备自投方式（共10篇）
备自投方式 篇1
本课题研制的自适应备用电源自投装置, 通过设计的通用型备自投装置动作逻辑的方法, 在两类断路器归类法 (电源断路器与联络断路器) 的基础上设计了电源及联络备投两套逻辑, 辅以各断路器位置判据, 对应四种运行方式, 自动适应于不同的一次主接线形式, 是通用型自适应备自投装置。其特点有:①装置定值整定简单, 方便保护整定与检修人员使用;②提供了整定计算及运行人员都可设定联络断路器有无的功能;③正确判断合理使用了外部保护闭锁量;④使用了设定控制字方法有效解决了原来因线路母线共用TV产生的问题;⑤优化使用母线及备用 (线路) 电压判据, 解决了备用线路备投可能受故障线路影响的问题。
该项目研制的产品, 经试验室测试及变电站实际模拟试验, 证明装置能满足现场各种主接线形式, 自动识别电网一次运行方式, 解决了目前应用中的备自投装置自适应性差的问题。其中, 变电站进线侧自适应式备用电源自投装置、变电站进线断路器自适应式备用电源自投方案2项进行了专利申请。
备自投方式 篇2
[关键词]备用电源自动投入；继电保护；配电
[中图分类号]TM726.1 [文献标识码]A [文章编号]1672-5158（2013）06-0376-01
10KV等级的供电系统，一般采用单路供电方式，并使用备用电源自动投入装置（简称备自投装置），以确保电网的安全运行。在10KV配电室中，有两种采用的比较多的备自投装置，即进线备自投和母联备自投。这两种装置的区别在于：进线备自投是在两个进线柜之间加入PT和备自投装置，而没有联络柜；母联备自投与之相反，是在联络柜中安装备自投装置，同时也为母线安装有PT柜。
1 配电室的进线备自投装置
一般情况下，配电室的两条进线中，母线开关运行，另一条线作为备用进线。如果备自投装置发现母线失压，同时在备用进线上检测到电压，而且运行线路上的开关没有电流，那么就采取跳开运行进线开关的措施，然后合上备用进线开关。
由于主变保护动作需要对进线开关进行跳线操作，以确保故障隔离的可靠性，因此，当主变保护采用闭锁进线备自投的动作时，有可能出现以下故障：
1）如果故障发生在主变保护范围内，采取相应的动作并闭锁备自投装置的话，将导致整站失压。
2）如果故障发生后，采取了主变保护动作后故障仍未消除，那么就要对后备保护做断开对侧开关的动作。由于主变保护动作导致了备自投装置闭锁，那么也将导致整站失压。
3）如果故障发生在主变保护范围内，在采取了主变保护动作后故障消除，备自投装置也已闭锁，那么备自投装置将提交母线失压的告警，但由于不符合备自投的动作条件，因此备自投不会做出动作。
由此可见，主变保护动作的闭锁进线备自投的动作，有可能产生严重的后果。为了解决这一问题，一般可以采用主变保护不闭锁进线备自投的方式，以确保电网的稳定性和可靠性，同时也确保了能够在故障发生时供电不被中断。
进线保护的操作回路，是通过手动或遥控的方式实现跳闸并合后继电器，然后闭锁重合阀的。如果主变保护和备自投装置，在跳闸接入回路后，接入闭锁备自投，那么主变保护采用跳开动作后，如果线路上有合后继电器动作，将可能引发备自投装置的瞬时放电，最后导致整站失压。要解决这一问题，可以采取手动或遥控动作，实现跳闸，并闭锁重合闸。通过手动或遥控实现中间继电器的跳闸，并闭锁重合闸，同时通过手跳闭锁备自投开入，从而在实施手跳动作时闭锁备自投，这样在主变和备自投跳闸，并实现重合阀的闭锁时，备自投就不会出现错误的动作，因为备自投此时不会被闭锁。
如果在主变保护动作下，进线开关对回路进行了操作，导致进线开关跳开，那么就可以避免备自投装置闭锁。但这是重合闸的动作将导致线路开关再一次合上，从而对系统产生冲击，并导致备自投无法工作。要解决这一问题，就需要闭锁线路保护的重合闸，这样主变保护动作跳闸后，备自投装置就不会出现错误动作，系统也不会被冲击，同时备用线路将保证供电的持续性和连续性。
由此可见，进线备自投与主变保护、进线开关之间的配合十分重要。在实际工作中，采用改进进线保护跳闸回路的措施，对确保系统的可靠、稳定运行，起到了十分显著的作用。
2 母联备自投
母联备自投能够在供电设备出现故障时，迅速作出反应，并确保供电的连续性不受到严重的影响。母联备自投装置相对于传统的人工操作方式，不仅极大地缩短了故障时的处理速度，而且在安全性上也有所提升。
母联备自投的工作原理，是直流控制电源小开关和防跳继电器，通过遥控合闸或开关柜手动合闸，执行分闸指示、合闸指示，并遥控分闸或开关柜手动分闸，实现远程或本地的切换，然后保护跳闸和合闸位置继电器，采用防跳贿赂、弹簧储能贿赂，经过遥控合闸出口，经过两断筋显得各自投合母联，接人遥控分闸出口和过电流保护出口，实现主变后备保护，并允许备自投信号。同时还采用PMC工作电源。
母联备自投的工作分为三个阶段。第一阶段是充电过程，如果进线断路器合、分段断路器分，自投转换开关位置投入，即在延时后开放备自投。反之，就在眼时候范围备自投的闭锁状态。第二阶段是在备自投开放时，如果检测到母线失压且无电流的状态，而另一条备用线检测到有电压，那么将转换开关位置投入，并启动备自投。第三阶段，是在一段线路出现失电的状况，而断路器仍然处于合位状态。这时备自投应当断开这一段线路的进线开关，然后启动备自投，经过一段时间延时后，合上分段开关，母线重新供电，闭锁备自投。
母联备自投的优点主要体现在以下几个方面：
1）备自投有着严格的条件限定，从而确保了闭锁的可靠性。从技术上讲，如果要流入下一级的动作，在程序上必须满足当前动作的多个条件要求。如果不能满足当前动作的条件，那么程序将不再运行，并自动执行闭锁动作。当系统采取单相接地方式的时候，如果电压不符合安全要求，那么将自动进行备自投的闭锁操作。当满足自投条件时，母联备自投将采取闭锁动作，以免发生二次合闸的情况。
2）当采用的时间不满足条件时，将返回上一工序，以确保满足时限要求。
3）为了防止重合闸，要确保两项重要的前提，一是要确保系统处于正确运行的状态下，二是要确保在线路出现失压和无流的情况下，不出现断线的错误动作，进线检测到有电压时，不要闭合没有电压的母线；分段处于合上状态时，对备自投要进行闭锁操作。延时操作要根据前面的电源自投时间进行设定，以便于能够相互配合。三是在已经启动备自投时，如果进线处于合位状态，那么才能在进线的出口进行纷飞操作以及在合分段的出口做动作，并且在合上分段后，要能够自动返回出口。如果进线没有跳开，那么在合分段的出口处就不做动作。而且在分段合闸了一定时间（这一时间以0.1秒为单位计算）之后，对分段的出口要进行闭锁操作，以防止出现多次合闸的问题。
在具有以上优点的同时，母联备自投也不可避免的具有一些缺点。以下即是对母联备自投的缺点进行的分析。
1）在满足没有电压、没有电流的前提下，出现轻负荷下三相断线的情况时，将导致备自投装置的自动启动。如果为了解决这一问题而对自投的程序进行修改，那么有可能导致失电状态下备自投不做动作。综合考虑，只能暂时不去解决这一问题。
2）一旦母线或出线发生故障，主编后备保护将出现过流动作。在主变进线跳闸的情况下，母线出现失压的问题，进线上也没有电流，备自投将合上相应的分段，这就导致在一段母线上的故障也将影响到另一段母线。即便主变后备过流保护动作，也会对系统的稳定性造成影响。
3）现在备自投的流程处理只是用于应对一般的情况，在一些复杂的情况下，备自投还能否做出正确的动作，具有不确定性。
3 总结
本文对进线备自投和母联备自投的特点及应用进行了简要的分析。在实际的应用当中，根据具体的需求和实际情况，以及进线备自投和母联备自投的特点，进行相应的设计，就能够保证供电线路的安全、稳定运行，并满足工农业生产和生活的用电需求。
参考文献
[1]国家电力公司南京电力自动化设备总厂编，NDT200系列备用电源自投装置技术说明书
[2]DL 400-91，继电保护和安全自动装置技术规程[S]
[3]DL/T 584-95，3～110KV电网继电保护装置运行整定规程[S]
[4]刘利成，一种备用电源自投装置的缺陷及解决方案[J]，电力自动化设备，2004，24（8）：95-96
分布式电源备自投接线方式改进 篇3
分布式发电是指建在用户附近, 所生产电力除自用外, 多余电力送入当地配电网的发电系统或多联供系统。其主要特征是:电源容量小、电压等级低;接近负荷中心, 接入配电网;运行方式灵活, 可联网或不联网;用电安全上比集中发电更可靠, 停电几率较小。分布式发电是最能体现节能、减排、安全、灵活多重优点的能源发展方式。自2011年以来, 先后有光大光伏、江苏国信、大唐新能源等光伏发电项目落户宿迁, 因此对宿迁电网的安全稳定运行提出了更高的要求。
备自投装置是保障电力系统安全稳定运行不可或缺的重要二次设备。在电网发生故障时, 无论该小电源是否并网发电, 备自投装置均会立即切除小电源系统, 将其与电网迅速隔离。如果简单地将分布式电源作为小电源来处理, 未能正确判断分布式电源是正在上网发电, 还是作为普通的用户用电, 都将其立即与电网迅速隔离, 那么就不能体现分布式电源系统的安全、灵活的优越性。
1 现状分析
传统备自投主接线如图1所示。
(1) 母联开关备自投方式。正常运行时, 母联3QF开关热备用, 1QF开关、2QF开关在合位并分别带I、II段母线运行。若II段母线失电, 110kV备自投动作, 跳2QF开关, 同时联跳分布式电源线CQF、DQF开关, 然后合母联3QF开关;若I段母线失电, 110kV备自投动作, 跳1QF开关, 同时联跳分布式电源线AQF、BQF开关, 然后合母联3QF开关。
(2) 主变开关备自投方式。正常运行时, 1QF (2QF) 开关热备用, 母联3QF开关在合位, 1QF (2QF) 开关带I、II段母线运行。若I、II段母线失电, 110kV备自投动作, 跳1QF (2QF) 开关, 同时联跳分布式电源线AQF、BQF、CQF、DQF开关, 然后合2QF (1QF) 开关。
2 存在的弊端
通过上述过程可看出, 对于分布式电源备自投装置能否正确动作, 相应断路器位置的正确判断起着决定性作用。当较少分布式电源线路接入系统时, 依靠增加一定断路器位置判断的开入量就能满足相关要求。而随着分布式电源地不断接入, 备自投装置若仍沿用原有接线方式将无法满足相关要求。
传统备自投装置需要调度部门提前设定分布式电源线路运行状态, 然后由运行人员到现场更改装置压板、投退定值。备自投装置动作后, 不仅切除并网小电源线路, 还要误切作为正常运行的馈供线路。这样既加大运行操作人员的工作强度, 也增加了因压板误投退、定值误整定造成的事故发生几率。
随着分布式电源不断接入电力系统, 在传统备自投接线方式下, 每接入一条分布式电源都要对原有备自投装置进行逻辑修改、程序升级, 改变相应的现场二次接线, 且需要进行必要的停电、验收工作。这样不仅造成对用户不必要的停电, 降低电力企业的经济效益, 还极易在相关验收工作中造成电网大面积停电等严重事故。
3 改进方案
经分析, 通过改变断路器位置接入备自投的接点方式 (由常闭接点改为常开接点接入) , 并改变相应的保护逻辑, 备自投装置不需要无限制增加开入量, 仅需一个开入量采集便能实现多条 (理论上可无限制接入) 分布式电源线路的接入和相应的联切功能。接线改变前后的逻辑对比如图2所示。
为最大限度发挥分布式电源安全、灵活的优越性, 只需对备自投装置接线方式进行稍微改动, 即可实现备自投动作后仅切除分布式电源线路, 而不误切除馈供线路, 避免停电范围扩大。在分布式电源线路作为馈供线路时, 只需通过压板的投退将其对应断路器位置压板和备自投连切出口打开即可。备自投装置将不再因压板投退过的分布式电源线路没有跳开, 而闭锁备自投装置, 以防止主变间隙保护、安全稳定控制装置等动作造成事故扩大。
如果从相关的电流互感器和电压互感器取得电流、电压, 利用电压和电流的乘积判明电流流向 (相位) 和分布式电源线路的实时运行状态, 并将相对应辅助接点接入分布式电源备自投回路中, 就不再需要因分布式电源运行方式改变而频繁进行压板投退、定值更改工作。
某年10月, 对已有多条光伏发电线路的110kV洋河变电站的110kV备自投装置进行了现场接线改进工作。改进后的备自投装置运行正常, 极大提高了变电站安全操作的可靠性、工作效率和运行管理水平。
4 结束语
随着分布式电源在电力系统地不断接入, 对传统方式下的继电保护自动装置提出了更高要求。分布式电源对原有主变间隙保护、110kV线路保护的动作逻辑、时限配合的影响, 将是今后对电网安全稳定运行最大的威胁, 为此应加大分布式电源下的电网继电保护装置安稳策略的研究工作。
摘要：针对分布式电源的特点, 阐述电力系统内现有备自投装置在分布式电源运行下的不足, 并对备自投接线方式进行了分析, 制定了对应接线的改进方法, 从而降低因分布式电源备自投装置不正确动作造成的停电、断电事故发生的可能性, 提高电网供电可靠性。
关键词：分布式电源,备自投,接线,改进
参考文献
备自投方式 篇4
关键词：进线备自投；跳合闸闭锁；接入接点
中图分类号：TM762 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）21-0144-01
1 110 kV进线备自投概述
为了有效提高电网供电可靠性，进线备自投装置在电网运行中得到大量采用。通常来说较为常规的进线备自投装置可以通过大量的电缆从变电场中有效获取电流和电压，并且能从变电站的线路保护装置中有效获取闭锁信号。因此110 kV进线备自投装置在变电站中的应用一直起到稳定运行的作用，并且取得了较为良好的应用效果。
2 110 kV进线备自投特点
2.1 接线简易
接线简易是110 kV进线备自投运用的基础和前提。由于110 kV进线备自投可以通过网络来获取相应的数据、模拟量与保护信息和动作信息并且能够有效通过网络来进行分合闸命令的有效进行，从而在完成较为简易的接线过程中促进直流接地、开路、短路等现象的有效减少。
2.2 扩展便利
扩展便利是110 kV进线备自投的重要特性。110 kV进线备自投可以根据需要变电站的工作需要对备自投方式进行改变同时对进线备自投的程序进行模式进行有效修改。并且在这一过程中变电站工作人员无需对110 kV进线备自投装置的硬件方面进行改动，因此具有较为便利的扩展能力。
2.3 有效兼容
有效兼容是110 kV进线备自投的优越性之一，当变电站需要新增线路或者进行保护测控装置的更换时，110 kV进线备自投装置的有效应用可以促进无规约转换的合理进行。
2.4 功能较强
110 kV进线备自投保护装置的应用可以使保护动作信息通过GOOSE报文进行实时传递，从而能够有效地防止备自投装置误动现象和拒动现象的出现。
3 进线备自投在应用调试过程中发现的问题及解决措施
3.1 问题分析
按照公司技改大修项目安排110 kV安丰变加装110 kV进线备自投，采用北京四方公司的CSC-246型备自投，为验证备自投装置与线路保护装置的逻辑配合回路和跳合闸回路。申请停电将110 kV杨安线151（进线1）开关转检修，在检验备自投跳合闸回路时，发现备自投跳开151开关后110 kV杨安线151线路LFP-943保护启动重合闸，重合原因是开关偷跳。我们分析备自投跳闸回路的接线设计，发现备自投的跳闸出口并接在LFP-943装置的保护跳闸回路上，同时也由于安丰变作为终端变，按照整定原则线路保护不投跳闸而投信号，当110 kV杨安线151线路发生永久性故障时有其对侧保护跳闸完成，线路故障隔离后，由于母线无压、线路无流，满足备自投启动条件，于是备自投跳闸出口动作于110 kV杨安线151线路LFP-943A装置的保护跳闸回路上，而LFP-943A保护装置判为开关偷跳而启动重合闸。从线路保护重合闸和备自投跳、合闸整定时间分析，当备自投合上备用线路110 kV大杨Ⅱ路152（进线2）开关后，也因110 kV杨安线151（进线1）保护判开关偷跳合上151开关。这样备用线路110 kV大杨Ⅱ路152将合闸于故障线路，将造成电网事故扩大。
于是同设计人员对备自投跳闸回路进行认真分析并重新设计，将备自投跳闸采用手跳方式。按新设计改接回路，进行备自投试验，试验结果发现：备自投跳运行线路110 kV杨安线151（进线1）正常（未出现开关重合），但备投保护不能合备用线路110 kV大安Ⅱ路152（进线2）；查看CSC-246备投保护装置液晶发现：闭锁备自投开入。分析其原因：当备自投采用手跳方式，备自投动作跳闸时，启动手跳继电器STJ，手动跳闸的同时也将“手分闭锁备自投”B10开入给备自投，这导致备自投跳闸出口的同时也收到闭锁备自投开入，从而只有跳闸不会合闸。
3.2 解决措施
①采用保护跳闸方式在设计中必须考虑闭锁重合闸问题，为防止开关跳开后线路保护认为开关偷跳而启动重合闸，备自投必须用另一副跳闸输出接点去闭锁该线路保护的重合闸。
②采用手跳方式就可以不用再考虑闭锁重合闸的问题，因为手动或遥控跳闸的操作回路已经考虑闭锁重合闸了，但这种设计方式不能加入“手分闭锁备自投”的功能。如果两条线路不允许并列运行，采用手跳方式时，手分运行线路，备自投自动合上备用线路可作为人为手分自动合闸来实现备投。
我们采用保护跳闸方式加闭锁重合闸方案。查阅近几年新型的线路保护操作回路，如：南瑞继保公司RCS-941线路保护、南京自动化公司PSL-621系列线路保护、北京四方公司CSC-160系列线路保护等保护的操作回路设计有“永跳输入回路”，备自投跳闸输出直接接入线路保护的“永跳输入回路”。具体回路可详见《110 kV变电站继电保护标准化设计图集》。
4 备自投装置的应用要点
4.1 备自投装置在应用调试过程中应只动作一次
在变电站的工作母线发生持续性故障或者永久性故障时，如果断路器没有进行切除工作则由于工作母线其电压会在很大程度上降低，因此备自投装置会动作。在这一过程中工作人员第一次将备用设备投入使用时因为持续性故障仍然存在，因此备用设备自身的继电保护会促使备用设备进行自行断开，所以此时继续投入备用设备不仅无法保障应用调试的成功，同时还会促使备用设备和电力系统在此遭到持续性故障的影响并且在某些情况下会造成故障的扩大并造成设备的损害。因此工作人员在备自投装置的应用调试过程中应当确保其只动作一次，从而促使备自投装置满足所谓的充电状态。
4.2 备自投装置的设计问题
备自投装置的设计问题对于备自投装置的应用及调试起着基础性作用。通常来说工作人员可以在备自投装置的设计过程中可以通过手动跳闸和保护跳闸的有效设计实现进线备自投的合理跳闸。在这一设计过程中工作人员应该注重以下几个环节，即如果通过保护跳闸方式实现备自投装置的合理跳闸，则工作人员应当首先将闭锁重合闸问题作为这一设计流程中的关键步骤来进行处理。其主要原因在于这种方法的利用可以使继电保护装置将其视为开关偷跳而启动重合闸并且重新将原本跳开的线路开关闭合。这意味着工作人员很难将发生故障的工作线路与正常工作的线路进行有效隔离并且备自投装置在这种情况下也较难发挥其应有的作用。因此，工作人员在考量备自投装置的设计问题时需要判断要闭锁这条线路保护的重合闸并且通过另一副跳闸输出接点来促进跳闸工作的有效实现。
5 结 语
电网系统的不断发展，电网安全压力也越来越大，要保障系统的安全稳定，必须保证系统每一个环节保持正常工作。作为系统的一个组成部分，备自投的正确动作显得尤为重要。
参考文献：
备自投方式 篇5
备用电源自投装置在保证电力系统可靠供电中发挥了巨大的作用,然而在实际工作中,各单位在不同主接线方式下对于备自投的设备选型及闭锁回路的设计各有不同。合理的选型和设计必然能保证电网更稳定可靠的供电,不合理的选型和设计往往会导致设备或电网再一次受累。下面以许继公司的WBT-800系列备自投和北京四方公司的CSC-246备自投在我局现场应用情况为例,与大家交流一下备自投的选型及闭锁回路的设计问题。
1 备自投动作过程及对应主接线方式下闭锁回路的分析
1.1 低压分段备投(低压分段备投两个厂家比较接近,动作原理上大同小异)
1.1.1 分段备投的动作过程(见图1)
正常运行时,Ⅰ、Ⅱ母均有压,501、502在合位,500在分位:
Ⅰ母失压,延时T1跳开501;检测Ⅱ母有压延时T3合500保证正常供电。
Ⅱ母失压,延时T2跳开502;检测Ⅰ母有压延时T3合500保证正常供电。
501或502偷跳时,延时T3合500保证正常供电。
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。
1.1.2 涉及到分段备自投的闭锁问题
手跳闭锁备自投,手动操作分开501或502:当进行501或502开关检修、1号主变或2号主变检修停电等操作时,运行人员手动分开501或502开关时不需要备自投动作。
主变后备保护动作闭锁备自投:增设主变后备保护动作闭锁备自投回路,主要是考虑当在10 k V母线或10 k V出线故障时,故障点迫使主变后备保护动作时,备自投不应该动作。
例:10 k V I母故障,1号主变后备保护动作,通过跳开501、500将故障点隔离,此时10 k V I母失压,但分段备自投不应该动作,如果动作的话就会再一次把故障点带起来。
1.2 进线备自投(CSC-246)
1.2.1 进线备投的动作过程(见图2)
正常运行时两线路PT均有压,两段母线均有压,1401和1402中的一个开关在合位,另一个在分位,1400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。
母联偷跳时造成所带母线失压时,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,取线路电流作为线路失压的闭锁判据。
1.2.2 涉及到进线备自投的闭锁问题(若现场采用相同运行方式及备自投装置,工作时一定注意此问题)
CSC-246备自投装置考虑到了最大供电可靠性,即当在如图2所示的运行方式下,母联1400偷跳的情况下,依然能靠合1402来保证可靠供电;但这同时也带来了一个严重的弊端,即2号主变动作时,跳1400开关,1402开关会合在故障点上。
为解决此问题,CSC-246备自投装置采用了半闭锁方式,设置了1号、2号变压器主保护及高压侧后备保护动作触点开入7、开入8(见图5)。
例:a)1401、1400运行,1402备用;充电满后,若1号变差动动作,跳开1401、1400开关及501开关,CSC-246备自投装置合1402开关带2号变运行。b)1401、1400运行,1402备用;充电满后,若2号变差动动作,则闭锁备投。
对此关于民乐变进线备投闭锁问题我们进行了如下处理:
开入7接1号主变动作触点,开入8接2号主变动作触点,实现半闭锁。1401运行,1402备用时,1号变动作(开入7)不闭锁备投,2号变动作(开入8)闭锁备投装置,同理1402运行,1401备用时,2号变动作(开入8)不闭锁备投,1号变动作(开入7)闭锁备投装置。
手跳闭锁备自投,手动操作分开1401或1402;
注:采用上述方法问题是处理了,但客观的说各有利弊。闭锁位置的增加,与主变等勾线回路的增多无形中会使备自投回路复杂化,增加人为的回路上的误动或拒动因素及现场技术人员调试的难度。
1.3 进线备自投(WBT-822)
1.3.1 进线备投的动作过程(见图3)
正常运行时两线路PT均有压,两段母线均有压,181和182中的一个开关在合位,另一个在分位,1800在合位。
(1)181运行,182备用,1800在合位:
方式一:181断开,投182。
182自投充满电后,I母、II母均无压,且181无流;此时,若方式一控制字投入,经延时跳开181,确认181跳开后,合182。
方式二:1800断开,投182。
182自投充满电后,出现1800跳位,且182所在母线无压;此时,若方式二控制字投入,经延时合182;若方式二控制字退出,则对182自投放电。(若同时满足方式一、二条件,由方式二决定动作逻辑。)
(2)182运行,181备用,1800在合位:(情况同上)
1.3.2 涉及到进线备投的闭锁问题
手跳闭锁备自投,手动操作分开181或182备自投不应动作。
1.4 对于水泥变及民乐变处理方法的总结
(1)为提高母联断开时的供电可靠性,采用半闭锁处理方法,确实可解决内桥接线在桥开关因故障跳开时产生的问题,但对工作人员提出了更高的要求,各种闭锁方式、各种运行方式都要仔细的进行试验,以防止桥开关因故障断开时,备用电源动作到故障线路或元件上。
(2)经过上述对两种产品及两种进线备投所对应的一次接线方式的比较,要求我们现场工作人员无论是在设备选型还是在现场调试时,一定要详细的考虑到一次接线方式可能发生的各种问题。
2 现场施工时常会出现的问题
WBT-822一般在施工时不会出现什么问题,因为图上很明确的标明要选用开关的动断辅助触点。
CSC-246我们现场一般要求取开关的就地辅助触点做位置,但CSC-246在装置设计时可有两种选用方式,如图5所示,图中以动合触点做标示,这样很容易误导工作人员,我们现场就曾出现过辅助触点取用不合适而造成返工现象,所以希望现场工作人员注意这个问题。
3 结束语
由于电网结构的复杂化,厂家装置设计理念的差异化,各个供电企业在选用设备及设计闭锁回路或是否选用闭锁回路上可能存在差异;本文以两个典型的不同接线方式的110 k V变电站为例,针对不同主接线方式下备自投装置的选用及在相应接线方式下如何设计闭锁回路、闭锁回路存在的必要性等问题进行了阐述,相信能对现场调试、设备选型等技术人员有一定的借鉴和帮助作用。
参考文献
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[2]CSC-200系列数字式保护装置测控说明书(Ver-2.0)[Z].北京:四方继保自动化股份有限公司.User Instruction Manual of CSC-200Series Digital Bay Control Relay[Z].Beijing:Sifang Automation Co.Ltd.
备自投方式 篇6
随着城市配网越来越多的采用电缆出线, 对于电缆出线为主的系统, 由于单向接地故障时电容电流较大, 而且故障类型以永久性故障为主, 考虑降低系统过电压水平和防止事故扩大的因素, 应优先采取中性点经小电阻接地的方式[1]。北仑地区作为宁波市经济发展重要组成部分, 为满足用电负荷日益增加的要求, 北仑电网在梅山保税区110 k V七姓变尝试采用20 k V小电阻接地供电模式。北仑区一些大型工业用户考虑到自身用电负荷的特点, 在用户110 k V变电所设计时也采用了小电阻接地方式供电。考虑到该模式的发展趋势和特点, 对变电所稳定运行管理、继电保护和自动装置应用、用户对不间断供电迫切需求都提出了新的考验, 因此, 保证电源的不间断供电和保障供电的高可靠性, 利用微机备自投保护装置将电力系统自动装置与继电保护装置相结合, 是一种对用户提供不间断供电的经济而又有效的技术措施, 在目前电网建设中得到了广泛应用, 文中就目前北仑电网小电阻接地方式下备自投装置应用作了具体分析。
1 运行基本原则
1.1 小电阻接地方式基本原则
目前北仑地区主要采用两种小电阻接地方式: (1) 电源主变为Y/Δ接线, 接地变压器接于低压侧母线, 其中性点经低电阻接地。 (2) 电源主变为Y/Δ接线, 接地变压器直接接于主变Δ线圈引线, 其中性点经低电阻接地。
采用以上两种模式运行时有以下要求: (1) 正常运行时, 低电阻接地系统的电源变压器低压侧不允许并列, 以免接地电流过大。 (2) 正常运行时, 一个低电阻接地系统中只能有一个中性点接地运行, 小电源主变、终端变压器高压侧中性点应不接地运行。 (3) 对第一种接地方式接线, 低压侧多段母线并列运行由一台电源变压器供电时, 应投入电源变压器所在母线上的接地变压器, 退出其余母线上接地变压器。 (4) 为保证零序电流保护正常工作, 在运行操作过程中应始终保证有接地变压器提供的接地点存在。
1.2 备自投基本原则
1) 备用电源需工作电源被切除后才能投入使用。为防止备用电源出现故障或对工作电源线路倒送电, 工作电源失压后, 需确认工作电源开关已断开, 才能投入备用电源开关。
2) 备自投装置须经延时切除工作电源开关。为了躲过工作母线引出线故障, 避免造成母线的电压下降, 须经延时切除工作电源开关, 并且延时应大于外部故障最长的切除时间, 包含对侧开关重合闸时间。
3) 人工切除工作电源开关时, 备自投装置应闭锁不动作。
4) 备自投装置应具有闭锁功能。若发生故障, 保护动作跳闸切除工作电源, 备自投不得将备用电源重合于故障范围上, 此时应闭锁备自投[2]。
5) 备自投装置在备用电源不满足有压条件时不应动作。
6) 备自投装置应有检测工作电源断路器CT无流判据的功能。该功能是为了防止工作电源正常运行而PT断线造成备自投误动, 引入工作电源断路器CT无流判据, 可以有效避免误动现象发生。
7) 为了防止系统受到多次冲击而扩大事故, 备自投装置只允许动作一次。
8) 为了减少人工切换时间, 备自投装置应能根据一次接线运行方式自适应调整备自投模式。
2 备自投应用分析
目前110 k V变电所110 k V接线通常采用内桥接线、线变组接线、单母接线、单母分段接线及双母接线等接线方式[3], 一般由双电源供电, 采用一供一备的原则, 应用的备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) , 针对不同电网接线形式, 通过不同的整定, 适用于各种不同的场合要求。下面主要以北仑电网中三个110 k V变电所为例, 分析小电阻接地方式下备自投装置应用情况。
2.1 110 k V科元变应用分析
科元变电气主接线如图1 所示, 高、低压侧均为单母分段接线, 低压侧采用第一种小电阻接地方式, 即接地变压器接于低压侧母线, 其中性点经低电阻接地。高、低压侧均配置备自投装置, 采用南瑞继保公司RCS-9651C型备自投, 高压侧正常运行时为双电源分列供电, 进线采用综合备自投方式, 低压侧采用母联或桥开关备自投。
南瑞继保RCS-9651C型备自投主要工作原理如下。
1) 进线备自投方式
运行方式1 :进线1 运行, 进线2 热备用 (1DL、3DL在合位, 2DL在分位) 。
动作过程:若110 k V Ⅰ段、Ⅱ段母线均无压, 进线2 线路有压, I1 无流, 延时跳开1DL, 确认1DL跳开后经延时闭合2DL开关。
运行方式2 :进线1 热备用, 进线2 运行, 动作过程类似方式1。
2) 分段 (桥) 备自投
运行方式3、运行方式4 :110 k V ( 或10 k V) Ⅰ段、Ⅱ段母线分列运行, 110 k V ( 或10 k V) 母联开关热备用 (1DL、2DL在合位, 3DL在分位或4DL、5DL在合位, 6DL在分位) 。
动作过程: (1) 若Ⅰ段母线无压, 进线I1 ( 或I3) 无流, Ⅱ段母线有压, 延时跳开1DL ( 或4DL) , 确认1DL ( 或4DL) 跳开后经延时闭合3DL ( 或6DL) 开关。 (2) 若Ⅱ段母线无压, 进线I2 ( 或I4) 无流, I段母线有压, 延时跳开2DL ( 或5DL) , 确认2DL ( 或5DL) 跳开后经延时闭合3DL ( 或6DL) 开关。
110 k V侧备自投采用常规的综合备自投, 进线或是分段方式会根据开关位置自适应判断, 这里主要分析低压侧因小电阻接地对10 k V备自投的影响。设计人员在设计该变电所时, 10 k V侧备自投仍按照常规分段备自投的模式设计, 当10 k VⅠ段或10 k V Ⅱ段失电, 10 k V分段备自投动作后, 10 k V母联开关合位, 由一台主变带10 k V Ⅰ、Ⅱ段母线供电, 此时会出现两台接地变同时运行的情况, 这与小电阻接地方式运行原则2 ( 正常运行时, 一个低电阻接地系统中必须有且只能有一个中性点接地运行) 相抵触, 存在设计缺陷, 只能停用备自投或通过人工干预手动拉开一台接地变开关, 需增设备自投自适应联跳接地变的功能, 从而减少人工作业量, 提高供电可靠性。
2.2 110 k V海越变应用分析
海越变配有3 台63 MVA主变, 是宁波目前最大容量的110 k V变电所, 电气主接线如图2 所示, 高、低压侧均为单母分段接线, 但低压侧无母联开关, 低压侧采用第二种小电阻接地方式, 接地变压器直接接于主变Δ线圈引线, 其中性点经低电阻接地。高、低压侧均配置备自投装置, 采用南瑞继保公司RCS-9651C型备自投, 高压侧正常运行时为双电源分列供电, 进线采用综合备自投方式。
110 k V侧备自投采用常规的综合备自投, 与科元变备自投装置型号和动作原理均一致, 在此不再赘述, 主要分析低压侧备自投动作情况。低压侧配有2 台备自投装置, 分别用于#1、#3 主变和#3、#2 主变之间, 由于无35 k V母联开关, 正常运行时#1 主变8DL、1DL开关运行, #2 主变10DL、4DL开关运行, #3 主变仅高压侧9DL开关运行, 低压侧2DL和3DL开关热备用 (8DL、1DL、10DL、4DL合位, 2DL、3DL分位) 。#1、#3 主变35 k V备自投装置“母线Ⅰ电压”和“母线Ⅱ电压”输入均取自35 k V I段母线电压, 装置的“进线1 电压”和“进线2电压”输入分别取自#1 主变35 k V PT1 和#3 主变35 k V PT3, 且装置“母联合后位置”开入保持高电位, 以上条件恰好满足RCS-9651C备自投装置进线备自投方式的条件, 因此虽然备自投装置安装在主变低压侧, 但需按照进线备自投方式整定和使用。
若#1 主变失电导致35 k V Ⅰ段母线无压, #3主变35 k V PT3 有压, I1 无流, 延时跳开1DL, 确认1DL跳开后经延时闭合2DL开关;若#3 主变失电导致35 k V Ⅰ段母线无压, #1 主变35 k V PT1 有压, I2 无流, 延时跳开2DL, 确认2DL跳开后经延时闭合1DL开关。#2、#3 主变35 k V备自投装置原理同#1、#3 主变35 k V备自投装置配置, 且为保证两台备自投装置配合性和负荷要求, 当3DL合位时, #1、#3 主变35 k V备自投装置闭锁, 当2DL合位时, #2、#3 主变35 k V备自投装置闭锁。
2.3 110 k V七姓变应用分析
七姓变是宁波第一座低压侧为20 k V小电阻接地方式智能变电所, 电气主接线见图3, 高压侧为内桥接线, 低压侧为单母四分段接线, 低压侧采用第二种小电阻接地方式, 接地变压器直接接于主变Δ线圈引线, 其中性点经低电阻接地。高、低压侧均配置备自投装置, 高压侧采用四方公司CSC246AE型备自投, 低压侧采用许继公司WBT-821C型备自投, 高压侧正常运行时为双电源分列供电, 进线采用综合备自投方式, 低压侧采用分段 ( 桥) 备自投。
七姓变110 k V侧采用常规的综合备自投, 20 k V侧采用分段备自投模式, 与科元变备自投装置型号不同但动作原理均相同, 且不存在科元变的设计缺陷, 该种接线方式在低压侧备自投动作时不会导致系统出现两个接地点, 符合运行需求。但需要注意的是接地变相间过流、零序电流保护动作时会跳开主变各侧开关且闭锁高压侧备自投, 这是由于接地变从电源主变低压侧引出, 等同变压器设备, 当接地变及其引出线发生故障时, 均在主变保护范围内接地变相间过流、零序电流保护动作如果不闭锁高压侧备自投, 由于是内桥接线, 若此时高压侧为分段备自投方式会导致高压侧备自投装置动作, 电源线路进线开关因故障跳开, 备用电源线路进线开关高压侧母联开关合闸, 再次提供故障电流, 从而扩大事故范围, 对一次设备也造成损害。
3 结语
综合以上3 个110 k V变电所应用情况分析, 常规备自投在小电阻接地方式应用时需选择合适的搭配方案才能排除安全隐患, 第二种接地方式由于接地点设置在与电源主变相连的接地变中性点处, 接地点可跟随主变运行方式的变化而变化, 因此运行方式较清晰, 备自投应用也更方便、更合理、更易推广。在电网运行中, 通过合理调整一、二次设备运行方式, 使其有机配合, 可以减少停电和避免不必要的事故发生, 将事故防范于未然。文中通过总结新的电网接地方式下备自投应用方案, 分析不同接线方式下装置的工作特点, 有利于日常工作顺利开展, 方便运行人员针对实际运行情况作出正确的判断和分析, 把好运行关, 保证电网安全可靠运行。
参考文献
[1]王莉, 张予鄂, 王娟, 等.电网中备用电源自投装置的安全应用[J].电力系统保护与控制, 2010, 38 (20) :225-227.
[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.
备自投方式 篇7
关键词：备自投,运行方式,方案改进
1 站用电系统基本情况
1.1 站用电系统介绍
1.1.1 站用电源介绍
某变电站站用电源采用三回供电 (见图1) 。
Ⅰ回站用电源为工作电源, 引自1#主变110k V 2#母线;
Ⅱ回站用电源为备用电源, 引自220k V变电站110k V间隔。
1.1.2 400V系统介绍
站用电系统低压母线由400V 1#母线 (380V/220V工作Ⅰ段) 和400V 2#母线 (380V/220V工作Ⅱ段) 组成。
站用备用变压器经过两级断路器接入400V 1#母线和400V 2#母线;Ⅰ回站用电工作, 给400V 1#母线供电;Ⅱ回站用电冷备用或充电备用, 两段工作母线分列运行。
1.1.3 Ⅲ回站用电备用状态介绍
冷备用:11001隔离开关合上, 1100断路器拉开, 403断路器合上, 400V 3#母线停电, 413、423断路器拉开。
充电备用:11001隔离开关合上, 1100断路器合上, 113B、13B充电, 403断路器合上, 400V 3#母线充电备用, 413、423断路器拉开。
1.2 备自投系统介绍
1.2.1 备自投功能
该站用电系统配有两台备自投装置:备自投1作为Ⅲ回站用电源自动投入Ⅰ回站用电源的自动投入装置。当400V 1#母线故障时, Ⅰ回站用变低压侧零序电流保护带延时动作且闭锁备自投1。备自投2作为Ⅲ回站用电源自动投入Ⅱ回站用电源的自动投入装置。当400V 2#母线故障时, Ⅱ回站用变低压侧零序电流保护带延时动作且闭锁备自投2。
1.2.2 备自投装置的工作条件 (以备自投1为例)
1) 备自投1充电的条件: (1) 400V 1#母线有压; (2) Ⅲ回站用电源有压; (3) 401断路器在合闸状态; (4) 413断路器在分闸状态。
2) 备自投1放电的条件: (1) Ⅲ回站用电源无压; (2) 413断路器在合闸状态; (3) 手跳401断路器; (4) 401断路器跳闸拒动。
1.2.3 备自投动作过程
以备自投1为例, 备自投装置动作过程如下: (1) 1100断路器在合上时。当满足备自投可用性条件, Ⅰ回电源故障, 造成400V 1#母线因非母线故障失压, 备自投装置判别备用电源有电, 动作跳开401断路器, 自动合上413断路器。 (2) 1100断路器在拉开时。当满足备自投可用性条件, Ⅰ回电源故障, 造成400V1#母线因非母线故障失压, 备自投装置判别备用电源有电, 动作跳开401断路器, 自动合上1100、413断路器。
2 备自投动作过程分析
以下对站用电保护及备自投系统的动作行为进行分析 (均以备自投1为例) , 图2为备自投1原理接线图。
2.1 工况一 (正常工况下的工作过程)
(1) 备自投动作前运行方式。Ⅰ回站用电工作, 给400V 1#母线供电;Ⅲ回站用电冷备用。 (2) 备用电源投入过程。在备自投充电完成后, 如果Ⅰ回站用电发生非母线故障, 备自投装置检测到:400V 1#母线失压 (=NE01-TU) , 且401断路器无流 (=NE01-TI) 。 (3) 二次装置动作过程分析。备用电源投入之后, 备自投装置检测到413断路器在合闸状态 (=NE21-4DL.TWJ为0) , 备自投放电, 备自投功能不再起作用。这样的设计也符合所用电设计规程的要求。
2.2 工况二 (特殊工况)
(1) 备自投动作前运行方式。Ⅰ回站用电工作, 给400V 1#母线供电;Ⅲ回站用电充电备用。Ⅲ回站用变保护动作, 跳开1100断路器, Ⅲ回站用电处于冷备用状态。 (2) 备用电源投入过程。Ⅲ回站用电保护动作不会闭锁备自投功能, 如果运行人员未能及时手动退出备自投功能, 短时间内Ⅰ回站用电发生非母线故障, 造成400V 1#母线失电。此时备自投动作, 将处于冷备用状态的Ⅲ回站用电投上。 (3) 保护动作过程。若13B低压侧故障为永久接地故障, 保护再次动作, 跳开1100、413断路器。 (4) 二次装置动作行为过程。这种运行工况造成了一次Ⅲ回站用电合于故障的事故, 保护短时间内由于同样的故障动作两次。造成事故的原因是Ⅲ回站用电保护动作之后, 如果短时间内Ⅰ回站用电源故障, 备自投装置将会投于故障电源。
2.3 工况三 (特殊工况)
(1) 保护动作前运行方式。Ⅰ回站用电工作, 给400V 1#母线供电;经413、423断路器联络, 给400V 2#母线供电。 (2) 保护动作过程。Ⅲ回站用变检修后试充电时, 如果站用变保护区域内存在故障 (13B低压侧接地) , 1100断路器合于故障后站用变保护动作, 跳开413、423断路器, 造成400V 2#母线非正常失电。 (3) 二次装置动作行为过程。403断路器在设计上相当于一把刀闸的作用且没有接入保护跳闸回路, Ⅲ回站用变保护动作会跳开413、423断路器。在试充电失败时, 造成400V 2#母线非正常失电, 扩大了事故造成的停电范围。 (4) 反措。为避免400V 2#母线非正常失电, 可以采取如下措施:Ⅲ回站用变试充电前退出Ⅲ回站用变保护跳413, 423联络断路器的压板。在试充电正常之后, 由运行人员操作恢复设备正常运行方式。
3 备自投改进方案
上面的两种特殊工况, 给设备的安全稳定运行带来了隐患, 增加了运行人员倒闸操作的风险。为解决这些问题, 提出了以下几种站用电系统的改造方案。
3.1 方案一
(1) 改造目的。取消Ⅲ回站用电冷备用时的备自投功能。 (2) 改造内容。将Ⅲ回站用电源有电的判据改为400V 3#母线有电:将=ALA0.TU至备自投的接线改为接入=NE23.TU。 (3) 方案分析。如果取消Ⅲ回站用电冷备用时的备自投功能, 备用电源在正常运行时必须处于充电备用状态。备用电源在充电备用时存在空载损耗, 备用电源充电备用一年的损耗将达到5.807k W×24h×365=50869.32k W·h。该方案降低了站用电系统的经济性。在Ⅲ回站用变试充电之前仍需要退出Ⅲ回站用变保护跳413, 423联络断路器的压板。在试充电正常之后, 由运行人员操作恢复设备正常运行方式。
3.2 方案二
(1) 改造目的。增加Ⅲ回站用电保护动作闭锁备自投功能的回路。 (2) 改造内容。增加备用变保护动作闭锁备自投的信号回路。 (3) 方案分析。Ⅲ回站用变保护由4套装置实现见表1。
备用电源保护动作闭锁备自投之后, 不会发生保护动作跳闸后, 备自投再次动作合于故障的情况但是外接闭锁信号过多, 且目前备自投装置本身并不具备这样的保持信号继电器, 如果采用外置磁保持信号继电器, 改造难度很大, 很难实施。
3.3 方案三
(1) 改造目的。将Ⅲ回站用变保护跳闸出口由跳413, 423联络断路器改为跳403断路器。 (2) 改造内容。将备自投装置的控制字由备自投方式1改为备自投方式3;在备自投1的充电条件中增加“403断路器在合闸状态”的判据;将Ⅲ回站用变保护 (共4套装置) 动作跳413、423断路器改为跳403断路器。 (3) 方案分析。该方案通过将Ⅲ回站用变保护跳闸出口由跳413, 423联络断路器改为跳403断路器, 备自投装置将会投于故障电源的问题;同时保留了Ⅲ回站用电冷备用备自投的功能, 运行方式更灵活经济。实施该方案需要对403断路器的设计功能及灭弧能力重新进行验证和考虑, 需要对Ⅲ回站用变保护配置及备自投装置的功能进行重新分析。
3.4 方案比较
几种方案比较来看, 方案一的工作量小, 易于实施。方案二改造难度大, 基本不具可行性。方案三需要增加两路信号且对装置外围接线改动较大, 但是改造工期长, 无法在站用电系统投运前实施。
4 结语
随着电力市场化运营改革的不断深入, 电网结构将会产生很多变化, 同时也会出现各种非常态的运行方式, 备自投与其他保护、安全自动装置之间的配合关系也将会变得更加复杂, 从而找出并采取合理的、优化的解决方案, 提高供电可靠性。这样的设计思路, 可以作为将来类似站用电备自投系统设计的参考。
参考文献
[1]周涛.电力系统广域备自投系统的分析[D].广州:华南理工大学, 2010
备自投方式 篇8
目前实现母联备自投供电方式主要有以下三种方式:第一, 采用电磁型普通继电器, 由电压继电器、时间继电器、重合闸继电器、中间继电器等继电器组成来实现母联备自投, 再附加电流继电器、信号继电器来实现保护功能, 采用这种传统的方式, 选用的元器件众多、保护功能单一、不具备通讯功能且接线相当复杂, 给定值整定和检修维护也带来诸多不便。第二, 采用国产微机保护装置, 由于国产的微机保护装置有的只能做为保护功能而不具备备自投功能, 有的则只能做为备自投装置而不具备保护功能, 故采用国产微机保护装置实现母联备自投, 需选用既有保护功能又有备自投功能的专用型号母联备自投微机保护装置, 而国产型号的这些装置, 其开关量输入和出输出接口大多都是固定的不能让用户自定义, 且其备自投方式也是固定的, 只能选择固定的自投方式而不能根据用户需要自由定义和逻辑编程, 在使用过程中功能单一, 灵活性欠缺。第三, 采用进口的微机保护装置, 如法国施耐德电气公司的SepamS40微机保护装置, 由于其集成了保护功能、测量功能、监控功能、通讯功能和逻辑编程功能且所有开关量输入和出输出接口均可由用户自由定义, 故采用SepamS40微机保护装置实现母联备自投, 不仅保护功能全面且逻辑编程功能灵活, 接线简单, 使用维护和整定方便。下文将介绍采用SepamS40在母联备自投供电方式中的具体应用。
1 母联备自投供电方式中的供电方案
供电系统由两台进线、两台母线PT、两台出线和一台母联组成, 正常工作时, 1QF合闸、2QF合闸、3QF分闸, 两路电源进线分别给两段母线供电;当任一母线PT (1#PT或2#PT) 检测到本段母线失电时, 跳开该侧进线开关1QF或2QF后, 母联3QF自投, 由一路电源进线带两段母线供电。
2 保护系统的配置
1#进线、2#进线、母联均选配Sepam S40+MES114 (I/O模块) +ACE949-2 (通讯模块) 。
3 工作模式
3.1 初始状况:
1QF合闸、2QF合闸、3QF分闸;1#PT有压、2#PT有压
3.2 母联备自投投入的动作条件
(1) 1#PT检测I段母线无压, 1QF无过流速断且非就地或远控分闸, 2#PT检测II段母线电压正常, 2QF在合闸位置, 3QF无过流且非就地或远控分闸。
(2) 2#PT检测II段母线无压, 2QF无过流速断且非就地或远控分闸, 1#PT检测I段母线电压正常, 1QF在合闸位置, 3QF无过流且非就地或远控分闸。
(3) 母联备自投转换开关处于备自投允许位置。
3.3 动作以后
(1) 1QF分闸、2QF合闸、3QF合闸。
(2) 1QF合闸、2QF分闸、3QF合闸。
4 逻辑编程程序
4.1 1#进线程序
4.2 母联程序
4.3 2#进线程序
5 结语
通过SepamS40微机保护装置内部的逻辑编程功能就能简单方便的实现母联备自投且两台进线和母联的微机保护装置选型相同, 通用性较强, 不仅使装置的接线简单方便而且当逻辑条改变时, 只需在软件中直接进行程序改动即可实现新的功能, 如当要求母联自投且带自动恢复功能时, 只要在以上的程序基础修改语句就能实现, 所有改动不需要更换装置的型号, 不需更改硬件的配置, 不需要更改装置的接线。至此, 我们可以看到SepamS40在母联备自投供电方式中的应用, 具有保护功能全面、逻辑编程功能灵活、接线简单、使用维护方便等众多优点。
参考文献
[1]韩风.建筑电气设计手册.
备自投方式 篇9
关键词：备自投装置；单母分段接线；变电站；电力系统；电网运行 文献标识码：A
中图分类号：TM762 文章编号：1009-2374（2015）17-0066-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.17.033
备用电源自动投入装置的运用，可以有效地为电力系统安全运行提供良好的帮助，目前主要将其用在110kV电压等级的系统中。在主接线采用的方式中，使用桥型接线方式，并通过进线运行与分段运行的备自投方式，因此，对于单母分段接线会形成一定的影响，针对这些问题提出更好的问题分析，将有很大的实践效果。本文结合110kV单母分段接线方式，更好地对整个电力运行形成多角度的管理分析，其中包括运行方式、继电保护配合、保护范围与力度，更好地加强备自投装置在单母分段接线中的运用，并解决好实际遇到的相关问题。
1 备自投装置的相关内容和基本要求
在电力设备的综合管理中，备自投装置是一种科学有效的运用设备，通过对电力供应中各个环节的控制，可以形成有效的管理。其中，精准地分析备自投装置的基本要求与功能运用，是一个关键性的技术问题：（1）要确保在电力运行中，工作电源或者设备断开之后，在这样的基础上，投入备用电源与备用设备；（2）在电力管理与供电模式中，对于设备电压的荷重原因，其中涉及到的闭锁信号除外，自动投入装置都能进行整体动作；（3）对于自动投入装置的运行，至少要确保在一次以上；（4）在自动投入装置的运行中，如果备用电源或者设备出现故障的时候，要备有保护加速跳闸的处理机制；（5）在采用手段断开自动投入装置的动作过程中，尤其是电源断路过程中，备用电源自动投入装置应该可靠并被闭锁；（6）自动投入装置都应该具备有闭锁功能，可以有效地防止备用电源投入到有故障的元件中，造成供电过程中安全事故等影响；（7）在备用电源没有满足需要的电压时候，自动投入装置应该不动作。在没有运行的情况下，就能产生更大的控制效果。
2 备自投装置在110kV单母分段接线中存在的问题
2.1 整体概述
在单母线分段接线运行方式中，备自投装置形成一定的运行模式，其中最为主要的是三种模式：（1）两路进线各带一台主变运行，这样可以形成110kV母联断路器，并处于热备用的状态；（2）其中一条进线A线路带两台主变运行，进线B处于热备用的状态；（3）进线A与进线B线路带两台主变运行，进线A在热备用模式。这三种运行模式与一般的内桥接线存在一定的相似原理，可以说，在单母线接线设备自投装置的运行中，对于整个逻辑动作的运用还是相似的。尤其是进线A断路器的功能，母联方式的创新点，都能产生一定的积极效果。在配置的过程中，就会形成进线备自投的逻辑动作处理。
2.2 单母线分段接线在继电保护配置中的保护范围
在110kV单母分段接线的方式中，这种简单的接线方式，主变差动作具有一定范围的保护数据，主要是在主变断路器CT到主变本体与断路器CT的功能模式，在整个单母分段接线处理中，主变保护的整体功率范围中，不包括对母线的要求，因此，在母线110kV发生一定故障的时候，主要是依靠侧线路的保护来实现，并形成相应的隔离故障处理。在这样的运行过程中，就可能产生更大的继电保护方式，对于供电处理中的各项矛盾点可以形成更规范、更有效的数据处理模式。在出现故障后的及时处理中，备自投装置能充分发挥出强大的优势，对于电力系统的进一步优化也能起到很大的作用。
2.3 存在的相关问题
在备自投装置与单母分段接线的运行中，如果单母分段接线不在主变的一定范围之内，在母线出现故障的时候，主要是通过侧线路的保护来形成隔离故障的处理，在这样的状态下，设备自投不会出现闭锁，而是继续运行，这样就不会符合备自投装置的基本要求。譬如，在110kV段母线出现故障的时候，如果这个故障不在主变的范围之内，两台主变保护就会停止动作，但是母线不具备配置保护，在这样的过程中，仍旧是依靠侧线路的隔离故障处理。在线路运行方式不对的基础上，自投装置对隔离故障还是不能全面满足。在运行方式中，对于单母分段接线的处理依旧是停留在一定的阶段，对于在故障出现的过程中，形成满足备自投动作的相关条件处理，跳开A断路器，然后合上B断路器，从而形成故障元件的合并方式。在运行方式为A方式的时候，线路就对侧隔离故障后的备自投装置形成条件下的自动跳开B断路器，然后合上A断路器，形成更好的故障元件，可以有效增强母线故障的闭锁功能。
3 备自投装置在单母分段接线中的解决措施
3.1 线路保护的增设与运用
接线简单的中端变电站，由于母线不配置任何的相关保护，因此，要解决母线故障闭锁备自投的问题，就要形成科学有效的管理方式，在技术运用中，主要是在两个线路上分别增设一套线路保护的方式，形成配置线路保护的有效性。在具体的线路保护的过程中，要形成技术保护的运用模式，在配置一端反方向的保护运行中，通过对指向母线的运用，在母线故障线路的保护中，形成正常的运转模式，在闭锁功能的实现中，实现为母线的所指方向，就会更好地对保护装置形成整体保护，并对修改后的分段备自投装置形成逻辑运行的整体效果。
3.2 单母分段进线备自投逻辑的运用
在增加线路保护的措施中，虽然能有效地解决母线故障闭锁功能的问题，但是针对一些复杂的问题，还是不能形成全面的解决模式。譬如，在进线备自投方式中，在进线L1带两台转变的时候，整个运行就会呈现一定的误差性，在B断路器的热备用过程中，如果110kV段母线发生故障，这时的A线路保护动作会呈现出动作闭锁备自投的方式，这样也不可以更好地满足对供电可靠性的整体要求。因此，在解决这个问题的过程中，要在进线备自投逻辑处理中，增加母线故障选择判断的技术，要通过增加判断的方式，查处母线故障出现的逻辑条件，可以起到更好的效果。
3.3 母线故障选择性判据及定值整定的考虑
在母线故障与110kV I段的过程中，主要是对母联断路器形成故障电流的处理方式，尤其是在110kVⅡ段出现母线故障的情况下，更要形成精准化的管理模式，这样可以更加全面地形成对故障电流的功能判断，并在整个电流运作中指出母线故障的发生点。母联断路器在故障中出现，主要是采用过流量的方式，在对过流定值的考虑中，应该对主变的最大负荷形成一定的理解，形成对负荷电流量的变化量的运用模式。
4 结语
在提升供电可靠性的要求中，采用非内桥接线的方式，在110kV终端变电站实行备自投装置，可以采用对单母分段接线运营的方式或者结合继电保护装置，形成精准的保护范围，通过使用母联CT过流的判断技术，能为备自投装置在单母分段接线应用中提供良好的技术
支撑。
参考文献
[1] 郭小江，卜广全，马世英，等.西南水电送华东多送出多馈入直流系统稳定控制策略[J].电网技术，2009，33（2）.
作者简介：周阳（1988-），供职于国网山东安丘市供电公司，研究方向：变电二次检修；李孝朋（1988-），供职于国网山东青州市供电公司，研究方向：变电二次检修；王静（1984-），供职于国网山东省电力公司潍坊供电公司，研究方向：变电二次检修。
备自投方式 篇10
与省级电网不同,我国地区电网多数为闭环设计,开环运行,其下游呈辐射状结构,为提高供电可靠性,往往装设备用电源自动投入装置BATS(Busbar Automatic Transfer Switch)。当电网发生故障导致母线停电时,满足动作条件的BATS动作,合上备用电源给停电母线供电,从而提高供电可靠性[1,2,3,4,5,6,7,8]。
当电网发生故障后,可能有多条母线停运,如果BATS之间不考虑动作的配合,就可能引发多个BATS动作,事实上,并非所有这些BATS动作都是必要的。动作的设备越多,出现进一步故障的可能性就越大,因此要合理设计BATS的动作配合方案,尽量减少不必要的BATS动作。文献[9]提出了按母线电压等级设计BATS动作时限来实现上下级BATS的配合,减少不必要的BATS动作。但由于地区电网中大量使用T接线方式,此方法并不能严格区分BATS上下级之间的配合关系。
鉴于上述问题,本文首次提出了2个全新矩阵模型:备自投实时分级矩阵模型和备自投实时关联矩阵模型。并在此基础上设计了一种新的用以在线分析备自投投退组合的实时算法,算例分析表明基于上述方法所设计的在线备自投投退组合实时算法不仅可以准确得出不同故障下系统所应动作的备自投组合,而且还能有效处理发生多重故障情况时的备自投装置投退组合问题,符合电网的实际情况,具有一定的实用性。
1 典型BATS接线模型和实时分级矩阵模型
1.1 典型BATS接线模型
在介绍本文所提算法之前,有必要对BATS的几种典型接线模型进行说明[10,11]。
1.1.1 10 kV母联BATS
图1(a)中BATS为10 kV母联备自投,母线A、B通过BATS互为备用。如果母线A失电,BATS动作,母线A所带负荷就会转移到备用电源侧母线B上,从而不会导致系统失负荷。
1.1.2 110 k V母联BATS
110 k V母联BATS可安装在220 k V和110 k V变电站上,其动作原理与10 k V母联BATS相似,不同的是它们关联的母线电压等级不同。图1(b)BATS为110 k V变电站的母联BATS。图1(c)为220 k V变电站的110 k V母联BATS。
1.1.3 线路BATS
图1(d)BATS是线路BATS[12],其中C线通过BATS作为A线、B线的备用线路。假设A线断开,BATS动作,原来A线所带负荷通过C线从B线获得电源。
1.1.4 T接线方式与BATS的组合
在地区电网中,大量使用了T接线方式[13],其末端安装的大量10 k V母联BATS提高了供电可靠性。图1(e)所示的接线方式下,A线所带母线A1、D1与B线所带的B1、C1通过BATS1和BATS2分别互为备用。
系统中更加复杂的BATS逻辑可由这4种基本类型组合而成。
1.2 实时分级矩阵模型
对于某一确定故障,可能有多个BATS由于母线失电满足动作条件,但在实际系统中,如果上一级的BATS动作能够恢复所有失电母线的供电,则下一级的BATS就不必动作。文献[9]通过按停电母线的电压等级为BATS设置动作时限来实现上下级BATS的配合,减少不必要的BATS动作,但由于地区电网中大量使用T接线方式,按照母线电压等级设置的BATS动作时限并不能严格区分BATS上下级之间的配合关系。如图2所示系统中,当110 kV出线A线(图2中实粗线所示)断开时,110 kV母线1和10 kV母线2、3失电,BATS1、BATS2、BATS3都满足动作条件,如果按照母线电压等级设置的动作时限,则BATS1立即动作,而BATS2、BATS3后动作或者不动作。但实际上BATS1是BATS2的上级备自投,它动作能恢复母线1、2的供电,却不能恢复母线3的供电,因此在A线断开时,BATS3与BATS1都应该动作或者具有相同的动作时限。
在辐射型的地区电网中,上下级关系的BATS反映了备用元件(母线)之间一种上下关联的拓扑关系。在电气方面,下级母线必须通过它关联的上级母线获得电源(此处母线也包括T接点)。
考虑到上述地区电网的特点,本文首次提出BATS实时分级矩阵模型。其具体定义如下,假设某一运行方式下地区电网中包括n个BATS,共有2n-1种组合。其中每一种组合都是G={BATS1,BATS2,BATS3,…,BATSn}的子集。对于G的任意含有k个元素的非空子集GM,定义如下k×k阶对角阵M:
其中,对角线元素Mii(i[1,k])表示子集GM中的第i个BATS在子集GM中的等级状况,下面介绍具体的取值方法。
找出与第i个BATS直接相连的所有母线,沿着这些母线上所有当前传输功率不为0的线路(具有备自投功能的线路,一律认为其当前传输功率不为0)向电源侧查找,当没有发现其上级BATS时,Mii=10 000;仅出现其上级BATS 1次时,Mii=1 000;出现2次时,Mii=100;出现3次时,Mii=10;出现4次时,Mii=1。
实时分级矩阵中的元素取值与电网的运行方式有关,在有的方式下某个BATS可能没有与其关联的上下级BATS,但在另外的运行方式下,它就有可能和其他BATS相关联,因此矩阵中的元素取值是随电网运行方式而变化的。由后文分析可知,这一策略的应用可有效区分不同BATS的上下级关系。
2 在线分析BATS投退组合的实时算法
在线分析BATS投退组合的实时算法的基础是BATS实时关联矩阵,BATS实时关联矩阵是本文提出的一种全新的表示BATS和可能故障元件之间关系的矩阵模型。基于该模型所设计的算法,可以在计算量很小的情况下得到任意确定故障所对应的应动作BATS组合。不仅如此,关联矩阵本身也是动态更新的,实时跟踪电网运行方式的变化和BATS的闭锁情况,使得基于它的算法更适于在线应用。
2.1 BATS实时关联矩阵的建立
假设地区电网中包括n个BATS,且该电网预想事故集中包含p个元素(线路或变压器),当预想事故集中某一确定性故障(如线路断线)发生时,可能使某个或多个BATS达到动作条件,也可能所有BATS都达不到动作条件。根据此关系构建一个p行n列的BATS与可能故障元件之间关系的矩阵R如下:
其中,第i行j列的元素Rij表示第i个预想事故元件与第j个BATS的关联情况,Rij的值如下式所示:
2.2 实时算法及其判断准则
建立一个维数为p的向量A,向量A中的元素代表预想故障集中故障的发生情况,当故障发生时其对应元素被置为1,否则为0。将上述向量A左乘矩阵R与M,即可得由n个BATS的动作可信度构成的向量S,即
对于单一故障BATS的动作判断准则是:当BATS的动作可信度≥10 000时,判断该BATS应动作;若所有BATS的动作可信度都<10 000且≥10,则判定动作可信度最高BATS动作。
对于多重故障则不能简单把向量A中多个元素置为1,而是应该将多重故障中各元素分别作单一故障看待,应用式(1)计算各自结果,并将所有结果取并集,最后所得集合即为多重故障下的BATS投退组合。算法具体流程如图3所示。
这一算法的物理意义为首先根据指定的故障选择出网络中应动作的BATS,然后再依据BATS之间的上下级配合关系,选择性剔除那些不需要动作的BATS。当遇到多重故障的情况时,由于已达到动作条件,且为最高等级的BATS的权值已经被扩大为一个较大的数10000,因此就能有效避免该信息在计算过程中被湮灭,从而准确判断应动作的BATS组合。在线应用时,算法的启动条件设为每间隔一段时间启动一次,或者当电网结构发生变化时启动。
3 算例
算例如图4所示。仿真系统为河南北部某地区电网的一部分,包括3座220 kV变电站,9座110 kV变电站,21条线路,6台三绕组变压器和17台双绕组变压器。图中已经将安装有BATS的断路器标识出来,如图所示共有17个断路器安装了BATS。
首先选择部分110 kV线路以及变压器作为预想故障集,详细列表如表1所示。
依据此表格建立向量A,A中元素对应顺序与表格中顺序一致,先排列线路再排列变压器,A=[1…21峨眉1号…北郊1号]。基于当前网络拓扑建立实时关联矩阵R,具体内容如下:
矩阵R为30×17阶矩阵,30行代表预想事故集中的21条线路和9台变压器,排列顺序与向量A中顺序相同,从上到下先排列线路再排列变压器。17列代表系统中所安装的所有17个BATS。例如第5行代表线路5,元素R5,4=R5,12=1则说明当线路5故障后退出运行,将使BATS4和BATS12达到动作条件。
建立BATS实时分级矩阵M如下,详细内容如表2所示。
M=diag{100 100 100 100 100 1 100 10 00010 000 10 000 1 1 1 1 1 10 1}
案例1:依次将向量A中的元素置为1,其他剩余元素为0,以此来模拟预想故障集中单一故障情况,利用每次得到的A代入公式S=ARM,从而确定不同故障所对应的应动作BATS,详细结果见表3。
案例2:对于电网中的故障,不能仅仅考虑单一故障的情况,还要考虑多重故障的情形。表4为随机抽取部分线路和变压器组成多重故障集合。应用本文所提算法确定其对应BATS的投退组合,详细结果如表5所示。
4 结语