解析备自投误动作实例并提出防范措施

邓涛，雷亚兰

（云南电网有限责任公司玉溪供电局，云南玉溪，653100）

0 引言

随着供电可靠性要求的逐年提高，各地供电局对变电站的备用电源自动投入装置的管理要求也越来越高。对于110kV及以下电压等级变电站，大部分配置双回进线、两台主变、分段母线，并在各侧电压等级分别安装备自投装置[1]。备自投的方式与变电站主接线形式有关，一般分为进线备、分段备、桥备。本文所举案例是一起典型的运行人员在10kV母线停电过程中，因操作顺序造成的10kV备自投误动作事件。案例中涉及的备自投装置型号为深圳南瑞ISA-358G，出厂日期为2007年7月，该系列的备自投因原理简单、容易维护，被大量变电站采用。

1 事件案例

11月26日运行人员在进行110kV某某变电站10kVⅠ段母线由运行转冷备用的相关操作，12时25分10kVⅠ段母线上所有出线、站用变、电容器间隔已操作至冷备用，在10kVⅠ段母线电压互感器二次侧A相保护空气开关断开后，12时57分45秒107毫秒10kVⅠ段母线电压互感器断线告警，在10kVⅠ段母线电压互感器二次侧三相保护空气开关均断开后，12时57分48秒601毫秒10kV备自投动作，12时57分51秒602毫秒110kV#1主变10kV侧001断路器跳闸，12时57分51秒602毫秒10kV备自投动作，12时57分51秒960毫秒10kV分段012断路器合闸。现场设备检查情况，10kV高压室内110kV#1主变10kV侧001断路器在分闸位置，10kV分段012断路器在合闸位置，断路器储能正常。

备自投误动作前的运行方式为：001断路器供10kVⅠ段母线运行，10kVⅠ段母线上所有出线、站用变、电容器间隔处冷备用，10kVⅠ段母线电压互感器处运行；002断路器供10kVⅡ段母线运行，10kVⅡ段母线上所有出线、站用变、电容器间隔处运行，10kVⅠ段母线电压互感器处运行；10kV分段012断路器处热备用，10kV备自投按备分段方式投入。

2 原因分析

据案例中的运行方式，绘制本案例事件的接线简图如下。

两台主变分列运行，分段012断路器在分闸位置，当线路发生故障或其他原因使得002或001断路器断开时，分段012断路器由备自投投入[2]，恢复失压母线供电。

按照图1接线方式分析备自投动作原理：

(1)充电条件，10kVⅠ段母线、10kVⅡ段母线三相有压，001断路器、002断路器在合闸位置，012断路器在分闸位置，经延时后充电完成；

(2)放电条件，10kVⅠ段母线、10kVⅡ段母线三相无压，手动操作001断路器、002断路器，012断路器在合闸位置，其他保护动作闭锁备自投动作信号；

(3)备自投启动方式一，备自投充电完成，10kVⅠ段母线无压、110kV#1主变10kV侧无流，10kVⅡ段母线有压，经延时跳001断路器，确认001断路器在分闸位置，经延时合012断路器；

(4)备自投启动方式二，备自投充电完成，10kVⅡ段母线无压、110kV#2主变10kV侧无流，10kVⅠ段母线有压，经延时跳002断路器，确认002断路器在分闸位置，经延时合012断路器。

图1 本案例接线简图

查阅深圳南瑞ISA-358G 10kV备自投保护装置通用定值，定值中“CT 变比 3000/5”、“d091 进线无流定值 0.2A”，进行换算得出一次侧的电流应为120A。根据案例描述“12时25分10kVⅠ段母线上所有出线、站用变、电容器间隔已操作至冷备用”，此时空载母线电流远远小于120A，满足备自投启动方式一的110kV#1主变10kV侧无流条件。

根据图2中“d087母线线电压有压定值70V”与“d088 母线线电压无压定值30V”，结合《深圳南瑞ISA-358G 10kV备自投保护装置说明书》的内容“母线无压指母线的三个线电压均小于母线无压定值，三个线电压无压条件‘相与’可以防止TV一相或两相断线时备自投误动”。可以得出母线有压指母线的三个线电压至少有一个大于70V，母线无压指母线的三个线电压均小于30V。根据案例所述，运行人员依次断开母线电压互感器二次侧三相空气开关，形成二次侧电压变化矩阵表如下：

表1 二次侧电压变化矩阵

根据案例所述“在10kVⅠ段母线电压互感器二次侧A相保护空气开关断开后，12时57分45秒107毫秒10kVⅠ段母线电压互感器断线告警”，由表1得出不满足备自投启动方式条件。“在10kVⅠ段母线电压互感器二次侧三相保护空气开关均断开后，12时57分48秒601毫秒10kV备自投动作”，由表1得出满足备自投启动方式一的10kVⅠ段母线无压，10kVⅡ段母线有压条件。

此时满足备自投启动方式一所有条件，备自投充电完成、10kVⅠ段母线无压、110kV#1主变10kV侧无流、10kVⅡ段母线有压。根据案例所述“12时57分51秒602毫秒110kV#1主变10kV侧001断路器跳闸”，符合定值中 “d081Ⅰ母备用切工作进线时限2.9s”。“12时57分51秒960毫秒10kV分段012断路器合闸”符合定值中“d294 切故障后合暗备用电源时限0.3s”。

综上所述，本案例中的10kV备自投装置正确动作，其它设备均运行正常，属于一起典型的由于操作顺序错误，满足10kV备自投动作条件后引起备自投误动作事件。

3 防范措施

一是从设备方面提出防范措施：配置了独立进线电压互感器的变电站接线方式，可以通过采集进线电压互感器的二次侧电压，增加备自投的启动条件。例如：在“备自投启动方式一”中增加110kV#1主变10kV侧电压互感器电压闭锁信号来同时判别，主供电源是否确实消失，但往往只有110kV及以上电压等级的进线才会配置独立的电压互感器。

未配置独立进线电压互感器的变电站接线方式，通常35kV及以下电压等级进线都属于该种情况，可以根据空载母线的电流情况对进线断路器间隔的电流互感器变比进行调整。例如：在“备自投启动方式一”中将接入备自投装置闭锁电流接入较小的TA变比绕组，同时对保护装置的定值进行更改，若空载母线电流过小，还是无法满足一次电流要求，可以通过更换精度更高、变比更小的电流感器。这种方法还可以防范夜间电流过小，谐振或其他原因造成母线电压互感器三相熔断后[3]，引发的备自投误动作事故。

二是从管理方面提出防范措施：修编变电站典型操作票，在典型操作票中固化操作顺序。例如：针对单母分段接线方式或单母接线方式，应按照先停母线后停PT的原则执行，当主变中（低）压侧断路器作为母线电源侧时，操作顺序如下：断开主变中（低）压侧断路器、拉开母线侧隔离开关、拉开主变侧隔离开关、断开停电母线电压互感器二次空气开关、测量停电母线电压互感器二次空气开关上下两端对地电位正常、拉开停电母线电压互感器一次隔离开关。

整理形成变电站设备固有风险数据库及特殊设备操作手册。例如：在电压互感器二次空开操作箱上粘贴固有风险卡片、特殊设备操作卡片等及时提醒操作人员。

三是从人员方面提出长效措施：预留应对存疑工作时间裕度，合理分工，防止人员疲劳工作及操作，避免因准备不充分导致的风险不可控。与检修部门、设备厂家建立联动通讯录，存在疑问及时咨询，并在班组工作群内进行集体沟通，杜绝带疑问盲目工作或操作。加强自身岗位技能培训，开展针对性较强的专业学习，养成良好的职业求知习惯。

4 结束语

10kV备自投动作条件单一，停母线操作顺序错误是导致本文案例中10kV备自投装置误动作事件的根本原因。本文详细分析了备自投误动作过程，找出了误动事件发生的原因，从设备、管理、人员方面提出了防范措施，对变电站备自投的运行维护、倒闸操作等工作具有指导意义。