区域备用电源自动投入（共7篇）
区域备用电源自动投入 篇1
0 引言
随着社会经济的发展, 串行供电等接线方式日益增多, 电网结构日趋复杂。通常, 备用电源自动投入 (简称备自投) 是提高供电可靠性的一种有效手段[1]。常规备自投装置只利用本站信息制定相应的动作策略, 动作逻辑固定, 无法应用于串行供电网络的故障恢复。而调度主站系统却可以采集全网信息, 在控制中心建立区域备自投模型, 实现串行供电的实时恢复控制。关于在主站侧实现备自投功能, 文献[2-5]也做了有益的探索。
本文在调度主站实现了一种适用于串行供电网络的区域备自投系统。系统对串行供电变电站数量没有限制, 能适应双回线、母联分位等运行方式, 并且能根据网络模型及量测数据实时生成区域备自投逻辑。当电网发生单一故障引发多个变电站失压时, 本系统可通过遥控方式逐级恢复失压变电站供电。
区域备自投拓展了备自投的功能, 解决了串行供电网络故障时的恢复供电问题。区域备自投系统在信息获取、控制策略形成和控制措施执行的整个过程中, 综合利用全网信息, 实现了备自投与保护信号的协调动作。
1 串行供电网络备自投逻辑
1.1 串行供电网络
图1为串行供电典型接线方式, 110kV站为负荷站, 220kV站为电源站, 两端发电机为等值电源。运行方式为断路器QF5处于分位热备用状态, 其余断路器都处于合位, 110kV站B和110kV站C由220kV站A供电, 220kV站D为备用电源。
当线路L1故障时, 断路器QF1和QF2跳开, 110kV站B和110kV站C失电, 此时状态如图2所示。
此时, 如果110kV站C安装传统的备自投装置, 其会跳开QF4后合上QF5, 110kV站C恢复供电, 而110kV站B仍处于失电状态, 如图3所示。
在只安装传统备自投装置的情况下, 线路L1发生故障后传统备自投装置只能恢复110kV站C的供电, 却不能恢复110kV站B的供电。如果在恢复了110kV站C供电后, 再合上QF4, 此时110kV站B也能恢复供电, 如图4所示。但是由于传统备自投装置无法获取其他厂站的信息, 所以难以处理这种情况。区域备自投系统能够生成串行供电模型, 解决上述传统备自投装置无法处理的串行供电故障后的恢复供电问题。图4为区域备自投系统动作后串行供电网络状态, 由图可知110kV站B和110kV站C已经恢复供电。
1.2 数据采集范围
遥测: (1) 区域备自投模型包含的母线三相电压; (2) 区域备自投模型包含的负荷有功功率、无功功率、电流; (3) 区域备自投模型包含的线路有功功率、无功功率、电流; (4) 区域备自投所涉及的变电站主变各侧有功功率、无功功率、电流。
遥信: (1) 区域备自投模型包含的线路开关位置; (2) 判断合母联时所需的母联开关位置; (3) 区域备自投模型包含的母线保护信号、线路保护信号以及判断闭锁所需的其他二次装置信号。
由于通信条件等因素, 采集数据上送主站必定存在一定时延, 因此充电、放电、动作等延时的整定需要考虑上述数据上送的时延及时延差。
1.3 区域备自投逻辑条件
1.3.1 充电条件
区域备自投模型满足以下条件, 经设定延时后充电: (1) 区域备自投模型包含的母线全部有压; (2) 串行供电有且只有一个开环点。
1.3.2 放电条件
区域备自投模型满足以下任一条件, 经设定延时后放电: (1) 无保护动作, 串行供电串内有开关变位; (2) 无保护动作, 串行供电串内有变电站失压。
1.3.3 闭锁条件
1) 区域备自投系统动作后, 在设定的时间内没有完成全部动作指令, 闭锁该区域备自投模型。
2) 在遥信、遥测预校验时, 发现串行供电串内有开关遥信位置错误或遥测错误。
3) 串行供电串内有保护信号的长期保持时间超过设定时间。
4) 串行供电串内有设备量测存在人工置位或置数情况。
5) 串行供电串内有开关处于检修或其他不具备遥控条件的状态。
6) 其他闭锁信号, 例如安全稳定装置动作信号, 安全稳定装置动作导致串行供电串内有变电站失压时, 闭锁区域备自投。
1.3.4 动作条件
串行供电串内设备 (母线或线路) 故障, 定位故障的条件如下: (1) 检测到该设备有保护动作; (2) 检测到该设备有相关开关变位。
串行供电电源端设备故障, 例如图1中220kV站A主变故障, 定位故障的条件如下: (1) 检测到电源端设备保护动作; (2) 离该电源端最近的串行供电变电站失压。
区域备自投系统定位故障后, 经设定延时启动动作逻辑。
1.4 区域备自投动作序列
考虑到可能会合于故障, 为尽可能使更多变电站恢复供电, 故区域备自投动作序列生成的基本原则为:由开环点出发, 逐级向停电区域恢复失电母线。下面以图1串行供电典型接线方式为例来说明区域备自投的动作过程。
如图1所示, QF5为开环点, 串行供电网络处于正常运行状态。假设线路L1发生故障, 其线路保护跳开QF1 (如果配有纵联保护还会同时跳开QF2) 。区域备自投系统在收到保护动作信号以及开关变位信号后, 定位故障点为线路L1。
如果110kV站C配有常规备自投装置, 其会先跳开QF4后合上QF5。如果没有配置常规备自投装置或该装置拒动, 区域备自投系统也会先跳开QF4后合上QF5, 恢复110kV站C供电。按照逐级恢复供电原则, 在恢复110kV站C的供电后再恢复110kV站B供电, 区域备自投系统先跳开QF2后合上QF4。
综上, 区域备自投系统在此故障下自动生成的动作序列为:跳开QF4→合上QF5→跳开QF2→合上QF4。
另外, 在合上某开关恢复某站供电前, 必须先确认该开关要恢复供电的母线无压, 备用电源侧母线有压。
1.5 动作策略校核
考虑到动作策略执行可能会引起备用侧设备过载, 因此区域备自投需要对生成的动作策略进行过载校验。文献[4]基于全网潮流计算对线路和变压器进行过载校验, 如果有设备过载, 再基于灵敏度分析和线性规划确定需要切除的负荷。考虑到潮流计算可能会因为系统或设备参数维护不及时, 而时常出现不收敛或结果不可用的情况, 文献[5]结合串行供电网络的链式接线特点, 提出了一种简单的电流转移算法。该算法的思路是把折算后的负荷电流转移累加至备用侧设备, 电流模拟转移后再校核备用侧设备是否过载。考虑工程实际情况, 本文采用文献[5]方法。
在区域备自投动作前, 如果校验发现有设备过载, 可以选择闭锁区域备自投或按设定优先级预先切除串内的部分负荷[6]。当然, 一般电网设备都允许短期过载运行, 因此也有文献采用动作后校验再切除负荷的方式[7]。
2 区域备自投系统实现
2.1 功能框架
本文基于PCS9000电网调度自动化系统开发了区域备自投系统 (简称PCS9000区域备自投系统) , 功能框架如图5所示。
PCS9000区域备自投系统通过建模工具 (或自动建模方式) 定义备自投模型, 采用状态估计对遥测、遥信数据进行预处理, 并应用处理后的数据进行区域备自投逻辑判断。区域备自投系统生成的备自投控制策略经过载校核后, 发送给数据采集与监控 (SCADA) 系统进行遥控操作。
2.2 区域备自投模型
PCS9000区域备自投系统以串行供电串为单位建立区域备自投模型, 模型结构如图6所示。
区域备自投模型包含串内的线路开关、母线、线路, 以及切除小电源所需明确的小电源开关 (故障点与开环点之间如果有小电源, 应先切除小电源) 。母线和线路包含二次装置信号, 二次装置信号与一次设备关联便于区域备自投系统定位故障设备, 故障设备的定位是动作逻辑生成的基础。为了便于区域备自投系统协调控制串内可能出现的并列线路, 建立并列线路管理单元, 并列线路管理单元可以理解为供电通道。区域备自投系统在动作前或动作后会进行过载校验, 如果有设备过载, 就需要切除串内的部分负荷。负荷在串内的不同位置对串供潮流的影响是不一样的, 所以建立区域备自投负荷隶属于区域备自投母线, 便于定位负荷所处位置。
2.3 逻辑判断流程
区域备自投逻辑判断流程如图7所示, 其中放电和闭锁容易混淆, 下面进行详细说明。在充电状态下, 如果满足放电条件则进入初始状态, 此时该区域备自投模型保持运行, 继续判断是否需要进入充电状态。若充电条件满足, 经设定延时后, 区域备自投模型重新进入充电状态。这与闭锁状态有所不同, 为确保系统的安全运行, 一旦区域备自投模型满足闭锁条件而进入闭锁状态, 则需要人工干预才能解除闭锁。闭锁状态下, 区域备自投模型退出运行, 不会进行充电逻辑的判断。
3 工程实施
3.1 永煤电网
永煤电网110kV主网示意图如图8所示, 其中陈四楼、顺和站和新桥站分裂运行的母线均带负荷。按照区域备自投建模原则, 永煤电网可以划分为城郊新桥串及陈四楼顺和串两个区域备自投模型, 中心站、西风井为电源站。
永煤电网的110kV线路全部配置光纤差动保护, 中心站、西风井、城郊站配置母差保护, 顺和站配置传统进线备自投。由于配置了线路光纤差动保护, 所以即使下级母线不配置母差保护, 区域备自投也能根据线路两侧保护信号有效判断线路故障还是母线故障。判断原则为:两侧保护均动作, 则为线路故障;单侧保护动作, 则为母线故障。
3.2 永煤区域备自投动作序列
城郊新桥串各故障点的说明及其对应的动作序列如下。
1) F1:新风线故障, 或者新桥站母线故障, 或者西风井母差动作导致新风线失电, 或者西风井电源端设备故障导致新风线失电。动作序列为不动作。
2) F2:Ⅰ城新线故障, 或者Ⅱ城新线故障, 或者城郊站单母故障。动作序列为合QF7。
3) F3:城新双回线故障, 或者城郊站双母故障。动作序列为分QF3和QF9→合QF2→合QF7。
4) F4:Ⅰ矿郊线故障, 或者Ⅱ矿郊线故障, 或者中心站母线故障导致矿郊单回线失电。动作序列为合QF8。
5) F5:矿郊双回线故障, 或者中心站母线故障导致矿郊双回线失电。动作序列为分QF3和QF9→合QF2→合QF7→分QF5和QF11→合QF3和QF7。
有别于图1所示经典模型, 城郊新桥串的新桥站、城郊站110kV母联是分位运行的, 且中心站通过双回线向两站串行供电。
若新桥站、城郊站110kV母联处于合位运行, 此时双回线一回故障跳开, 区域备自投不动作。但是永煤电网在通常情况下, 上述母联分位运行, 此时若双回线一回故障跳开, 区域备自投会动作合上母联, 例如上述F2故障。另外, 当区域备自投动作通过西风井恢复供电时, 为确保复电变电站整站带电, 在合完线路开关后必须合上母联开关, 例如F3故障。
另外, 由于永煤电网负荷相对较轻, 为减少模型维护量和误控风险, 经过方式计算, 确定不投入动作策略校核切负荷功能。
3.3 区域备自投逻辑测试
区域备自投系统对安全性、准确性以及可靠性要求极高, 因此测试工作极其重要, 其中逻辑测试是区域备自投测试的重要一环。本文基于PCS9000区域备自投系统的调度员培训仿真模块, 实现了区域备自投逻辑测试功能, 功能示意如图9所示。
用户或测试人员通过调度员培训仿真 (DTS) 系统模拟各种电网状态 (包括故障状态) , DTS系统把模拟数据发送给SCADA系统。区域备自投通过SCADA系统获取电网的模拟状态, 进行区域备自投的逻辑判别, 一旦需要动作, 区域备自投就会发送动作策略给SCADA系统。SCADA系统的遥控操作会直接发送给DTS系统, 由DTS系统更新电网状态。
永煤区域备自投系统已经按照上述方案进行了完整的逻辑测试, 测试结果表明区域备自投系统能够自动生成动作策略且动作逻辑准确。
4 结语
随着电力系统的发展, 网络接线方式日趋复杂, 这对备自投技术的运用提出了一些新的要求。本文针对串行供电网络开发了一套区域备自投系统, 本系统不增加硬件投资, 充分利用主站侧现有的采集、拓扑、遥控等功能, 实现了串行供电网络的故障恢复。
区域备自投功能在调度主站侧实现, 并涉及站端、通道等设备, 系统设计和工程运用必须充分考虑数据可靠性和通信时延等因素影响。
参考文献
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备用电源自动投入装置浅析 篇2
1.1 备自投装置的定义
所谓备自投装置, 是指当工作电源因故障或其他原因失电后, 能自动而且快速地将备用电源投入工作或将用户供电自动地切换到备用电源上去的设备, 使用户不至于因工作电源故障而停电, 从而提高供电可靠性。备用电源的配置一般有明备用和暗备用两种基本方式。
1.2 采用备自投装置的作用
(1) 在一定程度上提高供电可靠性。
(2) 简化继电保护配置。环形电网可以开环运行, 变压器可以解列运行。
(3) 限制短路电流, 提高母线残余电压。在受电端变电站, 变压器解列运行或环网开环运行时, 当出现故障时短路电流减小, 供电母线残余电压相应会提高。
2 常用的备用电源自动投人方案
备用电源自动投入装置主要用于110k V及以下的中、低压配电系统中。其一次接线方案主要有三种:母联备自投、变压器备自投和进线备自投;这也是现在电力系统中常用到的三种方案。
3 备自投验收和运行时注意事项
(1) 备自投有流闭锁条件:在备自投装置运行中, 正常情况下PT断线时备自投不应动作也不放电, 直到电流闭锁开放。但也可能会碰到备自投误动作的情况, 实际上工作电源没有失电但备自投动作了, 将备用电源投入。这种情况通常是由于运行过程中出现PT三相失压引起的, 当系统由于PT一次或二次出现状况导致PT三相电压消失, 此时如果负荷比较小, 甚至低于其有流闭锁定值时, 装置会判断是工作电源失压, 符合备投动作条件。这种情况就要考虑负荷分配的合理性, 尽可能平均分配负荷防止负荷波动时备投误动作。同时也可以采取措施防止PT三相失压情况的发生, 双管齐下。
(2) 跳闸回路的要求:在备自投验收时, 注意识别所有跳主电源线路或联切回路, 是否接到被切线路不起动重合闸的保护跳闸回路中去, 不能接到手跳回路中;即可以接到永跳回路中或者接到保护跳闸回路并有独立的闭锁重合闸开入, 防止在合备用电源的同时重合闸动作。
(3) 备自投装置开关位置信号采集的要求:备自投装置充放电条件涉及相关间隔的开关位置, 备自投动作过程一般也要检查开关位置, 主要是开关合后位置和开关分合位, 装置需确认工作电源断开后才会合备用电源。原则上, 开关合后位置采自操作箱的合后位置继电器, 开关分合位信号要求采自开关机构箱的辅助接点而不能采自操作箱的位置继电器接点, 如果分合位信号取自操作箱, 有可能会出现以下问题:
1) 由于开关动作进程会出现位置上送延时。
2) 可能受到开关控制回路断线 (分合闸线圈烧毁或控制电源消失) 影响, 导致装置在开关分合位确认时限内不能正确接收位置信号, 此时装置认为工作电源线路未能跳开 (实际已分开) , 不符合逻辑而中止备投过程, 影响供电可靠性。
(4) 备自投联跳回路:因为备自投不考虑双电源的同期合闸问题, 所以一般有小水电上网的线路在备自投动作时需要先切除小水电来保证合闸的可行。有时候还要确认联切设备跳开后才能进行合备用电源动作, 而通常装置每段母线只有一个联切设备分位开入, 当有几条小电源线路需切除并确认其分位时, 本人认为解决方法可以有以下几个:
1) 如果装置定值中有分位检查控制字定值, 则可以单独将其退出, 这样做是最简单, 不影响联切设备, 但这样就不能准确判断小电源线路是否真的脱离系统, 此时合闸有一定的不同期风险, 会对电网产生一定的冲击, 存在一定的风险;
2) 如果需要优先考虑合备用电源的情况, 可以人为的将开入正电源直接接到分位开入中, 相当于装置一直收到分位, 或者可以选取某一条比较重要的、平均上网时间最多的线路开关分位接入, 其他的线路可以不考虑, 但这样的做法也不太可靠, 依然有一定的风险;
3) 为确保联切设备的成功和合闸的影响, 则要检查每一条联切设备的分位, 这时可以采取将每个开关的常闭辅助接点以串联的方式接入到备自投装置的位置检查开入, 这样只要有一个开关没有分开, 装置就收不到分位信号, 备自投进程中止, 但这样经过的转接太多, 其可靠性很难保证;
4) 对于10k V母联备投, 有时会存在这样的情况:系统只有一条小电源线路挂在某一段10k V母线, 若该母线失压, 备自投动作时需先将该小电源线路切除再合母联, 此为方式一;而另一母线失压时则不需要联切任何设备即可合母联, 此为方式二。这样的情况下, 方式一时应接入实际的小电源线路开关位置, 反映开关的实际情况;方式二时则可以直接接入正电源, 因为这时候失压母线实际上是没有小电源线路挂网, 只是由于装置的联切功能动作并且检查分位的要求, 这样做可以满足其逻辑同时对运行设备没有影响。
以上各种方法针对不同的情况而定, 如何选取应该根据实际权衡利弊, 选择最合适的方案。
4 结论
备用电源自动投入装置具有提高电网供电可靠性的作用, 其重要地位正日益彰显, 逐渐成为电网中不可或缺的一部分, 在现代电力系统中的配置也越来越广泛。因此, 做好备自投的日常运行维护及投产验收的工作很有必要, 确保其能可靠正确动作。
参考文献
[1]陈金玉.继电保护[M].北京:中国电力出版社, 2006.
区域备用电源自动投入 篇3
该装置经过KK1, KK2断路器引入主、备母线电压 (主母Ua1, Ub1, Uc1, 备母Ua2, Ub2, Uc2) 用于母线有电压、无电压判别。装置引入QF1及QF2断路器位置动合触点用于系统运行方式判别, 自投准备及自投动作。KK1, KK2触点用于电压是否引入到装置判断的依据。ZK为备自投转换开关投入触点。BS为备自投外部闭锁触点。
1 自投过程
1.1 充电条件
(1) 装置运行且自投转换开关在投入位置 (DI6有信号输入) ; (2) QF1在合位, KK1, KK2在合上状态 (DI1, DI4, DI5有信号输入) ; (3) QF2在跳位 (DI2无信号输入) ; (4) 主、备母线三相有电压 (Ua1, Ub1, Uc1有电压输入, Ua2, Ub2, Uc2有电压输入, 并且输入的电压大于备投设置中的有电压定值) ; (5) 无闭锁自投条件, BS信号为0状态 (DI7, DI3无信号输入, 如果无闭锁条件, 此触点可不接) ; (6) 经10 s后备自投充电完成, 显示屏上备自投状态显示“备投充电完成”, 状态指示灯为红色。
1.2 放电条件
(1) 备自投转换开关投入位置为退出 (DI6无信号输入) ; (2) QF1为分, KK1, KK2任一在分状态 (DI4, DI5任一无信号输入) ; (3) 任一开关拒动, 有任一闭锁条件; (4) BS信号为1状态; (5) 备用母线无电压; (6) 放电状态下显示屏上备自投状态显示“备投放电”, 此状态备自投装置不能自投。
1.3 动作过程
充电完成后, 主母线三相失压, 电压值小于备自投设置中的无电压定值, 备用母线有电压并且大于有电压定值, 经整定延时跳断路器QF1, 检查断路器QF1跳开后合断路器QF2, 检查断路器QF2合上后, 发“自投成功”信息和事件动作信号。如果“跳断路器QF1”信号发出而QF1断路器拒动, 经延时发“备投失败”信息和事件动作信号;如果断路器QF1已分闸, “合断路器QF2”信号已发出而QF2断路器拒动, 经延时发“备投失败”信息和事件动作信号。备自投动作失败后, 备自投处于放电状态。
2 自复过程
2.1 充电条件
(1) 装置运行且自投转换开关在投入位置; (2) 断路器QF2在合位, 备用母线三相有电压, 断路器KK1, KK2在合上状态; (3) 断路器QF1在跳位; (4) 自投动作为成功标志 (软件内部判断有自投动作过程且动作成功) ; (5) 无闭锁自复条件, BS信号为0状态; (6) 自投动作成功后即转为准备自复状态。
2.2 放电条件
(1) 备自投转换开关投入位置为退出; (2) 断路器QF2为分, KK1, KK2任一在分状态; (3) 任一开关拒动; (4) 有任一闭锁条件, BS信号为1状态。
2.3 动作过程
区域备用电源自动投入 篇4
近年来, 由于电网规模的不断扩大, 电力系统网络结构日益复杂。现代城市电网110k V变电所, 大多是110k V双进线的桥式接线。这些变电所接线简单, 而且大多数变电所的110k V母线都没有安装母线差动保护, 大多都装设有备用电源自动投入装置。现结合本人几年来的维护实践经验, 对备自投装置在现场应用中遇到的问题, 进行分析和探讨。
2 备自投置的原理
备自投按电源备用方式划分, 具有分段备自投及进线备自投两种形式。分段备自投作用于分段开关, 主要适用于双电源系统暗备用方式;进线备自投作用于进线开关, 主要适用于双电源系统明备用方式。另外还有变压器备用自投等形式。
不论采用何种形式, 备自投功能都遵循基本的原则:备用电源线路确有电压时才能投入;备用电源应在工作电源确实断开后才能投入;工作电源消失时, 备投装置均应启动;应防止电压互感器熔断时或线路PT断线时, 备投装置误动作;备用电源断路器的合闸脉冲应是短脉冲, 且只允许自投装置动作一次;备用电源自投装置自投时限尽可能短, 以保证负载中电动机自启动的要求;但备自投的动作时间应躲过故障切除最长时间, 防止故障造成电压下降, 备自投动作而故障未切除引发事故扩大, 同时备自投在进线后备保护动作时, 应可靠闭锁备自投。
备自投装置的动作控制有启动和闭锁条件。当任一个闭锁条件满足时, 应闭锁备自投。闭锁条件都不满足时, 当启动条件都满足, 则备自投装置出口。备自投只动作一次, 为防止重复动作, 在每个动作逻辑中设置一个“充电”计数器, 充满电后开放出口逻辑。为提高备自投的动作速度, 要求故障回路电源是否跳开, 均要求备自投重跳进线电源。
目前, 针对漳州电业局属110k V无人值守变电站配备的桥备自投装置, 简单介绍备自投装置在现场应用中的动作逻辑。
如图1所示, 以上用1DL代表进线断路器1, 2DL代表进线断路器2, 3DL代表联络断路器。
在正常运行时, 两条进线均有电压, 联络断路器在分位, 两条进线开关均在合位, 例如联络开关3DL在分位, 进线开关1DL、2DL在合位。当装置充电完成后, 线路2DL电压失电, 在1DL线路有压的情况下装置动作断开2DL再合上3DL。为防止电压断线时造成备自投误动, 还应取线路电流作为闭锁判据。
3 备投装置在实际应用中常出现的问题分析
备自投保护在调试和投运中往往会出现以下几点现象:
3.1 保护装置不充电
不充电比较常见于南瑞965A型备自投装置, 此时可以看一下装置开入量中的闭锁量是否为“1”, 如果为“1”的话要将闭锁压板退出, 同时要检查有无其它装置闭锁量进来, 检查完后仍然为“1”的话就需要检查两条进线的KKJ合后接点, 只要有一个未动作备自投的闭锁量为“1”, 就自动闭锁备自投装置。
3.2 备自投动作时只跳闸不合备用开关。备自
投装置动作后, 首先要断开工作线路, 待工作线路确实断开后, 再经过延时动作合上备用电源, 以保证继续供电。在备自投装置动作断开工作线路开关时, 不能闭锁备自投。在安装调试过程中, 若遇到只跳闸不合备用电源开关的情况时就要检查在跳故障开关时有无采到闭锁量, 当无外部闭锁信号时, 备用电源不能合闸常常有以下两点原因:3.2.1故障开关跳开后它的位置接点没有及时进入装置 (也就是TWJ要在备自投发跳令后在规定延时内变“1”送至装置) , 这极有可能是开关的辅助接点未接触好造成的, 但现在的新型开关这类问题不会太多, 多见于旧式开关;3.2.2故障开关跳开后, 若故障开关的KKJ位置变位显示“0”, 表示装置此时有外部闭锁信号。针对于这个问题需要检查跳闸接点接至手跳回路接点还是保护跳闸回路接点, 如果错误接至手跳接点的话, 备自投跳闸时KKJ是会变位为“0”, 满足装置的放电条件, 装置会判断故障开关为手动分闸, 因此对备自投装置放电, 导致备用电源不能合上。3.2.3另外在使用南瑞备自投装置时, SWI操作回路中的KKJ要注意, 我们常将SWI板上的5和5'短接 (不短接时表示HWJ接点, 短接时表示KKJ和HWJ并接后的接点) 。当开关不是手合上时, 但HWJ已动作, 对于备自投来说误认为手合, 满足了充电条件, 可以充电, 当装置动作将故障开关跳开, HWJ即返回, 此时备自投就放电了, 也就不能合备用开关了。所以在调试时要手合开关 (目的是将KKJ置“1”) , 在965B中进线作为备用开关时, 当备投动作一次, 备投即进入下一次充电, 此时用户要将开关把手复位一次 (再手分一次已经跳开的开关, 手合一次已合上的开关) 。对于这个问题建议在使用这个KKJ时可以考虑将HWJ断开此回路, 避免因HWJ而造成的误解。3.2.4使用南瑞RCS-9653/9654型备自投装置时, 应注意其放电条件之一有1DL、1DLF、2DL或2DLF拒跳。在动作逻辑中, 跳闸脉冲全部发出后, 备自投装置检查工作断路器和有关的DLF是否跳开。确认其均跳开后, 若工作电源电压小于无压合闸定值且备用电源仍然有压, 则经合备用断路器延时投入备用电源, 并在发出合闸命令的同时发出相应的合闸报告。在现场安装调试中, 因其它一些备自投装置并没有取相应母线所有需联切的断路器位置接点DLF, 所以DLF的接点变位检查常常会被忽略。若发生只跳闸不合备用开关的情况时, 还应该检查1DLF、2DLF接点是否发闭锁信号, 对备自投装置放电, 闭锁了后续的备自投动作逻辑。
4 备自投装置在运行中应注意的几个问题
目前, 备自投装置已广泛应用于110 k V变电站, 其可靠性直接影响着整个变电站乃至系统的安全稳定运行, 稍有不慎就会导致全站停电或者大面积停电。因此, 在正常运行维护过程中, 还应注意以下几点:
4.1新变电站投入运行时, 必须带实际开关进行备自投逻辑试验, 不能只进行模拟试验, 无带开关进行分、合, 模拟试验只能用来检测备自投装置的一般逻辑功能。
4.2进行备自投逻辑试验时, 必须严格按照备自投逻辑进行, 尤其应注意对备自投闭锁逻辑的试验。
4.3在投入备自投装置运行时, 应注意装置的充电状态, 如有现场不能解决的异常情况, 及时反映, 以便迅速得到解决。
4.4备自投装置要完全独立于保护装置, 不能影响保护的正确动作, 其回路应避免与保护回路混杂。在进行备自投装置的逻辑试验时, 首先要通过做安全措施, 把备自投装置完全独立出来, 以免试验时误动或者拒动。
4.5备自投装置检无流定值要根据现场实际负荷情况整定, 既不能过大, 也不能过小, 建议现场整定值不小于0.2 A。若定值过大在电压断线时会造成装置误动, 定值过小则可能由于装置的零漂误差存在造成拒动。
4.6需要停用备自投装置时, 应先解除装置的出口压板, 然后断开装置的直流电源, 最后再退出装置的交流电源;投入装置时, 顺序与此相反。
结束语
在实际应用中, 备自投装置在现在的无人值守变电站广泛被采用, 已经取得了很多成功的经验。但是随着电网技术的不断提高, 电网自动化程度的不断进步, 对备用电源自动投入装置的要求也越来越高, 所以, 对备自投的分析研究十分有必要, 在设计、安装调试中, 应充分考虑可能出现的各种情况, 认真做好动作逻辑的调试工作, 进一步精细化和全面化, 才能更好地保证电网的安全稳定运行。
参考文献
[1]RCS-9000分散式保护测控装置技术说明书.南京南瑞继保电气有限公司.[1]RCS-9000分散式保护测控装置技术说明书.南京南瑞继保电气有限公司.
区域备用电源自动投入 篇5
关键词：自动重合闸,自动控制,可靠性
0 引言
在电力系统中. 很多用户和用电设备是由单电源的辐射形网络供电的。 当供电电源由于某些原因而断开时, 则连接在单电源上的用户和用电设备将失电, 给生产和生活造成不便利, 带来经济损失。
为了避免出现此种现象.保证用户不间断供电, 在发电厂和变电所中通常设有两路及以上的电源进线, 其中一路作为工作电源, 一路作为备用电源。 如果在备用电源的线路上装设备用电源自动投入装置, 则当出现故障, 工作电源失电后, 备用电源能自动而且迅速地被投入到工作中, 避免了停电现象, 从而大大提高供电的可靠性。
1 什么是备用电源自动投入装置
当因为故障, 工作电源掉电时, 自动装置把备用电源立即投入, 使得供电的连续性得到保证, 这种自动装置称为备用电源自动投入装置, 简称APD或BZT。 备用电源自动投入是保证电力系统连续可靠供电的重要措施。
2 安装备用电源自动投入装置的意义
当丁作电源消失时, 备用电源的投入, 可以用手动操作, 也可以用BZT装置自动操作。 采用BZT装置自动投入, 中断供电时间只是自动装置的动作时间, 时间很短, 只有几秒, 对生产无明显影响, 故BZT装置可大大提高供电可靠性。
3 备用电源自动投入装置的分类
变电所中一般是采用两路电源供电, 一路是工作电源进线, 另一路是备用电源进线。 工作电源和备用电源的接线方式可分为两类:一类是明备用电源接线方式, 另一类是暗备用电源接线方式。
什么是明备用电源的接线方式? 即正常工作情况下, 只有工作电源工作, 而备用电源不工作, 只有在工作电源发生故障时备用电源才投入工作。
什么是暗备用电源的接线方式? 即正常工作情况下, 工作电源和备用电源电源都投入工作, 它们之间互为备用。
4 供电系统对备用电源自动投入装置的基本要求
其基本要求如下:应保证备用电路投入的时候, 工作电路一定是断开的;工作电源的电压失电时, 自动投入装置均应动作;保证该装置只动作一次;电压互感器任一熔断器熔断时, APD装置不应误动;备用电源有压才能投入;该装置的动作时间应尽可能缩短, 以利于电动机自启动和缩短停电时间。
5 备用电源自动投入装置保护原理
备用电源自动投入装置中.当一次运行方式相对固定时, BZT装置接线比较简单。 但对于实际的运行方式来说, 不可能永远在一种方式下运行, 顾及到电网的灵活性, 要求BZT装置投入时的动作过程也相应有所不同, 如下图所示:
在图中这种接线方式下, 共有三种可能的运行方式, 从而也就有三种备自投方式:
第一种运行方式:正常运行时3QF处于断开位置, I、Ⅱ段母线分裂运行, 分别由T1、T2 供电。 在这种运行方式下, 如果I回路故障, 导致I段母线失压, 此时BZT装置应能自动断开运行断路器1QF和2QF, 然后再投入分段断路器3QF, 使母线I恢复供电;此种方式属暗备用的各自投方式。
第二种运行方式:1QF、2QF、3QF处于合闸位置, 4QF、5QF断开, 正常运行时由T1 给两条母线供电。 在这种运行方式下, 如果I回路故障, 导致两段母线均失压, 此时BZT装置应能自动断开运行断路器1QF、2QF, 然后再投入4QF、5QF, 使T2 两段母线供电。 此种方式属明备用的各自投方式。
第三种运行方式:3QF、4QF、5QF处于合闸位置, 1QF、2QF断开, 正常运行时由T2 给两条母线供电。 在这种运行方式下, 如果Ⅱ回路故障, 导致两段母线均失压, 此时BZT装置应能自动断开运行断路器4QF、5QF, 然后再投人1QF、2QF, 使T1 给两段母线供电。 此种方式属明备用的各自投方式。
6 结语
本文就变电所备用电源自动投入装置原理及接线方式进行了详细的探讨, 希望能给同行们做相关研究提供参考价值。
参考文献
[1]张英, 赵芳.电力系统自动装置[M].北京:中国电力出版社, 2012.
区域备用电源自动投入 篇6
大型建筑和高层楼宇的楼层多、面积广、用电量大、设备种类多,建筑内人员集中,对供电可靠性要求很高。如大型商业场所、消防设施、银行防盗报警系统、医院手术急救设施等。一旦停电将造成严重的经济、政治和人员损失。为保证可靠供电,大型建筑都设置两路以上电源。传统变电站自动化系统中,备自投装置由各厂家自行研制,功能单一,无法扩展,系统的实际运行方式不能改变。本文设计并实现了可编程备自投系统,其可靠性高,维护方便[1],扩展性好,能适应灵活多变的运行方式。
2 备自投工作原理
2.1 运行方式
2.1.1 正向运行
即传统备自投的运行条件,包括:
1)两段母线电压正常;
2)两段母线及出线均无故障;
3)联络断路器处于分闸,两段母线独立运行;
4)两进线断路器均处于合闸,两进线分别向两段母线供电。
2.1.2 正向动作
即传统备自投的动作条件,包括:
1)装置处于正向运行;
2)两段母线中的一段失电;
3)失电母线进线侧失压;
4)另一段母线电压正常;
5)无手动跳闸和外部闭锁。
2.1.3 逆向运行
即原工作电源自动恢复,系统恢复原运行方式的运行条件,包括:
1)两段母线电压正常;
2)联络断路器处于合闸;
3)两进线断路器一合一分。
2.1.4 逆向动作
即原工作电源自动恢复,系统恢复原运行方式的动作条件,包括:
1)装置处于逆向运行;
2)失电母线进线电压恢复正常;
3)两段母线及出线均无故障。
2.2 运行顺序
2.2.1 正向(自投)顺序
在装置处于正向运行时,如工作电源消失,装置分闸母线进线断路器,并在确认其已分闸后合闸联络断路器,自动投入备用电源,继续向失电母线供电。该顺序对互为备用的电源是双向的。
2.2.2 逆向(自复)顺序
在装置处于逆向运行时,如失电工作电源恢复,装置分闸联络断路器,并在确认其已分闸后合闸失电进线断路器,自动恢复原工作电源,系统恢复原运行方式。该顺序对互为备用的电源是双向的。
3 大型建筑备自投系统描述
3.1 系统功能
1)应在工作电源断开后才能投入备用电源[2]。
2)工作母线上的电压不论因任何原因消失,备自投装置均应动作。
3)备自投装置的最大动作时限应保证自启动电动机不致中断运行。
4)备自投装置只允许动作一次。
5)当一个备用电源同时作为几个工作电源的备用时,如果备用电源已代替一个工作电源后另一工作电源又消失,备自投装置应仍能工作。
6)在有两个备用电源时,若两个电源为彼此独立的两个备用系统,应装设独立的备自投装置。
7)当备自投装置动作时,如果备用电源投于故障,母线应使其保护加速动作。
3.2 系统运行方式
1)正常供电时的模式如图1所示,即正向运行方式。
2)单侧系统运转时(含主变配电所或变配电所检修停电)的两种模式之一如图2所示,另一种模式与之对称。即逆向运行方式。
3)商用系统+发电机系统运转时的两种模式之一如图3,另一种模式与之对称。发电机供电侧切断一般负荷和电容器组。
4)发电机系统运转时及火灾停电时(先行机群运转)的模式如图4。两侧均切断保证负荷、一般负荷和电容器组。
5)发电机系统运转时(全部运转)的模式如图5。两侧投入保证负荷,仍切断一般负荷和电容器组。
上述为10k V/380V变配电所的运行方式,两进线电源来自不同的1 0 k V主变母线。主变母线位于3 5 k V/10k V主变配电所,系统采用四段母线,包括三路市电进线和两路柴油发电机进线,当一路电源失压或变压器发生故障时,其他电源便自动投入。
通过PLC能在重要负荷未用或用电少时,使其他负荷获得供电,停电范围缩减至最小,停电时间缩减至最短,大大提高供电可靠性,这是传统电气联锁控制和基于工控机的电能监控系统做不到的。
4 大型建筑备自投系统设计
4.1 通用功能
4.1.1 输出控制功能
1)任何合闸或分闸命令必须保持不超过一个定义的时间(超时),为1秒。
2)当主程序发出了一个命令:
首先,只有当断路器不在预期的位置,输出才被置位。其次,一旦断路器的位置正确或已超时,输出即被复位;如果超时产生报警给工控工作站。
4.1.2 功能模式
定义了两种模式:自动和手动模式。自动模式允许PLC执行某些顺序(sequence)来合闸或分闸断路器,来自远方工控工作站的命令无效。手动模式下PLC不执行任何顺序,只有来自远方工控工作站的命令有效。对一些故障情况,PLC能将一个或一组断路器切换到手动模式。
4.1.3 变配电所供电时间调度
为限制加载的影响,在合闸变压器馈线后每隔1秒合闸一台断路器,合闸LV馈线后每隔0.5秒。主变配电所内的PLC调度供电的顺序,各变配电所供电的授权依次为:
●应急负荷EC,消防水泵、消防电梯、排烟风机和应急照明等;
●保证负荷GEC,通讯、水泵和电梯等;
●一般负荷AC,插座、照明等其他负荷。
4.2 电气过程自动化功能
描述自动模式下PLC执行的功能,即PLC程序中的顺序模块。备自投主接线如图6所示。
4.2.1 一路进线失压
如果有超过2秒的失压:
●进线Sx被跳闸。
该功能对变配电所A和B相同。
4.2.2 一段10k V母线失压
如果有超过2秒的失压,PLC同时分闸:
●变压器馈线F1和F2;
●LV馈线GEC1、GEC2、AC1和AC2。
然后,合闸母联B12。
4.2.3 母线有电压
当母线带电时,只要一有来自主站P L C的请求,P L C就启动以下3个顺序之一:
1)当PLC被请求向应急负荷供电,那么:
●合闸F1;等待1秒然后合闸F2。
2)当PLC被请求向保证负荷供电,那么:
●合闸GEC1;等待0.5秒然后合闸GEC2。
3)当PLC被请求向一般负荷供电,那么:
●合闸AC1;等待0.5秒然后合闸AC2。
当接收到发电机供电的消息,PLC就命令电容器组分闸。自动模式下,P L C设法合闸尽可能多的断路器。当断路器从就地模式切换到远方模式,P L C使其合闸,然后根据定义的顺序合闸其他断路器。
4.2.4 进线电压恢复
当监测到有电压超过1秒,PLC:
●分闸母联B12;
●合闸进线Sx。
4.2.5 10k V进线Sx不合闸
如果在顺序期间,一路进线不合闸,PLC:
●置断路器于手动模式。
4.2.6 10k V进线Sx发生故障
当P L C接收到来自电气盘柜的断路器已分闸状态和过流状态,或者过负荷,就置该进线于手动模式以禁用对该盘柜的任何自动顺序。同时,由于10k V母线出现失压,PLC运行顺序来分闸其他全部的断路器,如4.2.2中所述。
4.2.7 变压器馈线Fx不合闸
如果在顺序期间,一路变压器馈线不合闸,PLC:
●停止相应LV盘柜的合闸顺序,如果已合闸则使它们分闸;
●置该组于手动模式。
该顺序继续对其他组的供电。
4.2.8 变压器馈线Fx发生故障
当PLC接收到断路器已分闸状态和过流状态,或者过负荷,或者变压器故障,PLC:
●分闸位于同一线路上的GEC和AC馈线;
●置该组于手动模式。
当变压器故障时,由专用电气线路来分闸馈线。
4.2.9 LV进线ACBx发生故障
当PLC接收到断路器已分闸状态和漏电故障状态,PLC:
●分闸下面连接的GEC和AC馈线;
●分闸变压器馈线,以便不再供电给变压器;
●置该组于手动模式。
4.3 控制断路器的条件
给出自动模式或手动模式下,命令断路器合闸的条件,即PLC程序中的闭锁(interlock)模块。对每个断路器,如果以下条件具备,能命令其分闸:
●断路器已合闸;
●转换开关不在就地模式位置。
4.3.1 合闸进线Sx的条件
●断路器已分闸;
●转换开关不在就地模式位置;
●断路器无故障(无过流且无过负荷);
●母联B12已分闸。
4.3.2 合闸母联B12的条件
●断路器已分闸;
●转换开关不在就地模式位置;
●断路器无故障(无过流且无过负荷);
●进线Sx、变压器馈线F1和F2、LV馈线GEC1、G E C 2、A C 1和A C 2均已分闸。
4.3.3 合闸变压器馈线Fx的条件
●断路器已分闸;
●转换开关不在就地模式位置;
●断路器无故障(无过流且无过负荷);
●无变压器故障;
●无LV进线故障(漏电)。
4.3.4 合闸LV馈线GECx或ACx的条件
●断路器已分闸;
●转换开关不在就地模式位置。
由于盘柜不提供关于跳闸故障的信息,所以L V馈线无保护。
5 大型建筑备自投系统实现
5.1 系统配置
某大型建筑共1 0 4层,供电系统包括1个地下35k V/10k V主变配电所和分布在其他8个楼层的1 6个10k V/380V变配电所,每个楼层的2个变配电所内的设备负责其相邻12个楼层的供电。每个楼层的PLC备自投装置位于2个变配电所之一,另一变配电所采集的线路状态信号和发出的分合闸命令用硬线引至RIO分站,所用Quantum PLC的硬件配置如图7。主变配电所采用一套双机热备的P L C。各变配电所和主变配电所的PLC通过Modbus TCP光纤冗余以太环网通信。防灾中心和主变配电所分别设置工控工作站、打印机和U P S。
PLC备自投装置完成对设备电压、电流、断路器和隔离开关位置的数据采集与综合处理,按照备自投系统预先规定的内部状态和时间顺序,对运行中的断路器和隔离开关进行自投自复控制。
5.2 编程方法及语言
采用施耐德电气公司基于W i n d o w s操作平台的Concept编程软件,完成PLC的编程。在PLC应用程序中,采用梯形图和功能块图[3]语言混合编程。
5.3 系统控制方式
PLC备自投装置的控制方式分三种:就地手动、就地自动和远方控制方式,其中就地手动和就地自动作为远方控制方式的备份,方式之间的转换由转换开关完成。当需要现场检修调试时,转换开关置于“就地手动”位,对备自投装置进行常规就地手动控制。当与工控工作站发生通信故障时,转换开关置于“就地自动”位,由PLC对备自投装置进行控制,此时工控工作站不能对备自投装置进行控制。正常运行时,转换开关置于“远方控制”位,监控画面显示自动状态,只进行遥测工作,对备自投装置的控制严格按顺序进行;若需控制个别开关时,监控画面切换至手动状态,PLC解除备自投装置的闭锁,工控工作站可对备自投装置进行控制。
5.4 运行中的维护
1)PLC的输入/输出点有对应的指示灯。当输入信号存在,而指示灯不亮,说明该输入点出现故障;当输出点发出指令而指示灯不亮,说明该输出点出现故障。2)PLC系统发生故障时,相应的故障指示灯亮。最常见的是模板故障,每个模板上有Fault红色指示灯,当该指示灯亮时,表示某种原因造成模板故障(具体原因可在Concept中在线查询)。
5.5 可编程备自投系统的特点
1)利用软件实现备自投逻辑,检修重点由保护单元或继电器调试转向在线监测;
2)具有自诊断功能,能识别硬件异常等故障;
3)利用软件进行逻辑判断,避免触点配合不好备自投拒动误动现象;
4)实现不同的运行方式,只需改变软件逻辑;
5)定值修改方便,只需在软件中修改。
6 结束语
过去备自投装置采用电磁型或晶体管型,结构复杂,难以满足设备的可靠性与选择性要求;后来出现由微机保护单元组合成备自投装置,功能单一,不能区分重要负荷,无法实现与主变配电所的远程通信。传统备自投装置检修调试量大,控制功能无法修改,反应速度慢,不利于实现变配电所“无人值班”(少人值守)[4]的自动运行管理模式。采用可编程备自投系统,大大降低了运行、维护和管理成本。某大型建筑备自投系统于07年2月投入使用,由于采用P L C保证了可靠性,运行中无拒动和误动现象。
参考文献
[1]姚明仁,赵芳.PLC在备用电源自动投入中的应用[J].三峡大学学报(自然科学版).2001,23(5):424-426.
[2]许德荣,邓东.飞来峡水利枢纽10kV厂用电PLC备自投试验[J].水电站机电技术.2003,26(1):58-60.
[3]Concept2.6用户手册[Z].施耐德电气公司,2005.
区域备用电源自动投入 篇7
110 k V变电站主要有内桥、单母线或线变组接线方式, 低压侧主要是单母线分段接线方式。正常运行时内桥和单母线接线方式下高压侧通常采用进线电源一主一备, 低压侧各段母线分列运行, 母线分段开关热备用状态。为提高供电可靠性, 在高压侧设有高压侧备自投, 在低压分段上装设低压侧备自投装置。
高压侧备自投动作逻辑:判某段母线三相无压, 对应进线开关无流, 另一段母线有压后, 延时跳开失电段母线进线开关, 合上桥开关。设有主变后备保护动作 (或高压侧母线故障) 、开关手动分闸等闭锁功能;低压侧备自投动作逻辑:判某段母线三相无压, 对应主变次总开关无流, 另一段母线有压后, 延时跳开失电段母线的次总开关, 合上分段开关。设有主变后备保护动作、次总开关手动分闸及主变和电流等闭锁功能。
2 备用电源自动投入失败的案例分析
在运行中不可避免存在备用电源自动投入失败的情况, 下面本文将进行具体分析。
2.1 电流闭锁定值设置偏低, 低压侧备自投装置未动作, 导致低压侧母线失电
某站高压侧内桥接线、低压侧单母线分段接线。2号主变故障导致2号主变及10 k VⅡ段母线失电。低压侧备自投由于和电流闭锁正确闭锁。
原因分析:当时两台主变低压侧和电流为主变额定的1.25倍。
改进措施:为防止单台主变的严重过载, 调度规程明确当主变有功负荷之和超过单台主变容量1.4倍时考虑停用备投装置。综合考虑夏季高温时调度有适当的时间压降负荷, 将和电流闭锁定值由1.2 Ie调整为1.4 Ie。
2.2 装置内部参数设置不匹配导致低压侧备自投误动
某站高压侧内桥接线、低压侧单母线分段接线。低压侧母线故障, 主变低压侧后备保护装置动作经1.5 s切除故障母线后, 低压侧备自投动作合上分段开关, 最终由10 k V分段保护经1.1 s切除故障。
原因分析:检查发现装置内部“遥信设置”参数中的“遥信去抖时间”默认设置“1号主变故障开入”为200 ms。现场实际低后备动作出口到开关跳闸、保护返回整个过程仅84 ms。装置无法收到低后备保护的闭锁信号, 导致备自投装置误动。
整改情况:将遥信去抖时间调整至70 ms, 并对针对此情况对其他设备进行了排查整改。
2.3 接入装置的电流接错导致低压侧备自投未能正确动作
某站高压侧线变组接线、低压侧单母线分段接线。高压侧进线故障, 10 k V I、III段母线分段自投装置未正确动作, 导致10 k V I段母线失电。
原因分析:检查发现对应接入自投装置的主变次总开关电流接错, 自投装置采到的电压、电流量不对应, 自投装置未能正确动作。
整改情况:本次拒动是施工质量引起, 因此在对该变电站低压侧备自投装置的回路改接线的同时加强设备验收管理。
2.4 装置正电源接触不良导致低压侧备自投未能正确动作
某站高压侧线变组接线、低压侧单母线分段接线。高压侧进线故障, 10 k VⅠ、Ⅱ段母线失电, 分段开关未自投成功。
原因分析:现场检查低压侧备自投装置正确执行跳101开关合110开关的逻辑, 但由于101开关跳闸正电源接触不良导致开关未分闸, 因此低压侧备自投装置可靠未动作。
整改措施:由于101开关跳闸回路接线松动造成本次自投不成功。该变电站为新投变电站, 施工工艺和竣工验收的质量有待加强。
2.5 非常规操作开关导致高压侧备自投未能正确动作
某站高压侧内桥接线、低压侧单母线分段接线。主供的高压侧进线2电源故障, 高压侧备自投装置未动作, 造成该站失电。
原因分析:现场检查发现进线2开关合保护装置操作箱内合后继电器KKJ位置未变位, 自投装置判断开关在手分位置, 不满足自投装置充电条件而没有充电, 现场确认前次操作采用了非常规的汇控柜就地操作方式。后台或测控屏操作后41 QK的“ (5) (6) ”或“ (1) (2) ”接点会闭合, KKJ继电器闭合, 但直接在就地汇控柜操作不会启动KKJ继电器闭合, 无法满足自投装置充电的条件。
整改措施: (1) 禁止随意在GIS汇控柜内分合开关操作。 (2) 为适合无人值班变电站的现状, 对备自投装置进行自适应改造, 将自投回路从控制回路中4n110接点改接至4n112接点, 确保自投动作分合开关后不需要手工复位41QK操控开关即能满足自投装置的充电条件 (见图1) 。
3 结语
随着电网规模的不断扩大, 电网供电可靠性的要求进一步提高, 备用电源的投入变得更为重要, 为确保电网连续供电, 应该在定值整定、设备安装、逻辑验证、设备操作等各方面加强管理, 从而进一步提高备用电源的投入率。
参考文献