一起110kV变电站备自投动作行为的典型分析
来源:用户上传
作者:
【摘 要】本文就一起110 kV变电站备自投动作行为进行典型分析讨论,并提出防止这类事件发生的一些措施,以便保证备自投装置可靠正确动作,发挥其提高电力系统可靠性的重大作用。
【关键词】备自投 动作行为 分析
在现代电力系统中,为了提高供电可靠性、节省设备投资、简化电力系统接线及继电保护配置、限制短路电流、提高母线残余电压,供电公司变电站广泛采用备自投装置。备自投装置作用就是当工作电源因故障被断开以后,能迅速自动的将备用电源或备用设备投入工作,使用户不至于停电的一种装置。这是一种提高对用户不间断供电的经济而又有效的重要技术措施之一。
对备自投的基本要求是:当工作母线电压低于正常允许范围,并且持续时间大于预定时间时,方可动作;检备用母线有压值大于设定值后才能动作;运行开关跳开后才能合备用开关;备自投动作时间宜大于本级线路电源侧后备保护动作时间与线路重合闸时间之和。但对于两级备自投动作时间的配合没有明确的时间级差定义。笔者曾遇到一起主变高压侧备投动作后中、低压备自投继续动作的事例,虽然未造成用户失电,但调度需遥控将35 kV、10 kV方式恢复原运方,造成不必要的调度操作。
1 变电站介绍
该变电站正常运行方式如上图:110 kV电一线、电二线运行,110 kV母联800热备用。1#主变运行带35 kV1#母线、10 kV1#母线负荷。2#主变运行带35 kV2#母线、10 kV2#母线负荷。35 kV母联300、10 kV母联100开关在热备用状态。110 kV、35 kV、10 kV备自投启用,由于是无人值班变电站,备自投压板在全投状态。此变电站为内桥接线,属受电终端变电站,110 kV 824、800、823开关均不设保护,110 kV线路故障靠上级线路保护动作切除,主变差动、重瓦斯、高后备保护动作将跳开各侧开关。该备自投为国电南自PSP642微机型备自投装置,版本号V2.11A,逻辑信息 P642S006XZ。
2 该变电站备自投设置原则
(1)由于110 kV为内桥接线,无母线压变,取的是110 kV线路压变电压,串联110 kV进线开关辅助节点,视为110 kV1、2母线电压。
(2)35 kV、10 kV母线有压变,无线路压变,检另一线路有压直接取的是另一段母线电压。
(3)主变高后备、重瓦斯、差动保护动作将闭锁110 kV备自投,35 kV、10 kV后备保护动作闭锁本级备自投。
(4)当备自投动作后,备用线路要能满足切入负荷的能力,否则,备自投动作的同时要联切部分负荷。
3 该变电站PSP642微机备自投装置动作逻辑简介
备自投逻辑:前提条件:进线一、进线二同时大于有压定值,该状态运行60S后。
工作线路失电,相应断路器处于合位,在备用线路有压,桥开关合位情况下跳开工作线路,合备用线路;当工作电源断路器偷跳合备用电源。为防止压变断线时备自投误动,取线路电流作为线路失压的闭锁判据。
以上动作过程可分解为下列动作逻辑:
动作逻辑1:1DL在跳闸位置作为闭锁条件,一段母线电压失压,线路二电压大于电压定值Udz2,线路一电流小于电流定值Idz1作为允许条件;以T1延时跳开1DL。
动作逻辑2:2DL在跳闸位置作为闭锁条件,二段母线电压失压,一线路电压大于电压定值Udz2,线路二电流小于电流定值Idz2作为允许条件;以T2延时跳开2DL。
动作逻辑3:2DL在合闸位置作为闭锁条件;1DL在跳闸位置,一段母线电压失压,二线路电压大于电压定值Udz2,作为允许条件,以T3延时合2DL。或1DL在合闸位置作为闭锁条件;2DL在跳闸位置,二段母线电压失压,一线路电压大于电压定值Udz2,以T3延时合1DL。
4 动作情况
某日,该110 kV变电站发出如下保护及自动装置动作信号:110 kV、35 kV、10 kV备自投动作,824、302、102开关跳闸、800、300、100开关合闸。2#主变负荷全部转移至1#主变。
5 事件处理
操作班去现场查看备用电源自动投入装置动作情况,发现与上传至调度信号一致,无其他保护动作信号,设备无异常,2#主变带电但无负荷。汇报上级调度中心该变电站备自投动作情况,上级调度中心告知,系110 kV电二线线路故障,电源侧保护动作重合不成引起该变电站备自投动作。
调度中心遥控合上302、102开关,拉开300、100开关,35 kV、10 kV恢复原方式,2#主变带负荷。
定值单中110 kV备自投与35 kV备自投及10 kV备自投时限级差为0.3S,满足规程规定微机保护0.3S级差的时限要求。110 kV备自投动作后,2#主变已带电,35 kV备自投及10 kV备自投不应该再动作。据此分析:此次各级备自投均动作为不正常动作行为。
6 动作行为分析
110 kV电二线电源侧保护动作跳闸,重合不成。110 kV备自投检110 kV2#母线无压,检824开关无电流流过,检110 kV电一线线路有压,110 kV备自投动作,跳824开关,合800开关,110 kV备自投动作行为正确。
110 kV备自投动作后,2#主变已带电, 35 kV、10 kV备自投不应该动作。
令继电保护班去现场调取故障报告及动作行为,分析如下:
110 kV备自投:2309ms跳824开关,2498ms合800开关;
35 kV备自投:2616ms跳302开关,2797ms合300开关;
10 kV备自投:2615ms跳102开关,2812ms合100开关;
从定值单看出,110 kV备自投动作条件满足后2.3s跳主供开关,35 kV、10 kV备自投动作条件满足后2.6s跳主供开关,备自投时限级差为0.3s。从上述动作行为看出:110 kV备自投在2309ms跳824开关,35 kV备自投在2616ms时跳302开关,10 kV备自投在2615ms时跳102开关,符合0.3S级差的整定定值要求。但调取装置故障滤波图发现,800开关合后要经85ms才能检测到开关合位,检测到合位后再经41ms才能检测到有压,2498+85+41=2624ms,2624ms迟于35 kV备自投、10 kV备自投开始动作时间,故导致110 kV备自投动作后,2#主变已带电,而35 kV、10 kV备自投继续动作的情况。
7 结论及措施
规程对于两级备自投动作时间配合上没有具体定义,但规定微机保护以及高精度的时间继电器,保护及自动装置的配合可以采用0.3S的时间级差。通过对以上备自投动作行为的分析,备自投装置动作时限配合采用0.3S的时间级差不可行,会导致上一级备自投动作后,下级备自投继续动作,建议两级备自投动作时限级差取0.5S。即将35 kV、10 kV备自投定值单中顺序17、18时间改为2.8S,即可满足110 kV备投动作成功后,35 kV、10 kV备自投不再动作,减少调度运行人员倒方式的操作。
参考文献:
[1] 电力系统继电保护规定汇编(第二版) 国家电力调度通信中心编
[2] PSP642数字式备用电源自投装置技术说明书 国电南自编 Q/GDNZ.J.76-2005
[3] 电力系统自动装置 许正亚编
作者简介:
刘亚林(1965-),男,大专,电气助理工程师,从事邳州电网调度运行工作。
转载注明来源:https://www.xzbu.com/1/view-8469049.htm