一起备自投装置异常的分析及改进措施

凌 青

(广东电网有限责任公司湛江供电局，广东 湛江 524000)

0 引言

备用电源自动投入装置(以下简称“备自投装置”)是电力系统故障或电网电源端失去电压后，能迅速将备用电源或备用设备或其他正常工作的电源自动投入，使原来失去电压的负荷迅速恢复供电的一种自动控制装置。为满足35 kV及以上变电站供电可靠性的要求，降低单电源供电的风险，确保电网的安全稳定，目前新建和改造的35 kV及以上的变电站，都在电气设计及安装上配置了相应的备自投装置。

目前，常见的备自投分为线路备自投、主变备自投和分段备自投。由于各地区电网运行方式的多样化，备自投装置在各变电站的功能和使用上也不尽相同，甚至存在一套装置可实现多种方式备自投的功能，这对备自投装置的运维工作提出了更高的要求。以下就110 kV某变电站的南京电研电力自动化股份有限公司(南电研)NSA-3152A备自投装置在配合运行方式变化时，其备自投功能切换过程中出现的异常现象，对备自投装置逻辑条件、闭锁条件和动作条件进行分析，查找异常原因，并提出相应的改进措施。

1 运行方式和备自投的配置

目前，110 kV该变电站由2路外来电源供电，110 kV雷海线供电于1号主变，110 kV雷龙线供电于2号主变，1号主变带10 kV 1M负荷，2号主变带10 kV 2M负荷，10 kV 1M，2M分段812开关在热备用状态。该站一次运行方式如图1所示。

图1 变电站一次运行方式

110 kV该变电站的南电研NSA-3152A备自投装置配置10 kV分段开关备自投和主变备自投2种功能。主变备自投的运行方式为下述的方式1和方式2，10 kV分段开关备自投的运行方式为下述的方式3和方式4。

1.1 运行方式1

2号主变备自投。1号主变运行，2号主变备用，即1号变低801开关、10 kV 1M，2M分段812开关在合位，2号变高1163开关、2号变低802开关在分位。当1号主变故障或110 kV雷海线失压，2号主变应能自动投入，且只允许动作1次。

1.2 运行方式2

1号主变备自投。2号主变运行，1号主变备用，即2号变低802开关、10 kV 1M，2M分段812开关在合位，1号变高1162开关、1号变低801开关在分位。当2号主变故障或110 kV雷龙线失压，1号主变应能自动投入，且只允许动作1次。

1.3 运行方式3及方式4

10 kV分段备自投。当10 kV 2段母线分列运行时，即10 kV 1M，2M分段812开关在分位，一旦主变或线路失压，10 kV分段812开关应能动作合上，带上另一段母线的负荷。此外，NSA-3152A备自投装置根据功能配置的不同，在保护屏内设置了备自投闭锁方式1压板1LP11、备自投闭锁方式2压板1LP12、备自投闭锁方式3，4压板1LP13，可以根据运行方式的需要，实现对备自投功能的投退。

2 备自投装置异常现象

2014-03-24，主网调度通知运行人员，110 kV该变电站调整运行方式，合上10 kV 1M，2M分段812开关，退出10 kV分段备自投，并且将1号主变由运行状态转为热备用状态。当运行人员全部操作完毕后，根据调度命令检查主变备自投装置，发现在装置投入运行时，2号变低802开关、10 kV 1M，2M分段812开关在合位，1号变高1162开关、1号变低801开关在分位，且110 kV雷海线线路有电压，满足充电条件;但是备自投装置面板充电显示CD=0，无法正常充电。当时运行人员怀疑备自投装置有故障，在做好相关安全措施后，向当值调度人员申请重启装置；但重启后备自投装置仍然无法正常充电。此后，考虑备自投装置逻辑功能的影响,再次向调度人员申请退出备自投闭锁的全部压板，然后重启备自投装置，发现装置充电正常，具体原因不明；考虑运行方式和重要负荷需要，运行人员立即将备自投装置的情况汇报继保人员及相关专责，并做好备自投装置故障的预案。

3 发生异常的原因分析

3.1 主变备自投逻辑条件分析

在备自投装置异常发生后，运行人员查阅了装置和后台机的报文，并找出NSA-3152A备自投装置的厂家说明书，分析主变备自投的逻辑条件。

3.1.1 1号主变备自投充电条件

(1) 10 kV 1M，2M三相均有压，1号变高110 kV侧，即110 kV雷海线线路有压。

(2) 2号变高1163、变低802，10 kV分段812开关合位，1号变高1162、变低801开关分位，经15 s充电完成。

3.1.2 1号主变备自投放电条件

(1) 1号变高110 kV侧，即110 kV雷海线线路无压。

(2) 1号变高1162、变低801开关合位。

(3) 手动断开2号变高1163、变低802或10 kV分段812开关。

(4) 其他外部闭锁信号。

(5) 整定值的控制字未设定。

动作原理：当备自投装置充电正常后，10 kV 1M，2M三相均无压，110 kV雷海线线路有压，主变开关无电流，延时跳开变低802开关，合上1号主变两侧开关。

3.2 现场检查分析

经现场检查和确认，当时的运行方式满足备自投装置的所有充电条件，其中1号主变备自投放电条件的(1)，(2)和(3)点是不满足的。核查了备自投装置的保护定值和装置内部控制字后，放电条件(5)也是不满足的。核查了备自投装置的开入量和后台的SOE报文也无异常，放电条件(4)也应该是不满足的。但是遇到了奇怪的现象，当时是先退出了10 kV分段备自投(投入了备自投闭锁方式3，4压板1LP13)，然后再投入主变备自投，主变备自投无法充电。但恢复了10 kV分段备自投(退出备自投闭锁方式3，4压板1LP13)后，主变备自投却充电正常。初步怀疑10 kV分段备自投具有闭锁主变备自投投入的可能。

3.3 综合判断

在全面查阅了备自投装置的安装接线图和厂家说明书后，发现备自投二次回路接线存在问题。即，现场备自投装置中备自投闭锁方式1压板1LP11、备自投闭锁方式2压板1LP12、备自投闭锁方式3，4压板1LP13的3个压板开入装置端的1D39，1D40，1D41存在短接跳线，安装竣工图上也存在同样的短接跳线，但厂家说明书上却无此接线。因此，当备自投任意一闭锁压板投入后，就立刻将主变备自投和分段备自投功能都退出。经过继保人员和保护厂家的证实，NSA-3152A备自投装置具备主变备自投和分段备自投2套功能，而现场的备自投装置的竣工图设计和施工安装上却是仅按照分段备自投功能投入使用的，存在着设计安装与装置功能使用不符的问题。

4 改进及防范措施

4.1 二次回路的改进

根据110 kV该变电站的运行方式，主变备自投和分段备自投的2套功能必须投入使用，因此拆除备自投装置端子排后的3个压板开入装置端的1D39，1D40，1D41之间的短接线，使备自投闭锁方式1压板1LP11、备自投闭锁方式2压板1LP12、备自投闭锁方式3，4压板1LP13的3个压板作为独立的闭锁开入装置，实现主变备自投和分段备自投均可独立运行，并由继保人员对备自投相应闭锁方式开入，试验动作出口、逻辑条件，确保主变备自投与分段备自投闭锁和动作条件完好。

4.2 现场增加调阅指引

目前110 kV变电站中备自投装置的生产厂家和种类多样，其具体的功能和原理要结合各站的运行方式确定，因此运行人员有必要将站内备自投装置使用说明张贴到保护装置上，对不同的运行方式和重要的压板必须进行有效的区分，装置面板指示灯和液晶面板的指示必须有明确的标识，从而进一步降低备自投异常和误操作的风险。同时，备自投装置的面板指示灯、充电显示和装置开入变位，有必要列入日常的操作票检查项目，作为备自投运行方式变化和功能投入的重要依据。

4.3 加强图纸审查和设备验收

对于新建或改造的变电站，必须加强对其备自投二次回路设计图和竣工图的核查，做好厂家资料与安装资料的对接，认真结合本站运行方式特点，理清变电站备自投装置的具体动作原理、逻辑条件和闭锁条件，特别是备自投装置的电压、电流及开关量判据。在备自投装置投入运行时，有必要对所有的逻辑条件和闭锁条件进行检查和验证，有必要通过改变运行方式或开关传动试验来确保备自投装置的正确动作，从而进一步提高备自投装置动作的可靠性。

4.4 加强备自投功能及原理的培训

根据不同变电站备自投的运行方式，结合备自投装置的原理功能，对运行人员做好相关培训，举一反三；尤其是在备自投装置具备多种功能时，更要加强培训。多功能备自投装置在适应运行方式的过程，在进行逻辑判断的动作条件和功能转换的过程存在极大差异性，因此应深入了解其原理和动作条件，及时发现备自投装置运行中的异常和故障，降低电网运行的风险。

5 结束语

随着电网规模的不断扩大，提升其供电的效率和可靠性是迫切而必要的。为了使得供电能够连续、稳定、安全地进行，在变电站自动保护装置中，备用电源的设置变得尤为重要。结合本次发生的装置异常事件，对备自投功能、动作原理和逻辑条件进行分析，提出了备自投装置二次回路、安装设计以及运行方面需要重点关注的问题，并采取改进措施，实现备自投装置的可靠运行。这对变电站备自投装置的异常分析、逻辑判断及技术改造具有借鉴意义。