某变电站110kV备自投未能成功自投的原因分析及改造方案

某变电站110kV备自投未能成功自投的原因分析及改造方案

施辉选

（云南电网有限责任公司楚雄供电局云南楚雄675000）

摘要：备自投装置设计简单，运用灵活，适应不同的电网运行方式，广泛应用于配电网中以提高供电可靠性。110kV某变电站BZT未能成功自投后，通过对现场断路器机构试验数据，保护装置、故障录波装置、备自投装置和后台监控机报文的数据分析，确认断路器操作箱TWJ节点未按时输入备自投装置是造成本次备自投装置未能成功自投的直接原因。提出了将断路器辅助节点接入备自投装置替代断路器操作箱TWJ节点的技术改造方案和其它有效预防措施，提高了备自投装置的动作成功率和供电可靠率，在实际应用中取得了良好效果。

关键词：备自投；TWJ；断路器辅助节点；供电可靠率

Abstract:Theautomaticswitchdeviceforsimpleindesignandflexibleused.Thisdeviceadapttothedifferentgridoperationmode,andalsowidelyusedinthedistributionnetworktoincreasethepowerdistributionreliability.Afteracomprehensiveanalysisofthedatacollectedbycircuitbreakerinstitutionstest、theprotectiondevice、faultwaverecorddevice、theautomaticswitchdeviceandthebackgroundformonitoringmachines,itisconfirmedthatthedirectcauseof110kVBZTnotsuccessfuloperatedisthecircuitbreakeroperationboxTWJnodefailstoinputintotheautomaticswitchdeviceontime，andputsforwardthetechnologicaltransformationofusethecircuitbreakerauxiliarynodetoalternatethecircuitbreakerdeviceoperationboxTWJnodeandothereffectivepreventionmeasures.Throughthesemeasures,theautomaticswitchdevicesuccessfuloperatedandimprovedthevoteofthepowersupply,alsoachievedagoodresultsintheactualapplication.

Keywords:automaticswitchdevice;TWJ;circuitbreakerauxiliarynode;powersupplyvote

0引言

2011年6月20日，220kV甲变电站（以下简称甲站）110kV甲乙线距离Ⅰ段保护动作跳闸，重合闸动作成功，随即又发生A、C相间故障跳闸，重合闸未动作；同一时间内110kV乙变电站（以下简称乙站）110kV甲乙线距离Ⅰ段保护动作跳闸，重合闸动作成功，之后由于甲站侧110kV甲乙线未重合，乙站110kV母线失压，乙站110kV备自投装置未能成功自投，110kV乙变电站全站失压。

本文通过对乙变电站110kV备自投装置未能成功自投的原因分析，提出相应的技术改造方案，以避免类似情况再次发生，提高电网的供电可靠性。

1故障前110kV乙站电网运行方式：

故障前，甲站110kV甲乙线对110kV乙站供电，110kV丙乙线作为110kV乙站备用，乙站小电并网线路有发电机并网发电，如图1所示。110kV乙站备自投投进线自投方式，110kV甲乙线线路两侧保护装置均采用深圳南瑞科技有限公司ISA-311G微机线路成套保护装置。

2事故跳闸具体过程

6月20日17时02分25秒435毫秒,110kV甲乙线线路两侧保护装置距离Ⅰ段保护动作跳闸，同时联跳110kV小电并网线路。17时02分27秒45毫秒，甲站110kV甲乙线136断路器重合闸动作成功；17时02分27秒649毫秒，乙站110kV甲乙线162断路器重合闸动作成功。17时02分27秒819毫秒，110kV甲乙线再次发生A、C相间故障，甲站侧保护跳闸，乙站侧162断路器保护未启动，甲站侧110kV甲乙线136断路器重合闸因充电时间不够未动作。

17时02分28秒500毫秒，乙站110kV备自投装置启动跳进线断路器162，162断路器跳闸，但乙站110kV备自投未能成功自投，110kV乙站全站失压。

3线路保护动作情况分析

根据事故跳闸具体过程和现场保护装置、故障录波装置、备自投装置和后台监控机报文和数据，将110kV甲乙线两侧变电站跳闸情况进行梳理对比后如表1：

由表1可知，甲站110kV甲乙线136断路器跳闸1610毫秒后重合成功（重合闸整定时间1.5s，重合方式为检同期和检无压），2384毫秒后110kV甲乙线再次发生A、C相间故障跳闸，由于ISA-311G微机线路成套保护装置重合闸充电时间为20秒[1]，而774毫秒时间内重合闸充电未完成，于是重合闸没有动作，甲站侧110kV甲乙线保护动作正确。

110kV乙站侧有小电并网，110kV甲乙线首次故障跳闸时联跳了小电并网线路并重合成功，此时乙站为负荷终端，所以110kV甲乙线A、C相间故障时，乙站侧保护未启动，乙站110kV甲乙线线路保护动作正确。

4乙站110kV备自投未能成功自投原因分析

○1备自投动作逻辑及时间配合分析

乙站110kV备自投装置为深圳南瑞ISA-358GA备用电源自动投入装置，其动作逻辑如图2（进线备投形式）：

D823-切工作电源后切其它设备投退；d821-切工作电源后切其它设备延时；d297-（合变高后）合变低（明备用）时限；d085-进线1明备用切工作进线时限；d086-进线2明备用切工作进线时限

当装置投进线备自投方式时，其动作过程如下：备自投充好电后，母线失压、工作进线无流、备用电源有压，备自投即启动延时；延时（若有加速开入，则不经延时）到后，跳工作进线，同时判断其是否跳开[2]：

若跳闸命令发出5秒后，工作进线仍未跳开，即收回跳闸命令，并终止备自投过程；

若在5秒内，工作进线跳开，即收回该跳闸命令，备自投发合备用电源脉冲，继续进行备自投过程。

由此可知，跳闸命令发出后，只有在规定时间内确认工作断路器确实跳开后，备自投逻辑才能继续进行下去。表1中乙站110kV备自投装置发110kV甲乙线162断路器跳闸命令的时间是17时02分28秒500毫秒，收到162断路器跳位信号时间是17时02分35秒879毫秒，但是根据备自投装置动作过程，备自投装置最迟应在17时02分33秒500毫秒时收到162断路器跳位信号才能继续进行备自投过程，由此可知162断路器跳位信号没有在规定时间内传入备自投装置，于是备自投逻辑终止。

○2断路器位置没有按时传入备自投装置原因分析：

事故发生后，检修人员对乙站110kV甲乙线162断路器做试验发现，162断路器储能时间大约是8秒时间，表1中，162断路器重合闸成功释放能量的时间是17时02分27秒649毫秒，即断路器储能完成时间至少应该是17时02分35秒649毫秒，在这段时间内，断路器操作箱TWJ监视回路不通，TWJ继电器无法励磁，TWJ节点不闭合，断路器跳位信号（TWJ）无法传到备自投装置，备自投装置认为工作断路器未跳开（实际已跳开），于是终止备自投逻辑。断路器TWJ设计如图3：

5防止同类型情况下备自投装置动作不成功的技术改造方案

方案一改变备自投装置开关量输入。对于进线断路器有重合闸功能的在运行变电站，可通过二次电缆备用芯（无备用芯的可单独放一根二次电缆）将备自投装置中断路器跳位、合位输入由原来的断路器操作箱TWJ、HWJ输入改由断路器辅助节点输入，这样就可以避免因断路器弹簧机构储能而导致操作箱TWJ、HWJ无法输入备自投装置，竟而影响备自投逻辑；对新建、改扩建变电站，图纸设计时就可将备自投装置中断路器位置节点输入改由断路器辅助节点输入。此方案实施起来简单，可靠。

方案二调整备自投装置参数。根据不同厂家、不同型号的断路器储能时间长短调整备自投装置跳闸命令收回时间以躲过断路器弹簧机构储能时间。备自投跳闸命令发出后等待断路器跳位信号输入时间一般为5秒，延长此时间可以躲过断路器弹簧储能时间，但是却会影响电网稳定和电力用户用电，所以此方案只有在通过实验计算后方可实施。

方案三实验校验。由供电单位制定相应变电站备自投装置带负荷测试实验计划，真实考验备自投装置动作是否正确可靠，大修或技改现场，备自投装置实验时，故障量设置增加同一进线在较短时间内连续两次故障情况下，备自投装置能否动作成功校验。

6结束语

综上所述，通过对本次110kV备自投装置动作不成功原因分析，对进线断路器带有保护重合闸功能的变电站，实施以上技术改造方案后，使备自投装置具有更强的适应性，又最大限度的提高供电可靠性，方法简单可靠，实用性强，在进线断路器带有重合闸功能的变电站备自投装置中具有广泛的应用价值。

参考文献

[1]ISA-311G微机线路成套保护装置技术说明书（V2.00）.

[2]ISA-358G备用电源自动投入装置说明书

作者简介

施辉选（1985-），男，助理工程师，工学学士，现从事继电保护工。