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针对一起电力事故探讨断路器位置接点接入备自投装置最优方式 　　【摘要】本文介绍一起断路器位置接点接入方式与备自投动作时间配合出现缺陷而引起备自投未正确动作，并扩大为全站停电事故。在分析事故原因的基础上给出电力系统中备自投引入的断路器位置接点的两种方式。通过对比选择一种可靠方式，防止备自投未判别到断路器位置而终止逻辑，避免停电事故的发生，提高电力系统运行的可靠性。 　　【关键词】电力事故 备自投装置 断路器位置接点 供电可靠性 　　中图分类号： F407.6文献标识码： A 　　 　　在现代电力系统中，为保证电网的供电可靠性，采用备用电源自投装置（简称BZT装置）是一种经济有效的重要技术措施，特别是在变电站的综合自动化系统中体现了更高的实用价值。因此，备自投装置在电力电网中得到了广泛的应用。但由于备自投接线及动作原理比较简单，生产厂家的设计人员在设计时有可能忽视一些重要细节，或者是变电站现场施工人员由于实际施工条件、继电保护装置配合、断路器机构等方面因素的影响，造成备自投装置不能正常动作。 　　下面依据本局一起由于断路器位置接点接入方式与备自投动作时间配合上出现缺陷而引起的全站失压事故为例，来探讨分析断路器位置辅助接点接入备自投装置的方式。 　　一、事故经过及分析 　　（一）事故发生的经过 　　主接线图如图一，运行方式如下：110kV乙变：由110kV甲乙线162断路器主供，110kV乙丙丁线163断路器处热备用，110kV乙丙线161断路器运行，110kV BZT装置投入。110kV丙变：110kV乙丙线193断路器运行，分段112断路器运行，110kV乙丙丁线192断路器处热备用，110kV丙基线191断路器运行，110kV水电站通过丙基线上网，110kV BZT装置投入。 　　 　　图一110kV乙变电站主接线图及运行方式 　　 　　根据事故方式的经过，用时间点进行分析，如下图二，为了便于分析和突出各个重要时间点，此图未按比例绘制，分析如下： 　　 　　 17:02 0s N Q T 17:02 60s 　　 　　 　　M P RU 　　图二 事故发生时的各个重要时间点 　　 　　M点：17时02分25秒435ms110kV甲乙线发生AC相相间故障，线路两侧保护装置的距离Ⅰ???保护动作，220kV甲变侧保护动作跳开136断路器，110kV乙变侧保护动作跳开162断路器，同时联跳上网小电110kV乙丙线161断路器； 　　N点：17时02分27秒45ms 甲侧重合闸动作成功，（电源侧：检线路无压，母线有压，1.5s），合上136断路器； 　　P点：17时02分27秒649ms 乙变重合闸动作成功，（负荷侧：检线路有压，母线无压，0.5s），合上162断路器，即在甲侧136断路器重合成功后0.5s重合上126断路器； 　　Q点：17时02分27秒819ms 110kV甲乙线再次发生AC相相间故障，甲侧保护再次动作跳开136断路器，重合闸充电时间不够（时间间隔为0.774s，重合闸充电一般需要15s），因此重合闸不会动作；乙侧在甲侧136断路器跳开后无故障电流，因此162断路器的保护不动作； 　　R点：17时02分28秒500ms 乙变110kV BZT发出110kV甲乙线162断路器脉冲，162断路器跳闸；BZT跳162断路器命令发出后5s（整定时间）判断162的实际位置； 　　T点：17时02分33秒680ms BZT需要判断162断路器位置TWJ=1，才能继续备自投的逻辑。此BZT中断路器的位置接点从110kV甲乙线162断路器保护装置的操作箱内的TWJ接点； 　　U点：17时02分35秒879ms 162断路器在P点重合成功后便开始储能，储能时间经过现场测试约为8s，因此直到U点，162断路器储能完毕。 　　110kV 甲乙线162断路器跳闸后，110kV BZT动作不成功，110kV乙变电站全站失压。 　　（二）事故原因分析 　　从上面事故发生的经过可以看出：T点所对应的时间明显小于U点所对应的时间，且BZT中断路器的位置接点取的是操作箱内的TWJ接点。也就是说，BZT需要判162断路器跳位时，由于162断路器未储能而无法判断，故BZT装置认为162断路器未分开（实际已跳开），装置发拒动信号，同时停止备投逻辑，未向110kV乙丙丁线163断路器发合闸命令，进而造成110kV乙变电站全站失压。分析如下： 　　 　　 　　 　　 　　 　　 　　 　　图三 储能与电机回路 　　Ck为弹簧未储能接点（储能闭锁接点），常闭接点，弹簧未储能时闭合，弹簧储好能后断开，只能遮断0.3A的电流； HZ为遮断容量较大的接触器，可遮断10A的电流； 　　Z