110kV智能变电站主变保护与备自投装置配合分析与改进措施

110kV智能变电站主变保护与备自投装置配合分析与改进措施

发表时间：2019-02-15T10:39:47.180Z 来源：《电力设备》2018年第25期作者：杨朝赟王翠霞张国平

[导读] 摘要：备自投装置是电力系统提高供电可靠性、保证供电连续性的有效手段。

（国网福州供电公司福建福州 350007）

摘要：备自投装置是电力系统提高供电可靠性、保证供电连续性的有效手段。新建110kV智能变电站一期工程因主设备不齐全，导致主变保护与备自投装置之间的逻辑配合存在隐患和弊端。本文分析主变保护与备自投装置之间的配合问题，提出解决方案。

关键词：主变保护；备自投；逻辑；配合

0 引言

随着电网规模不断扩大，用户对电网可靠性要求越来越高。110kV变电站主接线方式主要采用桥型接线方式、单母双（多）分段接线方式等，站内有备用变压器或者互为备用的母线段，要求装设备自投装置，保证在工作电源断开后投入备用电源，这是电力系统提高供电可靠性、保证供电连续性的一种有效手段，主要用于110kV及以下电压等级的系统[1-2]。

110kV变电站一般安装同等容量的2~3台变压器，110kV电压等级设备采用内桥或扩大内桥接线方式，10kV（35kV）设备采用单母双（多）分段接线方式。近年来，公司新建110kV智能变电站一期工程没有配全所有主设备，导致主变保护与备自投装置之间的逻辑配合存在隐患和弊端。本文分析主变保护与备自投装置之间的配合问题，提出解决方案。

1 110kV智能变电站一次接线方式

新建的110kV智能变电站的主接线多数如图1所示。按照初步设计阶段的设计文件，110kV出线远景2回，本期110kV建设出线2回、2个内桥断路器，采用扩大内桥接线方式，配110kV扩大内桥备自投装置；远景建设3台主变压器，本期建设#1、#3主变；10kV电气接线远期采用单母线6分段环形接线，本期采用单母线4分段环接线，二次配10kVⅠ/Ⅵ段母分备自投装置、10kVⅡ、Ⅴ段母分备自投装置。

图1 110kV智能变电站本期主接线

2 备自投装置基本原理

2.1 110kV备自投装置基本原理

110kV备自投装置要求当111（或112）进线电源因故障或其他原因造成母线失压，112（或111）进线明备用电源或者11M（或11K）分段暗备用开关能自动投入。110kV备自投装置可实现以下4种备自投方式：

112进线备投方式。111进线带2台变压器运行，112开关在分位。充电完成后，若110kVⅠ、Ⅲ段母线同时无压，111进线无流，112进线有压，延时跳开111开关，确认111跳开后延时合112开关。若仅110kVⅢ段母线无压，112进线有压，11M（或11K）开关分位且无流，延时合112开关。

111进线备投方式。112进线带2台变压器运行，111开关在分位。充电完成后，若110kVⅠ、Ⅲ段母线同时无压，112进线无流，111进线有压，延时跳开112开关，确认112跳开后延时合111开关。若仅110kVⅠ段母线无压，111进线有压，11M（或11K）开关分位且无流，延时合111开关。

11M分段备投方式。111、112进线运行，母线分列运行，分段开关11M在分位。充电完成后, 若110kVⅠ段母线无压，111进线无流，110kVⅢ段母线有压，延时跳开111进线开关，确认111跳开后，延时合11M开关；110kVⅢ段母线无压、112进线无流时动作原理类似。若11K跳开且无流，110kVⅠ段母线有压，延时合11M开关。

④11K分段备投方式。111、112进线运行，母线分列运行，分段开关11K在分位。充电完成后, 若110kVⅠ段母线无压，111进线无流，110kVⅢ段母线有压，延时跳开111进线开关，确认111跳开后，延时合11K开关；110kVⅢ段母线无压，112进线无流时动作原理类似。若11M跳开且11M无流，110kVⅠ段母线有压，延时合11K开关。

2.2 10kV备自投装置基本原理

以10kVⅡ、Ⅴ段母分备自投为例，10kV备自投装置要求当91D（或91C）进线电源因故障或其他原因造成母线失压，91M分段暗备用开关能自动投入。10kVⅡ、Ⅴ段备自投装置可实现以下2种备自投方式：

91D、91C进线开关运行，母线分列运行，分段开关91M在分位。充电完成后, 若10kVⅡ段母线无压，91D进线无流，10kVⅤ段母线有压，延时跳开91D进线开关，确认91D跳开后，延时合91M开关。

91D、91C进线开关运行，母线分列运行，分段开关91M在分位。充电完成后, 若10kVⅤ段母线无压，91C进线无流，10kVⅡ段母线有压，延时跳开91C进线开关，确认91C跳开后，延时合91M开关。

3 主变保护与110kV备自投装置配合

3.1问题分析

图1所示110kV智能变电站主接线中，由于本期规模没有#2主变及保护，为避免110kVⅡ段母线及设备无保护运行，#3主变保护的保护

范围由11K电流互感器扩大到11M电流互感器，即#3主变保护范围为11M、112及低压侧91C、91F电流互感器之间的设备，保护动作时跳开

11M、112、91C、91F开关。采用此类主接线变电站的电流互感器配置如图2所示。

图2 电流互感器配置图

110kV备自投装置按标准扩大内桥备自投逻辑设计和配置，在前述的111进线备投方式 中，112进线带2台变压器运行，111开关在分位，充电完成后，若不是因为112进线电源故障，而是由于#3主变本体故障后保护动作跳闸造成110kVⅠ、Ⅲ段母线同时无压，且11K开关分位且无流，111进线有压，110kV备自投装置补跳11K开关，确认11K跳开后合111开关。

被扩大保护范围的#3主变保护与110kV备自投装置配合，存在如下问题：

由于#3主变保护范围扩大到11M开关电流互感器，保护动作时跳开的是11M开关，11K仍在合位，110kV备自投装置无法判11K开关分位且无流，因此无法补跳11K开关和合111开关。

采用此类主接线方式变电站在后期扩建工程中，#3主变保护的保护范围由11M电流互感器恢复到11M电流互感器，需要重新更改#3主变保护、110kV备自投装置的配置文件，并重新调试和试验。

3.2改进措施

为解决以上问题，本文提出改进措施：

#3主变保护的保护范围由11M电流互感器恢复到11K电流互感器，按照常规方式配置#3主变保护的电流回路和跳闸回路。

为避免110kVⅡ段母线及设备无保护运行，本期工程先行配置#2主变保护，投入其差动保护功能，#2主变保护和110kV备自投装置之间的配合也一并配置。

采取改进措施后的电流互感器配置图如图3所示。按改进方案配置二次设备增加前期投资，可避免设备无保护运行，可确保各种运行方式下110kV备自投装置正确动作，且减少后期扩建工程的工作量。

图4 10kV分段开关出口原理图

4 主变保护与10kV备自投装置配合

以10kVⅡ、Ⅴ段母分备自投为例，110kV智能变电站的10kV备自投装置内含10kV母分保护、备自投功能及智能终端功能，装置设有GOOSE出口软压板。#1、#3主变的4台主变保护跳分段91M开关均要发送GOOSE报文至10kV备自投装置，通过装置CPU处理后驱动跳闸继电器，经8CLP1跳闸出口硬压板传动到断路器操作机构，如图4所示。

110kV智能站主变保护与10kV备自投装置之间的配合多数存在如下问题：

短时退出10kV母分保护、备自投功能时，应退出GOOSE出口软压板，不允许退出8CLP1出口硬压板；

缺陷处理时采用断电重启等方式、不停电检修10kV备自投装置均会影响主变保护跳分段91M开关出口功能；

工程验收时，应注意主变保护跳分段91M开关不应经过备自投装置GOOSE出口软压板。

为避免10kV备自投装置短时退出、缺陷处理及不停电检修时影响主变保护跳分段开关出口功能，本文提出智能站10kV分段开关参照110kV设备配置独立的2台合并单元智能终端装置，10kV备自投装置仅保留纯保护功能。

采取改进措施后的10kV分段开关出口原理图如图5所示。按改进方案配置二次设备增加前期投资，可避免因需单独退出10kV备自投保护时的弊端。