一起备自投不正确动作的案例分析及改进

叶婷

（南京供电公司，江苏南京210019）

一起备自投不正确动作的案例分析及改进

叶婷

（南京供电公司，江苏南京210019）

当电网发生故障跳闸后，备自投装置能够迅速恢复失电负荷的供电，显著提高供电可靠性。但是在某些故障情况下，由于电动机启动电流大，可能导致备自投装置的不正确动作，增加主变过载风险，降低电网运行的经济性。结合一起电网故障引起备自投不正确动作的案例，分析其原因，提出设定2套时间定值或增加1个闭锁条件2种解决方法，可以有效地避免备自投装置的不正确动作。

备自投；电动机；整定时间；闭锁条件

备自投装置是当工作电源因某种原因消失后，迅速投入备用电源或其他正常工作电源，并断开工作电源的自动装置［1，2］。随着对供电可靠性要求的不断提高，备自投装置广泛应用于110 kV及以下电网。备自投装置能保证对用户连续供电，但当备自投装置不正确动作时也会带来严重的后果。

1　故障经过

1.1故障前运行方式

故障发生前A变的运行方式如图1所示。

图1故障前751线路、763线路及110 kV A变运行方式

故障发生前，由110 kV 751线路供A变1号主变，由110 kV 768线路供A变2号主变，A变110 kV母联710开关、10 kV母联210、220开关均为热备用。

1.2故障发生经过

2013年某日，D变751开关距离I段、零序I段动作跳闸，重合不成（C相、故障测距2.5 km），C变10 kV备自投、A变110 kV及10 kV备自投均动作，无负荷损失。在确认线路跳闸是由吊车碰线引起，不影响运行且相关变电站设备均正常后，调度员对751线路进行试送，试送成功后恢复正常方式。

2　备自投装置动作情况分析

2.1故障暴露出的问题

对于110 kV两线供两变的变电站，一般110 kV 和10 kV（或20 kV）均配置备自投装置，如果主变故障，应由10 kV（或20 kV）备自投动作恢复对10 kV（或20 kV）负荷的供电；如果110 kV电源线路故障，应由110 kV备自投动作恢复对主变的供电，继而恢复对10 kV（或20 kV）负荷的供电，若110 kV备自投拒动，才允许由10 kV（或20 kV）备自投动作恢复对负荷的供电［1，2］。实际上，在110 kV电源线路故障的情况下，110 kV备自投与10 kV（或20 kV）备自投均启动，但110 kV备自投应先动作恢复对主变及其负荷的供电，此时10 kV（或20 kV）备自投感受到10 kV（或20 kV）母线有电压后返回。

这起线路跳闸故障是由于吊车碰线引起的，故障原因非常简单，但在线路故障跳闸后暴露出了问题是：在线路故障跳闸导致A变1号主变失电后，首先是10 kV 210备自投动作，接着才是110 kV备自投动作。而按照备自投的配合逻辑应该是由110 kV备自投动作，10 kV备自投不应动作。

2.2 备自投不正确动作的原因分析

A变110 kV备自投的动作时间是2.6 s，10 kV备自投的动作时间是3 s，D变751开关跳闸后110 kV 及10 kV备自投均启动，经过1 s（重合闸动作时间）220 kV D变751开关重合时，A变110 kV备自投感受到110 kV I段母线有电后返回了，此时10 kV备自投也应感受到10 kV IA和IB母线有电后返回，但由于重合时10 kV母线上电动机负荷的启动电流在1号主变（阻抗大）上产生了较大的压降，导致10 kV IA、IB段母线电压仍然很低，10 kV备自投判定10 kV IA、IB段母线仍然无电，因此10 kV备自投未返回，但202、201开关上的电流之和超过了备自投闭锁值 （单台主变额定电流一半的1.2倍）将10 kV 220备自投闭锁，因此在D变751开关第一次跳闸后3 s10 kV 210备自投动作，220备自投被闭锁。而线路重合失败751开关第二次跳闸后，110 kV备自投又启动，经2.6 s后动作，这时距离D变751开关第一次跳闸已有2.6 s+1 s+ tdz（tdz为751开关从重合成功到再次跳开的时间）。因此出现了10 kV 210备自投先动作，110 kV备自投后动作的情况。

备自投动作后A变的运行方式如图2所示。110 kV 768线路供2台主变运行，1号主变供10kV IB段母线，2号主变供10 kV IA段、IIA段、IIB段母线。在这种运行方式下，1号主变供1条母线，2号主变供3条母线，2台主变负荷不平衡，不利于经济运行，当负荷高峰到来时2号主变极易过载，因此当110 kV 751线路故障为永久性故障暂时无法恢复时就需要调整方式，合上101开关、拉开210开关。由于10 kV备自投装置的不正确动作，增加了主变过载的风险，同时也降低了主变运行的经济性。

图2备自投动作后A变运行方式

3　改进措施

可以采取以下2种方法来避免A变10 kV备自投的不正确动作。

3.1 10 kV备自投设定2套整定时间（tzd1和tzd2）

当A变110 kV主变故障（即当主变主保护动作）时，10 kV备自投的整定时间仍采用原整定时间tzd1=3 s；当A变110 kV电源线路故障（即当110kV电源线路保护动作）时，则10 kV备自投的整定时间采用新的整定时间tzd2，使其大于110 kV备自投的整定时间（2.6 s）、220 kV D变751开关重合闸时间（1 s）与D变751开关从重合成功到再次跳开的时间之和。即：tzd2＞tdz+ 3.6 s，其中tdz为D变751开关从重合成功到再次跳开的时间，可根据751开关的操作机构类型来确定。

3.2 10 kV备自投增加一个闭锁条件

当A变110 kV电源线路故障跳闸后，为了防止在线路开关重合后由于电动机启动电流大出现上述10 kV备自投先于110 kV备自投动作的情况，可以在10 kV备自投动作逻辑中增加1个闭锁条件：以10 kV IA、IB段母线失电为例，当A变10 kV备自投感受到10 kV IA、IB段母线失电启动后，此时如果A变751开关、101开关、201开关均在合位，且110 kV I母有压，A变751开关有电流则10 kV备自投返回；当所有闭锁条件均不满足并且满足备自投的启动条件，那么10 kV备自投经过预定的动作时限动作。该闭锁条件的逻辑流程如图3所示。

增加这样的闭锁条件后，就可保证发生类似110 kV电源线路故障时，在电源线路开关重合失败后A 变110 kV备自投正确动作，10 kV备自投不会误动。

图3闭锁条件的逻辑流程

4　结束语

110 kV及以下电网采用备自投装置能够保证在主供电源失电时尽快恢复供电，有效地提高供电可靠性。但是部分变电站在某些故障情况下备自投装置会不正确动作，降低电网运行的经济性，增加主变过载的风险。以A站110 kV电源线路故障而备自投不正确动作为例，分析其原因，并提出2种简单易行的方法，可以纠正在110 kV电源线路故障的情况下，由于电动机启动电流大导致10 kV备自投装置的不正确动作，具有较高的实用价值。

［1］叶 婷.110 kV三圈变变电站备自投过负荷闭锁逻辑分析及改进［J］.江苏电机工程，2013，32（4）：35-37.

［2］陈余航，张 丰，郭碧媛.110 kV备自投装置拒动原因的分析［J］.电力安全技术，2011，13（8）：28-31.

A Case Study on BATS's Incorrect Action and Its Improvement

YE Ting
（Nanjing Power Supply Company，Nanjing 210019，China）

BATS can quickly restore power supply to load in the case of fault occurring in power grid，which significantly improves power supply reliability.However，in some cases the starting current of electric motor may lead to incorrect action of BATS，which increases the risk of transformer overload and reduces the economic performance of power grid operation.This paper analyzes an actual incident of incorrect action of BATS due to power grid fault.Base on the analysis，two effective solutions，namely adding two setting time and adding a blocking condition，to the incorrect action are proposed.

BATS；electric motor；setting time；blocking condition

故障分析

TM73

B

1009-0665（2016）01-0087-02

2015-08-13；

2015-10-29

叶婷（1982），女，江苏南京人，高级工程师，从事电力调度运行工作。