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110 kV线路备自投故障分析及对策

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  摘 要:随着我国电网建设步伐的加快,对电力系统自动化的实现也提出较高要求。然而从现行电力系统运行现状看,仍存在较多故障问题,以其中110 kV线路备自投故障最为明显,故障出现后对整个系统的可靠运行都会带来不利影响。这就要求做好故障分析工作,并采取相应的完善策略。该文将以某变电站为例,对该变电站110 kV线路备自投情况、故障出现的原因以及解决备自投故障的有效策略进行探析。
中国论文网 http://www.xzbu.com/8/view-7431935.htm
  关键词:110 kV主接线 备自投故障 原因 策略
  中图分类号:TM77 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2016)02(a)-0028-02
  作为电力自动化的重要配置,110 kV电源备自投是现行大多区域变电站自动化建设中考虑的主要问题。这种备自投装置应用下对于网络结构的改善、线路故障的控制都可发挥重要作用。但备自投装置实际投入使用中,多会出现异常动作现象,影响备自投装置应用效果的发挥,且不利于系统的可靠运行。因此,该文对110 kV线路备自投故障研究,具有十分重要的意义。
  1 110 kV线路备自投故障情况分析
  该文在研究中主要选取某变电站作为实例,该变电站中的110 kV主线主要有主线、备用线路。当系统运行过程中,主线路回路出现异常问题,此时备自投装置便会对启动条件进行检测,若启动条件得以满足,将会开始处于倒计时状态。该状态下,备自投主要执行判断、行动两个动作。若故障线路能够重合,将不会启动备自投设备。而在判断过程发现主线路以永久性故障为主,此时因断路器难以重合,主线断路器会接收到装置的跳闸脉冲,而备用线路断路器所收到的以合闸脉冲为主。这一过程的实现可保证主线故障情况下,变电站仍能够可靠运行。
  然而该变电站运行过程中发现,当主线路有瞬间故障问题出现后,此时保护命令会下发到保护装置中,由此产生跳闸动作。正常情况下,备自投装置会在一定延时下对跳闸出口加速。但该次故障中,备自投装置直接将跳闸脉冲发出,使重合闸装置、备自投装置处于闭锁状态,最终出现失压事故。另外,备自投装置引用下也有其他问题存在,如主线故障情况下,尽管可使本侧断路器实现重合,但供电却难以实现。而且在将跳闸脉冲发出后,断路器合闸未能成功[1]。
  2 110 kV线路备自投故障原因分析
  针对备自投故障出现的情况,可发现其产生的原因主要表现为备自投动作、主线重合闸未能有效配合;闭锁、备自投装置未能有效配合;备自投装置未接收到回馈信号。这些问题的存在,直接导致110 kV线路备自投异常动作出现。首先,从备自投动作、重合闸二者配合情况看。系统运行过程中,若有故障问题出现,保护回路将会有两个动作出现。其中第一个动作主要表现在重合闸装置动作上,其与断路器比较,时间延后1.5 s。而第二个动作则强调备自投装置的应用,其会将跳闸脉冲发出。这两个动作实现过程中,要求保证控制在4 s以内的延时。若故障出现后,可将保护动作时间保持在5.5 s。但变电站设备运行过程中,主线路断路器断开的同时,备自投装置直接完成跳闸脉冲的发送,这就造成失压事故问题出现[2]。
  其次,闭锁与备自投装置未能有效配合。从断路器控制系统构成看,其主要表现为闭锁重合闸、备自投以及控制回路等方面。系统运行过程中,手动跳闸回路、跳闸脉冲本身处于相联状态,这样脉冲会直接影响断路器动作。例如,脉冲信号发出后,1HJ与2HJ继电器、手动跳闸都有不同动作。这种动作情况下,重合闸回路、备自投回路会保持接通,可能脱离预期设定的动作程序,动作可能不成功,或者出现错误动作。整个系统因过多异常动作的存在,难以满足可靠运行要求[3]。
  最后,备自投装置未能接收回馈信号。当主线路故障问题出现后,辅线合闸、主线跳闸等脉冲将由备自投装置发出,需注意的是这些脉冲信号发送过程中,一般需保证主线断路器跳闸信息被接收后,辅线合闸才可实现,假若该过程中信号的传递因受阻而影响回馈的实现,后续的动作都难以执行。通过检查发现,备自投装置未能及时接收到回馈信号,成为失压事故的主要原因。其中在延时控制上,主要以4 s为主,而该系统运行中达到6 s的延时时间,这样程序的运行便难以实现。对于其中信号受阻问题,产生的原因多表现在主线断路器动作中,表现出“跳-合-跳”,这便影响信号的实时传递[4]。
  3 备自投故障问题解决的有效措施
  3.1 断路器动作的简化
  针对当前110 kV线路备自投异常问题,实际解决中需从线路断路器着手,对其动作进行简化。实际操作中主要需优化二次接线,其具体步骤主要包括:(1)对脉冲出口进行调整。可考虑对保护回路、脉冲出口回路保持连通,这样可使出口接入得以改变;(2)在闭锁回路上进行增加。其主要强调将闭锁重合闸装置设置在线路中,这样可使备自投装置运行中,所有动作都较为可靠;(3)以DL接点取代原有的TWL接点,确保在反馈信息过程中不会受到较大阻碍,对于信息反馈的实现可起到突出作用。除此之外,在优化过程中,也可在线路故障出现后,保证保护动作发挥其功能的基础上,进行重合闸复电,有利于系统的可靠运行[5]。
  3.2 后加速程序在备自投装置中的装设
  对于备自投装置运行中,备自投动作、重合闸动作时间不相匹配问题,其解决的有效方法在于将后加速程序引入到控制程序中。一般后加速程序的引入,主要表现在可对辅线、主线断路器进行有效管理,解决以往延时为5.5 s的保护动作时间问题,有利于及时恢复供电。需注意的是在实际引入后加速程序中,应保证有厂家技术人员参与到应用实践中,保证程序的调试以及编程都较为合理。这样才可使备自投装置运行下,能够有效配合重合闸动作。
  3.3 运行管理的加强
  在备自投装置应用下,应注意充分了解装置基本原理。以定值整定为例,需及时将其中不必要功能进行剔除。而且在模拟转动过程中,需避免完全以模拟断路器应用为主,其很可能难以对断路器、备自投装置的配合准确反映出来。实际完善过程中,可考虑对二次回路配合进行优化,对于装置动作有效性的提高可起到明显作用[6]。   3.4 人员素质与装置质量的提高
  现行备自投装置应用过程中,人员素质高低所带来的影响极为明显。部分人员在实际进行接线或运行管理中,并未对备自投装置的相关原理给予足够重视,这样验收、操作与运行等各环节中一旦有问题出现,也难以得到及时处理。这就要求做好人员培训工作,可在接线等工作开展前对人员的专业技能、责任意识等进行强化,并在具体操作中对人员给予相应的指导,使所有工序质量得到保障。另外,在备自投装置质量上也需做好控制工作。较多变电站中的备自投装置,运行中极易出现受损、元器件老化等问题,其会带来一系列故障问题,这样便会影响备自投装置作用的发挥。变电站建设过程中,对于引入的装置应保证其质量满足设计要求,且在安装投入使用后,适时开展相应的检测维护工作,如对开关触点、回路绝缘的判断等,尽可能将设备所有潜在的隐患及时消除,这样才可确保装置运行中更为稳定可靠[7]。
  4 结语
  110 kV线路备自投故障是现行变电站建设中需考虑的主要问题。该文在研究中主要选取某地区变电站建设情况为例,发现其在运行中存在较多异常动作,自身应用功能受到影响的同时也不利于整个电力系统的可靠运行。而产生这种现状的原因包括许多,要求在实际解决中对断路器动作进行简化,将后加速程序装设于备自投装置中,并在运行管理、人员素质以及装置质量等方面进行强化,以此使备自投装置故障问题得以解决。
  参考文献
  [1] 陈丽齐.110 kV线路备自投不正确动作分析探讨[J].黑龙江科技信息,2013(36):34.
  [2] 曹亮.110kV线路备自投装置不正确动作分析及改进[J].机电信息,2013(36):49-50.
  [3] 郑联国.110kV线路备自投故障分析及对策[J].工程经济,2013(12):30-33.
  [4] 陈强,邓洁清,潘建亚,等. 一起主变压器低压侧故障的分析与对策[J].电力系统自动化,2015(8):164-167.
  [5] 林振华.某变电站110 kV线路备自投异常动作分析[J].科技创新与应用,2015(36):200-201.
  [6] 王世祥.110 kV变电站电源备自投装置缺陷分析及对策[J]. 陕西电力,2012(6):56-58.
  [7] 董少江.变电站110 kV线路备自投异常动作分析――以某变电站为例[J].企业技术开发,2015(36):119,121.

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