（国家电投黄河上游水电开发有限公司李家峡发电分公司 青海黄南 811999）
摘要：为了提升设备运行效率，生产部门要对运行设备进行故障排查和防护处理，优化操作监督管理水平的基础上完善运行方案。本文结合李家峡水电站实例，对11T-14T厂高变过流I段闭锁6KV备自投功能存在的问题进行分析，并设置相应备选预案，确定6KV备自投具体方案后阐释了对应方案的实践流程。
关键词：厂高变；6KV备自投功能；完善方案
在实际操作过程中要尽量避免PT二次回路短路、CT二次回路开路等问题，有效维持安全距离，落实相应的防护措施，一定程度上提高工作效率。
一、案例
2017年3月23日电网发生“内蒙古公司通辽发电厂2#、3#、4#机组非停事故”，按照事件报告单中检查、整改要求，班组对李家峡水电站厂用系统进行排查，检查发现厂用6KV备自投逻辑中无11T-14T厂高变过流保护动作闭锁备自投功能，当厂内6KV发生接地短路、短路等过流故障时，BZT开关存在合与故障的隐患，进而造成故障无法及时消除并导致设备烧损、事故扩大的严重隐患。因此，班组在分公司及部门领导的指导下，经过全面、细致的分析、讨论，并与南自801型微机保护厂家沟通后，由南自厂家到现场修改厂高变过流保护I段动作逻辑，增加过流I段保护动作闭锁厂用联络断路器出口，再将保护开出量引入厂用6KV BZT程序中,做为闭锁备自投开入量，通过修改6KV BZT程序，从而实现过流保护闭锁备自投的功能[1]。
二、11T-14T厂高变过流I段闭锁6KV备自投存在的问题
在对11T-14T厂高变过流I段闭锁6KV备自投功能进行系统化分析后，要对其运行过程中存在的问题予以分析。依据现场设备运行效果反馈可知，6KV备自投存在母线设备压力失衡后工作逻辑不稳的问题，加之缺乏厂用过流保护机制完成闭锁，就使得6KV备自投一旦出现接地短路等故障，就会并存备自投开关故障，严重影响设备运行效率和安全性[2]。
第一，若是611DL设备近侧线和系统内高压侧线之间出现短路故障运行问题，且故障的原因是厂内11T出现了差动保护动作，尽管在厂高变差保护动作的实际范围内，也会造成对应开关的跳停，包括3311DL、3310DL、1801DL等，需要设备处理人员及时进行系统切除故障处理。
第二，若是611DL的负荷侧和6KV备自投母线之间出现接地短路故障，且对应差动保护存在故障，则会出现运行不畅的问题。或者是611DL分闸处理时出现I段母线失压问题，导致1.5秒后6KV备自投动作，随即12DL合闸，就是因为故障点没有完全排除，会造成设备出现较大的故障冲击电流，严重者会造成结构损坏，设备烧毁导致无法正常跳闸[3]。另外，若是12DL出现大电流损坏造成跳闸失灵，则会出现1秒的延时，跳闸会造成厂级系统相继解列，严重制约整体运行管理效果，使得2G单元解列，事故出现大面积扩散的问题。
三、11T-14T厂高变过流I段闭锁6KV备自投完善预案
结合事故可能存在的问题，要设置相应的处理预案，确保能针对具体问题落实具体的处理措施，有效减少故障造成的经济损失[4]。依据6KV备自投运行要求和相关功能设置模块，在611DL出现过流保护动作后直接应用闭锁备自投的处理方法，能减少事故进一步发生和蔓延的几率。
第一种方案，修改6KV备自投过流保护动作的出口逻辑参数，有效提升过流保护动作的频率，并且对出口信号进行调节，闭锁12DL的具体自投动作。这种处理方式能有效将闭锁信号吸引到过流保护动作的出口，且对应的信号源可靠性较高。但是会出现自投动作逻辑修改的问题。
第二种方案，对6KV备自投进行接引，并且将备用信号接点作为过流保护动作闭锁设备的出口信号源。这种处理方式相较于第一种方案适当减少了对出口逻辑的修改，但是因为信号时延性特征，会大大降低速动效果。
第三种方案，借助监控信号处理的方式完成6KV备自投的传输，将其设定为过流保护动作出口的信号源。这种处理方式有效实现了通讯传输的工作，减少信号因为长距离传输影响可靠性的问题，一定程度上提升信号管理水平，技术人员只需要完成监控系统程序修改工作即可，实际工作量大幅度缩减。但是，这种方式最大的弊端就是信号自身的时延性会造成速动效果不满足预期，且技术人员讨论后发现技术实施存在难度[5]。
综上所述，有效对过流出口逻辑进行修改，在此基础上增加过流保护闭锁6KV备自投出口，并且将其作为12DL备自投动作的基本判断依据具有最便捷的应用意义，所以选择此方案完成改善处理工作。
四、11T-14T厂高变过流I段闭锁6KV备自投完善方案实施过程
（一）准备工作
为了保证11T-14T厂高变过流I段闭锁6KV备自投完善方案实施效果符合预期，就要结合具体应用要点，确保具体准备工作符合要求，从而提升实施效果。操作人员首先要完成6KV备自投和相应设备之间电缆的敷设处理工作，确保能按照布线要求指导相应操作，在敷设工作结束后就要进行绑扎处理，提升后续应用管理的规范性。
（二）具体实施过程
第一，对设备进行基础检修，确保高变装置能建立退出运行模块。首先，要对保护装置的出口逻辑进行修改，两套保护装置能实现对过流I段的实时性保护，并且借助增加的装置就能完善自投应用处理效果，其中，1#装置闭锁12DL备自投和2#装置闭锁DL备自投出口方式均要改变。其次，对6KV备自投PLC程序予以修改，在相应下载操作结束后就能完成总处理。要求申请备自投总功能退出运行后进行程序的修改，增加过流开入闭锁备自投合闸逻辑判断，并且增设相应的触屏复位。最后，在备自投总功能退出结束后，完成程序修改并且直接上传到PLC装置，建立信号通路[6]。
第二，对6KV备自投进行二次线接引控制处理。一方面，要模拟UB11屏进行闭锁备自投处理，保证分闸控制符合处理方案。另一方面，要在6KV备自投装置应用后进行触屏手动复归闭锁信号，确保12DL能实现正确的合闸处理。
第三，在完成具体操作后，就要进行标示处理，确保二次标示的相关内容符合设备实际运行情况，确保图纸材料的完整性。
结束语
总而言之，为了保证6KV备自投运行合理性，就要对运行方案进行升级改良，针对可能存在的问题进行预估，利用相应的处理措施提升应用管理的水平，一定程度上提高整体设备管理效果，促进电站厂常规工作的顺利开展。
参考文献
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