北洺河鐵礦110KV站綜自改造及若干問題的探討

馮迎彬

摘要：本文針對北洺河鐵礦110KV站的現狀，分析目前運行中存在的問題，二次側保護裝置可靠性低、部分備件生產廠家停止生產、部分設備無通訊接口等問題對該礦供電系統安全運行構成了嚴重的威脅，必須對二次側實施綜自保護改造。運行中的變電站實施綜自改造是一項危險性高、難度大的工程，本文結合此次變電站綜自改造中的出現的若干問題進行分析探討，確保綜自改造順利實施。

關鍵詞：110KV站;綜自改造;若干問題的探討

引言

變電站綜合自動化系統是利用先進的計算機技術、現代電子技術、通信技術和信息處理技術等實現對變電站的繼電保護、控制、測量、信號、故障錄波、自動裝置及遠動裝置等二次設備功能進行重新組合、優化設計，對變電站全部設備的運行情況執行監視、測量、控制和協調的一種綜合性的自動化系統。通過變電站綜合自動化系統內各設備間相互交換信息，數據共享，完成變電站運行監視和控制任務，提高變電站安全穩定運行水平、降低運行維護成本、提高經濟效益、向用戶提供高質量電能的一項重要技術措施。

1 北洺河鐵礦110KV變電站簡介

110KV變電站始建于1997年，1998年10月建成投入使用，是全礦的總降壓變電站，經十多年的運行，二次繼電保護已較為落后，設備老化、系統可靠性、靈敏度減低，須對二次側進行綜自保護改造，方能保證供電系統安全運行。

1.1 一次系統簡介

110KV站為雙電源雙回路供電，一路電源為團北192線路、另一路電源為團恵及北洺河T接191線路;站內采用內橋接線方式;6KV系統雙母線并列運行。

1.2 二次系統簡介

監控系統：由主變、線路等全站的控制、電壓切換、信號、測量、各種預告信號光字牌等控制柜;保護系統：主變差動保護采用JCD-4A型晶體管差動保護裝置，其它保護為繼電器保護，無測控功能、無通訊接口及通信能力;主保護配置：主變差動保護、輕重瓦斯保護等;線路保護配置：110KV線路保護配置為過流、速斷、備自投，內橋無充電保護，6KV系統保護為速斷、過流、零序電流保護等，采用TH 8098型綜合RTU遠動裝置，采集站內110KV一次側電流、電壓、負荷等參數;故障錄波裝置：采用ZH-5型電力故障錄波分析裝置，可記錄一次、二次側進線及各出線回路的波形。

2 存在問題

2.1 二次側保護裝置設備老化、可靠性低

該站二次側個別繼電器整定值不穩定，6KV系統經常發生因繼電器整定值變化出現誤動作現象，站內保護等裝置技術已落后。

2.2 部分備品備件淘汰

部分二次保護備件，如主變差動保JCD-4A型晶體管差動保護裝置，在市場上已經停止銷售。

2.3 部分舊設備無法實現“四遙”

站內使用的設備普遍無通訊接口，無法滿足聯網要求，無法實現功能綜合化、結構微機化、操作監視屏幕化、運行智能化等。

3 改造方案

3.1 主變保護：采用了WBH-815A電量保護和WBH-819A非電量保護，測控選用了FCK-801A裝置。按主后一體、雙套配置原則，每臺主變配置2套電量保護、1套非電量保護。6kV母線充電保護、零壓保護、過負荷保護;非電量保護為瓦斯保護、壓力釋放、風冷故等。

3.2 線路及電容器保護配置：110KV側母聯充電保護為WCH-821A裝置，母聯測控采用了FCK-801A裝置。110kV分段（內橋）保護設充電保護;6kV分段保護配置電流速斷和過電流保護;電容器組保護為三相式限時電流速斷保護及過電流保護及母線過電壓保護等;6kV備用電源自投同時具備進線互投或分段開關自投方式，后備保護跳主變6kV開關同時閉鎖該側備自投。

3.3 其他裝置的配置：RTU遠動裝置、故障錄波、計量裝置利舊，直流、站用電部分不動，直流屏與電壓并列屏更換新屏。

4 改造中的若干問題：運行變電站進行綜自改造涉及新屏組屏方式、舊設備改造、切改步驟等諸多工作，減少切改工程的停電時間，降低施工風險是施工中重點考慮的問題。

4.1組屏方式的選擇

110KV站保護測控裝置采用分散布置進行改造，該方式實施存在以下問題，一是北洺河鐵礦為供電系統高危用戶不允許出現停電;二是上一面新屏、退一面舊屏改造完成后，因新屏布置位置無法根據計劃布置，影響主控室的總體布置，而選則集中組屏可以消除切改過程中的停電情況，新屏位置可以預先布置好。此次改造選擇了集中組屏的方式，在切改前期把新屏集中安裝，對新屏的內部和外部進行接線，縮短了切改時的施工工期，降低了切改停電風險。

4.2 舊設備改造

4.2.1 主變有載調壓裝置改造：變壓器檔位需使用BCD碼和通訊接口，2#主變原有載調壓裝置無BCD碼和通訊接口，在改造前進行通信的HMK7型有載調壓裝置，實現計算機“遙調”變壓器功能。

4.2.2 線路PT更換：原站110KV備自投裝置設計為192線路主供，191線路自投，改造后191線路與192線路要實現互投，新備自投裝置實現互投的條件為檢測主線路及備用線路的電壓和電流，192線路原線路PT無抽壓抽頭需PT。

4.2.3 母聯增加綜保裝置：原6KV系統進行綜自改造時未涉及601母聯裝置，而此次110KV側二次綜自改造設計601母聯開關與主變保護實現電氣聯鎖，在本地增加綜保裝置，在切改過程中需分段完成601開關增加綜保裝置。

4.3 切改步驟

4.3.1 第一階段切改 此時的運行方式為：團北線路192帶2#主變，經612開關帶6 KVⅡ段運行，601母聯開關在分位。

切改內容：191開關及輔助刀閘、1#主變、101CT、601母聯等裝置的接線。

投運措施：考慮到供電系統安全運行，切改工作完成后投運時用192線路經101母聯充1#主變，如1#主變有故障時跳101母聯開關，不會影響到上級變電站;如用191線路直接充#1主變，如果#1主變故障引起191線路跳閘后會影響線路上的其他用戶，后果嚴重。主變充電正常后，退出主變的兩套微機保護，對CT二次側進行核相，對1#主變差動保護做向量檢測，所有測試正常后，投入主變微機保護，恢復正常供電方式。

4.3.2 第二階段切改

此時的運行方式為：團北線路191帶1#主變，經611開關帶6 KVⅠ段運行，601母聯開關在分位。

切改內容：192開關及輔助刀閘、2#主變、101CT、601母聯等裝置的接線。

投運措施：投運時用192線路直充2#主變，192線路為礦專供線路，如2#主變故障造成上級變電站跳閘后不會影響其他用戶，主變充電正常后，退出主變的兩套微機保護，對CT二次側進行核相，對2#主變差動保護做向量檢測，所有測試正常后，投入主變微機保護，恢復正常供電方式。

5結束語

變電站綜自改造是一個技術復雜、風險高的工作，改造面臨如何對舊設備改造和減少停電時間等一系列問題，只有充分考慮施工過程中出現的有可能危及系統的各種安全問題，編制科學有效的事故預案，制定好施工組織方案，嚴格按規程作業，方能有效降低工程施工風險，保證供電系統安全運行。

參考文獻

[1]水利電力部西北電力設計院編，《電力工程電氣設計手冊·電氣一次部分》，水利電力出版社出版，1989年12月第一版

[2]林莘主編，《現代高壓電器技術》機械工業出版社 2002年10月第2版

[3]陳慈萱主編，《電力工程基礎》中國電力出版社 2003年9月