摘 要：针对110kV变电站线路备自投装置实际应用问题，以某变电站110kV线路备自投异常动作为例，分析了异常动作发生的主因，提出相应的对策，望对类似变电站管理工作有所借鉴。
关键词：备自投；异常动作；原因分析；解决对策
引言
随着电力自动化进程的不断深入，国内大多数区域变电站基本实现了自动化，110kV电源备自投是电力自动化标准配置。备自投装置能够大大改善网络结构，增强其运行可靠性，降低线路故障发生对地区正常供电的影响。然而，备自投装置在实际应用过程中，出现多起异常动作情况，以事例分析变电站为例，其备自投装置在近两年动作共7次，其中成功5次，失败2次。总结失败动作发生的原因，主要为正常动作程序被打断，不能完成预期工作设置，故而造成短时间的供电故障。
1 110kV线路备自投概述
图1所示为某变电站110kV主接线简图，其中甲线为该变电站的主线，乙线为备用线路。一旦主线路所在回路发生故障，变电站备自投装置就会自行开始检测启动条件；如条件满足备自投启动，则备自投装置进入启动倒计时。备自投进入启动倒计时会经历两个阶段的判别与行动：首先如果故障线路重合成功，则备自投装置停止启动；否则经历第二时段的延时后，备自投装置判别为主线路永久性故障，断路器不能正常重合，备自投装置会向主线断路器发出跳闸脉冲，向乙线断路器发出合闸脉冲，确保在主线不能正常工作的前提下变电站正常运行。
2 异常动作发生经过
2014年12月7日10时50分，变电站主线（甲）发生瞬间故障，导致线路两侧保护装置执行保护命令而发生跳闸动作。甲线跳闸发生后需经过一定时长延时（设定为1.5s）才能重合，而变电站备自投装置能够实现加速跳闸出口，可在跳闸动作发生后的瞬间便启动，并向主线断路器发出跳闸脉冲。这种没有经过延时就发出跳闸脉冲，导致备自投装置与主线重合闸装置瞬间闭锁，导致失压事故的发生。除瞬间故障外，变电站主线还发生一起永久性故障，电源侧断路器重合闸失败，本侧断路器虽能够重合，而不能正常供电。装置在成功经历第一时段延时后，在第二时段动作失败，即备自投装置发出主线路跳闸脉冲，下一步辅线断路器合闸无法正常执行。
3 原因分析
3.1 自动装置动作与闭锁配合失败
图2所示为该变电站主线断路器控制系统，其包括断路器控制回路、闭锁备自投与闭锁重合闸。分析该断路器控制系统逻辑可知，备自投跳闸脉冲都能与主线路手动跳闸回路相联，断路器动作命令都受到备自投装置脉冲的影响。一旦接收到备自投装置的跳闸脉冲信号，手动跳闸、继电器1HJ与2HJ会发生相应动作，其中之一的1HJ1节点会闭锁备自投装置；而1HJ2会在1HJ1执行动作的同时，闭锁重合闸自动装置。这种逻辑方式造成的影响为：只要备自投装置一发出跳闸脉冲信号，手动跳闸闭锁备自投回路与手动跳闸闭锁重合闸回路会同时接通，不能按照预期设计程序进行下一步动作，导致动作不成功。
3.2 主线重合闸与备自投动作时间配合失败
调查发现，变电站失压事故发生的另一重要原因就是主线重合闸与备自投动作时间配合失败。按照预期设定的时间配合过程，故障发生后变电站保护回路动作应经历两个时段：第一时段由主线重合闸装置完成，时间延后断路器1.5s；第二时段为备自投装置发出跳闸脉冲，按预期设计，主线重合闸动作之后备自投装置动作，时间上应延后4s。由此可知，故障发生后的主线保护动作整定时间为5.5s，而根据设备现场调试得出，备自投装置跳闸脉冲几乎在甲线断路器断开的同时发出，此为导致变电站失压事故发生的主要因素。
3.3 信号不能及时回馈给备自投装置
甲线发生故障后，备自投装置会发出主线跳闸与辅线合闸脉冲，辅线合闸脉冲需在接收到主线断路器跳闸信息之后进行，如信息回馈途径受阻则无法进行下一步动作。而此次永久性故障导致失压事故的发生就是回馈信号未及时传达给备自投装置造成的，此次延时时间为6s，而系统设定的延时时间为4s，超过设定时间范围后将不再执行下一步程序。而信息回馈受阻主要是由于甲线断路器在短时间内历经“跳-合-跳”，致使信号未能及时传达给备自投装置。
4 问题解决方案及改进措施
4.1 简化线路断路器动作环节
分析主线断路器控制系统逻辑可知，该备自投装置回路逻辑较为混乱，应对线路的二次接线进行优化设计。首先，改变备自投跳闸脉冲出口接入点位置，将脉冲出口回路与保护跳闸回路相连。其次，增加闭锁回路，为增加备自投装置动作的可靠性，在线路中增加闭锁主线的重合闸装置。再者，改变先前主线跳闸位置继电器TWJ接点，改为DL接点，避免中间环节信息反馈等出现故障；图3所示为两种方式下断路器控制回路，显然使用DL接点方式更能有利于信息的真实反馈。同时，退出终端保护装置，在线路运行管理发生线路故障时，可在保护动作执行后重合闸复电，或依靠备自投装置复电。
4.2 备自投装置中设后加速程序
为避免甲线重合闸动作时间与备自投动作时间配合失败情形的出现，在备自投装置控制程序后加入后加速程序编码。这种后加速控制方式的好处为分别管理主线与辅线断路器，不需要原来保护动作的整定时间（延时5.5s），直接动作出口，实现变电站的瞬间供电恢复。备自投装置控制程序中加入后加速程序，可与生产厂家进行联系，由厂家技术员完成相应程序编程及调试工作。
4.3 加强运行管理
对回路安装调试之前，应对备自投装置工作原理进行充分地认识与了解，尤其是在定值整定阶段，对于系统不必要功能要尽可能选择退出；备自投装置模拟传动时，不应简单地用模拟断路器进行代替，此不能正常反应备自投装置与真实断路器的配合情况。与此同时，为提高备自投装置动作成功率，线路终端保护装置可选择性退出，精简二次回路配合环节。
5 结束语
110kV变电站线路备自投装置在提高变电站运行可靠性方面发挥了巨大的作用，但由于其设计之初没有按照各地实际情况进行调节，各逻辑环节在实际运行中会出现配合不严密的问题，对其正常功用的发挥造成影响。该110kV变电站线路备自投装置二次回路接线设计中存在不合理性，后期在安装调试、自投装置程序等方面加以改善，线路故障后能够迅速做出正确动作，大大提升了变电站运行可靠性。
参考文献
[1]刘佐华.110kV变电站备自投动作不成功原因分析及补救措施[J].电力系统保护与控制，2009，2：91-92.
[2]张鹏程，张磊.河西变电站110kV线路备自投异常动作分析[J].宁夏电力，2009，3：9-11.
作者简介：林振华（1989，2-），男，汉族，广西陆川县人，助理工程师，大学本科毕业，研究方向：电力系统自动化。
