110kV变电站备自投动作案例分析

110kV变电站备自投动作案例分析

摘要：随着用户对供电质量和供电可靠性的要求日益提高，备自投已成为中低

压系统变电站自动化的最基本功能之一；本文以工作中发生的两起110kV变电站

备自投动作案例为例，结合自身的运行经验，深入探讨备自投的动作机理，提出

对现有备自投装置的一些改进建议以及现场在查找直流接地时应注意的一些事项。

关键词：备自投；误动；直流接地；过流闭锁

1 引言

随着国家经济的飞速发展、科学技术的不断提高以及居民用电需求的不断增长，用户对

供电质量和供电可靠性的要求日益提高，备用电源自动投入是保证配电系统连续可靠供电的

重要措施。因此，备自投已成为中低压系统变电站自动化的最基本功能之一。备用电源自动

投入装置(简称AAT)就是当主供电源因故障被断开后，能自动、迅速地将备用电源或备用设

备投入工作，使原来的工作电源、被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。采用ATT可提高供电可靠性、简化继电保护、限制短路电流并提高母线残压。

2 备自投方式及基本要求

2.1 备用电源自投的方式

备自投主要用于中、低压配电系统中。根据备用电源的不同，备自投主要有以下两种方式：1、母联断路器自动投入：如图1，金海变#1主变、#2主变同时运行，母联710开关断开，#1主变与#2主变互为备用电源，此方案也称为“暗备用”接线方案；2、进线备用电源自

动投入：金海变兴金853开关和振金743开关只有一个在分位，另一个在合位，因此当母线

失压，备用线路有压，并且兴金853线(振金743线)无电流时，即跳开兴金853开关(振金

743开关)，合上振金743开关(兴金853开关)，此方案也称为“明备用”接线方案；

1.2 备自投的基本要求

备自投工作时有以下几点基本要求：1、主供电源确实断开后，备用电源才允许投入；2、备自投只允许动作一次；3、手动跳开主供电源时，应闭锁备自投；4、工作母线失压时还必

须检查工作电源无流，才能启动备自投，以防TV二次三相断线造成误动。

3 案例分析

3.1 查找直流接地导致备自投误动

110kV金海变正常运行方式为：110kV进线振金743、兴金853运行，110kV母联710开

关热备用，110kV母联备投启用，如图1所示。

某日金海变发“直流绝缘异常”动作，现场检查确实有直流接地现象。检修人员检查为兴

金853开关端子箱内湿度大，已用加热器除湿，信号已复归。调度员调取D5000系统图时，

发现兴金853开关、母联710开关处运行状态，振金743开关处热备用状态。即联系运维人

员去现场核实一次接线方式。运维人员到现场后与调度核实运方，确认金海变现运方为兴金853开关、母联710开关运行，振金743开关热备用。调度员即询问监控振阳变是否有振金743开关的保护装置和开关动作信息，监控经反复核对，确认振阳变无振金743开关任何信息，但是金海变上传大量信号，其中有110kV备自投动作、振金743、母联710开关变位的

信号。至此，已可初步确认金海变110kV备自投装置发生误动作。

根据本文之前备自投动作的条件，可分析得出金海变备自投动作的原因可能有两种：1、

金海变振金743开关偷跳，导致110kV母联备自投动作；2、检修人员在拉路查找直流接地

过程中，造成II段母线二次电压回路失电，同时，由于#2主变无负荷，振金743线路无流，

I段母线正常运行（有压），满足母联备自投动作条件，导致110kV母联备自投动作。

事后，经排查分析，二次人员现场消缺直流系统接地缺陷时，拉路查找直流馈线分支，

使110kV电压并列装置(型号：DSA2304A，厂家：南京城乡电网公司，出厂时间2007年6月)短时失电。110kVⅠ段母线电压切换采用母线刀闸辅助触点(2007年一期设计安装)，110kVⅡ

段母线电压切换采用110kV电压并列装置重动继电器触点(2012年Ⅱ段母线扩建设计安装)，

由于该型号电压并列装置重动继电器触点不能自保持，装置失电切断110kVⅡ段母线电压回

路。造成备自投装置Ⅱ段母线电压失电，同时Ⅱ段母线无负载，备自投有流闭锁开放，备自

投满足条件动作。造成金海变110kV备自投误动。

3.2 备自投正确动作导致110kV母线反复冲击

110kV施庄变由海翔变翔庄795线路主供，盐城变盐阜722线路备供，备自投配置情况：母线无压，备用线路有压，主供线路无流，满足条件后3.6秒，跳翔庄795开关，合盐阜

722开关；海翔变翔庄795开关、盐城变盐阜722开关保护及重合闸启用，施庄变翔庄795、盐阜722开关保护及重合闸停用。事故前运行方式如图2：

某日监控汇报海翔变翔庄795线路保护动作跳闸，重合不成，施庄变备自投动作成功，

切翔庄795开关，合盐阜722开关，紧接着盐城变盐阜722开关距离、零序二段保护动作跳闸，重合不成。施庄变全所失电。

根据保护、自动装置的动作情况，可判定故障点在施庄变110kV母线上，且应为永久性

故障。本次事故处理较简单，但是值得思考的内容有很多。盐城电网目前采用类似接线方式

的110kV变电所非常多，如何减小此类故障的影响时间和范围，对调度运行工作有深远的实

际意义。结合个人对备自投的理解及工作经历，提出了下列几种避免对故障母线多次冲击的

方案并分析各种方案的优缺点。

1)、退出备用线路重合闸

若翔庄795线路或施庄变母线发生瞬时故障时，海翔变翔庄795开关的重合闸重合成功。如重合不成，则一般来说应为永久性故障，此时施庄变110kV备自投动作，跳开翔庄795开关，合上盐阜722开关，故障点在翔庄795线路上，则维持对用户的供电，故障在110kV母

线上时，则备自投动作后，备用线路将跳闸，此时再重合的意义不大，且对故障母线多冲击

一次。此方案缺点：1、当备用线路发生瞬时故障时，退出备用线路重合闸则失去了备用线路；2、当主供线路发生永久性故障时，备自投动作调由备用线路供电，但重合闸需现场启用，增加操作。 2)、加装进线开关过流闭锁备自投装置

当前方式下，单母分段接线方式变电站母线发生故障时，主供线

路进线开关均会有过流出现，可考虑在备自投逻辑中的闭锁环节增设一进线开关过流延

时闭锁条件，即在母线发生故障时，备自投被闭锁。线路故障时，进线开关无过流出现，备

自投正常动作。母线瞬时故障时，由重合闸补救，因此该闭锁条件不影响母线瞬时故障的正

常供电。目前苏南地区不少110kV变电站采取该种方案。该方案缺点：1、故障发生在主供

线路开关与电流互感器之间时，导致闭锁备自投，母线失电；2、若110kV变电站无其它辅

助保护信息上传，调度员第一时间无法判断是母线故障还是备自投未动作，采用试送方式依

然会对故障点再次冲击。目前，盐城地区110kV单母分段方式变电站也有安装母差保护装置的，可以有效切除故障母线，但费用较高，不适合普遍推广。

4 结论

本文通过两起110kV变电站备自投动作案例，对备自投的动作原理及行为进行了深入分析，可得出以下几点启示：

检修人员在采用分路试停的方法寻找直流接地时，应充分了解本站的接线方式及设备特点，停电前应采取必要的措施，以防止直流失电可能引起保护及自动装置的误动作；

110kV变电站备自投方式共两大类，即母联备投方式和进线备投方式，对每一类备投的

动作条件应充分理解，在事故分析时才能得心应手；

作为一名调度运行人员，对每一起事故应深入分析、反复思考，多问几个为什么，才能

快速提升业务水平，适应电网的不断发展。

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作者简介

王辉，国网盐城供电公司电力调控中心,硕士，研究方向：微电网经济运行优化。