论文部分内容阅读
摘 要：本文以一起110kV变电站备用电源自投装置与重合闸配合使用为例，分析了110kV变电站中备用电源自投装置与重合闸同时使用存在的问题，并从电网调度员的角度提出了改进的建议。
关键词：备自投；重合闸；风险分析；可靠性
1 概述
地区电网中，110kV终端变电站大部分采用内桥接线方式，110kV侧配置备用电源自投装置，未配置线路保护及重合闸，但部分单、双母线接线方式的旧站，新增备自投装置后，线路保护及重合闸仍然使用，还有极少部分110kV内桥接线方式变电站由于特殊要求，配置了备用电源自投装置的同时，也配置了线路保护及重合闸。本文分析实例为特殊要求下110kV内桥接线方式变电站110kV备用电源自投装置及重合闸的配合动作造成对火电厂B反送电，致使事故处理过程中，由于保护装置及后台信息量较多，如果A站值班人员遗漏了相关动作信息，值班调度员很难分析动作过程，给事故处理增加了难度。
2 某110kV变电站正常运行方式
如图1所示，正常运行方式时，A站2DL运行，进线二主供A站，进线一1DL处热备用，110kV配置备用电源自投装置，进线一1DL无线路保护，110kV#1、2主变中性点均为经间隙接地运行，A站所供负荷为纯负荷，主变低压侧无小电并网线路，因进线二对侧B厂为经500kV线路与系统并网的火电厂，装机容量为2*600MW，110kV母线连接110kV#1、2启备变，进线二2DL配置线路保护，在B厂500kV系统故障无法恢复的事故情况下，由A站进线二送电至B厂110kV母线，作为火电厂B启备变电源。
3 故障经过
（1） 17：55 B厂 500kV并网线路故障跳闸，重合闸不成功，#1、2机组解列；
（2） 17：55 A站汇报110kV备用电源自投装置动作跳开进线二2DL断路器，合上进线一1DL断路器，但后台显示进线一1DL、进线二2DL、内桥3DL断路器均在运行位置，
（3） 18：06 B厂在检查设备过程中发现，500kV母线、500kV主变、110kV母线有电壓显示；
（4） 18：07调度员令A站检查保护装置及后台信号；
（5） 18：13 A站检查发现保护装置显示进线二2DL断路器重合闸动作，合上了2DL断路器；
（6） 18：14 值班调度员下令断开A站进线二2DL断路器后， B厂全厂失压。
在整个故障经过，值班调度员及B厂值班人员均产生疑惑，据正常运行方式，火电厂B并网线路跳闸后，应该全厂失电，B厂内已无其他电源点，无法判断厂内电源从何而来，对于A站，为何1DL、2DL、3DL均处运行，正确分析动作信息，是正确处理事故的关键。
4动作过程分析
B 厂500kV并网线路跳闸后，#1、2机组均与系统解列，B厂失压；由于进线一带电，则A站侧110kV备用电源自投装置动作过程如下：
（1）、检查110kVⅠ、Ⅱ段母线无压，再检查进线二无流；
（2）、检查进线一有压；
（3）、110kV备用电源自投装置正确投入，且已充好电；
（4）、经T2延时跳开2DL断路器，再经T1延时合上1DL断路器；
说明A站110kV备用电源自投装置满足动作条件，动作过程正确，现场检查A站进线二保护正确投入，重合闸正常投入，进线二2DL断路器重合闸确有动作信号且出口重合上2DL断路器，为此，查看A站110kV备用电源自投装置定值及进线二2DL断路器的重合闸定值及接线情况如下：
（1） A站110kV进线二重合闸方式为检线路无压母线有压和检母线无压线路有压两种方式（自适应），重合闸时间为T=1.0S，重合闸充电时间为15S，重合闸开放时间为10S；
（2） A站110kV备用电源自投装置定值为：
①检110kVⅠ断母线无压定值U01=30V；
②检110kVⅡ段母线无压定值 U02=30V；
③检110kV进线二（2DL断路器）无流定值I02=0.3A；
④延时跳开2DL断路器定值T2=4.5S，延时合上1DL断路器定值T1=0.5S；
（3）现场检查110kV备用电源自投装置及重合闸二次接线发现， 110kV备用电源自投装置并未闭锁重合闸。
由以上定值分析，当B厂 500kV并网线故障跳闸后，全厂失压 ，此时，A站110kV备用电源自投装置检查110kVⅠ、Ⅱ无压，110kV进线二无压，进线二无流，进线一有压，110kV备用电源自投装置充电正常，则动作经T2=4.5S延时跳开进线二2DL断路器，检查2DL断路器位置在分闸位置后，经T1=0.5S延时合上进线一1DL断路器保证A站正常供电，与此同时，当110kV备用电源自投装置跳开2DL后，进线二重合闸装置检查2DL断路器位置在分位，启动重合闸，经1.0S延时合上110kV进线二2DL断路器，使110kV进线二带电，由于B厂侧110kV进线二断路器尚未断开，故110kV母线带电，反送至500kV主变。
整个过程中，在110kV备用电源自投装置动作跳开进线二2DL断路器的同时，进线二2DL断路器控制开关位置与断路器位置不对应启动重合闸，重合闸开放，但A站侧进线二2DL断路器的重合闸方式为检线无压母有压和检母无压线有压两种方式，此时，线路及母线均无压，不满足重合闸重合条件，当备自投经T1延时合上110kV进线一1DL断路器后，110kV母线恢复供电，110kV进线二2DL断路器重合闸开放时间为10S，进线二2DL断路器重合闸还处于开放状态，因此，重合上2DL对进线二线路送电，造成A站进线二反送电至B厂。
本次故障是由于火电厂B高电压等级设备故障导致110kV进线二失电，致使A站备自投动作恢复进线一对A站的供电的同时，重合闸动作合上进线二2DL断路器送电至B 厂110kV母线，那么若110kV进线二线路故障情况下，备用电源自投装置与重合闸是否能有效配合、满足供电要求，接下来作进一步分析。 （1）、若进线二线路瞬时性故障， B厂侧保护动作跳开断路器，重合闸成功，由于A站110kV#1、2主变中性点均为未直接接地运行，则A站侧进线二2DL无故障电流，保护不会动作，不能跳开进线二2DL断路器， B厂侧重合闸成功，重合闸时间为1.0S，然而A站侧110kV备用电源自投装置动作时间为T1+T2=4.5+0.5=5S>1.0S，则备自投时间躲过了B厂侧的重合闸时间，备自投不会动作，维持正常运行方式。
（2）、若进线二线路永久性故障， B厂侧保护动作跳开断路器，重合闸不成功，与瞬时性故障时相同，A站110kV#1、2主变中性点均为未直接接地运行，A站侧进线二2DL断路器无故障电流，保护不会动作，不能跳开进线二2DL断路器，备自投检查110kVⅠ、Ⅱ断母线无压、进线二无流、进线一有压，且装置充电正常，则动作经T2=4.5S延时跳开进线二2DL断路器，检查2DL断路器位置在分闸位置后，经T1=0.5S延时合上进线一1DL断路器保证A站正常供电，但进线二2DL断路器同样满足重合闸动作条件，重合上进线二2DL断路器于故障线路上，此时，进线二2DL断路器保护动作跳开，A变电站也可保证正常供电。
5风险分析及整改建议
由上述分析可看出110kV备用电源自投装置与重合闸、线路保护能配合保证A站正常供电，但这样配合，存在很大的缺点及风险，主要以下几个方面：
（1）對永久性故障的进线二线路由B厂及A站两侧分别进行重合强送电，对故障线路两次冲击，可能会加重设备的损坏，对故障线路及电网设备冲击较大，若A站侧保护拒动，将会越级至进线一对侧厂站跳闸，扩大事故。
（2）若B厂110kV母线上其他线路故障，且故障线路断路器故障拒动，导致500kV主变后备保护跳闸，通过隔离母线来隔离故障，此时，进线二2DL重合闸动作恢复运行后送电至B厂110kV母线再送至故障线路，造成扩大事故。
（3）实例中出现的B厂110kV母线或500kV设备故障造成的110kV进线二失压，出现由110kV侧反送电至B厂500kV主变乃至500kV母线的特殊运行方式，对于B厂来说并无实际意义。
110kV进线二作为B厂启备变电源，是指B厂全厂失压情况下，手动恢复进行二供启备变，110kV进线二2DL断路器配置线路保护的目的在于进线二由A变电站供电时线路故障能够有效动作跳闸，显然，在正常运行方式下，通过备自投动作反送电至B厂，并无实际意义。因此，提出整改措施，避免在正常运行方式下出现实例中的备自投与重合闸同时动作反送电的情况发生。
（1）通过人为操作避免以上风险，即在A站110kV备用电源自投装置投入时退出进线二2DL断路器的线路保护及重合闸装置；当进线二由A站供电时，投入进线二2DL断路器线路保护及重合闸装置，此时退出110kV备用电源自投装置。
（2）通过改变装置二次回路接线避免以上风险，即把进线二2DL断路器通过110kV备用电源自投装置跳开接入手跳回路，当110kV备用电源自投装置动作跳开2DL断路器时，闭锁重合闸。
通过以上两种整改措施对比，通过人为操作的方式，容易疏忽或忘记，通过改变装置二次回路接线方式，经与保护相关专业人员确认，可以实现该接线方式，因此，采用把进线二2DL断路器通过110kV备用电源自投装置跳开接入手跳回路，可以规避本文分析出现的风险。
6结束语
本文分析了一例备用电源自投装置与重合闸配合使用存在的问题及风险，并针对风险提出整改方案，目前，我局电网内新建110kV终端变电站均配置110kV备用电源自投装置，在无特殊要求的情况下，进线断路器均不配置保护及重合闸，但一些老站经技改后，均配置了110kV备用电源自投装置，原先的保护装置及重合闸装置也在使用，虽有相关规定，在110kV备用电源自投装置投入时，应退出进线断路器的保护及重合闸，但在实际运行过程中，往往存在疏忽，导致备用电源自投装置与保护、重合闸同时运行，通过采取整改措施后，避免了扩大事故的风险。
参考文献：
【1】RCS-9651C_070812备用电源自投装置技术和使用说明书[C].
【2】唐元媛，备自投装置与线路重合闸配合问题的分析[J].电工技术，2011年03期
【3】刘东红， 110kV内桥接线变电所110kV系统BZT运行方式的探讨[J].电力系统保护与控制，2010年9期
邮寄地址：山东省菏泽市牡丹区大学路大学嘉园21号楼3单元201室 王亚收（转 殷关辉）
邮政编码： 274000
联系电话： 15315665667
关键词：备自投；重合闸；风险分析；可靠性
1 概述
地区电网中，110kV终端变电站大部分采用内桥接线方式，110kV侧配置备用电源自投装置，未配置线路保护及重合闸，但部分单、双母线接线方式的旧站，新增备自投装置后，线路保护及重合闸仍然使用，还有极少部分110kV内桥接线方式变电站由于特殊要求，配置了备用电源自投装置的同时，也配置了线路保护及重合闸。本文分析实例为特殊要求下110kV内桥接线方式变电站110kV备用电源自投装置及重合闸的配合动作造成对火电厂B反送电，致使事故处理过程中，由于保护装置及后台信息量较多，如果A站值班人员遗漏了相关动作信息，值班调度员很难分析动作过程，给事故处理增加了难度。
2 某110kV变电站正常运行方式
如图1所示，正常运行方式时，A站2DL运行，进线二主供A站，进线一1DL处热备用，110kV配置备用电源自投装置，进线一1DL无线路保护，110kV#1、2主变中性点均为经间隙接地运行，A站所供负荷为纯负荷，主变低压侧无小电并网线路，因进线二对侧B厂为经500kV线路与系统并网的火电厂，装机容量为2*600MW，110kV母线连接110kV#1、2启备变，进线二2DL配置线路保护，在B厂500kV系统故障无法恢复的事故情况下，由A站进线二送电至B厂110kV母线，作为火电厂B启备变电源。
3 故障经过
（1） 17：55 B厂 500kV并网线路故障跳闸，重合闸不成功，#1、2机组解列；
（2） 17：55 A站汇报110kV备用电源自投装置动作跳开进线二2DL断路器，合上进线一1DL断路器，但后台显示进线一1DL、进线二2DL、内桥3DL断路器均在运行位置，
（3） 18：06 B厂在检查设备过程中发现，500kV母线、500kV主变、110kV母线有电壓显示；
（4） 18：07调度员令A站检查保护装置及后台信号；
（5） 18：13 A站检查发现保护装置显示进线二2DL断路器重合闸动作，合上了2DL断路器；
（6） 18：14 值班调度员下令断开A站进线二2DL断路器后， B厂全厂失压。
在整个故障经过，值班调度员及B厂值班人员均产生疑惑，据正常运行方式，火电厂B并网线路跳闸后，应该全厂失电，B厂内已无其他电源点，无法判断厂内电源从何而来，对于A站，为何1DL、2DL、3DL均处运行，正确分析动作信息，是正确处理事故的关键。
4动作过程分析
B 厂500kV并网线路跳闸后，#1、2机组均与系统解列，B厂失压；由于进线一带电，则A站侧110kV备用电源自投装置动作过程如下：
（1）、检查110kVⅠ、Ⅱ段母线无压，再检查进线二无流；
（2）、检查进线一有压；
（3）、110kV备用电源自投装置正确投入，且已充好电；
（4）、经T2延时跳开2DL断路器，再经T1延时合上1DL断路器；
说明A站110kV备用电源自投装置满足动作条件，动作过程正确，现场检查A站进线二保护正确投入，重合闸正常投入，进线二2DL断路器重合闸确有动作信号且出口重合上2DL断路器，为此，查看A站110kV备用电源自投装置定值及进线二2DL断路器的重合闸定值及接线情况如下：
（1） A站110kV进线二重合闸方式为检线路无压母线有压和检母线无压线路有压两种方式（自适应），重合闸时间为T=1.0S，重合闸充电时间为15S，重合闸开放时间为10S；
（2） A站110kV备用电源自投装置定值为：
①检110kVⅠ断母线无压定值U01=30V；
②检110kVⅡ段母线无压定值 U02=30V；
③检110kV进线二（2DL断路器）无流定值I02=0.3A；
④延时跳开2DL断路器定值T2=4.5S，延时合上1DL断路器定值T1=0.5S；
（3）现场检查110kV备用电源自投装置及重合闸二次接线发现， 110kV备用电源自投装置并未闭锁重合闸。
由以上定值分析，当B厂 500kV并网线故障跳闸后，全厂失压 ，此时，A站110kV备用电源自投装置检查110kVⅠ、Ⅱ无压，110kV进线二无压，进线二无流，进线一有压，110kV备用电源自投装置充电正常，则动作经T2=4.5S延时跳开进线二2DL断路器，检查2DL断路器位置在分闸位置后，经T1=0.5S延时合上进线一1DL断路器保证A站正常供电，与此同时，当110kV备用电源自投装置跳开2DL后，进线二重合闸装置检查2DL断路器位置在分位，启动重合闸，经1.0S延时合上110kV进线二2DL断路器，使110kV进线二带电，由于B厂侧110kV进线二断路器尚未断开，故110kV母线带电，反送至500kV主变。
整个过程中，在110kV备用电源自投装置动作跳开进线二2DL断路器的同时，进线二2DL断路器控制开关位置与断路器位置不对应启动重合闸，重合闸开放，但A站侧进线二2DL断路器的重合闸方式为检线无压母有压和检母无压线有压两种方式，此时，线路及母线均无压，不满足重合闸重合条件，当备自投经T1延时合上110kV进线一1DL断路器后，110kV母线恢复供电，110kV进线二2DL断路器重合闸开放时间为10S，进线二2DL断路器重合闸还处于开放状态，因此，重合上2DL对进线二线路送电，造成A站进线二反送电至B厂。
本次故障是由于火电厂B高电压等级设备故障导致110kV进线二失电，致使A站备自投动作恢复进线一对A站的供电的同时，重合闸动作合上进线二2DL断路器送电至B 厂110kV母线，那么若110kV进线二线路故障情况下，备用电源自投装置与重合闸是否能有效配合、满足供电要求，接下来作进一步分析。 （1）、若进线二线路瞬时性故障， B厂侧保护动作跳开断路器，重合闸成功，由于A站110kV#1、2主变中性点均为未直接接地运行，则A站侧进线二2DL无故障电流，保护不会动作，不能跳开进线二2DL断路器， B厂侧重合闸成功，重合闸时间为1.0S，然而A站侧110kV备用电源自投装置动作时间为T1+T2=4.5+0.5=5S>1.0S，则备自投时间躲过了B厂侧的重合闸时间，备自投不会动作，维持正常运行方式。
（2）、若进线二线路永久性故障， B厂侧保护动作跳开断路器，重合闸不成功，与瞬时性故障时相同，A站110kV#1、2主变中性点均为未直接接地运行，A站侧进线二2DL断路器无故障电流，保护不会动作，不能跳开进线二2DL断路器，备自投检查110kVⅠ、Ⅱ断母线无压、进线二无流、进线一有压，且装置充电正常，则动作经T2=4.5S延时跳开进线二2DL断路器，检查2DL断路器位置在分闸位置后，经T1=0.5S延时合上进线一1DL断路器保证A站正常供电，但进线二2DL断路器同样满足重合闸动作条件，重合上进线二2DL断路器于故障线路上，此时，进线二2DL断路器保护动作跳开，A变电站也可保证正常供电。
5风险分析及整改建议
由上述分析可看出110kV备用电源自投装置与重合闸、线路保护能配合保证A站正常供电，但这样配合，存在很大的缺点及风险，主要以下几个方面：
（1）對永久性故障的进线二线路由B厂及A站两侧分别进行重合强送电，对故障线路两次冲击，可能会加重设备的损坏，对故障线路及电网设备冲击较大，若A站侧保护拒动，将会越级至进线一对侧厂站跳闸，扩大事故。
（2）若B厂110kV母线上其他线路故障，且故障线路断路器故障拒动，导致500kV主变后备保护跳闸，通过隔离母线来隔离故障，此时，进线二2DL重合闸动作恢复运行后送电至B厂110kV母线再送至故障线路，造成扩大事故。
（3）实例中出现的B厂110kV母线或500kV设备故障造成的110kV进线二失压，出现由110kV侧反送电至B厂500kV主变乃至500kV母线的特殊运行方式，对于B厂来说并无实际意义。
110kV进线二作为B厂启备变电源，是指B厂全厂失压情况下，手动恢复进行二供启备变，110kV进线二2DL断路器配置线路保护的目的在于进线二由A变电站供电时线路故障能够有效动作跳闸，显然，在正常运行方式下，通过备自投动作反送电至B厂，并无实际意义。因此，提出整改措施，避免在正常运行方式下出现实例中的备自投与重合闸同时动作反送电的情况发生。
（1）通过人为操作避免以上风险，即在A站110kV备用电源自投装置投入时退出进线二2DL断路器的线路保护及重合闸装置；当进线二由A站供电时，投入进线二2DL断路器线路保护及重合闸装置，此时退出110kV备用电源自投装置。
（2）通过改变装置二次回路接线避免以上风险，即把进线二2DL断路器通过110kV备用电源自投装置跳开接入手跳回路，当110kV备用电源自投装置动作跳开2DL断路器时，闭锁重合闸。
通过以上两种整改措施对比，通过人为操作的方式，容易疏忽或忘记，通过改变装置二次回路接线方式，经与保护相关专业人员确认，可以实现该接线方式，因此，采用把进线二2DL断路器通过110kV备用电源自投装置跳开接入手跳回路，可以规避本文分析出现的风险。
6结束语
本文分析了一例备用电源自投装置与重合闸配合使用存在的问题及风险，并针对风险提出整改方案，目前，我局电网内新建110kV终端变电站均配置110kV备用电源自投装置，在无特殊要求的情况下，进线断路器均不配置保护及重合闸，但一些老站经技改后，均配置了110kV备用电源自投装置，原先的保护装置及重合闸装置也在使用，虽有相关规定，在110kV备用电源自投装置投入时，应退出进线断路器的保护及重合闸，但在实际运行过程中，往往存在疏忽，导致备用电源自投装置与保护、重合闸同时运行，通过采取整改措施后，避免了扩大事故的风险。
参考文献：
【1】RCS-9651C_070812备用电源自投装置技术和使用说明书[C].
【2】唐元媛，备自投装置与线路重合闸配合问题的分析[J].电工技术，2011年03期
【3】刘东红， 110kV内桥接线变电所110kV系统BZT运行方式的探讨[J].电力系统保护与控制，2010年9期
邮寄地址：山东省菏泽市牡丹区大学路大学嘉园21号楼3单元201室 王亚收（转 殷关辉）
邮政编码： 274000
联系电话： 15315665667