备自投部分回路的改进

2024-09-08

备自投部分回路的改进（精选4篇）

备自投部分回路的改进篇1

位于江苏省常州市的武南变电站是华东500 k V电网的重要枢纽站,又是龙政直流的主要馈入站,现有500 k V主变2台,220 k V主变2台,每天的过境负荷近300万k W[1]。按规划将于2010年扩建1台500 k V主变,随着主变容量的不断增大,过境负荷的不断增加,对400 V所用电系统的自动化要求也越来越高。2009年以来,已2次发生所用变高压侧跌落熔断器C相熔丝熔断而低压侧未能备自投的情况,导致所用电Ⅰ段母线短时失电,对变电站的安全稳定运行造成了很大的影响。

通过对备自投回路的检查,发现该回路在原理上存在不完善之处,不能够反映任意一相电源缺失的情况,影响了所用电系统的安全稳定运行,因此,有必要对该问题进行分析,并采取有效的措施进行改进和处理。

1 武南变400 V所用电系统介绍

武南变所用电系统由0号、1号、2号所用变,400 VⅠ段、Ⅱ段母线及所用配电屏组成。从图1中可以看出:1号所用变从3号主变35 k V侧受电,2号所用变从4号主变35 k V侧受电,0号所变从所外35 k V坂庙线受电。

1.1 备自投动作逻辑分析

武南变备自投回路的设计原理为:当1号(或2号)所用变失电,所用变内部无故障,400 V系统无短路,0号所用变低压侧有电时,自动跳开1号所用变411开关(或2号所用变422开关),如分段400开关在分闸位置,则合上0号所用变次级401开关(或402开关)[2]。

1.2 备自投动作回路分析

图2为401开关合闸及备自投的直流控制回路。其中1HA为401开关的合闸按钮,TWJ是400开关的跳位接点,XF是401开关的合闸线圈,1ZKK-A3和1ZKK-B2是411开关的辅助接点,AN是手动复归按钮。图3为411开关分闸回路,MX是411开关的分闸线圈,1TA是411开关的分闸按钮,BCJ是1号所用变瓦斯继电器的动作接点,1ZJ为中间继电器。

系统正常运行时,401开关的备自投回路仅仅是靠411开关上桩头AB相之间电压继电器接点1DY1和BC相之间电压继电器接点1DY2断开,当1号所用变失电,1DY1或1DY2闭合,导通备自投回路,1ZJ继电器得电并自保持,将411开关分闸,411开关分闸成功后,401开关的合闸回路随即导通合闸备投于400 VⅠ段母线。

2 所用变高压侧失电情况分析

武南变所用变压器采用的是常州变压器厂制造的配有7档有载调压装置的变压器,额定容量1 000 k V·A,联接组别为D.yn1。根据变压器的联接组别,可以画出其内部绕组的接线方式,如图4所示。应当说明的是,该分析结果是在理想状态下得到的数据,即所用变所带负荷三相对称。

35 k V系统认为是无穷大图4所用变接线组别电源,R为所用变低压侧所带负载折算到高压侧的值。系统正常运行时,所用变高压侧系统的等效图和相量图如图5所示,当高压侧C相失电时,该系统的等效图和相量图如图6所示。

由图6可知:

再根据所用变的接线组别及变比,便可以推出低压侧的相电压及线电压,其中Ud=220 V。

即Uab=330 V,Ubc=330 V,Uca=0 V。采用同样的方法可以求得B相失电时,Uab=0 V,Ubc=330 V,Uca=330 V;A相失电时,Uab==330 V,Ubc=0 V,Uca=330 V。

3 备自投回路存在的问题及改进措施

根据上文的分析及理论计算,原有的电压监视回路仅能够反映所用变高压侧A相断线或B相断线的故障,而无法判断C相断线的情况。进而就会产生下述异常情况:1号(2号)所用变高压侧C相失电,低压侧411(422)断路器由于失压脱扣跳开(脱扣按相整定,任一相电压低于70%的额定电压即动作),然而1DY1和1DY2采集到的电压远大于该继电器整定的动作电压(260 V)[3],备自投不会动作,400 VⅠ段(Ⅱ段)母线失电。

为避免上述情况的发生,可以在411(422)开关原有电压监视回路的基础上,再增加一个电压继电器1DY3,装在A相和C相之间,将其接点接入401(402)开关的备自投回路。改进后的电压回路及备自投回路如图7和图8所示。

4 结束语

由于武南变建成时间较早,所用变高压侧仍然是由3只单相的跌落熔断器和35 k V母线相连,且该熔断器设备使用年限已久,除了由于负荷较重熔丝熔断外,大风时还会出现被风吹落的现象。因此,400 V系统备自投回路的完善相当重要。通过增加一个监视用电压继电器,可以很好的满足所用变高压侧任一相失电均不影响400 V母线正常供电的要求,保障了变电站的稳定运行。

参考文献

[1]邓洁清,项巍.500 kV主变一次通流试验模型及方案的研究[J].继电器,2008(7):92-95.

[2]娄文超.500 kV武南变电站现场运行规程[Z].2007.

[3]蒙健明,曹继丰,王电处,等.兴仁换流站站用电系统备自投定值配合研究[J].电力建设,2008,29(8):37-40.

非典型备自投回路的设计与应用篇2

随着国家电网公司“数字化电网”建设目标的提出, 电网改造的力度逐年加大, 对于“一主一备”电源供电方式的变电站来说, 安装备用电源自动投入装置是提高供电可靠性的有效措施。但是, 在非典型设计的变电站应用备自投的具体过程中遇到了一些技术问题, 需要对照具体问题进行改造设计。

1 非典型备自投回路的设计要求

河北望都110k V变电站高压侧母线为单母分段带旁路的接线方式, 如图1 所示。固望I线 (113 开关) 与固望II线 (115 开关) 为双回进线, 是变电站主要供电电源, 车望线 (111 开关) 为备用供电电源。该变电站的备自投装置由河北省电力公司统一招标, 采用了CSC-246 备自投装置。望都变电站无人值班改造后, 要求固望双回线与车望线实现进线备自投功能。设计之初, 考虑通过定制特殊备自投装置和通过外回路改造设计这2 种方案分别验证其实现的可能性。

2 定制特殊备自投装置的设计方案

该方案是直接向厂家定制特殊版本的备自投装置, 采集3 路的开关量、模拟量, 使用特殊的备自投软件版本来实现。采用这种方案在技术上来讲应该是最可靠、最稳妥的一种方式, 但是缺点也显而易见: (1) 定制版本的成本高。定制版本要实现3 条线路模拟量的采集, 其交流采集模块及相应的A/D模块等都需要增加1/3 的成本。 (2) 定制的软件需要可靠的验证。定制版本的软件逻辑需要修改, 修改的软件需要经试验合格之后方可以使用。 (3) 定制版装置厂家本身的开发及生产周期较长。介于以上几点原因, 此种方案可行度不高。

3 通过外回路改造设计实现的方案

3.1 开关量及跳合闸设计

将3 个开关的手跳闭锁回路分别接入, 任何开关人工分闸均瞬时使备自投放电。将111 开关跳合闸回路接入1DL跳合闸接点出口; 将2DL的跳合闸出口接点通过中间继电器重动, 将113、115 的跳合闸回路分别接入2DL出口重动之后的独立出口接点。将111 开关的跳位辅助接点接入1DL跳位开入。将113、115 开关的跳位辅助接点串联后接入2DL跳位开入。 LP1 和LP2 的作用是113 或115 断路器间隔检修时, 通过投入相应的压板, 可以避免检修断路器分合闸对备自投装置的影响, 如图2 所示。

3.2 母线电压设计

备用电源自动投入装置采集母线电压主要是用于判断变电站母线是否失压, 是备自投最重要的启动条件。结合望都站实际情况, 主要有以下2 种采集方式。

(1) 采集同一段母线电压, 将4 号母线电压分别接入备自投装置的1 母和2 母电压模拟量输入回路中。这种设计主要是考虑与一次方式对应, 既然三回线路均分布在4 号母线上, 那么就没有必要引入5 号母线上的电压。采用这种设计方式, 如果4 号母线TV三相断线, 而恰好由于变电站处于负荷低谷进线电流很小或其他原因使进线电流低于进线有流定值, 将会造成备自投装置的误动作。

(2) 采集2 段母线电压, 由于本站的电源点全部在4号母线上, 如果4 号母线失压, 5 号母线必然失压。所以将两段母线的电压全部引入装置, 这种设计方式大大降低了TV三相断线造成备自投误动的几率。但5 号母线停电检修而4 号母线运行时, 按照此时备自投装置的母联自投逻辑, 5 号母线失压将造成备自投延时放电退出。

综合分析、考虑以上2 种方案, 权衡利弊, 最终决定采取第一种设计方案。

3.3 线路电流设计

进线电流是备自投动作重要辅助判据, 是为了更好地判断进线开关是否跳开, 同时也是TV三相断线的一个必备判据。进线电流的处理, 可以采用以下3 种方案。

(1) 不引入线路电流, 可只通过母线失压启动备自投, 但是TV三相断线时, 备自投将会没有任何闭锁而误动作。有的备自投装置可以设置主电源线路断路器位置在跳位为闭锁条件, 即判断母线全部失压之后, 还要判断原进线电源断路器位置在跳闸位置才能启动备自投装置, 虽然这种逻辑方式可以代替线路电流起到闭锁作用, 但如果线路故障, 对侧断路器跳开使线路失压, 本侧进线断路器没有跳开的情况下, 虽变电站母线全部失压, 但备自投将因为进线断路器在合位而不会动作。

(2) 直接物理合并引入电流, 既然将固望双回线视为一回进线, 那么备自投装置将2 条进线的相同相序的电流进行物理合并后进行采集即可。这种思路的优点是回路较为简单, 缺点是单相物理合流, 最好采用独立的电流回路, 如果与其他电流回路串接, 在今后的运行维护中容易造成电流开路、分流或接地点消失等, 从而影响其他串联设备的正常工作, 甚至误动。 2 个电流回路在电气上直接联系, 按照规程应共用唯一的永久接地点, 这个接地点必须选择好, 否则会造成分流。

(3) 为消除直接物理合流的弊端, 可以采用加装隔离变流器的方式。通过变流器将双回线电流回路电气隔离, 可以不用考虑双回线TA特性不一致的问题, 同时两侧电流回路分别接地, 互不影响。缺点是隔离变流器本身需要校验, 增加了投运后的维护工作量;需要进行变流器的选型以及在保护屏上加装困难等。

对于以上3 种方案, 综合比较安装成本, 维护成本, 安全性实用性等, 最终决定采用第2 种方案, 此种方案易于安装, 维护成本较低。

3.4 线路电压设计

线路电压是备自投动作的一个辅助判据。鉴于望都变电站为运行多年的老变电站, 这3 条线路并不是全部都有电压抽取装置, 如果加装线路电压抽取装置费用较大, 停电时间较长。将双回线电压引入备自投装置也存在困难, 无论更改备自投装置软硬件或使用复杂的外回路设计, 都没有理想的解决方式。考虑到线路抽取电压只是备自投装置的一个辅助判据, 可以通过装置中的控制字取消此判据, 使装置始终认为备用线路有电压, 即使备用线路无压, 备自投动作将已经失压的变电站切换到没有电的线路上, 不会给系统造成任何影响。综上, 最终决定放弃引入线路抽取电压。

4 设计方案的应用效果

备自投部分回路的改进篇3

备自投是备用电源自动投入装置(BZT)的简称。当电力系统发生故障或者由于其他原因导致工作电源被切断时,备自投装置能在设定时间内断开故障线路,同时自动将备用电源切换到工作状态,迅速让停电的用户和设备[1]恢复供电。

110 kV及以下等级电网主要采用辐射型接线方式,为了维持电网的稳定运行,使电网在N-1故障的情况下依然能不间断地供电,变电站一般采用“主电源+备用电源”双电源的供电方式[1]。当运行主变或者进线电源失压时,变电站的备自投装置会自动分合相应的断路器,使备用电源投入使用,让停电区域及时恢复供电,缩短了客户停电时间,提高了供电可靠性,是一种既经济又高效的保供电技术。

2 备自投的闭锁原理及动作逻辑

当发生故障时,备自投装置动作一次之后应闭锁备自投。这是为了防止备自投动作后,备用电源也发生故障时的再动作而对电网造成重复性冲击。如果备自投动作后,电网的运行方式发生变化,而且满足备自投装置的动作条件,则备自投装置不应被闭锁。

2.1 备自投的闭锁原理

备自投装置在充满电的情况下能否正确动作,不仅取决于外部触发因素(启动条件),还取决于闭锁条件。但对以往试验及事故的分析可知,主要原因还是外部闭锁回路的问题。往往是该闭锁的情况下没有闭锁,不该闭锁的情况下发生闭锁。

实现备自投闭锁主要有2种方法:一种是外部闭锁,即从外部引入开入量实现闭锁;另外一种是内部闭锁,即通过检测电压、电流等模拟量实现闭锁。而通常应用的闭锁方式是在外部保护接点引入开关量进行闭锁。只要满足闭锁条件,就应该强行闭锁备自投,无论备自投是否已经启动,都应使备自投放电[4]。

从设备的运行情况来看,可以将外部回路闭锁划分为2种形式:一种是对应于不同形式的开入量实现闭锁,对应于不同形式的备自投装置将各自保护闭锁回路接入不同形式的开入量;另一种是对应于一个总的开入量实现闭锁,将需要闭锁该备自投装置的所有保护汇接于总的闭锁开入回路。外部回路总闭锁备自投基本原理如图1所示。

2.2 备自投的动作逻辑

备自投的动作逻辑十分简单,就是判断工作母线是否失压(依据相关规程,工作母线电压低于40%,就可以认为母线失压)。为了防止短暂的尖峰电压引起备自投动作,应该按规定设置0.5 s或者更长时间的启动延时。为了避免备自投动作之后仍将故障点带入备用电源工作范围内,无论进线开关是否由保护断开,备自投都应再跳一次该进线的开关,并将该开关的跳位辅助触点作为切换到备用电源开关合闸的必要条件[3]。

本文“2.1节”已经介绍过备自投装置的动作逻辑条件有启动条件和闭锁条件2种。当满足启动条件,而闭锁条件不满足时,备自投动作。而且为了防止备自投重复动作,需要在每个动作逻辑中安置一个充电延时装置,只有充满电后才开放动作逻辑。在桥备投接线中,当工作母线发生非PT断线引起的线路失压时,备自投装置应先跳开原工作电源线路侧的开关,再合上备用电源线路侧的开关。备自投装置动作逻辑图如图2所示。

3 110 kV备自投的外部保护闭锁条件

3.1 外部保护闭锁

备自投有多种运行方式,如桥备投、分段备投、进线互投、进线分段互投、变压器互投等,根据工作原理可归纳为进线备投、分段备投和变压器互投3类[2],其外部闭锁方式如下。

(1)在单母接线、单母分段或双母接线的变电站,母线均配置有母差保护,则母线保护闭锁备自投的压板应投入,而且母差保护动作应闭锁备自投。

(2)在110 kV单母分段接线的终端变电站,主变保护不应闭锁备自投,外部回路不用闭锁备自投。如图3所示,当d1处发生短路,主变的高后备保护没有短路电流,保护不会动作,而是对侧的线路保护跳开本侧开关来切除故障[3]。

(3)对于110 kV内桥接线的变电站,主变保护应闭锁备自投,并分别按非电量保护、差动保护、高后备保护跳主变三侧开关3种方式闭锁备自投。

3.2 备自投的外部回路

3.2.1 外部电压电流回路

备自投的外部电压电流通过隔离互感器变换后进入备自投装置,然后经过低通滤波器到数模变换器,控制单元将变换后的数字信号转换为各种测控信号和保护信号,基本原理如图4所示。

Ua、Ub、Uc为母线三相电压,经过交流空开ZZK后输入备自投装置,转换为Uab、Ubc、Uca进行有无电压判断。Ux1、Ux2为进线1和进线2的线路电压,作为备自投动作的必要条件。例如,某时刻母线失压,工作电源进线1的电压Ux1小于整定值或为零,则可以判断工作电源发生故障,进而确认备用电源是否作好投入准备。在母线PT断线的情况下,会导致备自投装置误动。为了避免此类事故的发生,在设计备自投的外部闭锁回路时,分别接入了进线1和进线2的A相电流Ix1和Ix2,当PT断线不能检测到电压时,若工作电源的电流仍存在,则闭锁备自投。

3.2.2 断路器的位置回路

断路器的分合位置均由相应的辅助触点来显示,这种辅助触点的另外一种功能是作为二次回路的开入量,判断系统当前的运行状态。通过引入工作电源开关、备用电源开关及母联开关的分合状态来判断系统的运行状态,判断是否闭锁备自投的信号。断路器的位置回路如图5所示。

图5中,若1DL和3DL的跳闸位置继电器(TWJ)输出信号为0,而2DL的输出信号为1,则表示进线1是工作电源,母联开关在合闸位置,进线2开关在分闸位置,则表示系统为运行方式一。同理,若2DL和3DL输出为0,1DL输出为1,则表示系统为运行方式二。若在运行方式一的情况下,进线1开关的合后位置输出信号为1,进线2开关的合后位置输出信号为0,由合后位置信号判断运行方式为运行方式一,同时闭锁运行方式二的备自投[6]。

3.3 备自投重启动

备自投装置充满电后只能动作一次,动作之后,需要手动控制面板上的信号复归键,或者经过一定充电延时,备自投才能重新投入使用。手动可直接进行下一次故障判断。备自投自动恢复,则需要作为判断下一次启动的必要条件[5]。

4 某变电站110 kV进线备自投带负荷试验的应用

该站110 kV备自投装置为进线备自投方式,110 kV线路Ⅰ与110 kV线路Ⅱ互为备用,本次带负荷试验主要对这2种备自投动作逻辑方式进行试验,其一次主接线如图6所示。

(1) 110kV线路Ⅰ为运行线路,110kV线路Ⅱ为备用线路。110 kV线路Ⅰ失压和该110 kV母线失压,110 kV备自投先跳开110 kV线路Ⅰ的1DL开关后合上110 kV线路Ⅱ的2DL开关。

(2) 110 kV线路Ⅱ为运行线路,110 kV线路Ⅰ为备用线路。110 kV线路Ⅱ失压和该站110 kV母线失压,110 kV备自投先跳开110 kV线路Ⅱ的2DL开关后合上110 kV线路Ⅰ的1DL开关。

5 结语

目前,备自投对电网的安全稳定运行起到了关键作用,其外部闭锁回路更是为备自投的正确动作提供了技术保障,保证了备自投在需要动作的时候正确动作,在需要闭锁的时候正确闭锁,减少了停电事故的发生。继电保护人员在进行备自投试验时,应该严格按照备自投逻辑进行检验,特别是要对备自投外部闭锁回路进行逻辑试验,防止备自投外部回路受到其他回路的干扰。同时,试验时应带开关分合闸,以确保整个外部回路的正确性[6]。开展备自投装置外部闭锁回路的研究,对电网的安全稳定运行具有重要意义。

参考文献

[1]张宝会,尹项根.电力系统继电保护[M].北京:中国电力出版社,2006.

[2]国家电力调度通信中心.国家电网公司继电保护培训教材[M].北京:中国电力出版社,2009.

[3]南瑞继保电气有限公司.RCS-9000系列C型保护测控装置备用电源自投部分技术使用说明书[Z].

[4]范寿忠.备用电源自动投入装置手跳闭锁功能的实现[J].华电技术,2009,31(5).

[5]GB/T 14285-2006,继电保护和安全自动化装置技术规程[S].