1 概述
　　1.1 微機型保護和自動裝置的優(yōu)缺點
　　近年來，為適應(yīng)調(diào)度自動化及變電站無人值守的發(fā)展要求，變電站綜合自動化技術(shù)迅速發(fā)展，大量的微機型保護裝置、自動裝置替代了傳統(tǒng)的電磁型、整流型、晶體管型保護和自動裝置，在電力系統(tǒng)逐漸推廣使用并普及，。微機型保護及自動裝置與傳統(tǒng)的保護及自動裝置相比有很多優(yōu)點，如：
　　1. 裝置是一個整體，而不再是單個元件組合而成，維護調(diào)試簡單方便，節(jié)省大量的時間;
　　2. 可靠性高，自動識別和排除干擾，有自診斷能力;
　　3. 易于獲得附加功能，如提供測距和波形記錄等;
　　4. 靈活性大，只要改變軟件就可以改變特性和功能，適應(yīng)運行方式變化。
　　5. 保護性能得到了很好的改善，如距離保護區(qū)別振蕩和短路、差動保護識別勵磁涌流和內(nèi)部故障等問題，都已提出新的原理和解決辦法。
　　雖然微機型保護裝置、自動裝置有著傳統(tǒng)的保護裝置、自動裝置無法比擬的優(yōu)點，但就現(xiàn)階段來說，還存在以下幾方面影響其安全運行的問題：
　　1. 生產(chǎn)廠家眾多，現(xiàn)場使用的各廠家同一類型的裝置在硬件結(jié)構(gòu)、軟件配置等方面存在差異，給回路設(shè)計和現(xiàn)場安裝維護帶來不便。
　　2. 早期的一部分裝置對開關(guān)量的輸入輸出設(shè)置不合理，使外部回路難以實現(xiàn)擴展功能或因接點公用而造成電源不獨立，形成寄生回路。
　　3. 早期的一部分裝置內(nèi)部材料質(zhì)量較差，有軟擊穿及接口氧化現(xiàn)象，容易造成拒動或誤動。
　　4. 對本專業(yè)人員的知識結(jié)構(gòu)提出了更高的要求，不但要掌握傳統(tǒng)繼電保護及自動裝置的原理，還要掌握微型計算機原理與結(jié)構(gòu)。
　　1.2 對備自投裝置的基本要求
　　1. 母線失壓應(yīng)可靠動作，且只有當工作電源斷開后，備用電源才能投入;
　　2. 備自投裝置只允許將備用電源投入一次;
　　3. 應(yīng)設(shè)置手動分閘閉鎖及工作母線或變壓器故障閉鎖;
　　4. 當備用電源無電壓時，備自投裝置不應(yīng)動作;
　　5. 當電壓互感器一、二次保險熔斷時，應(yīng)設(shè)工作電源有電流閉鎖，備自投裝置不應(yīng)誤動作;
　　6. 備自投裝置的動作時間，以使負荷停電的時間盡可能短為原則;
　　7. 一個備用電源同時作為幾個工作電源的備用或有兩個備用電源的情況，備用電源應(yīng)能在已代替某工作電源后，其它工作電源又被斷開，必要時備自投裝置仍應(yīng)能動作;
　　8. 應(yīng)校驗備用電源的過負荷、電動機自起動和小電源的情況，必要時應(yīng)聯(lián)切相應(yīng)設(shè)備。
　　2 幾例影響微機型備自投裝置安全運行的問題分析和處理方法
　　2.1 因開關(guān)量及回路設(shè)置不合理，形成寄生回路的處理
　　2.1.1 問題分析
　　我公司2000年110KV青山泉、大杏沃變綜合自動化改造，采用了南瑞國家電力公司電力自動化研究院的LSA-P型系統(tǒng)，其中備自投裝置型號為LSA661，主變各側(cè)及高壓側(cè)橋開關(guān)操作箱型號分別為LSA602、LSA603,中、低壓側(cè)分段開關(guān)保護操作一體裝置型號為FBZ-301。工程竣工時因系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)運行，備自投裝置不具備運行條件，未發(fā)現(xiàn)異常。交接后，我在組織年檢時，發(fā)現(xiàn)備自投裝置所作用的3臺開關(guān)的操作正電源與備自投裝置電源互有聯(lián)系，經(jīng)查閱裝置原理圖和施工藍圖，分析后發(fā)現(xiàn)，操作箱提供給備自投的用于手跳閉鎖、判斷開關(guān)工作狀態(tài)的開關(guān)量不是空接點，而是在裝置內(nèi)部與各自的正電源相連，再接入備自投回路中，特別是手跳閉鎖是直接引自控制開關(guān)KK跳閘接點兩端，構(gòu)成的寄生回路極易造成開關(guān)誤跳閘
　　2.1.2 制定對策
　　為消除寄生回路的影響，我及時組織向生技部門匯報，提出更改意見并繪制圖紙。方案一：更換裝置，即更換所有關(guān)聯(lián)操作箱，增加獨立開出STJ和HWJ接點，接入回路，可以解決問題，但兩個變電站共需更換14套LSA操作箱和4套分段FBZ保護裝置，需費用二十多萬元。方案二：在回路中增加具有大容量小體積中間繼電器，適當更改回路，實現(xiàn)隔離，共需中間繼電器18只，費用不到4 千元。經(jīng)比較可明顯看出，同樣能解決問題，方案二更經(jīng)濟合理。
　　2.1.3 方案實施
　　征得生技部門同意后，我設(shè)計繪出二次圖(如圖2-2所示)，組織繼電保護專業(yè)人員施工。
　　2.1.4 效果檢查
　　施工過程中采取了較完備的安全措施，未影響正常運行。采用的JQX-38F中間繼電器體積小，安裝在屏內(nèi)，不影響屏面布置的美觀，調(diào)試檢查時只需拆除一塊活動面板。拉合電源檢查，各裝置間不再有電的聯(lián)系。模擬各種故障狀態(tài)，使用模擬開關(guān)進行整組檢查，各動作行為正確。投入運行后，裝置及回路運行良好。
　　2.2 因電壓互感器二次切換回路設(shè)計不合理造成的備自投拒動的處理
　　2.2.1 問題分析
　　2002年我公司新建35KV馬莊變電站，其35KV進線采用內(nèi)橋接線(見圖2-3)，微機備自投裝置為東方電子DF3282型，在施工調(diào)試中動作正確，但在送電實模時拒動，施工單位未找到原因。為解決此問題，我?guī)粟s至現(xiàn)場對裝置和回路進行了檢查，以吳馬線主供，青馬線備用為例，在模擬滿足備自投裝置動作條件時，即備用電源青馬線有電而主供電源吳馬線失電時，發(fā)現(xiàn)接入備自投裝置的母線電壓(A650、B650、C650、A660、B660、C660)仍然有正常電壓，即備自投裝置判斷為母線有壓，所以不動。其他運行方式下情況也相同。檢查PT切換回路后找到了問題。內(nèi)橋接線，壓變在線路側(cè)，而在切換回路中(見圖2-5)，母線電壓只經(jīng)PT刀閘輔助接點切換，這樣，即使兩個進線開關(guān)都在斷開位置，只要備用電源有壓，母線就有正常電壓，裝置判斷為該段母線有壓，不能動作。而在調(diào)試時，是用外加電量試驗，不能發(fā)現(xiàn)PT切換回路的問題，因此備自投在調(diào)試時動作正確而在實模或正式運行時不能正確動作。
　　2.1.2 制定對策及方案實施
　　根據(jù)分析得到問題的原因，我制定了在PT切換回路中串入進線開關(guān)輔助接點的對策，讓母線電壓(A650、B650、C650、A660、B660、C660)能如實反映母線是否確實有壓，使備自投裝置正確判斷是否具備動作條件，具體實施如圖2-6所示。
　　2.1.3 效果檢查
　　再次實模，以吳馬線主供，青馬線備用為例。當斷開吳馬線對側(cè)開關(guān)(工作電源失壓)時，雖然青馬線線路壓變有壓，但由于2#PT投入回路中串有2DL輔助接點，3ZJ、4ZJ不動作，母線電壓(A650、B650、C650、A660、B660、C660)無壓，滿足工作母線無壓、工作電源無流的動作條件，裝置動作正確。實模其他運行方式下的動作條件，裝置動作全部正確。此問題的解決確保了該變電站今后的可靠供電。
　　2.3 因裝置參數(shù)的整定影響備自投裝置的正確動作的處理
　　2.3.1 問題分析
　　2003年6月，35KV紫莊變進行綜合自動化改造，選用了南京南瑞繼保電氣有限公司推出的RCS-9000變電站綜合自動化系統(tǒng)，備自投裝置型號為RCS-9653，繼保人員在廠家技術(shù)人員的協(xié)助下調(diào)試完畢后投入運行。2004年1月份，紫莊變?nèi)臼щ姡亿s到現(xiàn)場檢查設(shè)備時，調(diào)度說明是市公司緊急限電，但我發(fā)現(xiàn)了問題，當時備自投裝置投入，上級電源限電拉閘時，具備動作條件，但裝置只動作于跳閘，而未發(fā)合閘令，我沒有放過這個疑點，立即組織人員將該裝置停下檢驗，認為是裝置參數(shù)整定不全或不對，而定值單上無裝置參數(shù)設(shè)置內(nèi)容。
　　2.3.2 制定對策及方案實施
　　按裝置說明書對RCS-9653型備自投裝置的裝置參數(shù)進行核對，發(fā)現(xiàn)共有38項，在對“斷路器開入位置編程*DL_SCH”項(見表2-1)分析后，確認原因為*DL_SCH 中BIT1、BIT3即1DLF、2DLF整定均為0不正確。因為母線上沒有需要聯(lián)切的小電源或電容器等設(shè)備，在備自投發(fā)出跳閘令及聯(lián)切令后，雖然1DL(或2DL)的TWJ接點閉合，但1DLF、2DLF不存在TWJ，不可能輸入閉合接點，裝置認為聯(lián)切不成功，所以拒合。應(yīng)將BIT1、BIT3整定為1。
　　*DL_SCH按位控制接入的各斷路器位置接點狀態(tài)表

位BIT	4	3	2	1	0
斷路器	3DL	2DLF	2DL	1DLF	1DL
說明	1． 1DL、2DL、3DL：分別為1#、2#進線及分段(橋)斷路器輔助接點 2． 1DLF、2DLF：分別為1#、2#母線需聯(lián)切斷路器斷路器輔助接點 3． BITx=0：接入TWJ接點，接點閉合：斷路器跳位；接點斷開：斷路器合位 4． BITx=1：接入HWJ接點，接點閉合：斷路器合位；接點斷開：斷路器跳位 5． 裝置出廠缺省定義BITx均為0――接入TWJ接點

　　表2-1
　　2.3.3 效果檢查
　　參數(shù)重新設(shè)置后試驗裝置動作正確。當時在35KV泉河變正在進行綜合自動化改造，采用的也是同廠家同型號的裝置，檢驗時出現(xiàn)同樣的問題，在同樣更改“斷路器開入位置編程*DL_SCH”項后試驗正確。
　　2003年以后，我公司的變電站綜合自動化改造全部選用南京南瑞繼保電氣有限公司推出的RCS-9000變電站綜合自動化系統(tǒng)，在實際使用過程中，我們認為該系統(tǒng)軟硬件設(shè)計較為專業(yè)、功能配置全面、操作與調(diào)試較為方便、動作可靠。功能強大了，裝置的參數(shù)整定項目較多，定值單上不包含該內(nèi)容，如果工作不細，裝置的參數(shù)整定不全或不對，就容易造成裝置拒動或誤動。在實際運用中，專業(yè)人員應(yīng)仔細檢查每一項參數(shù)內(nèi)容，繼保專職最好能根據(jù)運行方式將其列入定值單，以方便繼保和運行人員檢查。
　　2.4 因軟、硬件質(zhì)量問題而引起的裝置不正確動作的處理
　　我公司35KV廟山變電站珠海威瀚WH-BZT備自投裝置在2000年安裝時就發(fā)現(xiàn)35KV進線程序編寫不正確，調(diào)試時不動作;主變備自投裝置散熱不好，元件不穩(wěn)定，運行中易死機或誤動。35KV屯頭變電站東方電子DF3282型橋接線備自投裝置程序編寫有誤。這些問題在廠家更換相應(yīng)的軟、硬件后均得到了解決。
　　3 總結(jié)體會
　　以上是本人在綜合自動化改造和微機型繼電保護、自動裝置的運行維護過程中發(fā)現(xiàn)和處理的幾例影響備自投裝置安全運行的問題，有裝置自身原因，有設(shè)計原因，也有檢查維護不到位的原因。在其他裝置或設(shè)備中，也或多或少地存在各方面的問題，在保護微機化的過程中，只有抓好各個環(huán)節(jié)的工作，及時發(fā)現(xiàn)問題和解決問題，才能使先進的設(shè)備為經(jīng)濟發(fā)展、系統(tǒng)穩(wěn)定、供電可靠和工作量降低發(fā)揮更大更好的作用。
　　參考文獻：
　　[1] 國家電力調(diào)度通信中心《電力系統(tǒng)繼電保護實用技術(shù)問答》第二版.2000
　　[2] 南瑞繼保電氣有限公司《RCS-9000變電站綜合自動化系統(tǒng)技術(shù)使用說明書》.2001
　　[3] 東方電子《DF3003變電站自動化系統(tǒng)技術(shù)說明書》.2001
　　[4] 南瑞國家電力公司電力自動化研究院《LSA-P型系統(tǒng)技術(shù)說明書》.2000