某110千伏变电站NS931型备自投动作失败原因探讨分析

(湖北省宜昌供电公司,湖北 宜昌 443000)

1 引言

由于供电可靠性的需要，110kV变电站要求采用双电源供电，一回作为主供，另一回作为热备用。当主供电源线路故障跳闸时，备自投装置动作，将备用线路自动投入，从而保证不间断对用户供电[1]。然而当线路故障时，却极易引起主变跳闸，造成备自投失败。本文介绍了各种备自投逻辑判断条件及动作过程，同时对某110千伏变电站NS931型备自投装置动作失败原因进行了详细的分析，最后根据影响备自投正确动作的不同原因提出了相应的改进措施，以供同行参考。

2 NS931型备自投装置逻辑动作条件

NS 931型数字式备用电源自动投切装置适用于110kV及以下电压等级的备用电源自动投切，以及分段保护、测量和控制。主要功能配置有：备用电源自投、母联备自投、进线备自投、分段保护、充电保护等。主要功能及动作逻辑条件如下。

2.1 分段备自投

分段备自投的一次接线图见图1。Ⅰ母、Ⅱ母互为暗备用，即3DL备用1DL和2DL。

图1 分段备自投的一次接线图

(1)充电条件：①Ⅰ母、Ⅱ母均为三相有压；②1DL、2DL均合位，3DL分位；③无闭锁条件；④无放电条件；

(2)放电条件：①3DL合上；②1DL或2DL拒跳；③Ⅰ母、Ⅱ母均不满足三相有压条件延时15s钟放电；当进线(对侧变电站)失压后在15s时间内如果有任意一条进线有压(恢复供电)，备自投仍然能正确动作，保证站内供电快速恢复正常运行。

(3)动作过程：①Ⅰ母暗备用时，装置充好电后：Ⅱ母无压、Ⅰ母有压、Ⅱ2无电流，跳2DL。确认2DL跳开后，合3DL；②Ⅱ母暗备用时，装置充好电后：Ⅰ母无压、Ⅱ母有压、Il1无电流，跳1DL。确认1DL跳开后，合3DL。

2.2 进线1备自投

进线1备自投的一次接线图如图2所示。1号进线、2号进线互为明备用。

图2 进线1备自投的一次接线图

2.2.1 1号进线备用、2号进线运行

(1)充电条件：①Ⅰ母、Ⅱ母和Ul1均为有压；②2DL、3DL均合位，1DL分位；③无闭锁条件；④无放电条件；

(2)放电条件：①Ul1不满足有压条件；②1DL合位；③2DL拒跳。

(3)动作过程：Ⅰ、Ⅱ母均无压、Ul1有压、Il2无流，延时跳2DL。确认2DL跳开后，合1DL。

2.2.2 1号进线运行、2号进线备用

(1)充电条件：①Ⅰ母、Ⅱ母和Ul2均为有压；②1DL、3DL均合位，2DL分位；③无闭锁条件；④无放电条件。

(2)放电条件：①Ul2不满足有压条件；②2DL合位；③1DL拒跳。

(3)动作过程：Ⅰ、Ⅱ母均无压、Ul2有压、Il1无电流，跳1DL。确认1DL跳开后，合2DL。

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2.3 进线无分段方式备自投

进线无分段备自投的一次接线图见图3。1号进线、2号进线互为明备用。与进线1备自投不同的是不存在分段断路器，两条进线共用一条母线。

图3 进线2备自投的一次接线图

2.3.1 1号进线备用、2号进线运行

(1)充电条件：①母线和Ul1均为有压；②2DL合位，1DL分位,③无闭锁条件；④无放电条件；

(2)放电条件：①Ul1不满足有压条件；②1DL合位；③2DL拒跳。

(3)动作过程：母线无压、Ul1有压、Il2无流，延时跳2DL。确认2DL跳开后，合1DL。

2.3.2 1号进线运行、2号进线备用

(1)充电条件：①母线和Ul2均为有压；②1DL合位，2DL分位；③无闭锁条件；④无放电条件；

(2)放电条件：①Ul2不满足有压条件；②2DL合位；③1DL拒跳；

3 某110千伏变电站NS931型备自投装置动作失败原因分析

3.1 事故经过

某110千伏A变电站配置有NS 931型数字式备用电源自动投切装置，2015年02月06日04：49：04：431ms该变电站上级电源110kVB线跳闸后，导致该变电瞬间全站失压，在B线开关重合之前，A变电站10kV备自投检测到10kV7#、8#母线失压，0.5s后备自投动作跳开1#主变10kV侧开关后，装置发2#主变10kV侧开关合闸失败，该开关未能合闸。该备自投方式：进线1模式：1号进线备用、2号进线运行，备自投如图2所示，动作逻辑条件如下：

(1)充电条件：①母线和Ul1均为有压；②2DL合位，1DL分位,③无闭锁条件；④无放电条件；

(2)放电条件：①Ul1不满足有压条件；②1DL合位；③2DL拒跳。

(3)动作过程：母线无压、Ul1有压、Il2无流，延时跳2DL。确认2DL跳开后，合1DL。

4s后上级电源B线开关跳闸重合闸动作重合成功，下级A变电站110kV系统电源恢复，但因1#主变10kV侧开关跳闸，而2#主变10kV侧开关合闸失败，导致10kV7、8号母线失压。

3.2 现场检查情况

运维人员到现场检查：110kVB线开关装置动作红灯亮，重合闸动作红灯亮，现场检查一次设备均正常，B线开关重合成功。110千伏A变电站1号主变10kV侧开关遥信变位显示04：49：06：503ms跳位继电器动作，无保护动作，10kV备自投告警事件显示跳闸失败，其他开关无保护动作。02月06日06：06检查所有10kV开关一次设备均无异常。

3.3 事故分析及处理

保护人员到现场检查保护跳闸原因，发现在110kVB线开关跳闸后，导致A变电站瞬间全站失压，随后10kV备自投检测到10kV7#、8#母线失压，备自投动作跳开A变电站1#主变10kV侧开关后，装置发2#主变10kV侧开关合闸失败。检测10kV备自投装置发现10kV备自投跳、合2号主变10kV侧开关回路接反。

随后保护人员调试完毕后，将10kV备自投跳、合2号主变10kV侧开关回路接线改接正确。由于A变电站10kV备自投整定时间只有0.5s，无法躲过110kVB线开关重合闸3.5s时间。

4 防范措施

4.1 备自投与保护装置的配合要合理

因备自投与保护装置在生产厂家或日期不同，其种类、型号以及具体功能也不尽相同，不仅与线路保护装置存在配合，与主变保护、母线保护等之间也有联系[2-3]。所以备自投与各种保护配合使用过程中，由于种种原因难免会出现一些问题，需要不断的分析和改进，整定参数和时间上要配合合理，使其满足变电站现场工作条件。

4.2 设计施工与现场接线验收正确

本案例中，备自投装置的跳、合闸回路接反导致备自投动作失败。在原本装置设计过程中，在确保开关确已跳开，故障线路已隔离后，才能进行另一电源的自动投入运行逻辑。但由于未单独使用二次控制电缆中线芯进行跳位监视，致使开关电机未储能后，切断控制回路，控制回路断线后，备自投合闸回路接线错误，无法合上备用电源，导致全站失电。因此，以后要把关设备质量招标及设备施工质量管控，对现场接线工程验收严格按照规范要求进行整组试验及验收，确保设计施工与现场接线正确[6]。

4.3 保护全部检验试验要及时

按照继电保护规程规定，新投运满一年变电站应进行一次保护全部检验[6]，因此A站如能在试验中发现问题，则可避免此次事故的发生。一般检验保护过程，只是单纯按照装置逻辑进行模拟量加量采样进行带开关传动，而未进行全方位事故预想，未在进行事故模拟试验时，设想其他设备是否会因故障跳闸问题失电，而影响到装置逻辑的执行和判断。

5 结论

本文结合变电站的实际运行方式，对110千伏变电站备自投装置的不正确动作风险进行了分析并提出了防范措施。随着电力系统的日益完善和复杂，对备自投装置动作的正确性要求会不断提高，而传统备自投原来存在的不太明显的问题也逐步暴露出来。这就需要不断分析装置的动作原理，研究合理的解决措施，从而进一步保证系统的安全稳定运行及供电可靠性的提高。

[1] 周小龙.某变电站110kV线路备自投异常动作分析[J].科技创新与应用,2015,36(8):28-32.

[2] 刘佐华.110kV 变电站备自投动作不成功原因分析及补救措施[J].电力系统保护与控制，2009，(2)：91-92.

[3] 魏煌，洪旸锦，黄海坤.一起110kV备自投装置拒动行为的分析及改进[J].电气技术，2011，(7)：63-65.

[4] 王德全.110kV备自投与保护装置配合问题的分析 [J].江苏电机工程，2010，29(4):16-18.

[5] 董蕙子，李洪成，周超，李静鹏，翟林林.一起 220kV变电站备自投装置拒动事故的分析与问题反思[J].电子质量，2014(11):21-25.

[6] 王冰.110kV备自投装置不正确动作风险分析及防范措施[J].电气工程与自动化,2015,32(3):41-46.