全面、程序控制更灵活、配置更改方便的备自投装置。

长园深瑞继保自动化有限公司 (原深圳南瑞) 开发的深圳多进线备自投装置型号为ISA-358GE-SZDL, 适用于单母线、单母线带旁路、单母分段及单母分段带旁路的主接线方式场合。该备自投装置采用定制整定的方法实现进线电源的判别和自投优先级, 其交流量定义及开入量定义、充放电条件、动作逻辑、辅助告警功能、告警信号同传统备自投装置原理一致, 在此不做赘述, 仅对其进线备投功能进行分析。该进线备自投可以自动实现以下功能。

(1) 自动判别各进线的运行状态, 自动选择动作方式; (可通过装置内部定值整定实现) 。 (2) 可根据优先级识别备用线路, 优先合优先级高的线路, 保证不同时合来自两个电源来源的线路, 使两个系统合环。定值整定说明表, 见表1所示。

该定值整定的是对应线路的来源, 来自同一个电源的线路整定成相同的值, 软件以此来判断哪些线路是双回线。当备用电源有多个来自不同的电源时, 软件也可以以此来区分优先合哪个备用电源, 例如:某站, 公村I、II线是双回线, 村圳线, 育村圳线分别来自另外两个电源, 则可以整定如下:公村I线电源来源整定为1, 村圳线电源来源整定为2, 公村II线电源来源整定为1, 育村圳线电源来源整定为3, 当只有公村I线运行时, 软件会做如下判断。

(1) 公村I线和公村II线来自同一个电源, 不能将电源来源整定为3。

(2) 村圳线、育村圳线分别来自不同的两个电源, 可以投入。

(3) 村圳线定值为2, 育村圳线定值为3, 所以母线失压时, 优先合村圳线, 若合闸成功则结束, 如合闸失败, 则继续合育村圳线。

所以, 此项定值在说明各线路电源来源的同时, 也包含了线路优先级的说明, 定值可以选择1~4, 其优先级如下:1>2>3>4。若只有两个电源, 则无优先级。

4 结语

据本文所述, 对于某站110kV备自投的改造量可以大为减轻, 调度重新整定运行定值单并与电网方式配合即可实现备自投功能。该备自投装置在电网的实际应用中已经取得很多成功的经验, 但更需要我们在设计和调试阶段, 充分地考虑电网运行的实际要求, 加强对备自投的分析研究, 保证备自投装置的可靠动作和电网的安全稳定运行。

参考文献

110kV备自投与安稳装置的配合 第7篇

1 防110k V备自投误动的2种方法

深圳电网的安稳装置只装设在500k V和220k V变电站,与110k V变电站间均没有建立通信通道。但要在安稳装置和110k V变电站间建立通信通道,将安稳装置动作切110k V线路,这样造成主供电源失电时闭锁110k V备自投的接点远传至数量多、分布广的110k V终端站是不可行的。

为了解决这个问题,采取以下2种方法来使备自投与安稳装置配合,达到“安稳动作备自投闭锁”的目的。

1.1 母线电压不平衡开放备自投判据

当安稳装置因主网联络线接地故障动作时,110k V终端站内的故障相电压下降有限,健全相与故障相电压之间的不平衡度较小;而当110k V终端站的电源线发生金属性接地故障时,终端站内的故障相电压理论上降为0,健全相与故障相之间的电压不平衡度理论上无穷大。

当安稳装置因主网联络线发生相间故障时,110k V终端站内相电压的幅值及相位变化不大,线电压的不平衡度较小;而当110k V终端站的电源线发生相间故障时,故障线相间电压降为0,故障线相间电压与最大线电压之间的不平衡度较大。因此,可通过终端站内母线相电压或线电压的不平衡度来区分主网联络线故障与终端站的电源线故障,并且可根据3U。的幅值大小来判断系统故障是否为接地故障,当3U。较大时,用相电压的不平衡度作为备自投的开放判据,当3U。较小时,用线电压的不平衡度作为备自投的开放判据。当相电压不平衡度和线电压不平衡度检测元件均未起动时,若母线无压,可以认为是安稳系统切负荷,备自投不开放。

1.2 重合闸检测开放备自投判据

当备自投的电源进线重合闸投入时,在110k V线路单相经高阻接地的情况下,电压不平衡开放备自投的灵敏度可能不够。此时可参考110k V线路重合闸的特征来开放备自投。110k V线路均采用三相重合闸方式,利用110k V线路重合于故障过程中母线电压的变化,即“母线有压———母线无压———母线有压”来判断线路经历的重合闸过程,用于开放备自投。

2 过负荷联切

110k V备自投装置具备智能性,自投前能自动检测可切的110k V线路负荷功率及方向,并根据故障前主供电源线路负载功率大小和整定值,切除适量负荷线路然后再自投。

备自投合闸动作后1秒钟内投入,然后返回,下次备自投动作后才能再次投入,动作延时最长可整定30分钟,一共设置了3轮过负荷联切。对于2路电源分别设置2套过负荷联切独立动作定值,适应2个备用电源容量不同的情况。

3 结束语

备自投装置在巩义电网中的应用 第8篇

目前, 国内各个地区除了城市中心实现配网自动化能够环网供电外, 大多地区配电网络仍为树枝型辐射供电。任何变电站如果一段10k V母线失压, 就会造成多条10k V供电线路、众多用户停电的事故, 不仅会造成用户的经济损失, 严重时甚至将威胁人民群众的生命财产安全。因此, 提高10k V配网系统的供电可靠性是电网发展的重要任务, 也是反映电网发展水平的重要指标之一。

巩义是郑汴洛工业走廊重要的节点城市, 总面积1041km2, 总人口81.3万, 2013年全市GDP总量581.2亿元, 工业占经济总量的77.35%。巩义电网位于郑州电网西部, 2013年购电量35.08亿k Wh, 最大负荷58万k W, 所辖28座变电站, 其中110k V变电站21座, 主变36台, 总容量1412.5MVA, 双电源比率71.4%, 35k V变电站7座, 主变15台, 总容量148.6MVA, 双电源比率100%。

为了提高配网系统供电可靠性, 在巩义电网中广泛地采用了备用电源自动投入装置 (简称“备自投”) 。所谓备自投是指当主供电源发生故障时, 通过备自投装置的正确动作, 自动跳开故障线路, 并经短延时后合上备用电源, 从而使用户不至于被停电的一种自动装置。

备自投的配置方式很多, 形式复杂, 一般有进线 (或变压器) 互为明备用和分段 (或桥) 断路器互为暗备用两种备自投方式。现对巩义电网中选用的两种备自投方案原则作简单论述。

1 备自投的自投原则

备自投有两种自投方式, 在工作时, 对它们的基本要求是相同的, 均应遵守一定的原则, 才能保证备自投装置正常运行, 保证电网安全、可靠、稳定运行。

(1) 正常工作电源在确认断开后, 备用电源才允许投入;

(2) 备自投装置投入备用电源断路器必须经过一定延时, 延时时限应大于最长的外部故障切除时间;

(3) 如果是手动断开工作电源断路器时, 备自投装置应能自动叛变不允许动作;

(4) 应具备闭锁备自投装置的功能, 以防止备用电源投到故障的元件上, 造成事故扩大的严重后果;

(5) 备用电源处于无压状态时, 备自投装置不应动作;

(6) 工作母线失压时还必须检查工作电源无电流;

(7) 备自投在电压互感器二次熔断器熔断时不应误动, 故应设置PT断线告警;

(8) 备自投只能动作一次, 防止系统故障无法隔离时, 重合于故障元件而使系统受到多次冲击, 扩大事故。

2 变压器备自投自投逻辑 (见图1)

图1为巩义电网中广泛采用的单母分段接线方式, 其中1#为主变压器, 2#为备用变压器。当1#主变、2#主变不同时运行, 3DL在合位, 此时2#主变在热备用状态, 1#主变和2#主变互为明备用电源, 此方案称为变压器备自投。

2.1 正常运行条件

(1) Ⅰ母、Ⅱ母均三相有压, 2#备用变压器进线有压。

(2) 1#主变压器各侧开关在合位, 2#备用变压器各侧开关在分位。

(3) 3DL在合位。

2.2 启动条件

2#备用变压器有电压, 1#主变压器无电压且无电流, Ⅰ母无电压。

2.3 动作过程

当1#主变压器无电压无电流, Ⅰ母无电压, 且2#备用变压器进线有电压, 经延时后跳开1DL, 确认1DL跳开后, 依次合上2#备用变压器的2HDL和2DL开关, 其中要求在110k V系统中2#备用变压器的中性点接地刀闸在合位。

这种备自投方式, 解决了在负荷较低的情况下, 为了提高经济运行效率, 采用一台变压器运行带来的可靠性降低问题, 既保证了电网经济运行, 又保证了供电可靠性。在实际工作中, 由于巩义地处丘陵地带, 而偏远地区的变电站, 操作人员往返一次往往需要1.5h以上, 不仅浪费了人力物力而且供电可靠性无法满足人民群众正常生活生产要求, 因此采用变压器备自投方式是很有必要的。

3 分段备自投自投逻辑

当两段母线分列运行时, 装置选择分段备自投自投方式, 当1#主变、2#主变同时运行, 3DL断开时, 10k VⅠ段母线和Ⅱ段母线互为暗备用电源, 此方案称为分段备自投。

3.1 正常运行条件

(1) Ⅰ母、Ⅱ母均三相有压。

(2) 1DL、2DL在合位, 3DL在分位。

3.2 启动条件

1#进线无电压且无电流, 2#进线有电压。

3.3 动作过程

当1#进线无电压无电流, Ⅰ母无电压, 且2#进线有电压, 经延时后跳开1DL, 确认1DL跳开后, 合上3DL。这种备自投方式, 解决了在两台变压器分列运行的情况下, 一台变压器失压造成的大面积停电事故, 能够快速恢复Ⅰ母所带用户供电, 提高了供电可靠性, 提升了服务水平。

另外, 根据变电站的运行方式、负荷情况及变压器容量, 在实际工作中还要注意以下三个问题:

(1) 要考虑备自投自动合上变压器三侧断路器的出口回路是否满足要求, 备用变压器自投的送电逻辑顺序要正确。

(2) 应考虑两台变压器的容量是否一致, 如果不一致, 备用变压器的容量可能不能承担原有的负荷, 必须先切除原来的一部分负荷才能合上备用变压器。

(3) 应确保故障电源完全断开后, 在合上备用电源, 以免系统受到多次冲击而扩大事故。

4 结束语

备自投装置的投入使用不仅大大提高了供电可靠性和连续性, 可以在发生电网事故或线路故障时, 保证用户供电的连续性, 将用户的经济损失降低至最小, 而且在兼顾电网经济运行的同时降低人力物力成本, 节省了建设投资。备用电源自投的正确、可靠动作, 不仅要遵守备用电源自投保护整定原则, 还要灵活结合自己本单位的一次系统的实际情况, 以及各个关联设备的保护动作定值, 认真分析, 从而整定出与整个变电站继电保护匹配的定值, 同时二次接线要保证合理正确, 正式启动前要尽量创造条件带所有开关做整组传动试验。这样才能保证备用自投装置的正常工作, 才能提高供电可靠性、保证电能质量、提高电网经济允许效率以及降低劳动强度、保证电力系统安全稳定经济运行。

摘要：本文对巩义电网中选用的两种备自投方案原则作简单论述, 在应用过程中要保证备自投装置正常运行, 保证电网安全、可靠、稳定运行。

备自投装置的运行问题与解决方案 第9篇

关键词：备自投,电网,实际应用,运行问题, 解决方案

1 引言

科技经济的发展, 人们的生活水平也在一步步的提升, 致使广大人民群人对于供电安全性、可靠性、稳定性的要求也在逐步提高。目前我电网采用辐射型解环运行方式, 备用电源自投装置也在国家电网中广泛应用, 保证了电网系统的安全、稳定、可靠运行!不过由于受电网结构的约束, 备自投装置在电网中的实际应用中常常会遇到一些问题。从而困扰和影响着备自投装置发挥其积极作用。本文对备自投运行的个别问题罗列出来, 并整理出相应的解决方案, 希望大家在遇到此备自投运行问题和总结一些解决方案的时候, 这些整理可以起到积极的作用。以下简单的介绍下。希望对大家有所了解帮助。

2 备自投装置原理

在备用电源自投装置投入电网实际的应用中, 是具有几种典型的方案:母联或桥开关备自投、进线备自投、线路开关备自投、变电器备自投等, 针对电网接线形式及其不同的整定, 以适合不同场合为要求目的。新型的备自投装置还研发了可以与电网接线自适应的动作方案, 通过对开关辅助接点开入量的判断, 得出目前变电站的实际运行方式, 然后智能地切换到与之相适应的备自投方式, 对无人监控的变电站运行这种自适应备自投装置, 可以实现监控远方操作后自动切换备自投方式, 不必由现场人员手动操作。不论哪种备自投, 都要遵循基本的原则。采用备用电源自投装置, 对于用户的供电应用, 保证用户可靠用电, 既经济又有效的技术措施手段。

3 实际问题的解决和讨论

在现实生活中, 供电公司若能熟知全部用户的理念, 并因此来设计和生产产品, 使备自投装置设备的生产普遍大多用户的要求, 这个很受欢迎。但是同时也要考虑到备自投在电网实际的应用中存在一定的局限性, 针对这局限性, 这就要求对于备自投装置的运行的实际问题来多次实验并讨论来总结归纳解决方法, 期待积极的作用。

3.1 防止非同期合闸问题

备自投装置动作先跳开运行开关, 再合上备用开关, 一般不会涉及到同期问题, 但如果变电站另外存在其他电源或小电源接入系统的接入点, 那么备自投不仅要考虑先跳开运行开关, 而且要同时跳开其他电源的联络线, 否则, 在投入备用电源的同时, 有可能出现非同期并列。

解决方法:启用装置的联切功能, 在跳开运行开关的同时, 发出联跳联络线的信号, 使小电源与电网解列, 虽然牺牲了小电源对电网的支援及其供电可靠性, 但避免了电力系统受到再一次的冲击, 保证了系统在故障情况下能够及时恢复送电。

所以, 让厂家按要求修改好相应的程序才可以真正并彻底的能够解决此类问题, 做到备自投满足启动条件后, 不论原运行开关是否在合位, 都要发出跳闸指令, 去跳原运行开关, 同时联跳电厂联络线。让大家使用更放心。也真正做到电网系统的安全性, 稳定性, 可靠性。

3.2 与主变保护配合问题

主接线形式为桥接线的, 且一线带两变的, 运行的进线开关所供的变压器的差动保护应不闭锁备自投, 另一台变压器的差动保护动作应可靠闭锁备自投。如果备自投方式为桥开关备自投, 为了避免将故障变压器再次投入系统, 应将两台变压器的差动保护全部闭锁备自投。整体是为了电网运行的更加稳定及安全性提高, 也慢慢的使电力系统自动化程度日益加深。

3.3 10k V备自投动作后引起备用电源过载问题

在备自投确保供电可靠性的同时, 也存在一定0弊端。其中, 220k V和110k V备自投动作可能对电网安全运行产生以下几点影响:

(1) 可能使得备用电源的主变重载或超载, 影响备用电源的供电线路的热稳定, 影响系统断面。

(2) 为防止上网电源发生非同期并网, 备自投动作前必须联切上网电源开关, 使得上网电源变少, 系统支持不足。

(3) 备自投动作后, 因负荷转移将会影响系统无功, 若系统无功支持不足, 将造成电压在短时间内大幅度降低, 可能引起后续连锁反应, 扩大故障范围。

解决方法:1) 在负荷高峰期, 可以考虑停用部分110k V变电站的110k V备自投, 以防止备自投动作后, 引起备用电源过载;2) 在已使用的在线安全稳定预警及控制决策系统中尽快完善备自投运行策略分析模块以提前对电网分析薄弱环节, 对运行的备自投进行分析并提出运行策略。

4 结束语

很多成功的经验被备用电源自投装置在电网实际的应用中一步步积累起来, 电力系统也随之更加复杂着、完善着, 同时人们都在科技发达的今天仍然摸索着前进, 多次试验归纳和总结, 汲取经验。时间长久下来, 人们对于电网的自动化和坚强程度的依赖也越来越高。随即而来很多的问题就摆在了眼前, 值得注意的要在各个环节进一步全面化和精细化, 就需要全面考虑电网运行的实际要求, 尤其在设计和调试阶段, 认真做好每一步骤。保证供电的可靠性, 使电网安全稳定运行!

参考文献

[1]王刚, 林瑞胜, 覃栋.220k V备自投装置在南宁电网的改造及应用[J].广西电力, 2009 (04) .

[2]邵江华.备自投装置运行中的问题及解决方法[J].电工技术, 2010 (11) .

[3]李金福.备自投装置在实际运行中存在的问题及解决方法[J.电世界, 2012 (12) :37-37.

[4]王勇.电网运行中备自投装置遇到的相关问题与解决方案[J].科技创业家, 2013 (20) .

安稳状态下备自投的应用 第10篇

关键词:安稳装置;策略表;过切;少切;误切

中图分类号:TM642 文献标识码:A文章编号:1006-8937(2010)10-0050-03

1设计背景

随着我国经济的发展,国民经济对供电可靠性的要求并越来越高。为了保证供电的可靠性和连续性,在绝大多数110 kV及以上变电站都加装了备自投装置,以便在变电站一个电源点失去后,备自投装置能够迅速投入另外一个处于热备用的电源点,避免大面积长时间停电,从而能够提供供电的可靠性。

这些年,电力系统得到了迅速的发展,电网结构也是越来越复杂。为了保证电网的安全性,在发生电网事故时,凭着保大失小的原则,我电力公司在500 kV变电站安装安稳主站、220 kV安装安稳子站,在电压、频率发生变化时,防止主网电压频率继续下滑,将自动切除220 kV安装安稳子站110 kV部分负荷。

而安稳装置在切除负荷的时候,不能通过光纤或其他方式发给110 kV变电站备自投装置一个闭锁信号。被切除负荷的110 kV变电站,备自投装置在判别到运行母线失压后,将自动投入另外备用电源。如果备用电源亦是由本220 kV供给的话,安稳切负荷将达不到效果。为达到当安稳系统切负荷,在对侧跳开本站电源进线时,备自投不应动作的目的,将备自投装置做如下设计改变。

2设计分析

2.1备自投装置 引入如下模 拟量 Ua1、Ub1、Uc1为Ⅰ母电压输入,Un1为Ⅰ母电压公共端;Ua2、Ub2、Uc2为Ⅱ母电压输入,Un2为Ⅱ母电压公共端。Ux1、Ux2为两条进线线路PT的电压输入,作为自投准备及动作的辅助判据。I1、I2为两条进线的各一相电流,用于防止PT断线时装置误起动。装置引入1DL、2DL、3DL开关位置接点(TWJ),用于系统运行方式判别、自投准备及自投动作。引入了1DL、2DL、3DL开关的合后位置信号,作为各种运行情况下自投的闭锁。

2.2备自投条件及过程

2.2.1通过电压的变化来判别

假如 #1进线运行,#2进线备用,即1DL、3DL在合位,2DL在分位。当#1进线电源因故障或其他原因被断开后,#2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:①Ⅰ母、Ⅱ母均三相有压,当检#2线路电压控制字投入时,#2线路有压(Ux2);②1DL、3DL在合位, 2DL在分位。满足以上条件,经15s后充电完成。放电条件:当检#2线路电压控制字投入时,#2线路无压(Ux2),延时15s放电。无压门槛是:当线路PT额定二次值为100V时为Uyy;当线路PT额定二次值为57.7V时为Uyy×0.577;2DL合上;手跳1DL或3DL(KKJ1或KKJ3=0);其他外部闭锁信号(端子307开入);1DL,2DL或3DL的TWJ异常;整定控制字不允许#2进线开关自投;双母均无压(小于无压起动定值),自 投未起动,经30S延时放电;当“低频闭锁自投”控制字投入时,#2线路电压低频;当“低压闭锁自投”控制字投入时,#2线路电压低压。

动作过程:当充电完成后,Ⅰ母、Ⅱ母均三相无压,Ux2有压(JXY2投入时),I1无流,当控制字“经重合闸起动”整为1时,有进线1重合闸起动标志,或者当控制字“经不平衡起动”整为1时,若双母线均无PT断线则要求两条母线均有电压不平衡起动标志,若其中一条母线PT断线线则要求另一条母线有电压不平衡起动标志,或者“经重合闸起动”和“经不平衡起动”两起动控制字都没有投入,或者1DL已跳开,则起动,经延时Tb1发令跳1DL(至发跳令起400ms内开关未跳开则放电,结束本次自投),确认1DL跳开后,合2DL。重合闸过程起动:由于信息不完全,无法区分三相故障跳闸和安稳切负荷跳闸,只能考虑根据电源进线发生不对称故障跳闸后再重合于故障加速跳开整个过程中,本侧母线电压变化的特点来起动线路备投。当控制字“经重合闸起动”整为1时,线路备投逻辑必需经过进线重合闸过程后方能动作,重合闸起动判断逻辑如图1所示。其中Ujqzd为进线不对称故障时母线非故障相相间电压定值,按线整定。Tchz为重合闸起动过程判别的整定时间,整定原则是进线重合闸时间+合于故障跳开时间+适当裕度。U1max为Ⅰ母最大相间电压,U2max为Ⅱ母最大相间电压,Up1max为Ⅰ母最大相电压,Up2max为Ⅱ母最大相电压。Uwyzd为自投无压定值。电压不平衡起动:当线路重合闸退出时,只能考虑根据电源进线发生不对称故障跳闸过程中,本侧母线电压非故障相与故障相的比值大小来区分是线路故障跳闸还是安稳切负荷。由于信息不完全,无法区分三相故障跳闸和安稳切负荷跳闸。当控制字“经不平衡起动”整为1时,线路备投逻辑必需经过电压不平衡判据方能动作,电压不平衡起动判断逻辑如图2所示。其中,U1max为Ⅰ母最大相间电压,U1min为Ⅰ母最小相间电压,U2max为Ⅱ母最大相间电压,U2min为Ⅱ母最小相间电压,Up1max为Ⅰ母最大相电压,Up1min为Ⅰ母最小相电压,Up2max为Ⅱ母最大相电压,Up2min为Ⅱ母最小相电压。Kbph为电压不平衡的比值。Ujqzd为进线不对称故障时母线非故障相相间电压定值,按线整定。Tbph为满足电压不平衡判据后,允许备自投起动的时间展宽。

2.2.2备用电源低频闭锁进线自投

在其备用电源电压频率异常时闭锁备自投。低频闭锁相关的逻辑如图3所示。

2.2.3备用电源低压闭锁进线自投

在其备用电源电压异常时闭锁备自投。低压闭锁进线自投相关的逻辑如图4所示。

备自投装置在增加如上设计改变后,可以正常判断是故障保护动作还是安稳切负荷,正确做出逻辑判断,提供供电的可靠性。

参考文献:

[1] 姜士滨.变 电所所用电 备自投的设 计改造[J]. 现代日用科 学,2002,(2).

[2] 唐刊年.互 备电源自投 装置的设计 原理[J].广 西电力技 术,1993,(4).

[3] 郑曲直.程 颖备用电源自投装置设计、应用的若干问题[J].继电器,2003,(8).

备自投装置运行中几种故障分析 第11篇

1 装设备自投装置的基本要求[2]

在《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB/T14285)中,规定以下情况应装设备用电源自动投入装置:(1)装有备用电源的发电厂厂用电源和变电所所用电源;(2)由双电源供电,其中一个电源经常断开作为备用的变电所;(3)降压变电所内有备用变压器或有互为备用的母线段;(4)有备用机组的某些重要辅机。

从以上规定可以看出,装设备自投装置的基本条件是在供电网、配电网中(环网运行的方式不存在备用电源自动投入的问题,不需要装设备自投装置),有2个以上的电源供电,工作方式为一个为主供电源,另一个为备用电源,或2个电源各自带部分负荷,互为备用。

当工作电源因为各种原因失电时,备自投装置均应能动作。

2 备自投不正确动作原因及分析[3]

2.1 更改设计不当造成备自投误动

35 k V某变电所有2台主变,内桥接线方式如图1所示,1、2号主变分列运行,采用35 k V内桥备投方式。该变电所在10 k V I段母线上新增一条10k V出线间隔,在停主变101开关(准备进行母排搭接)操作时,备自投动作,跳301开关,合上310开关。

备自投正常时取进线电流、进线电压、35 k V母线电压。在操作101开关时,虽然备自投检测到无流,但35 k V电压正常,备自投不应该动作。后经现场检查发现,由于当时施工时301、302开关的辅助接点(常开)数量不够用,35 k V母线电压无法取得,改取10 k V I、II段母线电压,在此情况下,操作101开关时,满足备自投动作条件,造成备自投误动。

2.2 厂家调试人员误接线造成备自投拒动

35 k V某变电所,进线两回,一台主变,有内桥开关,如图2所示,其中保护有1号主变屏,2号主变屏,备自投装置放在2号主变屏上。在调试时,35k V进线及桥备投试验正确,但在送电前保护验收时,发现35 k V进线1备投时试验不成功,当装置充电完毕后,模拟了故障跳开302开关,301开关不动作(未合上)。

经过反复试验,从试验过程到定值核对都正确,无问题。试验时观察装置内开关量变化情况,发现跳302开关量变化,合301开关量不变化(装置内开关量),测量闭锁备自投接点闭合输出。当时有人提出,该试验之前做过,应该是装置误动作;也有人提醒,保护厂家在该保护屏后接过线,会不会是误接线造成的。

由于保护厂家换了人,只有从实际出发,检查备自投装置跳、合闸输出回路,看是否有异常情况。经检查发现,保护小线回路与厂家图纸是一致的,但是也发现备自投装置跳302开关输出的小线接错了,接到了302开关手跳回路,闭锁了备自投,如图3所示。改正连接线,试验完好,如图4所示。

2.3 监控不到位造成备自投闭锁拒动

35 k V某变电所事故前运行方式如图5所示。DL1运行,DL3运行,DL2热备用,1号进线故障时,进线1对侧跳闸,备自投未动作,造成全所失电。

检查发现,1号线路故障前,备自投单元曾有过I段母线TV断线闭锁备自投报文,现场检查为1号进线1G刀闸(用于TV切换的一对辅助接点)不到位,导致了TV断线,从而造成了该起事故的发生。

2.4 装置采样精度不够(或TA配置不当)造成备自投闭锁拒动

某公司35 k V变电所,进线两回,一台主变,单母线,采用线路明备投方式,进线1运行,进线2备用。线路1发生故障跳闸,进线2开关未投入,如图6所示。

故障时母线TV、进线1、进线2 TV运行正常,进线1跳开后,备自投装置未动作,检查发现备自投装置中进线1、2电流零漂值较大,有时零漂值大于0.05 A,因该变电所负荷不大,原有的“有流闭锁”定值设为0.05 A,导致故障时,装置有流闭锁,备自投闭锁,所以备自投在失电后未动作,引起拒动。

2.5 维护时误恢复线造成备自投闭锁拒动

220 k V某变电所主变保护动作造成110 k V I段母线失电,其中该母线上至某110 k V变电所的110k V某周线是主供电源。110 k V某变运行方式是某周线带2台主变运行,110 k V备自投为进线2备投方式,某周线失电后,备自投动作跳开本侧某周线开关,但未合上进线2开关,造成110 k V周山变电所全所失电。

事故后,仔细检查备自投装置(PSP-642)、压板、控制字、定值都正常,但发现端子排上合进线2个端子,如图7所示,端子号均为45,但2端子间不通,应有连片联接,但实际未发现连片,经回忆为上次定校复线时复接到下层端子,而未注意端子上无连片,并且此端子内部无线。故而造成本次故障。

2.6 备投装置逻辑缺陷造成备自投放电拒动

2005年04月,35 k V袁庄变电所有2条35 k V进线(一常一备),35 k V江拼线为常用电源,备自投运行状态,如图8所示,35 k V江拼线发生相间短路,35 k V江拼线过流保护动作,重合闸动作,过流保护又动作跳开开关,线路发生永久性故障,35 k V袁庄变备自投没有动作,造成35 k V袁庄变失电。

通过现场人员对备自投设备进行功能检验,模拟母线有压充电状态,然后模拟状态至无压无流再到有压有流(线路故障态:相间短路时的电压电流),再到无压无流状态,发现备自投发断线闭锁信号时,同时放电。分析原因为厂家备自投装置逻辑判TV断线延时后,使备自投放电达到闭锁备自投功能。当线路跳闸后,判TV断线,线路重合闸与故障后仍判为TV断线,因上级保护两次故障为过流保护动作加上重合闸时间,达到TV断线闭锁(BZT放电)时间,备自投放电而不动作。

3 预防备自投装置不正确动作措施

(1)验证备自投装置性能的最好方法是实模试验。但是在目前的电网管理中,这样的试验很难得到批准。这就要求我们在做试验时,应结合装置、主接线、二次接线综合制定试验方案,检查设计、施工中是否存在隐患,回路传动应仔细、全面。

(2)对新装置投运前验收要严格。

(3)加强备自投装置的日常监控。

(4)定期校验时,要严格履行继保安措制度。

(5)微机型装置软件升级时,装置的性能可能会发生变化。这点尤其需要在运行中予以足够的重视,必要时进行相应的试验。

(6)在某些情况下,备自投装置使用交流工作电源。发生故障时,备自投装置正确动作依赖于工作电源正确切换。制定试验方案时,应根据现场实际情况,按照电源故障时的条件综合考虑制定试验方案。不应简单试验备自投装置、传动二次回路。

(7)备自投装置主要原理简单。但是,目前不同厂家生产的备自投装置型号繁多,软件升级频繁,均给备自投装置的管理、维护,运行带来了一定的麻烦。运行维护人员要加强必要的业务知识培训。

(8)加强运行维护人员的责任心,保质保量的完成施工、检修任务。

4 结束语

随着社会的不断发展,人们对电力的需求不断增大,对电力的要求也越来越高,电网的供电可靠性显得尤为重要。备自投装置发挥着重要的作用。总之,在生产管理工作中,对备自投装置的认识和管理不容忽视,只有正确使用和保护好它,我们的供电可靠性才能得到足够的保证,人民的生活和社会的健康发展才能得到保障。

参考文献

[1]何德康.电气二次回路安装和检验[M].北京:水利电力出版社,1996.

[2]GB/T 14285,继电保护和安全自动装置技术规程[S].