110 kV变电站备用电源自动投入保护拒动事故分析及处理

陈航生，张国平，陈平

(国网福州供电公司，福州 350005)

0 引言

近年来，电网规模不断扩大，电力系统网络结构日益复杂，电力用户对电能质量的要求越来越高。为保证电力系统的供电可靠性，220 kV及以上电压等级的网络一般采用环形电网，110 kV及以下电压等级的网络大多采用备用电源自动投入装置(以下简称备自投)装置。

相关规程规定[1]：“降压变电站内有备用变压器或者互为备用的母线段应装设备自投装置，且要保证在工作电源断开后投入备用电源。”国网福州供电公司(以下简称福州供电公司)所辖110 kV变电站大多装有110 kV桥备自投、110 kV进线备自投、10 kV分段备自投装置，以CSC-246系列装置和RCS-9600系列装置为主。本文分析福州供电公司某110 kV变电站一起110 kV线路故障跳闸时全站备自投装置保护拒动事故的动作情况和存在的隐患，并提出在运行和维护中应采取的技术措施。

1 事故概况

1.1 系统运行方式

某110 kV变电站110 kV系统采用内桥接线方式，正常运行时，110 kV线路161开关及162开关、主变压器10 kV侧66A开关及66B开关运行，110 kV内桥16M开关、10 kV母线分段66M开关热备用，2台主变压器分列运行，系统接线如图1所示。110 kV线路162开关配置RCS-941A线路保护装置，具备重合闸功能(对侧配置同样保护)；110 kV母线配置RCS-9652Ⅱ备自投装置，具有2种进线备自投、2种桥备自投方式；10 kV母线配置RCS-9653Ⅱ备自投装置，具有2种分段备自投方式。

图1 系统接线

1.2 事故情况

2013-10-11，110 kV线路162发生故障，对侧线路保护动作出口隔离故障线路，致使110 kVⅡ段母线失压。110 kV备自投装置动作，成功跳闸110 kV线路162开关，但随即110 kV备自投装置放电，未能合上110 kV内桥16M开关。同时，10 kV备自投装置启动后复归，未能动作出口跳闸#2主变压器10 kV侧66B开关、合上10 kV母线分段66M开关，因此，该事故导致#2主变压器、10 kVⅡ段母线失压。最终，运行人员按调令进行操作，恢复供电。

2 桥备自投或分段备自投原理

备自投装置的充电条件为整体充电，本文以某公司生产的RCS-9600系列备自投装置为例进行分析。所谓整体充电，是指备自投装置满足两进线开关处于合位、母线分段开关处于分位、2段母线有压、无其他外部闭锁信号等条件，备自投装置充电完成，且动作条件满足后，备自投装置方能跳、合开关。I段母线失压时动作逻辑如图2所示，Ⅱ段母线失压时动作逻辑如图3所示。

图2 I段母线失压动作逻辑

图3 II段母线失压动作逻辑

备自投装置的放电条件为3DL在合位，Ⅰ段、Ⅱ段母线均不满足有压条件，手动跳闸1DL或2DL，有其他外部闭锁信号，或备自投装置发出跳闸命令以后相关断路器拒动。

3 动作报告分析

保护人员现场查阅110 kV RCS-9652Ⅱ，10 kV RCS-9653 Ⅱ备自投装置保护的动作报告。110 kV RCS-9652Ⅱ备自投装置动作报告见表1，10 kV RCS-9653Ⅱ备自投在2013-10-11 T 01:56:27.046整组启动，但之后整组复归，未发出任何跳闸或合闸命令。

表1 110 kV备自投装置动作报告

根据动作报告分析可知：

(1)110 kVⅡ段母线失压，110 kV备自投装置整组启动，2.6 s左右跳闸162开关，符合备自投动作原理，动作时间也与定值2.5 s接近，该动作行为正确。

(2)162开关跳闸后，开关合后位置复归、合闸位置复归、跳闸位置动作都属正确现象。

(3)按照备自投动作原理，162开关跳闸后应发出内桥16M开关的合闸命令，但此时备自投装置充电复归，该动作行为为保护拒动。

(4)若110 kV备自投装置正确动作合上内桥16M开关，10 kV RCS-9653Ⅱ备自投装置的整组启动、整组复归行为尚属正确，但是在内桥16M开关未合闸、10 kV Ⅱ 段母线失压情况下，10 kV RCS-9653Ⅱ备自投装置仍发整组启动、整组复归报文，没有正确出口跳闸#2主变压器10 kV侧66B开关、合闸10 kV母线分段66M开关，该动作行为为保护拒动。

综合以上分析，保护人员怀疑110 kV及10 kV备自投装置均因某种原因被闭锁，保护因此发生拒动行为，这是本文分析的主要问题。

4 备自投装置拒动原因分析

4.1 110 kV备自投装置拒动原因分析

2013年3月，因系统运行需要，在110 kV线路162开关两侧加装了RCS-941A线路保护，并对断路器操作回路进行技术改造，110 kV线路162开关断路器控制回路如图4所示。外部110 kV备自投装置保护跳闸162开关的回路引接在131开关保护跳闸回路，外部#2主变压器保护跳闸162开关的回路引接在133开关手动跳闸回路，并引接手动跳闸闭锁备自投装置的合后继电器KKJ接点B09回路至110 kV备自投保护。

图4 断路器控制回路

保护人员现场核对接线发现，外部110 kV备自投装置保护跳闸162开关的回路错误地引接在133开关手动跳闸回路，如图5所示，导致110 kV备自投装置保护跳闸162开关之后，由于手动跳闸闭锁备自投装置的合后继电器KKJ接点B09回路返回至备自投装置，使得备自投装置放电，无法发出内桥16M开关的合闸命令，最终导致110 kV备自投保护拒动。其原因为施工过程中，电缆号头上端子号标示错误、验收过程中图实核对不到位、技术改造条件所限试验不完整等因素导致二次回路接线错误。

图5 接线错误的断路器控制回路

4.2 10 kV备自投装置拒动原因分析

保护人员现场核对10 kV备自投装置定值发现，10 kV备自投装置定值单中无流检查定值为最小值。查阅RCS-9653备自投装置说明书，无流检查定值可整定范围为0.02～10.00 A。因现场装置版本固有原因，无流检查定值可整定范围为0～10 A，故整定人员将无流定值整定为0 A，直接导致备自投装置保护在母线失压时因不满足无流条件而拒动。

5 处理措施

福州供电公司管辖范围内部分备自投保护版本老旧，为预防类似拒动事故再次发生，采取以下处理措施。

(1)为解决110 kV备自投闭锁问题，要求按图4引接110 kV线路162开关断路器控制回路，将110 kV备自投装置保护跳闸162开关的回路引接在131开关保护跳闸回路。

(2)因110 kV线路162开关配置的RCS-941A线路保护具备重合闸功能，110 kV备自投装置保护跳闸162开关时会启动重合闸，因此增加110 kV备自投装置保护跳闸162开关时闭锁RCS-941A线路保护重合闸功能的回路设计，如图6所示。

图6 闭锁重合闸回路

(3)普查管辖范围内部分备自投装置保护定值单的无流检查定值项目，对于无流检查定值为“最小值”或定值过小的装置由整定人员出具新定值单，明确无流检查定值数值，并由保护人员重新整定。

(4)技术改造项目涉及更改备自投保护回路接线时，必须申请退出备自投装置保护，充分安排试验时间，严格按照备自投逻辑进行试验，条件具备时应进行开关跳闸、合闸整组试验。

6 结束语

随着电网规模的不断扩大以及电力技术水平的不断提高，备自投保护装置越来越广泛地应用于变电站，其可靠性影响整个变电站乃至系统的安全、稳定运行。本文通过对一起全站备自投装置拒动事故进行分析，针对性地提出应采取的技术措施，对于备自投装置的运行、设计、维护方面具有应用价值，对于保障系统安全、稳定运行具有重要现实意义。

参考文献：

[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护规定汇编[M].北京：中国电力出版社，2000.