自投装置

自投装置（精选10篇）

自投装置 篇1

0 引言

厂用电系统作为发电厂的重要组成部分, 它的安全可靠性对整个机组乃至整个电厂运行的安全可靠性有着相当重要的影响, 而厂用电切换则是整个厂用电系统的一个重要环节。

厂用电切换不及时或切换较慢, 将可能导致设备运行中断或对设备造成冲击。发电机组对厂用电切换的基本要求是安全可靠, 其安全性体现为切换过程中不能造成设备损坏, 而可靠性则体现为提高切换成功率, 减少备用变过流或重要辅机跳闸而造成锅炉汽机停运的事故。

国内诸多电厂的老式机组, 厂用电切换系统采用常规的继电保护, 即采用工作开关辅助接点经低压继电器、延时继电器起动备用电源投入。此切换装置动作时厂用电虽不失电, 但合闸瞬间厂用母线反馈电压与备用电源电压间的相角差较大, 可能接近180°, 将对电动机造成很大的合闸电流冲击。由于电动机成组自起动电流很大, 使母线电压降低, 可能使母线电压难以恢复正常, 从而导致自起动困难, 甚至被迫停机停炉。

随着电气综合自动化在电厂电气系统的应用, 厂用电源采用微机厂用电切换装置解决了厂用电的安全运行问题。微机型厂用电切换装置, 在硬件上采用各种智能插件, 通过CPU分工协调, 既保证了切换可靠性, 又保证了切换速度及配置的灵活性;在软件上, 采用先进的编程技术, 既满足了速度要求, 又充分发挥了编程语言的强大功能;在人机界面方面, 采用液晶显示屏, 能直接实时显示各种运行参数和状态。

目前, 微机型厂用电切换装置主要有以下两种:

1) 微机备自投装置即WBT:此切换装置采用微机控制, 在合闸回路中加延时以便躲过180°反相点合闸 (短延时切换) , 在100~200ms之间完成厂用电的切换。

2) 微机厂用电快切装置:此切换装置仍采用微机控制, 正常运行时工作电源与备用电源同相, 通过整定, 合闸瞬间厂用母线反馈电压与备用电源电压间相角差不大于60°, 在100ms之内即可完成厂用电的切换。

下面结合电厂厂用电切换系统, 对以上两种装置进行一些分析和比较。

1 电厂在厂用电切换方面做了哪些工作

电厂电气系统未改造前, 厂用电切换系统采用常规的继电保护, 此切换系统不能很好地满足安全性、可靠性的要求, 给电厂的稳定运行留下了不安全隐患。电气综合自动化改造后, 一期厂用电切换和二期低压厂用电切换系统均采用WBT装置, 二期高压厂用电系统则采用了以快切装置为主和WBT装置为辅的切换系统, 基本上解决了厂用电的安全运行问题。

2 WBT装置的工作原理

2.1 自投方式:

图1为电厂6KVI段厂用电系统接线图, 母线电压取自6KVI段2PT电压, 备用电源电压取自高备变高压侧1PT。

6KVI段2PT失电, 6KV备用段有压且进线一无流, 经延时跳6101开关, 确认6101开关跳开后, 合600A开关。

2.2 备投条件:

进线一运行, 进线二备用, 即6101开关在合位, 600A开关在分位;当进线一电源因故障或其它原因被断开后;进线二备用电源自动投入, 且只允许动作一次。为了满足这个要求, 设计了进线二自投的充电条件: (1) 6101合位, 600A分位。 (2) 6KVI段、35KVI段PT有压。 (3) 分段闭锁备自投压板在解除位置。只有以上条件均满足, 经15秒充电完成后才允许自投。

2.3 放电条件:

(1) 备用电源进线开关600A在合位。 (2) 工作段与备用段均无压时间大于“无压放电延时”。 (3) 有外部闭锁信号。 (4) 工作电源进线开关6101、备用电源进线开关600A的位置异常。 (5) 控制回路异常或TV断线。 (6) 备投方式错或备投失败。以上任一条件满足, 装置立即放电, 同时闭锁备自投。

2.4 装置的主要功能:

(1) 保护功能。电流Ⅲ段保护、电流后加速保护、分段自投保护; (2) 遥测、遥信、遥控功能。遥测:装置的测量回路有独立的交流输入 (CIA、CIB、CIC) 接测量TA, 与保护回路的交流输入独立;测量IA、IB、IC、UA、UB、UC、P、Q;遥信:各种保护动作信号及断路器位置、弹簧未储能、手车位置等;遥控:远方控制分段的跳、合闸、压板投退、修改定值等; (3) TV检测功能。装置有两组母线电压输入, 每组母线TV断线延时5s告警, 报对应母线的TV断线;条件消失后0.5s后返回。TV断线告警后闭锁备自投。

3 快切装置的工作原理

3.1 自投方式

图2为电厂3#机组高压厂用电系统接线图, 工作电源电压取3#发电机端PT电压, 高厂变为Y/Y-12接线方式。备用电源电压取自高备变高压侧1PT, 高备变为Y/△-11接线方式, 高备变原边和副边之间存在30°的角差, 母线电压取自2PT。

为保证工作电源电压与备用电源电压间在6KV侧同相, 工作电源PT取UAN, 备用电源1PT取UAB;为了保证备用电源与母线电压同相, 整定初始相角为-30度。如图3:

图4为3#机组6KVⅣ母线残压相量变化轨迹 (残压衰减较慢的情况) 。

正常运行时, 6KVⅥ段线由高厂变供电, 当工作电源侧发生故障时, 必须跳开工作电源开关6401, 合600D, 跳开6401时厂用母线失电, 假定正常运行时其电压相量端点为A, 如能在A-B段内合上备用电源, 则既能保证电动机安全, 又不使电动机转速下降太多, 达到“快速切换”的目的。如快速切换不成功, 则装置自动转为同期捕捉切换。图4中, 过B点后BC段为不安全区域, 不允许切换, 但装置能实时跟踪残压的频差和角差变化, 尽量做到在反馈电压与备用电源电压向量第一次相位重合时合闸。

如同期捕捉切换不成功, 残压衰减到20%~40%额定电压后, 则装置自动转为残压切换。残压切换虽能保证电动机安全, 但由于停电时间过长, 电动机自起动成功与否、自起动时间等都将受到较大限制。

3.2 备投条件

进线一运行, 进线二备用, 即6401开关在合位, 600D开关在分位, 同时PT、1PT、2PT正常监测运行。

3.3 闭锁备投条件:

(1) 开关位置异常闭锁; (2) 后备失电闭锁; (3) 装置闭锁; (4) PT断线闭锁; (5) 出口闭锁。以上任一条件成立后, 装置闭锁备自投, 只能手动复归, 才能解除闭锁。

4 两装置的比较及分析

4.1 相同点:

(1) 自投的条件相同。两装置均以工作电源开关在合位, 备用电源开关在分位;工作电源、备用电源运行正常为条件;以厂用母线电压消失, 工作电源开关合位消失为判据。 (2) 两装置均有良好的人机界面, 便于运行人员操作、查询事故信息, 分析事故动作的原因。 (3) 切换方式相同。两装置均能并联切换 (先合上备用电源, 两电源短时并联, 再跳开工作电源) 、串联切换 (先跳开工作电源, 在确认工作开关跳开后, 再合上备用电源) 。

4.2 不同点:

(1) BZT装置有电流保护功能, 设有电流三段式保护、电流后加速等保护;而快切装置无电流保护功能, 装置在起动任何切换时, 都将同时输出一对空接点, 需借助外界电流保护, 启动后加速保护功能。 (2) 模拟量测量的不同。BZT装置测量显示IA、IB、IC、UA、UB、UC、P、Q等模拟量;快切装置则测量显示工作、备用及厂用母线电源的电压、频率, 厂用母线、备用电源的频差、相差以及备用分支电流。 (3) BZT装置备用电源消失后, 则闭锁备自投;但快切装置可将“后备失电闭锁”功能退出后, 在后备失电情况下实现残压切换 (不能实现快速、同捕切换) 。 (4) BZT装置对工作电源、备用电源的接线无特殊要求, 而快切装置则要求工作电源电压与备用电源电压间必须在工作母线侧同相, 才能保证备自投的正确动作。 (5) 自投的速度不同。WBT装置在100~200ms之间完成厂用电的切换, 但对电源要求高的低压变频设备仍不能满足要求;快切装置在100ms之内完成厂用电的切换, 经过两次高负荷动态试验, 所有设备运行均正常, 且扰动量很小。

综上所述, BZT装置虽在某些方面优于快切装置, 但发电机组对厂用电切换的基本要求就是厂用电切换的安全可靠, 从这一要求考虑, 快切装置还是优于BZT装置。同时快切装置快切不成功时最佳的后备方案是同期捕捉, 能够有效弥补快切不成功导致的严重后果。鉴于目前快切装置无电流保护功能, 最佳厂用电切换系统就是采用以快切装置为主和BZT装置为辅的切换系统, 快切装置负责厂用电的切换, BZT装置负责备用电源的保护, 这样可使厂用电系统的安全可靠性得到明显提高。

5 结束语

目前, 国外在电厂厂用电的事故切换中已广泛采用微机厂用电切换装置, 国内近几年的新建工程也采用了微机厂用电切换装置。随着科学技术的发展, 快切装置的不断完善, 以及快速开关的逐步采用, 新型的微机厂用电切换装置已成为厂用电源新一代切换装置已毋容置疑。

摘要：厂用电切换装置作为电厂厂用电系统的一个重要装置, 它的性能好坏对电厂来说尤为重要, 本文结合山西阳煤集团发供电分公司第三热电厂实际情况, 就微机备自投装置、微机厂用电快切装置进行了全面比较和深入分析。

关键词：快切装置,BZT装置,厂用电切换,工作电源,备用电源

参考文献

[1]MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置技术说明.

[2]WBT-820系列微机备自投装置技术及使用说明.

[3]高春如, 孙孜平, 毛潮海.厂用电快切装置整定原则探讨及使用[J].华东电力, 1999 (10) .

自投装置 篇2

自投罗网意思是自己投到罗网里去，各位，我们看看下面的自投罗网造句吧!

自投罗网造句

1、他断定理论的目的是要抓住现实，实际上是一个意在统摄现实的圈套，在张网等待现实的自投罗网。

2、老子有言，知其雄守其雌，我们在捉鸟时，捕获取一对中的一只，另一只也会来自投罗网的。

3、他站在一块突出的岩石上，吹了几只曲子，希望鱼儿会被他的笛声吸引，自投罗网。

4、自投罗网这事，如果干得好，就叫结婚!

5、只要是去救伊莎贝尔!即使她是圈套里的诱饵，我也甘愿自投罗网。

6、我们设下十面埋伏，专等敌人自投罗网。

7、然而在他的审判上，第罗伦辩解说是政府设陷才使他自投罗网。

8、他们不知道着了什么魔，就像自投罗网的虫儿似的被你真实的`一面迷住。

9、狄克和他的同伴就这样结束了他们的跟踪侦察，除非是他们自投罗网，爬过围墙。

10、我不知道，也不想知道该怎么称呼这种驱使自己冥顽不化的力量，但这是一种神秘而无法逃避的定数它往往会驱使我们自寻绝路，明知大祸临头，还是自投罗网。

11、我心里老是暗暗感到害怕，生怕我这样自作主张，擅自行事，会有自投罗网的危险。

12、其微妙之处在于它可能是使罪犯自投罗网的神奇道具，也可能使诱人犯罪的阴谋陷阱。

13、飞蛾扑火的理由是受到本能驱使，而人自投罗网为的是什麽?

14、重案调查重案调查艾伟投案自首者我当上警察没多久就明白，那些犯了刑事案的人一般是不肯自投罗网、投案自首的。

15、她以财宝为诱饵，引诱人们自投罗网，成为她那些蜘蛛奴仆的食物。

16、要真是那样，我寻思，他不应该愚蠢到自投罗网。

17、他们说只有这样，才能使那个独立党的儿子，自投罗网。

18、眼看着那两个活生生的棒小伙子自投罗网去送死，他一筹莫展。

19、破产农民经不起章鱼城市的诱惑，结果是自投罗网。

20、如果把革命或反革命看作神圣义务，朗特纳克侯爵不会为救三个小孩而自投罗网，郭文不会放走对手，而神父西穆尔登也不会内疚到自杀的地步。

21、他狠狠咒骂着自己;他直接来到这些人的篝火旁，象是投身于烛光的飞蛾，自投罗网。

22、作为一名普通的大众投资者，在获得信息方面是无法与公司内部人相比的，当投资者认为自己对证券市场的投资不过是从事内幕交易者获利的陷阱时，不会自投罗网。

23、既然进货阶段不好把握，那么买入出货阶段有量的股票不就是自投罗网吗?

自投装置 篇3

关键词：低压备自投 串联方式 并联方式

中图分类号：TM762文献标识码：A文章编号：1674-098X（2013）05（a）-0024-02

茂名臻能热电有限公司1×600 MW #7机组工程为国产超临界燃煤发电机组，其厂用电380 V低压备自投装置采用深圳国立智能电力科技有限公司的“SID-409备用电源自动投入装置（B型）”。#7机组厂用电380 V备自投装置采用母联开关替续控制（暗备用）方式。以#7机组380 V汽机段接线为例：#7A汽机变引自厂用6 kV工作7A段，低压侧接380 V汽机7a段；#7B汽机变引自厂用6 kV工作7B段，低压侧接380 V汽机7b段；380 V汽机7a段和380 V汽机7b段可通过041母联开关互为备用，母联开关与380 V汽机7b段之间有母联刀闸0411。详见一次主接线图1所示。

1 茂名臻能热电有限公司#7机组380 V低压备自投装置分析

（1）正常运行时：641A合位，441a合位，6 kV工作7A段通过#7A汽机变向380V汽机7a段供电；641B合位，441b合位，6 kV工作7B段通过#7B汽机变向380V汽机7b段供电；母联刀闸0411合闸，母联开关041断开，汽机7a段、汽机7b段通过母联开关041形成互为备用；装置上电后，汽机7a段、汽机7b段母线电压大于各自有压定值，装置开始充电，充电10 s后，充电完成，系统开始进入对故障监控状态。

（2）备自投切换逻辑：若汽机7a段母线失压或441a偷跳或641A偷跳联跳441a，在汽机7b段有压的情况下，跳441a，经母联开关041合闸延时，且满足汽机7a段母线无压检测条件合母联开关041；若汽机7b段母线失压或441b偷跳或641B偷跳联跳441b，在汽机7a段有压的情况下，跳441b，经母联开关041合闸延时，且满足汽机7b段母线无压检测条件合母联开关041。

（3）手动切换逻辑：手动切换有四种方式可以选择：串联方式、并联自动方式、并联半自动方式、并联失败转串联方式。考虑到#7机组6 kV工作7A、7B段同源，因此备自投的手动切换方式采用并联自动方式：检测母线电压与备用电源电压同期，在满足并联同期条件时，先合备用电源，再跳开工作电源。

（4）手动切换根据切换方向不同分为正切和反切。手动切换并联自动逻辑。

①正切模式1：在441a、441b合位，母联开关041分位，将切换开关打至“手动切换”，选择“模式1”，备自投装置检测到手动切换信号，检测母联开关041两侧电压满足并联同期条件后合母联开关041，合闸成功后跳441b，跳闸成功则切换完毕，跳闸失败则解耦合跳开母联开关041。

②正切模式2：在441a、441b合位，母联开关041分位，将切换开关打至“手动切换”，选择“模式2”，备自投装置检测到手动切换信号，检测母联开关041两侧电压满足并联同期条件后合母联开关041，合闸成功后跳441a，跳闸成功则切换完毕，跳闸失败则解耦合跳开母联开关041.

③反切模式1：在母联开关041、441b为合位，441a为分位，441a上侧有压时，将切换开关打至“手动切换”，备自投装置检测441a两侧电压满足并联同期条件合441a，合闸成功后跳母联开关041，跳闸成功则切换完毕，跳闸失败则解耦合跳开441a。

④反切模式2：在母联开关041、441a为合位，441b为分位，441b上侧有压时，将切换开关打至“手动切换”，备自投装置检测441b两侧电压满足并联同期条件合441b，合闸成功后跳母联开关041，跳闸成功则切换完毕，跳闸失败则解耦合跳开441b。

2 茂名臻能热电有限公司#7机组380 V低压备自投装置调试时发现的问题

（1）以#7机组380 V汽机段接线为例，调试过程中，出现了以下典型事故：

当441a、441b合位，分别对汽机7a、7b段供电，母联开关041分位，母联刀闸0411合位，备自投装置打至“闭锁”位。此时，手动断开母联刀闸0411，备自投装置检测汽机7b段无压，跳开441b，联合母联开关041，由于母联刀闸0411分闸，从而导致汽机7b段母线失压。

事故后分析：备自投装置中母线电压检测分别取自母联开关两侧，此时，汽机7a段的母线电压取值正常。由于母联开关041与汽机7b段之间还有一母联刀闸0411，导致备自投装置对汽机7b段母线电压的取值不合理，如若拉开母联刀闸0411，就使得备自投装置检测到汽机7b段母线电压为零，从而跳开441b，满足切换条件，合母联开关041。由于母联刀闸0411已拉开，使得汽机7b段无备用电源供给，致使汽机7b段母线失电。

综合以上事故以及其他试验，发现备自投装置有以下几个缺陷：

①备自投装置“闭锁”转换开关接入错误，导致无法正常闭锁备自投。

②备自投装置对母线电压取值点不正确。

③母联开关041与母联刀闸0411之间没有相应的闭锁逻辑。

④进行正切反切时，时常切换不成功。

⑤低压厂变高压侧开关保护动作无法闭锁备自投装置。

⑥没有低压厂变高、低压侧开关的高联低硬接线。

（2）针对以上发现的缺陷，进行了相应的技改：

①改正备自投装置“闭锁”转换开关的接入，保证了备自投装置动作的可靠性。

②备自投装置的汽机7b段母线电压取值取自母联开关041以及母联刀闸0411之间，导致无法正常地操作母联刀闸0411。现已将备自投装置对汽机7b段母线电压取值改为汽机7b段母线与母联刀闸0411之间，确保了备自投装置动作的准确性，

③增加了母联刀闸0411分闸闭锁母联开关041合闸的逻辑，修正了设计错误，减少了误操作的可能性

④母联开关上的备自投合闸时间设定有缺陷，最多999 ms，导致备用开关无法及时收到合闸命令，导致切换失败。现已联系厂家对备自投装置的合闸时间进行了修正，确保了正常切换的可靠性。

⑤针对#7机组低压厂变高压侧开关保护闭锁380 V低压备自投装置的缺陷，组织人员对#7机组所有的低压厂变加装高压侧开关保护动作闭锁备自投装置的连线，从而减少了设备风险，提高了供电可靠性。

⑥针对低压厂变高、低压侧开关没有高联低硬接线的情况，组织人员对#7机组所有的低压厂变进行了检查，并加装了硬接线，从而减少了设备风险。

3 结语

通过对茂名臻能热电有限公司#7机组380 V低压备自投装置工作方式的分析，明确了其正常运行方式、事故切换方式以及手动切换方式；在对其进行调试过程中，发现缺陷并针对缺陷进行了相应的总结，并提出了可行性方案，确保了备自投装置的安全运行，从而减少设备风险，提高低压厂用电的供电可靠性。

参考文献

110kV备自投装置原理及应用 篇4

1 110k V备自投装置原理

目前, 深圳供电局110k V变电站 (尤其是新投产变电站) 接线方式以单母分段为主, 每条母线上接2条110k V线路, 一次接线图如图1。

对于110k V备自投装置来讲, 供电线路称为主供线路, 处于运行状态;备投线路称为备用线路, 处于热备用状态。

(1) 线路备投。正常运行方式为:主供线路处于运行状态, 备用线路处于热备用状态, 分段在合位, 110k V1M、2M有压。当备自投动作后, 逻辑为:跳开所有主供线路开关, 延时合上所有备用线路开关, 则完成一次保护动作逻辑。如图1中110k V一次接线, 假设甲线处于运行状态, 乙、丙线为热备用状态, 丁线处检修状态, 分段开关在合位, 1M、2M有压。动作过程为:跳开甲线开关, 1M、2M同时失压后, 延时合上乙、丙2条线路开关, 恢复正常。

(2) 分段备投。正常运行方式为:每条母线各至少有一条主供线路运行, 分段在分位, 110k V 1M、2M有压。当备自投动作后, 逻辑为:跳开1M或2M上主供线路开关, 延时合上分段开关。如图1所示接线, 假设甲、丙线处于运行状态, 乙、丁线处检修状态, 分段开关在分位, 1M、2M有压。动作过程为:跳开甲线开关且1M失压后, 延时合上分段开关, 或跳开丙线开关, 2M失压后, 延时合上分段开关。

熟悉备自投装置的动作逻辑, 可以帮助分析电网动作方式, 明晰哪些站存在失压风险, 提前做好预控;还可以帮助分析保护动作情况, 协助开展事故抢修。

2 110k V备自投装置的应用研究

根据日常对110k V线路及备自投装置的操作, 以及所辖变电站与电网的研究, 对110k V备自投的安装应用及相应站内接线方式如何改进等, 进行了探讨和研究, 并提出了一些改进措施。

2.1 应用研究及改进措施

110k V电网双电源双联络线简化示意图如图2。110k V双回线 (备用I、II线) 连接2座110k V变电站 (单母分段) , 且2座110k V变电站供电电源分别来自2座不同的220k V变电站, 这种接线形式在电网中普遍存在。下面针对此种接线形式且2座110k V变电站都装有110k V备自投装置的情况, 结合上述110k V备自投装置动作逻辑进行研究。

一般运行方式:220k V甲站作为110k V A站主供电源, 110k V A站110k V母线并列运行, 负荷由110k V甲供I、II线供电;220k V乙站作为110k V B站主供电源, 110k V B站110k V母线并列运行, 负荷由110k V乙供I、II线供电。110k V备用I、II线正常运行时为空充线路, 110k V A站侧开关为热备用状态, 110k V B站侧开关为运行状态。

由110k V备自投装置线路备投动作逻辑可知:由于110k V A站110k V甲供I、II线开关运行且110k V备用I、II线开关在热备用状态, 可得110k V A站110k V备自投具备充电条件而备投功能投入;相反, 由于110k V B站110k V乙供I、II线开关运行且110k V备用I、II线开关同在运行状态, 所以110k V B站110k V备自投不具备充电条件而退出备投功能。

综上可得, 此接线方式下, 如果运行方式只限制于连接2座110k V变电站的双回线路一侧开关均运行, 而另一侧开关均热备用, 那么此方式下必定有一侧站内110k V备自投不具备充电条件而自动退出备自投功能。对于此种问题, 研究措施如下。

措施一:如果长期按此运行方式投运, 110k V B站侧备自投装置是否可以考虑退出运行, 或无需装设110k V备自投装置, 节省资金。

措施二:此种接线方式下, 改变110k V备用I、II线运行方式。比如将110k V备用I线A站侧开关热备用, B站侧开关运行。而110k V备用II线A站侧开关运行, B站侧开关热备用。对应这种运行方式, 可使得2座变电站内110k V备自投均充电运行且具备一条线路备投功能。

措施三:改变站内110k V母线并列运行方式, 加入分段备投功能。如将110k V B站110k V母线分裂运行 (110k V乙供I线挂110k V 1M, 110k V乙供II线挂110k V2M) , 此时虽然110k V B站4条线路开关都在运行状态, 但由于分段开关在分位而具备了110k V备自投分段备投功能。

2.2 上述研究措施的应用

电网接线方式多种多样, 不同的接线方式同样可以采用上述措施中内容, 进行合理的布置110k V备自投安装和应用, 并对相应站内接线方式进行变化。下面举例说明。

(1) 110k V电网双电源单联络线简化示意图如图3。

如果按此运行方式, 可以应用上述措施一和措施三。措施一应用:110k V甲站和乙站均为110k V母线并列运行, 110k V变电站甲站和乙站共用一条备投线路, 则只需一侧站内安装110k V备自投装置, 在另一侧变电站内备投线路开关投入运行即可。

措施三应用:110k V的2座变电站中一座变电站110k V母线分裂运行 (如甲站) , 一座变电站母线并列运行 (如乙站) , 两侧均安装110k V备自投装置。如此, 则需要备投线路在甲站侧开关运行, 在乙站侧开关处于热备用, 即可使两侧110k V备自投充电投入运行。

(2) 110k V电网双电源单联络线复合示意图如图4 (只讨论甲、乙站情况) 。

如果按此运行方式, 可以应用上述措施一、措施二和措施三。

措施一应用:110k V甲、乙站110k V母线并列运行。110k V乙站不安装110k V备自投, 110k V甲站安装110k V备自投, 备投线路一在甲站侧开关热备用, 在乙站侧开关运行。

措施二应用:110k V甲、乙站110k V母线并列运行且2站全装110k V备自投。备投线路一在甲站侧开关运行, 在乙站侧开关热备用。备投线路二在甲站侧开关热备用, 在丙站侧开关运行。

措施三应用:110k V甲站110k V母线并列运行, 110k V乙站110k V母线分裂运行, 2站全安装110k V备自投。备投线路一在甲站侧开关热备用, 在乙站侧开关运行。

3 结束语

自投装置 篇5

【关键词】备自投；自动控制装置；断线闭锁

Device considering substation applications should pay attention to the problem

Zhao Lei

（Tang Kehua Electric Power Equipment Co.， Ltd. in Beijing， Hebei Branch Handan Hebei 056001）

【Abstract】Through the analysis of the text prepared from the cast device， explained the device considering substation applications should pay attention to the issue.

【Key words】Automatic switching；Automatic control device；Breaking blocking

1. 引言

电力系统中，因为故障或其它原因工作电源断开以后，将备用电源、备用设备或其他电源自动地迅速地投入工作，令用户能尽快恢复供电的自动控制装置，简称备自投装置。我局110KV 及以下电网为主要采用辐射形电网，为保证电网可靠运行，使电网在N-1 的故障情况下能够不间断供电，电网接线一般采用一主一备双电源的接线形式。采用备用电源自动投入装置，当主供电源发生故障时，备用电源自动投入，从而立即恢复对用户的供电，是一种保证可靠供电的经济而又有效的技术措施。

图1

2. 备自投装置原理

2.1 目前电网应用的备用电源自投装置一般都具有几种典型方案（包括母联或桥开关备自投、进线备自投、线路开关备自投、变压器备自投等），针对不同的电网接线型式，通过不同的整定，适用于各种不同的场合要求。新型的自投装置还研发了可以与电网接线自适应的动作方案，通过对开关辅助接点开入量的判断，得出目前变电站的实际运行方式，从而智能的切换到与之相适应的备自投方式，不必由现场人员手动操作。不论采取哪种方案，备自投装置基本上都遵循以下原则：

（1）工作电压消失时，自动投入装置均应启动；

（2）备用电源应在工作电源确实断开后才能投入；

（3）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；

（4）备用电源线路确有电压时才能投入；

（5）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；

（6）应防止电压互感器熔丝熔断时误动。

2.2 我局通常采用进线备自投方式（如图1），即两条进线互为备用。正常运行时，两线路PT均有压，两段母线均有压，1DL 和2DL 中的一个开关在合位，另一个在分位，3DL 在合位。工作线路失电，在备用线路有压的情况下跳开工作线路，合上备用电源。开关偷跳造成母线失压时，在备用线路有压的情况下合备用线路开关。为防止PT断线时备自投误动，取线路电流作为闭锁判据。

2.3 动作过程可分解为下列动作逻辑：动作逻辑1：以Ⅰ、Ⅱ段母线电压均失压、线路Ⅰ电流小于电流定值Idz1、进线Ⅱ有压作为启动条件，1DL 在跳闸位置作为闭锁条件，以T1 延时跳开1DL。动作逻辑2：以进线Ⅱ有压、1DL 在跳闸位置、Ⅱ段母线失压作为启动条件，2DL 在合闸位置作为闭锁条件，以T3 延时合2DL。动作逻辑3：以Ⅰ、Ⅱ段母线电压均失压、线路Ⅱ电流小于电流定值Idz2、进线Ⅰ有压作为启动条件；2DL 在跳闸位置作为闭锁条件，以T2 延时跳开2DL。动作逻辑4：以进线Ⅰ有压、2DL 在跳闸位置、Ⅰ段母线失压作为启动条件，1DL 在合闸位置作为闭锁条件；以T3 延时合1DL。

图2

3. 实际问题的阐述和解决

设备的生产厂家是本着尽量满足全部用户理念来设计和生产产品，可以说照顾到了大部分用户的普遍要求，但同时又带来了它的局限性，如果直接拿来使用，则有可能出现产品不能兼顾电网实际运行中的某些特殊要求的情况。

3.1 防止非同期合闸问题。

（1）备自投装置动作先跳开运行开关，再合上备用开关，一般不会涉及到同期问题，但如果变电站另外存在其他电源或小电源接入系统的接入点，则备自投不仅要考虑先跳开运行开关，而且要同时跳开其他电源的联络线，否则，在投入备用电源的同时，有可能出现非同期并列。解决方法：起用装置的联切功能，在跳开运行开关的同时，开出联跳联络线的信号，使小电源与电网解列，虽然牺牲了小电源的供电可靠性，但避免了电力系统受到再一次的冲击，保证了系统在故障情况下能够及时恢复送电。

（2）特别要注意的是，一般厂家在做动作逻辑时，仅在备自投动作跳开运行开关的同时才去联跳电厂联络线，如果备自投动作之前，运行开关已由其他保护（线路光差保护、主变差动保护等）先行跳开，则备自投装置判断运行开关在跳位，会自行忽略跳闸逻辑，或是认为开关偷跳，而去直接合备用电源开关，导致联跳电厂联络线开关的功能同时被忽略。所以，真正能够解决此问题的方法是要求厂家修改程序，做到备自投满足启动条件后，不论原运行开关是否在合位，都发出跳闸指令，去跳原运行开关，同时联跳电厂联络线。

3.2 与主变保护配合问题。

（1）桥接线的主接线形式（如图2），且一线带两变的，如果#1 变差动保护动作，跳开1DL、3DL，两条母线同时失电，备自投装置应启动，合上2DL，继续对#2 变供电。如果#2 变差动保护动作，仅跳开3DL，#2 母线失电，#1 母线仍带电，系统仍满足备自投装置充电和启动条件，如果此时运行线路失电，则会将故障变压器重新投入系统，对电力系统进行又一次冲击。所以，主接线形式为桥接线的，且一线带两变的，运行的进线开关所对应的变压器的差动保护应不闭锁备自投，另一台变压器的差动保护动作应可靠闭锁备自投。

（2）如果备自投方式为桥开关备自投，显而易见为了避免将故障变压器再次投入系统，应将两台变压器的差动保护全部闭锁备自投。

4. 结束语

备用电源自装置的应用在电网的实际应用中已经取得的很多成功的经验，但是随着电力系统的不断完善和复杂，日益提高的电网自动化和坚强程度要求，使得原来不太明显的问题逐步显现出来，需要我们在设计、施工、验收、使用的各个环节更进一步全面化和精细化，特别是在调试设计和调试阶段，充分地考虑电网运行的实际要求，认真做好各种可能出现情况的试验，惟有这样才能保证装置的可靠动作和电网的安全稳定运行。

参考文献

[1] 王维俭电气主设备继电保护原理与应用[M].中国电力出版社.1996.

110kV进线备自投装置研究 篇6

为了提高供电系统的可靠性与稳定性, 电力部门大都在110 k V及以下电压等级的变电站广泛地采用了备用电源自动投入装置 (简称“备自投”) 。所谓备自投是指当主供电源发生故障时, 通过备自投装置的正确动作, 自动跳开故障线路, 并经短延时后合上备用电源。对于单母分段接线的变电站和内桥式接线的变电站, 均采用线路备自投、桥备自投、分段备自投装置。

1 进线备自投的工作原理

各种110 k V进线备用电源自动投入装置的工作原理基本是相同的, 在正常运行方式时, 电源进线开关一主一备运行, 备自投装置检测到变电站母线无压、主供开关无电流、无压时间超过线路故障时对侧保护重合闸周期且备供线路有压时, 即启动发出跳主供开关命令;在主供开关确已断开后, 再发出合备供开关命令;最后检查备供开关确已合好后, 备自投装置整组复归。

闭锁备自投装置的条件有:PT断线, 母线失压但主供开关有电流流过, 备供线路无压, 主供开关未断开, 手动操作开关等。

备自投充放电逻辑主要涉及以下几个要素:

(1) 母线电压是判断变电站是否失电的主要依据, 是必不可少的条件。备自投装置的启动就是通过判断Ⅰ、Ⅱ母是否失压实现的。

(2) 工作进线的电流是判断变电站是否失电的主要条件, 也是备自投装置的闭锁条件。只有在母线失压同时进线无流时备自投装置才能启动, 避免了母线PT断线造成备自投误动。

(3) 进线开关跳位开入量是判断变电站运行方式的依据之一, 而在备自投动作过程中, 它又是判断工作进线开关是否已被跳开的主要依据。备自投启动后, 无论工作进线开关是否已经跳开, 都会首先向工作进线开关发跳闸命令, 通过该开关跳位的开入量来确认开关已跳开;然后备自投逻辑才能继续进行, 否则逻辑立即中止。

(4) 备供线路电压是判断备用电源是否有电的主要依据, 只有合上有电的备用电源, 才能保证全站不失压。

2 进线备自投的逻辑方式

变电站中用到的备自投装置有多种类型, 但各种站用电备自投装置的自投方式大体一致。本文以淮安供电公司市区操作队所管辖变电站的备自投为例来分析其逻辑方式。

2.1 方式一

适用于母联或桥开关备自投。正常运行时, 每条进线各带一段母线, 2条进线互为暗备用。

案例如图1所示, 正常运行方式为:110 k V清北713线路向北郊变Ⅰ段母线供电, 110 k V清北716线路向北郊变Ⅱ段母线供电, 110 k V母线分段710开关热备用。假设110 k V清北713线路发生故障, 220 k V清河变电站713开关保护跳闸, 重合闸重合不成功, 这将会造成北郊变Ⅰ段母线失电, 北郊变1号主变所带负荷全部失去。

分析:由于110 k V母线分段710热备用, 因此备自投的动作逻辑为, 当清河变713开关跳开, 北郊变Ⅰ段母线失电后, 检测清北713线路无电流, 110 k V侧分段备自投启动, 延时后追跳故障侧断路器北郊变清北713开关, 检测713开关已经断开且满足备自投条件后, 在北郊变Ⅱ段母线有压的情况下, 延时后合上710开关, 恢复北郊变1号主变正常供电。为防止PT断线时备自投误动, 取线路电流作为母线失压的闭锁判据。

2.2 方式二

适用于线路开关备自投。正常运行时, 一条进线带母线并列运行, 另一条进线作为明备用, 采用进线备自投。

案例如图2所示, 正常运行方式为:朱安741开关运行, 220 k V朱桥变经110 k V朱安741线向城东变110 k V母线供电, 110 k V新路变经110 k V路安748线向线路充电备用, 城东变748开关热备用。假设110 k V朱安741线发生故障, 220 k V朱桥变741开关保护跳闸, 重合闸重合不成功, 将造成城东变全站失压的电网事故。

分析:这种方式供电本身就很薄弱, 只是单端供电, 如果不装设备自投装置, 就可能造成城东变全站失压。由于城东变已有路安748线作为备用电源线路, 因此备自投的逻辑方式为, 朱桥变的741开关跳闸后, 城东变110 k V母线失电, 在路安748线有压的情况下合748, 城东变电站恢复供电。为防止PT断线时备自投误动, 取线路电流作为母线失压的闭锁判据。从某种意义上讲, 关键时备自投装置的正确动作可以提高供电可靠性, 从而避免一定的经济损失。

3 存在问题及改进措施

目前电力系统中的进线备自投装置按元器件可分为2大类:一类是用电磁型继电器构成的备自投装置, 另一类是近几年来被广泛采用的微机型备自投装置。进线备自投装置可能存在以下问题:

(1) 用电磁型继电器构成的进线备自投装置缺少主供电源的电流判据, 仅有低压判据, 即仅用低电压来判母线失压。

当电压互感器单相或两相断线时, 装置能够正确判断而闭锁备自投装置;但当电压互感器三相同时断线或二次小空开跳开时, 由于其现象同母线失压完全相同, 所以备自投会误动。而要增加电流判据 (电流继电器) , 困难的是电流继电器动作值的选取。一般情况下, 线路电流互感器额定值大于线路最小负荷 (考虑所带负荷增长的需要) , 因而电流继电器动作值的选取很难满足要求。

(2) 某些变电站的110 k V进线未装设线路电压互感器, 使备自投装置中对备用供电线路有压的判据无法实现。当主供开关因故跳开后, 一方面可能空合备供开关, 更重要的是若备供开关正处于检修等情况下, 突然合上可能造成事故。

改进措施如下:1) 增加线路电压互感器 (首选) ;2) 确实无法实现增加线路电压互感器时, 应在现场运行规程中明确注意事项, 当开关在检修状态时将其线路备自投退出运行, 以防事故的发生。

(3) 一般110 k V系统均为开环运行, 采用进线备自投的变电站基本为末端变电站。但存在着双回线T接进线的变电站, 其备自投的情况和一般的末端变电站有很大的不同。当双回线并列运行时T接变电站母线若发生故障, 备供进线将合于故障, 保护加速切除故障, 造成双回线路同时跳闸。由此双回线供电的变电站将同时失压, 扩大停电范围, 这是电力系统可靠性和继电保护选择性要求所不允许的。

改进措施如下:1) T接变电站增加110 k V母线分段开关及相应保护 (母差) ;2) 在进线备自投中增加判母线故障闭锁备自投的功能;3) 增加一套短引线保护 (用进线CT和变压器高压侧CT) , 当短引线保护出口时跳主供开关, 闭锁备供开关合闸。

4 结语

随着我国社会主义经济的快速健康发展, 电力系统的安全可靠供电显得尤为重要。本文以个别变电站的备自投为例对其在现实操作中的逻辑方式进行了分析, 并且对现有的进线备自投中存在的问题提出了一些改进措施。实践表明, 备自投装置的动作情况及其配置是否正确对系统能否安全供电起着很关键的作用。充分利用好备用电源自动投入装置, 可提高供电部门的经济效益, 减少调度人员和变电站值班人员的工作量。

摘要：概述了进线备自投的工作原理, 针对淮安地区部分变电站的进线备自投运行逻辑方式进行了简单分析, 讨论了如何根据现有备自投动作逻辑对存在问题进行改进。

关键词：备自投,进线,动作逻辑

参考文献

备自投装置拒动实例分析 篇7

以常见的三主变 (#1主变、#3主变单分支, #2主变双分支) 接线的逻辑一为例说明10kV分段备自投装置原理。如图1所示, 正常运行时, 501、502A、502B、503在合位;521、532在分位。下面以备自投装置动作跳501开关, 合532开关再合521开关这种均分功能为例, 介绍10kV分段备自投装置的充、放电条件及动作过程。

逻辑充电条件:1M、2AM、2BM、3M均三相有压;501、502A、502B、503在合位;521、532在分位;532负荷均分压板投入;备投功能压板投入。以上5个条件同时满足后, 经延时充电完成。

逻辑放电条件:两段及以上母线同时失压;手跳工作主变;532负荷均分压板打开;闭锁信号输入。

动作过程:备自投装置监测到1M失压且501无流, 经延时跳开501开关, 确认501开关跳开后, 经延时合上532开关, 确认532开关合上后, 延时投入521开关。

2 110kV进线备自投原理

以110kV母线单母线分段, 两主两备 (自动识别主、备线路运行状态) 逻辑一为例说明110kV进线备自投装置原理。如图2所示, 正常运行时, 甲、乙线供电, 丙、丁线备用, 分段开关MQF在合位。

逻辑充电条件:1M、2M均三相有压;1QF或2QF在合位, MQF在合位;3QF不在检修位为分位且丙线有压或4QF不在检修位为分位且丁线有压;备自投功能压板投入。以上4个条件同时满足后, 经延时充电完成。

逻辑放电条件:1M、2M均三相无压, 甲线或乙线有流 (此条件为经延时放电, 其它条件为立即放电) ;丙线、丁线均无压;丁线无压, 丙线检修;丙线无压, 丁线检修;3QF不在检修位但在合位或4QF不在检修位但在合位或3QF、4QF均在合位;手跳1QF、2QF;3QF、4QF同时检修或1QF检修或2QF检修;闭锁信号输入。

动作过程:检测到1M、2M失压, 甲线及乙线无流, 延时跳开甲线1QF、乙线2QF开关, 确认1QF、2QF开关跳开后, 再根据实际情况动作。若丙线有压, 丁线无压, 丙线、丁线均未在检修状态, 则延时合上丙线3QF开关;若丁线有压, 丙线无压, 丙线、丁线均未在检修状态, 则延时合上丁线4QF开关;若丙线、丁线均有压, 丙线、丁线均未在检修状态, 则延时合上丙线3QF、丁线4QF开关;若丙线有压, 丁线在检修状态, 则延时合上丙线3QF开关;若丁线有压, 丙线在检修状态, 则延时合上丁线4QF开关。

3 备自投装置拒动分析

3.1 10kV分段备自投拒动分析

2013年3月20日, 110kV罗川站 (接线方式如图1所示) #1主变本体绕组匝间短路差动保护动作跳开主变变高1101开关、主变变低501开关, 10kV备自投装置未动作。

经查, 2013年3月5日调度改变了该站10kV系统运行方式, 在合上532开关后断开了502B开关, 10kV 2BM负荷由#2主变带供改为由#3主变带供, 现场#3主变带3M及2BM两段负荷, 当时现场备自投逻辑一充电 (上文提及的532均分功能) 。2013年3月10日, 继电保护班组对该站进行10kV备自投装置定检, 测试了备自投装置的6种逻辑, 测试结束后恢复安全措施, 此时运维人员没有对比备自投装置当前与初始的充电状态, 而10kV备自投装置已依据此刻开入给备自投装置的开入量进行重新充电。由于502B开关在分位且532开关在合位, 因此逻辑一放电。当#1主变差动保护跳开#1主变时, 10kV备自投装置未动作。

备自投装置定检结束后, 现场开关501、502A、503、532在合位, 502B、521在分位。现场均分功能 (521均分及532均分) 全部投入, 此时能后充电的备自投逻辑仅有逻辑三 (充电逻辑为:1M、2AM三相有压;501、502A在合位;521在分位;备自投功能压板投入) 。当2AM失压, 502A无流, 1M三相有压时, 延时跳开502A开关, 确认其跳开后延时投入521开关。因此, 在501开关跳开后, 没有满足条件的备自投逻辑, 备自投装置拒动。

3.2 110kV进线备自投拒动分析

2013年5月10日, 110kV合水口站 (接线方式如图2所示) 甲线线路发生永久性故障, 纵差保护动作跳开甲线两侧开关 (本侧为1QF) , 分段开关在分位, 110kV进线备自投装置未动作, 造成110kV合水口站1M失压。

2013年5月2日前, 该站母联开关在合位, 甲线1QF开关、乙线2QF开关在合位, 甲线、乙线为主供线路, 而丙线3QF、丁线4QF开关在分位, 丙线、丁线为备投线路, 这样形成了两主两备的备自投逻辑, 进线备自投逻辑充电。2013年5月2日, 调度改变了该站110kV系统的运行方式, 将母联MQF开关断开, 将并列运行方式改为当前的分列运行方式。此时, 110kV备自投装置放电逻辑并未判定MQF的位置, 所以在调度操作MQF开关分闸后, 进线备自投逻辑并不放电, 继而在甲线线路发生永久性故障, 纵差保护动作跳开1QF开关后, 出现1M失压、甲线无流。但这仍不足以让备自投装置动作, 逻辑要求1M、2M同时失压, 甲线、乙线同时无流, 即在当前的主供线路1QF、3QF全部跳开 (同一电源点的双回线路故障) , 1M、2M失压后, 进线备自投逻辑才能启动。

4 防范措施

4.1 逻辑程序的改进

4.1.1 10kV分段备自投逻辑改进

对于10kV分段备自投, 从事故案例中可发现, 调度对运行方式的改变加上运维人员工作的疏忽, 导致了备自投装置运行状态的不合理, 因此将10kV分段开关的位置变化加入备自投放电逻辑, 并相应改变其充电逻辑, 如图3所示。

与之相对应的逻辑五充电条件为:1M、2AM三相有压;501、502A在合位;521在分位;532均分压板打开;备自投功能压板投入。这样, 假设再次发生本文所述事故, 备自投逻辑一将会立即放电, 与此同时自投逻辑五会延时充电, 当#1主变差动保护跳开501开关后, 备自投装置监测到1M失压且501无流, 2AM三相有压后, 延时跳开501开关, 在确认501开关跳开后, 延时投入521开关, 保证1M负荷的正常供电。

4.1.2 110kV进线备自投逻辑改进

对于110kV进线备自投, 从充电逻辑知, 备自投装置认定的主供线路和备投线路来自2个不同的电源点, 且在备自投装置里定义同一条110kV母线上的2条110kV线路也来自不同的电源点。据此, 通过程序变更做到其中一条母线失压, 该条母线上的主供线路与备投线路间能备投, 如图4所示。

此逻辑在逻辑一的基础上增加了母联开关位置判据, 可实现母联开关在分位时一条母线上的主供线路与备投线路间的备投。在该逻辑下运行, 若110kV母线出现分列运行, 甲线线路发生永久性故障, 则在纵差保护动作跳开甲线1QF开关时, 备自投装置将在检测到1M失压、甲线无流后动作, 延时跳开1QF, 在确认1QF跳开后合上3QF, 从而避免了110kV 1M失压。

4.2 运维策略改进

4.2.1 提高判据可靠性

10kV备自投及110kV备自投逻辑判据中大量使用了开关量判据 (主要指开关位置、保护动作节点等) 和模拟量判据 (电流、电压等) , 因此从这两个方面讨论判据可靠性的提高。

(1) 备自投装置在充电、放电、动作的整个过程中, 开关位置判据 (开关合位、开关分位) 起着关键作用。在变电站里, 给备自投装置开关位置开入的方式颇多, 如开关机构内部的分位、合位辅助接点;保护装置操作板内部的跳位 (TWJ) 、合位 (HWJ) 监视继电器的辅助接点, 开关辅助接点重动后的开关位置接点等。相比之下, 直接取用开关机构内部的分位、合位辅助接点最为可靠, 这是因为从电路角度分析, 接点重动越多、电路越复杂, 开入给备自投装置的接点位置就越易出错。

(2) 模拟量的输入对于备自投装置的正确动作也至关重要, 其中电压、电流的取法是关键。备自投装置取用的电压包括母线电压、线路TYD抽取电压。变电站内母线电压一般取自主控室内TV接口屏;而线路TYD抽取电压的取法没有一定规则, 可取自线路TYD端子箱、线路保护屏、线路测控屏、线路就地汇控柜等。类比发现, 无论从保护屏还是测控屏并接线路电压, 都存在接线端子松动风险, 因此直接取自TYD电压源头———线路TYD端子箱最为可靠。对于电流回路, 也存在同样的问题, 因此站内保护级TA一定取自源头。

4.2.2 加强验收、巡视工作

备自投装置现场运行风险主要来自验收过程中对逻辑、回路的验收以及运行过程中运行方式改变带来的影响。

(1) 继保人员在定检过程中主要校验备自投装置逻辑而不实际传动, 因此在验收过程中一定要在电网安全的前提下实际传动开关, 以保证备自投装置跳闸及合闸接入点的正确性。

备自投装置在三段母线中的应用 篇8

(1) 备用电源自动投入装置的起动应能反应工作母线失电状态, 当工作母线、变压器、电源线路故障或运行的断路器因某种原因自动跳闸时, 将引起工作母线失压, 这时备用电源应自动投入, 以保证向用户不间断供电。

(2) 当备用电源失电时, 备用电源自投装置应不动作, 因为在这种情况下即使动作也没有实际意义。

(3) 备用电源必须等待故障网络切除后才能投入, 否则有可能将备用电源投入到故障网络而引起故障的扩大。

(4) 备用电源必须尽快投入, 要求装置的动作时间以使负荷的停电时间尽可能短为原则。

(5) 备用电源自投装置只允许动作一次。

(6) 为防止事故扩大, 母线保护、主变后备保护动作后, 备用电源自投装置应自动闭锁, 不应动作。

(7) 当电压互感器二次熔丝熔断时, 备用电源自投装置不应动作。

2 备自投装置在三段母线中的具体应用

备用电源自动投入装置广泛应用于110kV变电站中, 现以110kV城西变电站为例加以分析说明。变电站接线原理图如图1所示。

2.1 110kV城西站正常运行方式

110kV为西、中、东三段母线, 110kV马西线122断路器上西母、带1号主变并经西中分段100断路器带2号主变及10kV西、中母负荷。110kV北西线121断路器上东母、带3号主变及10kV东母负荷。110kV西中分段100断路器运行状态, 110kV东中分段130断路器热备用状态。121、122断路器保护退出, 3台主变分列运行。

10kV也是西、中、东三段母线, 10kV西中分段4120断路器和10kV东中分段4230断路器为热备用状态, 4120断路器投入备自投装置, 4230断路器投入备互投装置 (即双向自投装置) 。4120断路器自投方式运行是指只投入2块压板, 即投入401断路器跳闸压板和4120断路器合闸压板, 402断路器跳闸压板不投。4230断路器互投方式运行是指投入3块压板, 即投入402断路器跳闸压板、403断路器跳闸压板和4230断路器合闸压板。

2.2 备自投装置的应用

(1) 110kV西母失压原因:110kV马西线122断路器线路故障, 上一级变电站断路器保护动作跳闸, 造成城西站110kV西母失压。备自投装置动作过程:110kV西母失压时, 4120断路器备自投装置检10kV西母无电压、401断路器无电流同时检测到401断路器在合位后, 会立即自动跳开401断路器, 合上4120断路器。同时4230断路器备互投装置检测10kV西母无电压、402断路器无电流, 并检测到402断路器在合位后, 自动跳开402断路器, 合上4230断路器, 立即将10kV西母、中母负荷自动投入到3号主变上运行。

此时, 虽然保证了对用户的连续供电, 但3号主变带3条母线的负荷, 有可能导致过负荷现象, 因此, 运行人员应在调度值班员的命令下, 通过倒闸操作、隔离故障点迅速恢复1号、2号主变运行, 断开4120和4230断路器, 尽快减轻3号主变负荷。

(2) 110kV东母失压原因:110kV北西线121断路器线路故障, 上一级变电站断路器保护动作跳闸, 造成城西站110kV东母失压。备自投装置动作过程:110kV东母失压时, 4230断路器备互投装置检测10kV东母无电压、403断路器无电流, 达到动作条件后, 自动跳开3号主变403断路器, 合上4230断路器。将10kV东母负荷自动投入到2号主变上运行。保证10kV东母所带用户不停电。

(3) 110kV中母失压原因:110kV中母及连接在中母上的设备发生故障, 2号主变高后备动作, 跳开100和402断路器, 造成城西站110kV中母失压。备自投装置动作过程:110kV中母失压时, 4230断路器备互投装置检10kV中母无电压、402断路器无电流, 同时检402断路器在分位后, 达到动作条件立即合上4230断路器。将10kV中母负荷自动投入到3号主变上运行。保证对10kV东母所带用户连续供电。

(4) 10kV西母失压原因:1号主变内部故障;1号主变两侧电流互感器范围内套管及引出线上的短路故障;110kV西母及连接在西母上的设备发生故障。以上故障引起1号主变重瓦斯或差动及1号主变高后备保护动作, 跳开122、100、401断路器, 造成10kV西母失压。备自投装置动作过程:10kV西母失压时, 4120断路器备自投装置检10kV西母无电压、401断路器无电流同时检401断路器在分位后, 立即合上4120断路器。同时4230断路器备互投装置检10kV西母无电压、402断路器无电流, 自动跳开402断路器, 合上4230断路器, 并将10k V西母、中母负荷自动投入到3号主变上运行。

(5) 10kV东母失压原因:3号主变内部故障;3号主变两侧电流互感器范围内套管及引出线上的短路故障;110kV东母及连接在东母上的设备发生故障。以上故障引起3号主变重瓦斯或差动及3号主变高后备保护动作, 跳开121、403断路器, 造成10kV东母失压。备自投装置动作过程:10kV东母失压时, 4230断路器备互投装置检10kV东母无电压、403断路器无电流同时检403断路器在分位后, 立即合上4230断路器。将10kV东母负荷自动投入到2号主变上运行。

(6) 10kV中母失压原因:2号主变内部故障;2号主变两侧电流互感器范围内套管及引出线上的短路故障;110kV中母及连接在中母上的设备发生故障。以上故障引起2号主变重瓦斯或差动及2号主变高后备保护动作, 跳开100、402断路器, 造成10kV中母失压。备自投装置动作过程:10kV中母失压时, 4230断路器备互投装置检10kV中母无电压、402断路器无电流, 并检402断路器在分位后, 自动合上4230断路器, 并将10kV中母负荷自动投入到3号主变上运行。

3 闭锁备自投装置

备自投装置闭锁原因: (1) 10kV母线或连接在母线上的设备发生短路故障; (2) 10kV母线所带分路断路器线路故障, 而该断路器或保护拒动, 造成主变低后备保护动作, 主变越级跳闸, 使10kV母线失压。由于这2种原因使10kV母线失压的时候, 10kV备用电源自动投入装置应自动闭锁, 不应动作。如果备自投装置不闭锁, 将使故障母线或线路自动投入到另一台主变上, 扩大事故范围。

4 备自投装置的双向性

自投装置 篇9

备自投装置主要是为了有效提高供电的可靠性, 在发展的过程中主要经过了电磁型、晶体管型、集成电路型以及微机型这四个最为主要的研究阶段。它们的本质都是实现对电压值、电流值的信息采集, 不同的就是对于这些数据的逻辑功能与运算方式有所区别。

随着中国经济的迅速崛起, 电网的规模也在越来越大, 这就给变电站的供电可靠性提出了更高的技术要求, 国内诸多的继保生产厂家都在积极生产备用电源的自动投入装置。就目前的情况来看, 微型计算机备用电源装置的市场占有份额较大, 是新时期发展的主流。

2 备用电源的引线方式

按照国家的相关要求可以将电力系统负荷分为三个等级, 分别为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类。在Ⅰ类负荷供电的模式下, 必须要考虑两个独立电源的供电情况, 如果Ⅰ类负荷电路中有高压用电设备或者是负荷容量较大的时候, 备用电源一般由当地电力系统区域的变电站引出来, 值得注意的是:此时的备用电源和工作电源是工作在两个不同区域变电站的;Ⅱ类负荷供电也要求必须拥有两个独立的电源, 当电源1失效后会改为电源2供电;Ⅲ类负荷供电可以只有1条回路供电, 但是一旦发生电力事故, 应该在1昼夜的时间内修理完毕。

3 备自投装置的基本要求

备自投装置的使用要求有很多, 但是大致上可以分为以下几点:1) 只有在确认工作电源确实不工作的情况下才可以允许备用电源的投入使用, 以免出现电能倒送的情况。2) 一旦备用电路也发生了故障, 要及时关闭备自投装置。3) 备自投装置为了躲避母线电压暂时下降的情况会产生一段时间的延时, 所以说, 这个延时时间应该大于最长的外部故障切除时间。4) 备用电源断路器的合闸脉冲一般采用的是短脉冲, 所以, 在具体的工作状态中只允许自动投入装置动作一次。5) 当备用电源的母线发生故障的时候, 应该让其中的保护装备加速动作, 以免使得事故变大。

4 数字化备自投装置的工作原理

4.1 备自投的实现方式

数字化备自投实现的方式根原始的备自投有诸多的不同, 因为传统备自投的功能都是分布在不同的保护测控装置中的, 而现代化的数字化备自投装置可以通过网络化的方式将各个保护测控装置间的信息进行有效地共享, 简单地说就是它将不同的功能集结在一起, 实现了智能化、多功能化。

下图为数字化备自投实现原理图:

上图所示的就是数字化备自投实现原理图, 可以看出不同的保护测量装置分管着各自的线路, 它们将各自的线路信息传给网络交换机, 交由网络交换机来对对这些信息进行最终的处理。其中每个保护测控装置都是严格按照IEC61850的标来定进行设计的, 它们之间进行GOOSE信息传递的载体是以太网。

4.2 数字化备自投方式及其原理

备自投通信系统中有两种最为基本的备用电源投入方式, 其中第一种是分段开关备自投方式, 第二种为进线开关备自投方式。当整个的线路无异常的时候, 这两种方式均可以通过GOOSE网络来获取其他装置的断路器位置、电压情况以及电流情况。1) 分段开关备自投。在分段开关备自投中, 两条进线都各自携带有一段母线单独进行, 3DL断开, 如果进线1出现失电的情况, 那么进线1的保护测量装置就会将变化的电压、电流情况以最快的速度发送给分段测量装备, 然后根据进线1与进线2的反馈信息进行复杂的逻辑运算, 然后通过GOOSE的方式发送给1DL, 此时的1DL会自动跳开, 然后再合上3DL, 进线2失电的备自投原理与进线1的失电情况一样, 在这里就不在一一赘述。2) 进线开关备自投。下面以进线1工作、进线2作为备用来具体的解读。当线路正常运行工作时, 1DL和3DL都会处于合体的状态, 与此同时, 2DL处于分位状态。若进线1不能提供足够的电量时, 进线1的保护测控装置就会将断路器位置、电压以及电流变化发送到进线2的保护测控装置中, 进线2的装置将会根据传来的信息进行自投逻辑判断, 然后通过GOOSE方式发送1DL信息给进线1保护测控装置跳开1DL, 然后合上2DL, 实现进线开关备自投。

5 备自投装置应用的现状与展望

1) 传统备自投应用现状。在如今社会, 110KV备自投装置得到了普遍的应用, 在具体应用的时候都是依靠二次电缆连接与外面的采集量进行联系。比如说, 在对某开关的位置采集量过程中必须依靠依靠开关机所提供的备用开关节点来完成, 这样一来就会使机组对机构的依耐性较高;而且在对运行中的变电站进行备用电源自投设备的安装时必须依次停运一定量的时间间隔, 由此一来就会使电网的风险系数增加, 具体的工作量也加大了。2) 智能备自投的研究。随着人们对供电可靠性要求的提高, 智能化的备自投装备是必然的产物, 它的工作原理与传统的装置没有根本的区别, 只是在对信息的采集上存在略微的区别, 而且未来备自投装置进行信息交流的载体是光纤, 这就提高了信息传输的可靠性与快速性。

6 结语

智能化数字自投装置的位置节点、线路中的电压、电流信息变化情况的采集以及跳闸的回路都是由网络进行控制执行的, 所以它的供电可靠性得到了明显的提高。再者需要说明的就是这些新型的数字化自投装备在进行信息传递的时候大多是通过GOOSE网来进行的, 但是这种方法的发展运营还处于初级阶段, 它的运行、检修、校验等方面还没有较为健全的相关规程, 还需要我们不断地探索与研究, 从而使自投装置在数字化变电站中得到更加广泛的应用。

参考文献

[1]陈茂英.备用电源自动投入装置的应用[J].广东电力, 2007.

备自投装置的运行及投入率的提高 篇10

某变电站10kV系统均配备有10kV分段备自投装置，适应2台主变变低分列运行时，通过分段开关自投，2段母线互为备用的自投方式。10kV分段备自投图示说明见附图。

2 现有备自投运行方式，条件、判据和动作过程

2.1 充电条件

Ⅰ母、Ⅱ母均三相有电压;1DL、2DL在合位，3DL在分位。经15s延时充电完成。

2.2 放电条件

3DL在合位;Ⅰ、Ⅱ母线均无压;有外部闭锁信号;手跳1DL、2DL;控制回路断线，弹簧未储能，1DL、2DL、3DL的TWJ异常。

2.3 动作过程

充电完成后，Ⅰ母无压，Ⅰ1无电流，Ⅱ母有压则延时跳开1DL，确认1DL跳开后合上3DL。同理：Ⅱ母无压，Ⅰ2无电流，I母有压则延时跳开2DL，确认2DL跳开后合上3DL。

3 10kV分段备自投投运情况分析

当前变电站主要运行方式及备自投装置的适应性分析：

3.1 单台主变

单台主变的变电站由于不存在互为备用的电源，所以不存在备自投装置投入和退出的问题。

3.2 2台主变并列运行

2台主变并列运行的变电站，都是负荷较重(主变不满足N-1)且大部分存在10kV负荷在两段10kV母线上分配不平衡的问题，由于现有备自投装置未具备自投同时联切负荷的功能，若将2台主变分列运行将造成负荷在各主变分配不均，经济性不好，同时供电可靠性也不高，当1台主变故障跳闸，备自投装置动作后运行的主变将过负荷运行，若过负荷程度较高，将直接危及运行主变的安全，所以2台主变并列运行、负荷较重的变电站，10kV分段备自投不适合投入。

3.3 2台主变分列运行

若2台主变负荷分配较为平均，且备自投动作后不会导致运行主变(或线路)过负荷，备自投功能可以投入。

3.4 2台主变1台运行带2段10kV母线，另1台热备用

2台主变1台运行带2段10kV母线，另1台热备用的变电站，总负荷不高，单台主变能满足负荷要求，若改为2台主变分列运行各带负荷的情况，轻负荷的主变运行经济性较差，同时现有备自投装置不能满足主变自投的使用要求，故本方式运行的变电站备自投也不适合投入。

4 现有10kV分段备自投装置投运情况

现有220kV、110kV变电站均配有10kV备自投装置，功能基本都为10kV分段备自投;现有大部分变电站备自投装置未投入自投功能，目前大多数变电站为变低并列运行，分段备自投功能对该运行方式无效，仅保留其过流保护功能。

5 提高备自投装置投入率的措施

(1)变电站均应有2台及以上主变。(2)负荷应在2台主变上较平均分配。(3)分列运行的2台主变负荷总加不会使单台主变严重过负荷。(4)备自投装置具有连切负荷的功能。(5)备自投装置具有负荷判别功能，对于发生严重过负荷情况的运行方式，备自投功能应能自动退出。(6)负荷较低的变电站备自投装置具备主变自投功能，本功能的实现需要备自投装置同时能合变压器高压侧开关和低压侧开关。(7)增强备自投装置的功能，配置灵活的自投方式，以适合不同的运行方式。(8)运行上应尽力调整运行方式，平衡负荷分配，提高备自投装置投入的可能性。(9)研究备自投装置的不停电校验工作，减少备自投装置校验引起的停电。若各变电站符合上述条件，则可充分发挥备自投装置的作用，提高供电可靠性。

6 改进的建议

备自投装置需要增加较为实用的联切负荷功能、主变自投功能，使其能有更好的适应性。