110kV樟市站10kV分段备自投动作分析

姜涛 陈育成

摘要：变电站备自投保护作为站内重要的安自设备，它的正常动作与否对于变电站的安全稳定运行具有举足轻重的作用[1]。本文通过对一起变电站备自投保护动作进行分析，用实例来阐述变电站备自投保护正确动作进行分析，且提出了解决问题的方法。

关键词：备自投 失压 10kV

一、备自投动作前的运行方式

110kV樟市站10kV分段备自投装置为南瑞科技NSR641R型号备自投装置，备自投装置动作前运行方式为：10kV分段500开关在分位，10kV两段母线分裂运行，#1接地变5T1开关、F10 510开关、F11 511开关、F12 512开关以及#1站变571开关在合位,挂10kV #1母线运行。#1接地变5T2开关、F20 520开关、F21 521开关、F22 522开关以及#2站变572开关在合位,挂10kV #2母线运行（图一）。

图一：樟市站运行方式

二、动作过程简述

2021年05月29日，110k樟市站10分段备自投动作断开#1主变10kV变低501开关，8s后合上10kV分段500开关。具体时刻表如下：

序号	时间	事件
1	2021/05/29 03:38:48	#1主变10kV变低501分位动作
2	2021/05/29 03:38:52	10kV分段备自投动作
3	2021/05/29 03:38:56	10kV分段500开关合位动作

三、动作过程分析

1. 备自投逻辑：备自投动作逻辑[2]如图二。

图二：备自投逻辑图

2. 过程分析：

1. 备自投装置正常工作，满足备自投充电，备用母线有压条件；

2. 备自投装置动作前，站内发10kV #1母线保护失压，南约线510开关、樟市线511开关、大村线512开关的保护装置和#1主变低后备保护装置均发PT断线报警(图三)，满足母线无压条件；

图 三： 10kV #1母线保护电压失压信号

3. 501开关负荷较小，实时最大一次值87A左右（图四），备自投装置无流定值0.04A，CT变比3000/1,满足无流条件；

图 四 #1主变变低10kV 501开关实时负荷

4. 501开关在合位，满足主供开关在合位条件；

5. 分段备自投无需判断线路电压，至此备自投动作条件满足，达到动作时间，备自投保护动作。

四、跳闸原因查找

经过分析，推测此次备自投动作原因为：10kV #1母线保护电压消失，且501开关负荷较小，二次值约为0.03A，满足#1母线无压（30V）、#1进线无流（0.04A）动作条件。运行人员检查发现10kV IM保护电压空开故障跳闸，导致备自投10kV IM无电压输入，分段备自投满足条件后动作。

五、处理方法和结论

1、跟换10kV IM保护电压空开，采用单相空开，有故障也不会三相同时跳闸；

2、由于10kV #1母线保护电压消失且负荷较小，同时满足10kV分段备自投无压定值和无流定值条件，因此10kV分段备自投动作断开501开关，合上500开关，属正确动作。

参考文献

[1] 卢刚刚. 备自投不正确动作原因分析及应对措施. 科技展望, 2017, (001).

[2] 高宏慧. 一组典型的10kV备自投装置动作行为分析. 技术改进与创新, 2010, 12(2).