110kV变电站备自投装置误动的事故分析

110kV变电站备自投装置误动的事故分析

摘要：随着电网变电站中备自投装置应用范围不断扩大，出现各种各样的问题

是必然的。然而在出现问题后，我们需要不断在备自投装置上进行分析、研究和

改进，确保电网能够安全稳定的运行。备自投装置能够有效提高供电可靠性，在

电力系统得到广泛运用，但早期备自投装置闭锁量不完善、逻辑繁琐以及依赖外

部接线情况较为突出，备自投装置在电网的实际应用中经常会出现问题。本文通

过对 110 kV 变电站备自投装置误动的事故原因进行了分析，并提出了改进措施，

期望在遇到和处理此类情况时能够起到积极的启发作用。

关键词：110 kV 变电站；备自投装置；误动

随着我国电网建设步伐的加快，我国电力行业也取得了极大的进步,对电力系

统自动化的实现也提出较高要求。变电站作为供电系统中的重要组成部分，在

110 kV 变电站中，常常采用双电源供电。当主供电线路故障跳闸时，备自投装置

动作将备用线路自动投入，从而保障供电系统供电的稳定性。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110kv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。

1 变配电站备自投的供电方式

目前，电网应用的变配电站备用电源自动投入装置（备自投）一般有 2 种基

本的供电方式。第一种如图 1 所示，母联分段供电方式，母联开关断开，2 个工

作电源分别供电，2 个电源互为备用。此方式称为母联备自投方式。第二种如图

2 所示，双进线向单母线供电方式，即由一个工作电源供电，另一个电源为备用。此方式称为线路备自投方式。

2 母联备自投工作原理

如图 3 所示，正常运行时，2 段母线电压正常，2 主供电断路器闭合，母联断路器断开。

备自投动作条件如下：①只有工作电源确实被断开后，备自投才能启动；②主变后备保

护动作时，均应闭锁相应电压等级的备自投装置；③人工手动断开工作电源开关时，备自投

不应工作；④备自投整定延时应大于最大外部故障切除时间和重合闸时间。

如图 3 所示，TV 装在母线侧时（TV1 和 TV2），装置正向运行，一段母线失压，另一段

母线电压正常，无外部闭锁开关量输入。当满足条件后，先跳开失压线路开关 QF1（或

QF2），经延时后合上分段开关 QF3。

3 某变电站备自投误动作

变电站一次系统如图 4 所示。

事件经过如下：2016-05-13T17：12 左右，监控系统报警，显示某 110 kV 变电站的 10 kV

侧 500 分段备自投装置动作。经运行人员检查发现，10 kVI 段母线已失压，Ⅱ段母线电压正常，500，502 开关均在合位，501 已跳开，无保护动作报文，但发现 TV1 空气开关已跳开。

因此，初步判断为 500 分段备自投装置可能因失压引起误动。

随后，工作人员对备自投装置进行检查。调阅 500 分段备自投定值发现，110 kV 变电站

的 10 kV 侧开关 CT 变比为 8 000/1，备自投电流闭锁值为 0.2 A；调阅该开关日负荷电流曲线

得知，该开关CT 在备自投动作时段最大一次负荷电流为346A，转换为二次电流值为0.043A。

4 备自投误动作原因分析

依据备自投的工作原理逻辑图分析，得出备自投装置误动的几点原因：①当电压回路断

线时，因负荷电流太小，电流闭锁回路不能将备自投装置闭锁。例如在深夜雷雨天气时，受

雷击影响，电压互感器一次保险烧断，使二次回路失压（图 5 中1＃进线无压条件满足），

但由于此时负荷电流（二次值）小于备自投闭锁电流（0.2 A）（图 5 中 1＃进线无流条件满足），造成装置可能误动作。②工作人员在备自投二次回路上工作时，由于误碰或误接二次接线，造成备自投装置误动作。例如工作人员误短接备自投跳闸电源回路，引起装置误动。

③定值配合不当，引起备自投装置误动。

根据以上备自投误动作的原因分析可知，本案例备自投误动应为第一种原因引起，即由于 TV1 空气开关跳开，造成备自投误判 10 kVI 母无压。由于负荷电流二次电流值为 0.043 A，小于备自投电流闭锁值 0.2 A，因此装置判断主变低压侧无流。此时，10 kVⅡ母电压正常，满足装置动作条件，因此 500 分段备自投动作，经延时跳开 501 开关，再合 500 开关。

5 解决方案

综合以上几点原因分析，为了防止由于 TV 失压引起备自投误动，提出了以下几种解决方案：①在电流回路增设放大器。此方案需要在电流回路中增加附加回路，增大了电流回路开路的风险，降低了回路的可靠性，也增大了投资，因此认为不是最佳方案。②将备自投装置的电压空气开关换成容量较大的开关，以防跳开。考虑到保护的级差配合，如果本侧发生短路，本侧的空开将不能保证优先跳开，可能导致对侧 TV 空开跳开，而对其他运行回路造成影响，因此也不是最佳方案。③使用带脱扣节点的电压空气开关，并将空开常闭接点并入备自投回路，作为闭锁备自投的条件之一。此方案为最终采用方案。改进后的备自投功能图如图 5 所示。

当 TV 二次空开正常投入时，新增常闭触点断开，只要满足备自投动作条件，备自投就动作。此时，备自投不会被闭锁。而当 TV 二次空开跳开后，常闭触点闭合，将备自投闭锁，备自投不会误动作。

6 结论

变电站继电保护和自动装置等二次设备是保障电力一次系统安全、稳定运行的重要组成部分。为了减少停电，提高供电可靠性，应制订各种措施，防止备自投装置的误动和拒动。主要措施有：①备自投验收时，应做好各个功能和回路的校验，以保证闭锁和跳闸回路的正确性；新投入的备自投装置应进行带负荷试验，以确保装置正确动作。②制作每个变电站的负荷曲线，对于负荷较小的线路，尽量将电流闭锁定值整定得小一些，以确保 PT 断线时能闭锁备自投。③提高整定计算人员和运行人员的专业素质，尽量避免由于误整定和误碰、误接线引起的装置不正确动作。④对装置进行局部技改，比如本案例从动作逻辑上保证装置的正确动作。

7 结束语

综上所述，在变电站 10 kV 母线上装设备自投装置是提高电网工作可靠性的重要措施之一。本文对一起备自投装置误动作行为进行了分析，并对备自投装置动作逻辑提出了改进措施，对预防此类事故的发生有一定的积极作用，在变电运行专业及相关设备改造过程中应该注意的点上起一个警示作用。总之，在设备改造过程中，应认真思考，防微杜渐，以确保电网正常运行。

参考文献:

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