备自投的原理 篇1
关键词：备用电源,备自投的原理,应用原则
随着供电网络电网容量的扩大和用电负荷的增加, 电力用户对电网运行水平和供电可靠性及供电质量的要求愈来愈高。因此备用电源自投装置 (备自投) 是电力系统中为了提高供电可靠性而装设的自动装置, 对提高双电源或多电源供电负荷的供电可靠性, 保证连续供电有着重要作用。
1 用备自投备工作原理
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, 让用户能尽快恢复供电的自动控制装置, 简称备自投装置 (BZT装置) 。
2 备用电源备自投的几种接线方式
备用电源的配置方式很多, 形式复杂, 主要有低压母线分段断路器备自投、内桥断路器备自投和线路备自投三种方案。
2.1 低压母分段运行断路器备自投
低压母分段运行断路器自投接线示意图1。
图1中可以看出, 正常运行条件是分段断路器3 Q F处于分闸位置, 进线断路器1QF、2QF均处于合闸位置、母线均有电压、备自投投入开关处于投入位置。即1#主变、2#主变同时运行时, 而3QF断路器断开时, 一次系统中1#、2#主变互为备用电源, 各自带一段低压母线运行。因此其备自投有两种运行方式。
方式一:A段母线无电压, 101进线I1无电流, B段母线有电压。若1QF处于合位置, 则经延时跳开1QF, 确认跳开后合上3QF;若1QF处于分位置, 则经延时合上3QF。
方式二:B段母线无电压, 201进线I2无电流, A段母线有电压。若2QF处于合位置, 则经延时跳开2QF, 确认跳开后合上3QF;若2QF处于分位置, 则经延时合上3QF。
2.2 内桥断路器的备自投
内桥断路器备自投接线示意图2。
图2中可以看出, 正常运行条件是桥断路器3QF处于分位置, 进线断路器1QF、2QF处于合位置, 进线201、进线202均有电压, 当备自投投入开关处于投入位置时, 则其备自投有两种运行方式。
方式一:A段母线无电压, 1QF进线I1无电流, B段母线有电压。若1QF处于合位置, 则经延时跳开1QF, 确认跳开后合上3QF;若1QF处于分位置, 则经延时合上3QF。
方式二:B段母线无电压, 2QF进线I2无电流, A段母线有电压。若2QF处于合位置, 则经延时跳开2QF, 确认跳开后合上3QF;若2QF处于分位置, 则经延时合上3QF;
2.3 线路备自投
进线备自投接线示意图3。
正常运行条件:
方式一:1QF、3QF处于合闸位置, 2QF处于分闸位置, 两段母线均有电压, 备自投投入开关处于投入位置;
方式二:2QF、3QF处于合闸位置, 1QF处于分闸位置, 两段母线均有电压, 备自投投入开关处于投入位置。
即由图3中, 当301进线带A、B段母线运行 (1QF、3QF处于合闸位置, 2QF处于分闸位置) , 则302进线是备用电源 (方式一) 。反过来, 当302进线带A、B段母线运行 (2QF、3QF处于合闸位置, 1QF处于分闸状态) , 则301进线是备用电源 (方式二) 。
当母线A、B段无电压, 301进线I1无电流, 302进线有电压, 2QF处于分闸位置。若1QF处于合位置, 则经延时跳开1QF, 确认跳开后合上2QF;若1QF处于分位置, 则经延时后合上2QF。
当母线A、B段无电压, 302进线I2无电流, 301进线有电压, 1QF处于分闸位置。若2QF处于合位置, 则经延时跳开2QF, 确认跳开后合上1QF;若2QF处于分位置, 则经延时后合上1QF。
这两种运行方式属于热备用的接线方式, 其备自投应满足的条件为:母线失压, I1 (I2) 无电流, 302 (301) 进线有电压, 1QF (2QF) 确定已经跳闸断开位置, 合2QF (1QF) 。
3 备用电源备自投的原则
备用电源备自投时, 作为备用电源在备自投时应该遵守的原则。
(1) 工作母线失压是备自投启动的条件, 但只有当工作母线电源确实无电压, 备自投才允许启动, 故应设置启动延时躲开电压波动。同时还必须检查工作电流有无电流, 才能启动备用自投, 以防止电压互感器二次三相断线造成备自投误动作。同时不论该进线断路器是否断开, 备自投延时启动后都应再跳一次该断路器, 并将检查该断路器跳位辅助触点作为启动合闸的必要条件。
(2) 对设有重合闸的系统中备自投可等待线路重合一次失败后启动自投, 也可直接自投, 重合闸失败后自投对恢复供电较有利, 但这样自投延时将延长一个重合闸动作周期。原则上对供电容量大、装置可靠性较高、供电线路较长、重合成功率低或对连续性供电有特殊要求的重要负荷可采用直接自投方式;对装置可靠性相对较低的常规继电器备自投的负荷可采用先重合后自投方式。
(3) 应有闭锁备用自投装置的功能。如:内部故障、手动跳开工作电源、备自投停运等应闭锁备自投, 备用备自投装置不应该动作。
(4) 备用电源装置只允许动作一次。为保证备自投只自投一次, 备自投均应设置充电条件, 备用电源自投只有在充电完成后才能动作, 其充电条件满足持续备用自投充电时间后, 备自投完成充电。任一放电条件满足, 备自投即放电, 备自投未启动时, 只有再次充电后才能再启动, 已启动后, 备用自投动作过程立即停止。
(5) 备用电源不满足有电压条件时, 备自投装置不应动作。
(6) 有压、无压、无流条件的选取, 备自投的启动条件中检测工作母线无电压判据是最重要的判据, 根据主接线方式、自投方式以及电压回路接线的不同正确选用母线电压, 是备自投成功应用的前提条件。
4 结语
采用备自投装置可以提高供电可靠性、简化继电保护配置、限制短路电流并提高母线残压。随着用户对供电可靠性要求的提高, 备自投装置得到了广泛应用, 是电力部门为保证用户连续可靠供电的重要手段。虽然备自投的逻辑比较简单, 但在应用中涉及的元件和系统因素较多, 因此在如何不断提高备自投的动作成功率和可靠性, 就需要我们在工作实践中不断总结经验, 对各种问题深入探索和研究, 提高备自投装置动作的可靠性, 保证供电电网安全运行。
参考文献
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[3]金良, 李太宇, 薛晓敏.备自投装置运行方式分析[J].东北电力技术, 2004 (5) .
备自投的原理 篇2
随着地区电网的高速发展和电网商业化运行的深入开展,电力系统的调度和控制变得越来越复杂。因此对供电可靠性提出了越来越高的要求,这也使静态安全分析的N-1功能在地区电网中得到了越来越广泛的应用[1,2]。
地区电网的特点是其管辖范围通常包括220kV及以下的主变压器(以下简称主变)和线路及部分500kV主变。其中220kV线路一般以环网供电方式运行,110kV设备通常按辐射网供电方式运行。为保证供电可靠性,需在变电站内安装一定数量的备自投(BATS)。当电网发生故障从而导致母线停电时,满足条件的备自投就会动作,为停电母线恢复供电,从而保证了供电的可靠性。
因此,在地区电网进行安全分析时,必须考虑备自投的动作,来确定事故后新的状态下电网是否满足安全性的要求。如果不考虑备自投的动作,分析结果通常为甩负荷,这与电网的实际运行情况不一致,计算结果也没有参考价值。文献[3]提出了在能量管理系统(EMS)/调度员培训仿真系统(DTS)中考虑自动装置的一种方案。
地区电网的N-1 分析通常是周期进行计算的,随着电网规模不断扩大,对N-1的运算速度提出了越来越高的要求,为缩短计算时间,传统的方法是对N-1故障进行筛选,按一定的性能指标过滤掉一些引起设备越限概率较小的故障[4,5,6]。另一方面,在地区电网中,大部分故障都会导致备自投动作,由于地区电网的备自投配置可能存在差异,同时有些电网存在诸如T结线及线变组结线等特殊接线方式等,在模拟分析时为了确定某个设备故障会引起哪些备自投动作,单纯通过备自投的动作逻辑是无法进行判断的,必须要经过拓扑分析才能得到。一般地,有备自投动作的故障都需要重新进行拓扑计算然后再进行潮流校核,从而会消耗较长的计算时间,为此,本文针对地区电网的特点,提出了两种新的处理方法,该方法分别是通过供电路径搜索或预先建立N-1故障与动作的备自投的映射关系,在潮流校核中通过负荷转移的方法将负荷从工作母线转移到备用母线来模拟备自投的动作。由于本方法不需要进行频繁的拓扑计算,从而可以大大缩短计算时间。
1 备自投建模
文献[7]给出了针对N-1的各种备自投模型的定义。通常不同的厂家需要根据其数据库的特点对备自投进行建模。但都需要考虑备自投的方向性、时序性、均分性等特点。本文根据备自投的特点将模型分为备自投条件表和备自投动作表。其中备自投条件表包括备自投类型(母联备投或设备备投)、包含的设备(线路或变压器)、开关、母线,如图1所示(图中开关空心表示断开,实心表示闭合,下同),设备最多可以指定4个,用户可以设置条件表(条件表一般包括设备带电、设备不带电及开关热备等)。备自投动作表是指当备自投条件表中的条件满足时,要触发的动作开关信息。
1.1 时序性
当电网发生故障后,可能造成许多母线停电,如果备自投之间不考虑动作时间的配合,就可能引起许多备自投动作,实际上,并非所有这些备自投动作都是必要的。因此,在备自投建模中必须考虑备自投的时序性。
如图2所示,图中分别给出了同一电压等级及不同电压等级的时序特性。图2(a)中,备自投A2备A1的时序参数为T,备自投B备A1的时序参数为T+ΔT,如果线路A1发生故障,则考虑时序性后只有备自投A2备A1会动作,而备自投B备A1不再满足动作条件。图2(b)中,备自投A1 备B1的时序参数为T,备自投A2 备C1 的时序参数为T+ΔT,当S1点发生故障时,只有备自投A1备B1会动作,备自投A2备C1不再满足动作条件,最终为开关A1闭合。
在备自投建模中,可以对满足动作条件的所有备自投按时序参数的大小进行排序,时序参数小的先动作,动作后再检查时序参数大的备自投是否满足动作条件,直到所有的备自投均检测完毕,最终得到所有满足条件的备自投。
1.2 均分性
备自投均分性是指当某备自投动作后,为避免备用电源过载而触发相关联的备自投从而使负荷在备用电源间分摊,这样使设备过载的可能性比单个备用电源带全部负荷有所降低。如图3所示,假设变压器A发生故障,如果考虑均分,最终结果为变压器B带母线A和B1,变压器C带母线B2和C,从而降低了变压器B过载的可能性。
在建模中,如果设置了某个备自投考虑了均分,可以通过备自投对应的设备关系自动确定此备自投对应的均分备自投信息。图3 中,假设备自投C1备A具有均分功能,因为备自投C1备A的备用母线为B1,备自投C2 备B2 的工作母线为B2,由于B1与B2为同一计算节点,所以可以最终确定备自投C1备A的均分备自投为C2备B2。
1.3 方向性
备自投的方向性是指诸如母联备投在当前方式下只具备母联备母线A的功能,而母联备母线B的功能暂时被闭锁。在建模中,可以通过启动或闭锁功能来满足备自投的方向性。
1.4 区域备自投及广域备自投建模
国内一些地区电网中存在110kV变电站串联供电的模式,针对此种接线方式在主站端配置了区域备自投系统,这要求基于EMS的备自投模型能对区域备自投进行建模,文献[8-13]分别从不同角度对区域备自投及广域备自投的应用及测试等方面进行了研究,本文前面给出的备自投建模方法可以满足要求,只是母线或开关属于不同的变电站,其动作条件可由用户根据需要设置。
1.5 充电条件及动作条件
针对图1的备自投通用模型,其充电条件和动作条件如表1所示,对于动作条件,用户也可根据实际情况进行更改。
2 N-1与备自投的映射关系
对于地区电网来说,N-1 故障的后果一般分为三种情况。
1)N-1故障引起解环的情况,这种情况为N-1相应的设备本身在环路上运行,例如常规的220kV线路或并列运行的线路。
2)N-1 故障导致部分母线失电失压,这种情况通常为相应的故障所连的变电站为用户站,设备故障后会引起此用户站失电失压。
3)N -1 故障引起备自投动作,例如常规的110kV线路或主变等。
对于第1种情况,由于模拟故障后电网的计算节点不发生变化,可以使用补偿法进行计算。对第2种情况,故障后果通常为给出失负荷即可。本文主要对第3种情况进行重点分析。对于引起备自投动作的N -1 故障,由于涉及拓扑计算,文献[14-16]分别从不同的角度来缩短计算时间。本文的处理思路为:在基态拓扑的基础上进行局部拓扑或通过供电路径搜索得到满足动作条件的备自投,以确定N-1故障与动作的备自投之间的映射关系,一般来说,对于第3种情况下的某个故障,总会有一个或多个备自投与之有映射关系。
2.1 基于局部拓扑关系建立映射关系
2.1.1 局部拓扑处理过程
一般来说,在N-1分析前已经进行了基态的拓扑分析,由于对每个故障只相当于极少数的开关变位,可按局部拓扑来进行分析,即只需要对有开关变位的连接点重新修正相应的计算节点。具体处理步骤如下。
1)根据故障设备修正故障设备两端的计算节点与支路的连接关系。如图2(a)所示,假设线路A1发生故障,只需修正线路A1两端的计算节点与支路的连接关系即可。
2)重新进行局部拓扑分析,确定满足动作条件的备自投,进一步根据备自投的开关状态进行局部拓扑分析,当开关开断时,确定可能出现的新的计算节点;当开关闭合时,修正原有的计算节点,例如在图2(a)中,线路A1故障后引起备自投开关B备开关A1动作,开关A1断开时,会导致母线A所在的计算节点处出现新的计算节点,开关C闭合时会导致母线A及母线C的计算节点合并。
3)修正支路与计算节点的连接关系重新进行拓扑分析得到最终的电气岛。
2.1.2 建立映射关系
基于局部拓扑关系建立N-1故障与动作的备自投映射关系的处理流程如图4所示。
从图4可以看出,只有在第1次启动服务或有开关变位时才需要重新建立N-1故障与其触发的备自投的关系,在周期启动N-1计算时可以直接使用此映射关系进行计算。
2.2 基于供电路径搜索的映射关系建立
通过局部拓扑能使处理时间显著缩短,但总的时间还是比较长,根据备自投的动作原理,在备自投满足充电条件的情况下,如果工作母线失电,而备用电源带电,则备自投就满足动作条件。因此,备自投的动作可以转换为工作电源及备用电源的供电路径搜索的问题,针对地区电网的特点,将220kV主变及建模的发电机均作为电源点,从电源点向下搜索得到电压等级最低的供电母线,将满足条件的供电母线的供电路径记录下来。最终的判断依据如下。
1)如果某设备发生故障,而此设备对某些供电母线来说,属于通向电源点的唯一通路,则此设备故障必然导致工作母线失电,与此工作母线相关联的备自投也会动作。
2)如果某设备对某备自投来说是工作母线的电源,同时也是备用母线的电源,则此设备发生故障后相应的备自投不会动作。
对地区电网来说,备自投的电压等级一般包括110kV,35kV及10kV等,220kV母线一般按环网运行,220kV线路故障一般不会导致备自投动作,相应的系统节点数保持不变,对此类设备的N-1计算可按补偿法进行处理,或即使造成节点数的变化,也可另行判断,不会对本文的逻辑产生影响,所以在供电路径搜索时,从电源点(220kV母线节点及建模的发电机节点)作为根节点进行搜索。逻辑如下。
1)将220kV线路开关模拟断开,建立计算节点与支路的关系链表,对于双回线则只使用其中的一条,双回线中的任何一个设备故障不会引起备自投动作,可按补偿法计算。
2)从电源点(包括220kV根节点及建模的发电机节点)采用深度优先搜索方法向下搜索,在搜索过程中若搜索到35kV母线或10kV母线,则记录相应供电路径,包括路径上的支路信息、母线信息等。
3)根据路径上的设备信息,记录出现在设备后的母线信息,根据备自投与母线的对应关系,建立设备与备自投的工作母线及设备与备自投的备用母线的映射关系。
4)如果对某个根节点在搜索结束前,新入栈的点已经出现在堆栈中,则表明存在环路信息,这种情况下环路上的设备信息发生故障不会引起备自投动作,只会造成解环。
5)如果一个设备既与工作母线有映射关系,又与备自投的备用母线有映射关系,则表明此设备对此备自投来说是同源的,此设备故障后不会触发此备自投动作。
6)在生成设备与备自投的映射关系时,同时记录有多少电源点与备自投有关系,即备自投有哪些电源点,如果某个设备与备自投之间有映射关系,同时对此设备而言,又有n个电源点,则表明n个电源点到此备自投之间都需要经过此设备,此设备即为关键的唯一供电路径,设备故障后必然会触发备自投动作。
图5给出了供电路径搜索的示意图,图中:S1,S2,S3分别为不同站的220kV母线;S4为发电机;Tf1,Tf2,Tf3为220kV变压器。通过图5可以确定设备与备自投的映射关系如表2 所示。在表2中,母线BS1为备自投BATS1的工作母线,BS2为备自投BATS1的备用母线。设备Ln1与BATS1的工作母线BS1之间有唯一的一条路径,相应的电源点为S1,表示为1(S1),同时BATS1的工作母线BS1对应的电源点总信息为S1,设备Ln1与BATS1的备用母线BS2之间没有映射关系,则表明设备Ln1为BATS1的唯一供电路径,其故障会引起BATS1动作。设备Tf2与BATS2的工作母线BS2及备用母线BS3都有映射关系,则设备Tf2故障后不会引起BATS2动作。
从表2中还可以看出,设备Tf6与BATS3之间有2 条供电路径,其电源点为S2和S4,表示为2(S2,S4),同时BATS3对应的电源信息有2 个,所以设备Tf6是唯一的供电路径,其故障后会引起BATS3动作。其他的对应关系均可通过映射表进行分析判断。
2.3 映射关系的合理性和有效性验证
以图5为例,假设线路Ln1发生故障,通过局部拓扑分析得出的结果是变压器Tf4及母线BS1均不带电,BATS1满足动作条件,从表2 中也可以得到Ln1故障会引起BATS1动作的结果,如果按预先建立N-1 故障与动作的备自投的映射关系进行处理,则在N-1分析前先通过局部拓扑建立故障设备与动作的备自投的映射关系,映射关系只在有开关变位时才需重新形成。
图5中,对于其他故障引起的动作的备自投的关系与局部拓扑的分析结果一致的,从而证明本文提出的两种映射关系的建立方法是合理并有效的。
3 负荷转移处理
文献[17]在处理负荷转移时需要考虑开关的状态变化,这里不必考虑开关的变化,只需要使用基态的拓扑关系即可。对建立好映射关系的N-1故障可按关联的备自投的属性不同采取不同的转移方法。
3.1 常规母联备投及设备备投
常规的母联备投及设备备投负荷转移为将工作母线的负荷清零,而在备用母线处在原有负荷的基础上叠加工作母线的原始负荷。
3.2 多备一模式
如图1所示,假设是二备二的模式,则在转移时将总的需要转移的负荷在备用电源B1 和B2 之间分摊,各承担一半。
3.3均分性
如图3所示,均分备自投的负荷转移处理为将工作母线A的负荷清零,而将母线B1的负荷在原来基础上叠加工作母线A的负荷值,将母线B2的负荷清零,而将母线C的负荷在原来基础上叠加工作母线B2的负荷值。
3.4 广域备投
广域备自投负荷转移方法与普通的设备备投一致,只是其工作母线与备用母线不属于同一个变电站。
4 N-1校核
在建立好N-1故障与动作的备自投的映射关系后,同时将负荷进行合理转移,接下来需要对负荷转移后的网络进行校核,如式(1)和式(2)所示,假设节点i与节点j之间有一个备自投且某个故障会引起此备自投动作,其中节点i为备自投的工作母线,节点j为备自投的备用母线,工作母线所带的有功负荷为Pl,无功负荷为Ql,在计算时使用PQ快速分解法,并使用当前启动处理,不用重新形成导纳阵及因子表,只需要在节点i将需要转移的负荷(Pl,Ql)去掉,而在节点j增加需要转移的负荷量(Pl,Ql),然后进行潮流迭代即可。
式中:ΔPi,ΔQi,Vi,Δδi,ΔUi分别为节点i的有功增量、无功增量电压、相角差、电压幅值差;Bij和Bjj分别为节点i,j的互电纳和节点j的自电纳。
对于引起多个备自投动作的故障,需要有多个节点进行负荷转移,在上述公式中对相应的行进行处理即可。
5 总体流程
计及备自投的N-1静态安全分析快速计算方法的总体流程图如图6所示,图中N为故障总数,i为当前故障。
从图中可以看出,用户可以根据需要选择使用基于映射的扫描方法或基于供电路径搜索的处理方法,一般来说,在实时态模式中可优先考虑使用基于映射的扫描方法,而在研究态中,由于用户随时会对运行状态进行改变,使用基于供电路径搜索的方法更合适。
经过扫描后进行潮流校核处理,在潮流校核时都是使用基于负荷转移的方法进行计算。
6 性能比较
在操作系统为Linux Red Hat 4.1.2-14,内存为2GB,CPU为2.93GHz上测试结果如下:以广东某大型电网为例,系统规模为计算节点2 633个,支路总数3 046条(其中连接点数为38 570个,开关为38 260个,发电机为832个,负荷为6 766个,线路数为1 768个,两卷变压器为636个,三卷变压器为214个,物理母线为1 596个,备自投924个),N-1故障总数为2 618个,其中能引起备自投动作的故障数为1 079个(包括220kV主变、110kV线路及110kV主变,不包括220kV线路,对多T结线的线路组按一个故障处理)。
表3是不同方法的计算时间对比。从表3可以看出,基于负荷转移的N-1扫描方法(包括按供电路径搜素及基于映射的方法)比基于局部拓扑的N-1扫描方法的时间减少了72s(其中单次拓扑时间为0.035s,供电路径搜索为3.5s,单次潮流校核为0.038s)。
7 结语
安稳状态下备自投的应用 篇3
关键词:安稳装置;策略表;过切;少切;误切
中图分类号:TM642 文献标识码:A文章编号:1006-8937(2010)10-0050-03
1设计背景
随着我国经济的发展,国民经济对供电可靠性的要求并越来越高。为了保证供电的可靠性和连续性,在绝大多数110 kV及以上变电站都加装了备自投装置,以便在变电站一个电源点失去后,备自投装置能够迅速投入另外一个处于热备用的电源点,避免大面积长时间停电,从而能够提供供电的可靠性。
这些年,电力系统得到了迅速的发展,电网结构也是越来越复杂。为了保证电网的安全性,在发生电网事故时,凭着保大失小的原则,我电力公司在500 kV变电站安装安稳主站、220 kV安装安稳子站,在电压、频率发生变化时,防止主网电压频率继续下滑,将自动切除220 kV安装安稳子站110 kV部分负荷。
而安稳装置在切除负荷的时候,不能通过光纤或其他方式发给110 kV变电站备自投装置一个闭锁信号。被切除负荷的110 kV变电站,备自投装置在判别到运行母线失压后,将自动投入另外备用电源。如果备用电源亦是由本220 kV供给的话,安稳切负荷将达不到效果。为达到当安稳系统切负荷,在对侧跳开本站电源进线时,备自投不应动作的目的,将备自投装置做如下设计改变。
2设计分析
2.1备自投装置 引入如下模 拟量 Ua1、Ub1、Uc1为Ⅰ母电压输入,Un1为Ⅰ母电压公共端;Ua2、Ub2、Uc2为Ⅱ母电压输入,Un2为Ⅱ母电压公共端。Ux1、Ux2为两条进线线路PT的电压输入,作为自投准备及动作的辅助判据。I1、I2为两条进线的各一相电流,用于防止PT断线时装置误起动。装置引入1DL、2DL、3DL开关位置接点(TWJ),用于系统运行方式判别、自投准备及自投动作。引入了1DL、2DL、3DL开关的合后位置信号,作为各种运行情况下自投的闭锁。
2.2备自投条件及过程
2.2.1通过电压的变化来判别
假如 #1进线运行,#2进线备用,即1DL、3DL在合位,2DL在分位。当#1进线电源因故障或其他原因被断开后,#2进线备用电源应能自动投入,且只允许动作一次。为了满足这个要求,设计了类似于线路自动重合闸的充电过程,只有在充电完成后才允许自投。
充电条件:①Ⅰ母、Ⅱ母均三相有压,当检#2线路电压控制字投入时,#2线路有压(Ux2);②1DL、3DL在合位, 2DL在分位。满足以上条件,经15s后充电完成。放电条件:当检#2线路电压控制字投入时,#2线路无压(Ux2),延时15s放电。无压门槛是:当线路PT额定二次值为100V时为Uyy;当线路PT额定二次值为57.7V时为Uyy×0.577;2DL合上;手跳1DL或3DL(KKJ1或KKJ3=0);其他外部闭锁信号(端子307开入);1DL,2DL或3DL的TWJ异常;整定控制字不允许#2进线开关自投;双母均无压(小于无压起动定值),自 投未起动,经30S延时放电;当“低频闭锁自投”控制字投入时,#2线路电压低频;当“低压闭锁自投”控制字投入时,#2线路电压低压。
动作过程:当充电完成后,Ⅰ母、Ⅱ母均三相无压,Ux2有压(JXY2投入时),I1无流,当控制字“经重合闸起动”整为1时,有进线1重合闸起动标志,或者当控制字“经不平衡起动”整为1时,若双母线均无PT断线则要求两条母线均有电压不平衡起动标志,若其中一条母线PT断线线则要求另一条母线有电压不平衡起动标志,或者“经重合闸起动”和“经不平衡起动”两起动控制字都没有投入,或者1DL已跳开,则起动,经延时Tb1发令跳1DL(至发跳令起400ms内开关未跳开则放电,结束本次自投),确认1DL跳开后,合2DL。重合闸过程起动:由于信息不完全,无法区分三相故障跳闸和安稳切负荷跳闸,只能考虑根据电源进线发生不对称故障跳闸后再重合于故障加速跳开整个过程中,本侧母线电压变化的特点来起动线路备投。当控制字“经重合闸起动”整为1时,线路备投逻辑必需经过进线重合闸过程后方能动作,重合闸起动判断逻辑如图1所示。其中Ujqzd为进线不对称故障时母线非故障相相间电压定值,按线整定。Tchz为重合闸起动过程判别的整定时间,整定原则是进线重合闸时间+合于故障跳开时间+适当裕度。U1max为Ⅰ母最大相间电压,U2max为Ⅱ母最大相间电压,Up1max为Ⅰ母最大相电压,Up2max为Ⅱ母最大相电压。Uwyzd为自投无压定值。电压不平衡起动:当线路重合闸退出时,只能考虑根据电源进线发生不对称故障跳闸过程中,本侧母线电压非故障相与故障相的比值大小来区分是线路故障跳闸还是安稳切负荷。由于信息不完全,无法区分三相故障跳闸和安稳切负荷跳闸。当控制字“经不平衡起动”整为1时,线路备投逻辑必需经过电压不平衡判据方能动作,电压不平衡起动判断逻辑如图2所示。其中,U1max为Ⅰ母最大相间电压,U1min为Ⅰ母最小相间电压,U2max为Ⅱ母最大相间电压,U2min为Ⅱ母最小相间电压,Up1max为Ⅰ母最大相电压,Up1min为Ⅰ母最小相电压,Up2max为Ⅱ母最大相电压,Up2min为Ⅱ母最小相电压。Kbph为电压不平衡的比值。Ujqzd为进线不对称故障时母线非故障相相间电压定值,按线整定。Tbph为满足电压不平衡判据后,允许备自投起动的时间展宽。
2.2.2备用电源低频闭锁进线自投
在其备用电源电压频率异常时闭锁备自投。低频闭锁相关的逻辑如图3所示。
2.2.3备用电源低压闭锁进线自投
在其备用电源电压异常时闭锁备自投。低压闭锁进线自投相关的逻辑如图4所示。
备自投装置在增加如上设计改变后,可以正常判断是故障保护动作还是安稳切负荷,正确做出逻辑判断,提供供电的可靠性。
参考文献:
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