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1、备用电源自动投入装置运行中遇到的问题摘要：备用电源自动投入装置（以下简称：备自投）对保证供电可靠性起了很大的作用，但在实际应用中，遇到不少问题。关键字：备自投、运行、保护、定值、版本、缺陷1 前言本文将本人在实际工作中遇到的几种备自投有关问题一一列举，并根据具体情况参考了有关文献、资料，结合本人的理解分别给出了解决方法。2 备用电源自投的一般性说明常规降压变电所的典型接线备自投的原理，一般装置引入1DL、2DL、3DL开关位置接点（TWJ），用于系统运行方式判别、自投准备及自投动作。引入了1DL、2DL、3DL开关的合后位置信号，作为各种运行情况下自投的闭锁。典型的是两条进线、两台主变分裂运行
2、或一运行一备用。以下均为正常运行情况。2.1一台主变带两段母线并列运行，另一台主变作为明备用，采用进线（变压器）备自投；两段母线分列运行，每台主变各带一段母线，两段母线互为暗备用，采用分段备自投方式。2#主变1#主变 1DL2DLI2I12#PT1#PTIAIBIC3DLUab2，Ubc2，Uca2Uab1，Ubc1，Uca12.2一条进线带两段母线并列运行，另一条进线作为明备用。采用进线备自投；每条进线各带一段母线，两条进线互为暗备用，采用分段备自投。1DL3DL1#进线2#进线I1 I21#PTUx1Ux22DL2#PTIAIBICUab2、Ubc2、Uca2Uab1、Ubc1、Uca13
3、 备自投装置在运行中遇到问题及解决方案3.1备自投定值区域的配合问题备自投定值切换有两种方式，手动和自动切换。手动切换是采用命令切换方式，从面板操作或遥控命令进行定值区切换；自动切换是通过开入端子对实时开入量对开关运行状态进行自动识别。当装置采用手动切换时，在备自投投运过程中定值区无法自动变位极容易忘记切换，而造成备自投拒动或误动。处理方法：在操作备自投过程中，应该将定值切换在操作票中明确注明，防止装置在运行方式和定值不对应的情况下工作造成事故。如我集控站所属的斗门变110kV备自投(CSB-21A)在投入时，因每一步投入压板的操作均要按一次确认键后保护才确认投入，因为该保护为全英文单行显示，
4、且速度较慢，在操作中往往被值班员快按或慢按确认键而未使备自投运行在对应运行方式的投入状态，所以操作后一定要检查其定值区是否运行在对应运行方式的定值区，在装置上检查对应的定值区编号，在就地后台上检查其当前运行的定值区号以及对应的定值区编号，这些均已列入我们的典型操作票中，在实际运行中效果较好，未发生过因操作不当而造成110kV备自投运行方式与实际一次运行方式不符的情况。3.2备自投和一次接线配合问题我集控站下属的110kV昌安变电所（110kV孙端变电所也相同），其110kV侧均采用“单母线分段带旁路”接线形式。110kV侧备自投使用南京南瑞公司（LFP-965B）的备自投装置，110kV侧备自
5、投提出设计方案时未考虑到110kV旁路（母分）开关在代其它非主供电源或备用电源及主变开关时备自投功能的可投入性。处理方法：加装110kV母分闸刀位置模拟小开关53QK（一通一断）。该开关二个接点与110kV母分开关开入备自投的合后接点并联，另二个接点串联在110kV旁路（母分）开关开入备自投的跳位。当110kV一次接线在“单母不分段”时；则53QK必须在合上位置，如此改正，不管110kV旁路（母分）开关处于何种状态均不影响110kV侧备自投投入在线路备用状态。操作时要求该53QK小开关跟随110kV母分一侧闸刀一起操作（该所跟随1闸刀操作），当110kV一次接线在单母不分段时该小开关须打在“合
6、”位置（即110kV母分#1、#2闸刀均合上），此时110kV 备自投不再检110kV旁路（母分）开关的位置，直接用东昌1422开关或港昌1148开关作为线路备自投；当110kV一次接线在单母分段时该小开关须打在“分”位置（在对110kV母分#1、#2闸刀操作的典型票中均加入了对小开关的操作或检查）。同时，操作结束后因检查BZT装置的充电完好并列入操作票中。3.3备自投逻辑程序中不完善的问题3.3.1 CSB21型110kV备自投装置的逻辑程序中有一些问题需要改进。比如：逻辑程序把备用电源无压作为备投合闸的闭锁条件，当主供电源线路永久故障时，出自同一个220kV变电所送电的备用电源线路电压也会
7、急剧下降，特别是A相故障时出自同一变电所的线路均发生低电压，备用电源的就会检出无压，导致备自投立即被放电闭锁而拒动。处理方法：结合其他省局经验，为使更改简单可靠，采用“不检备用回路电压”，即使备用线路（母线）无压时也进行空合，我站下属的同一变电所送电的备自投均进行过改造，我局正经过电网的改造完善，将局部改变110kV变电所的电源出自同一个220kV变电所送电的情况。3.3.2我集控站下属的110kV海涂变在2003年8月4日在更换10kV I段母线压变高压熔丝熔断过程中，发生10kV母分备自投装置出口跳开#1主变10kV开关事件（处理采用合上10kV母分开关，取下压变低压熔丝，当时主变负荷电流
8、210A，CT变比3000/5）。事后对照了一般备自投应具备的逻辑闭锁功能，觉得有必要进行改进。处理方法：对保护逻辑进行更改，在跳主变中，低压侧开关的动作逻辑序列中增加一个闭锁条件：当主变中，低压侧母分开关在合位时，不跳主变中、低压侧开关，该序列即刻放电。3.3.3现在运行的110kV变电所大多数都未安装母线差动保护，这就造成目前使用的备自投装置，无论是传统电磁型还是微机型备自投均无法判别是线路故障还是母线故障造成的母线失电。这样，在母线极其相连设备（如电压互感器）故障造成母线失电时，备自投会动作，将备用电源自动投入，对故障母线再次冲击，扩大故障。例如,某110kV变电所因110kV母线电压互
9、感器因过电压造成电压互感器发热损坏而引起主供电源跳闸，备自投动作，将备用电源自动投入，引起电压互感器爆炸，扩大事故。因此，判别是不是母线故障造成的母线失电是必要的处理方法：对于微机型备自投装置，只要增加一段程序，判别在母线失压前运行的进线电源的电流有没有突然增量，电流值是不是大于最大负荷电流，即可判断是线路故障还是母线故障。如果电流有突然增量，同时电流值大于最大负荷电流，则判别是母线故障，此时应对备自投装置瞬时放电，这样就避免了将备用电源自动投入到故障母线。如果电流没有突然增量，同时电流值是也小于最大负荷电流，则判别是线路故障，则不对备自投装置放电，将备用电源自动投入，提高供电可靠性。3.3.
10、4我局新上变电所现都采用GIS设备，由于采用标准化设计及费用问题，越来越多的变电所只有母线压变而无线路压变，使进线备自投中无备用进线电压的采样值，不得不采用“不检备用回路电压”，即使备用线路（母线）无压时也进行空合。处理方法：尽量减少110kV变电所的电源出自同一个220kV变电所送电的情况。同一变电所的二条进线不同杆架，减少二条进线同时故障的可能性。3.4备自投应用中继保整定单配合问题： 一般备自投在实际应用中由于备自投灵敏度问题，对于主供线路电流检查为0.1-0.4A，特别是在电流变比（1200/5）较大而负荷电流较小（96A）时，当母线压变低压空气开关由不明原因（质量问题等）跳开，极易造
11、成备自投装置判断为主供电源失去而动作。 处理方法：调整整定单整定值，并选用灵敏度较高的备自投装置。3.5备自投元件质量问题a.保护装置各种逆变电源损坏引起的缺陷。b.采样出错及VFC插件损坏。c.人机对话插件异常，主要包括显示异常、打印出错或定值固化异常等。d.保护装置散热不良，在我局2003年度继电保护、自动化运行分析会议中，特别提到南瑞继保电气有限公司LFP系列保护，暴露出通信元件ISO236/232损坏的缺陷，现象是“通信中断”，尤其在气温升高后，缺陷频发。该情况同样有可能发生在备自投装置中。e.其他元件包括保护装置的附件如小开关，按钮等也是引起装置异常的原因。备自投的质量问题是事先不可
12、预见的，这要求我们运行人员在运行中加强巡视维护，以下几个方面是重点：外部检查，主要为保护装置、屏（柜）上接线、标注规范；保护装置各部件固定良好，外形端正；导电部分与金属部件电气间距符合规定要求；保护装置上各种信号、液晶指示及小开关等正确。保护定值检查，要求显示或打印保护定值报告，并与保护定值整定单核对；如有多组定值时，还要进行多组保护定值的切换；从保护装置外部加模拟故障量，检测保护动作情况。进行保护投退功能的测试、保护信号的远方/就地复归、保护信息的传送等等，检查是否正常。进行保护装置的传动试验，动模试验方案尽可能完善。 当保护装置按装置在开关室就地时，在开关室按装空调。3.6备自投装置中的其
13、他保护的应用一般的集成、微机备自投装置还设置：分段开关定时限过流保护：具有三相式经复压闭锁两段定时限过流保护，其定值均可独立整定。 分段开关零序过流保护用于中性点经小电阻接地系统中接地故障保护。分段开关三相一次重合闸； 合闸后加速保护：装置配置了独立的合闸后加速保护，包括手合于故障加速跳，自动重合于故障加速跳及备投动作合闸于故障加速跳，可选择使用过流加速段（可经复压闭锁）或零序加速段。虽然备自投装置还有这些功能，但实际中应用的很少，如何发挥这些保护的功能，防止重复投资和降低维护成本也是我们该考虑的问题。3.7 根据具体情况投退备自投重载变电所当一台主变跳闸将使另一台主变超载，超载幅度往往很大，
14、甚至可能超过30%，极易损坏主设备。为确保主要设备安全，重载变电所可以考虑停用相关低压侧母分备自投。因许多变电所分期投产，而分期投入主变参数有所不同（如容量不等），使许多220kV三台主变的中压侧只能分裂运行，为保证供电可靠性在母分开关装设备自投。当备自投动后要考虑主变超载及不同容量主变不能长期并列，所以当一台主变或一条母线停役时要停用备自投同或有一台主变备停。3.8防220kV变电所全停，220kV变电所间110kV联络线BZT问题：220kV变电所间直接有110kV联络线和通过110kV变电所之间联络的二种类型是否需装线路BZT？我认为220kV变电所之间通过110kV变电所联络的，不用考
15、虑安装线路BZT，只对220kV变电所间有直接110kV联络线装设线路BZT装置，且原则如下：1、 考虑BZT装置的误动风险，110kV线路BZT装置投入运行条件：在220kV变电所单电源、220kV单母线、单台主变或110kV单母线时投入运行，其余运行方式时都退出。2、 当BZT动作后仍需切除3座及以上变电所负荷时，考虑不安装BZT。4 结束语 以上列举出了备自投与保护及一次接线配合不十分合理、软件版本陈旧、逻辑不完善等问题，这些问题主要来自厂家设计和用户需求未能达到一致。要解决这些问题，一方面，我们应该要求厂家完善系统；另外，我们也应该知道，厂家毕竟不是针对不同的变电所专门设计生产不同的备用电源自动投入装置，设计和应用不可能完全一致，这就要求我们运行人员在实际工作中不断思考不断总结，及时发现问题，及时上报，寻求厂家完善。问题一时难以解决甚至不能解决时，我们运行人员应该在操作中加强重视，努力在应用中弥补其先天的不足。参考文献：1RCS-9652备用电源自投与测控装置使用说明书2. CSB-21备用电源自投装置使用说明书3RCS-9000系列C型保护测控装置备用电源自投部分技术和使用说明书4. 绍兴电力局年继电保护、自动化运行分析会议记要
备用电源自动投入装置运行中遇到的问题
