110 kV變電站繼電保護二次回路改造需注意的問題及解決方案

王添藝

（信息產業電子第十一設計研究院科技工程股份有限公司南京分公司，江蘇 南京 210000）

引言

110 kV變電站繼電保護二次回路是指利用微機遠程技術實現對變電站設備監視、測量、協調和控制，具有結構微機化、操作監控屏幕化、運行管理職能化等優點，而變電站繼電保護二次回路的改造工作復雜，涉及面廣，難度大的特點[1-2]。本文以某公司110 kV變電站電氣二次系統繼電保護改造項目為例，對于其中遇到的一些技術問題及其解決方案進行闡述，希望能對類似變電站的二次繼電保護建設方面提供一定的幫助。

1 變電站現狀分析

某變電站原有繼電保護設備為2004年北京四方保護裝置及監控系統，由于設備老舊或初設設計缺陷等各種原因，一些正在運行的保護裝置存在不適合現場運行的要求[3]。

經過調研及初步分析，考慮變電站二次設備升級改造，將原有保護裝置及監控系統全部更換為南瑞繼保最新型的設備。由于設備年代久遠，且站內經過多次改造，現場搜資許多圖紙資料已無法找到，收集到的圖紙與現場實際運行情況也多有不符，這對變電站繼電保護二次改造帶來很大難度。

該變電站的概況如下，共有2臺三相雙繞組變壓器，一期1臺40 MVA主變壓器，二期新增1臺50 MVA主變壓器，2回110 kV主變進線，10 kV為單母分段接線，10 kV出線線路共計20回，系統電氣主接線參見圖1。

2 問題描述與分析

經過現場收集到的設計圖紙以及更換后的南瑞繼保保護裝置設備圖紙對比分析發現，新上保護裝置與原有保護裝置的二次接線差異很大，其中，原有北京四方的主變壓器保護配置為高壓、低壓及本體保護分別為獨立保護裝置，而更換后的南瑞繼保主變保護為兩套主后一體化保護裝置。以下舉例詳細描述改造過程中發現的問題以及對應的解決方案。

2.1 保護裝置遙信開入公共端電壓不同

原有北京四方保護裝置的遙信回路信號采用了光電隔離設備，將外部直流220 V強電回路經過光電隔離裝置轉換為直流24 V輸入到裝置，其公共端為光電隔離設備直流-220 V。而更換的南瑞繼保保護裝置的遙信回路電壓已可以滿足直流220 V遙信開入，所以對于戶外端子箱以及柜體端子排公共端的接線改造，需整體重新規劃調整，并原有光電隔離設備拆除。改造前后的遙信回路圖詳見下頁圖2和下頁圖3。

2.2 110 kV側未配置電壓互感器

在該變電站設計初期并沒有配置主變110 kV側電壓互感器，主變測控裝置無法采集到110 kV側線路電壓數據，僅有110 kV主變高壓側帶電監視裝置，這對于變電站的檢修和操作帶來一定的安全隱患，根據現有情況我們此次改造過程中采取增加主變高低壓側的接地裝置的方法，防止在檢修運維時出現安全事故。將接地裝置電磁鎖安裝在主變本體端子箱內，通過主變測控裝置轉換開關來控制主變高低壓側接地裝置電磁鎖，參見圖4。

2.3 缺少主變中性點間隙零序保護電流回路

主變壓器設計初期僅配置有1套中性點電流互感器繞組，而新上南瑞繼保保護裝置需要分別接入中性點零序電流和中性點間隙零序電流，在改造方案中將現有主變壓器的中性點零序電流和間隙零序電流的二次接線串接起來，見圖5[4]。由于零序保護電流串接回路數量較多，建議后續在變電站電氣一次設備改造時，新增一組主變中性點間隙零序電流互感器，方便在將來停電檢修時調整電氣二次保護接線，提高保護的安全性和可靠性。

2.4 主變壓器閉鎖有載調壓回路

原有初期設計時，將主變壓器的中性點合位位置信號串聯接入主變閉鎖調壓回路中，并且配置一個專門的閉鎖調壓硬壓板并聯接入閉鎖有載調壓回路。經過現場實際運行情況分析并與設計人員討論，現改造方案按新上南瑞繼保主變保護裝置的閉鎖調壓回路邏輯進行閉鎖有載調壓。原有有載調壓機構壓板閉鎖保持不變，改造前后的閉鎖有載調壓回路參見下頁圖6和下頁圖7。

2.5 有載調壓檔位信號不一致

主變壓器有載調壓檔位為9檔，原有檔位信號與測控裝置的遙信信號是一一對應的關系（即配置有載調壓檔位變送器），而現有設備多為BCD碼或者光纖通信形式傳輸檔位信號，此時需要考慮保護測控設備對原有設備的兼容性，經與設備技術人員及設計人員討論核實，對于南瑞繼保有載調壓檔位輸入時，需在主變壓器本體測控裝置遙信開入點第一個信號點接入檔位信號（默認時為BCD碼），此處接線不同設備廠家有不同的解決方案，需根據實際情況核實確認。

3 結語

目前，一些正在運行的繼電保護裝置，由于初期的設計缺陷或一次設備運行方式及現場操作規程的修改，已不適應現有電力安全生產運行的要求，已經影響到了電網的安全運行，設備更新改造后，性能得到了很大的改善，消除了運行時的安全隱患，滿足了現場運行柜頂，提高了電網運行的可靠性，以上遇到的問題及解決方案希望能對類似變電站的二次繼電保護建設方面提供一定的借鑒和參考。