某220 kV内桥接线变电站线路保护改造方案

2021-07-28张鹏

科技资讯 2021年10期

张鹏

摘要：220 kV内桥接线变电站作为终端变，通常不配置线路保护，靠对侧电源端线路保护切除故障。如果是主变低压侧区内故障，在高压侧开关失灵情况下，对侧保护距离Ⅱ段或Ⅲ段动作，这样主变承受故障电流时间增长。为了实现全线速动，某变电站一回220 kV线路增设双套线路保护。同时为了减小线路开关失灵时短路电流对主变的冲击，线路开关配置失灵保护。在线路保护改造过程中遇到了互感器选型、开关保护选型和操作箱选型等问题，文中给出了处理方案。

关键词：内桥接线线路保护复合变比失灵保护分相操作箱

中图分类号：TM773 文献标识码：A文章编号：1672-3791（2021）04（a）-0054-04

A Scheme to Add Transmission Line Relay at a 220 kV Internal Bridge Wiring Substation

ZHANG Peng

（Xuzhou Survey and Design Center of State Power Economic Research Institute， Xuzhou， Jiangsu Province， 221005 China）

Abstract： Usually there is not transmission line relay disposition at a 220kV internal bridge wiring terminal substation. It depends on transmission line protection at the opposite side substation. When a ground fault occurs on low-voltage side，if high-voltage side switch refuses to open，it depends on backup distance protection at the opposite side substation. To improve fast-trip performance and protection the main transformer，two transmission line relays are added at a 220kV substation. Current transformer and voltage transformer selection， failure protection relay selection and operation box selection problems are discussed in this paper.

Key Words： Internal bridge wiring;Transmission line relay;Compound transformation ratio;Breaker failure protection;Single phase operation box

內桥接线方式在110 kV变电站是常见的接线方式。而在220 kV变电站中，有时为了简化主接线，节省投资，往往也采用内桥接线。相对于双母线接线变电站，220 kV内桥接线变电站本身数量少，没有通用设计方案参考。早期建设的变电站往往不能满足国网反措要求，例如：220 kV出线未配置线路保护或仅配置单套线路保护，220 kV线路开关、桥开关未配置失灵保护，220 kV双套保护共用保护二次绕组等。该文对江苏电网某220 kV内桥接线变电站保护配置进行分析，指出存在的问题，给出了改造方案。

1 变电站现状

一期建设2号主变、进线2开关和桥开关，2002年投运;二期扩建1号主变和进线1开关，2006年投运。二期扩建后220 kV部分为内桥接线，户外敞开式布置。220 kV部分主接线如图1所示。

改造前220 kV系统未配置线路保护、断路器保护和母线保护。1号、2号主变配置双套电气量保护和单套非电量保护。桥开关仅配置备自投装置一套。

2 存在的问题

上述保护配置，存在如下问题：（1）因为未配置线路保护，靠对侧电源端线路保护切除故障，不能实现全线速动[1]。（2）对于线路开关和电流互感器之间的死区故障，主变保护不能切除，无开关失灵或远方跳闸保护来补救[2]。（3）因为没有配置开关失灵保护，220 kV开关失灵后，靠对侧保护距离Ⅱ段或Ⅲ段动作，主变承受故障电流时间增长，危害主变安全[3-4]。（4）因为没有线路保护和桥开关保护，220 kV不能合环运行，不能通过该站转供负荷，只能作为终端变开环运行[5]，限制了调度运行方式。

针对上述问题，国网反措2018版[6]做了要求。例如：国网反措15.1.4条要求“220kV及以上电压等级线路、变压器、母线等输变电设备的保护应按双重化配置”，国网反措15.2.10.1条要求“当接线形式为线路-变压器组时，线路和主设备的电气量保护均应启动断路器失灵保护。当该侧断路器无法切除故障时，应采取启动远方跳闸等后备措施加以解决”。为了满足反措要求，该变电站需要进行保护改造。

3 改造方案

2019年进线1开断环入一个新建变电站，为进线1保护改造提供了机会。开环后的线路按国网反措要求配置双重化的线路保护。进线2和桥开关保护维持现状，留待将来改造。一次设备方面，进线CT和进线PT二次保护绕组数不够使用，在改造过程中更换，其他一次设备保持不变。经过物资招标，中标第一面保护柜含北京四方CSC103A-G光差保护和JFZ-12FX分相操作箱，第二面保护柜含南瑞科技NSR303A-G光差保护和NSR321A-G断路器保护。

3.1 进线CT和进线PT的选型

前期进线CT只有5个二次绕组，准确级为10P/10P/10P/0/5/0.2S，保护绕组只有3个。前期进线PT只有3个二次绕组，准确级为0.2/3P/6P，保护绕组只有1个。CT和PT的保护绕组不够双重化的主变和线路保护使用。国网反措15.2.2.1条讲到：“两套保護装置的交流电流应分别取自电流互感器互相独立的绕组;交流电压应分别取自电压互感器互相独立的绕组。”更换后的进线CT有6个二次绕组，准确级为5P/5P/5P/5P/0.5/0.2S。更换后的进线PT有4个二次绕组，准确级为0.2/0.5（3P ）/3P/6P。

因为建设较早，220 kV进线CT原变比均为2X600/5，现场运行在1 200/5，那么更换后的CT变比如何选择呢？对侧新建站CT变比为2 500/1，该侧变比如果仍选1 200/5，势必造成两侧变比差别较大，不利于电流差动保护。对于220 kV线路保护来说，变比太小容易饱和而引起误动[7]。为了减小对现有二次设备的影响，同时满足220 kV线路保护的要求，进线CT更换为复合变比CT。即除了进线1保护的2个绕组采用变比2X1250/5外，其他绕组仍沿用原变比。复合变比CT为非标准化产品，经过计算并与互感器厂家沟通，最终确定了容量、动稳定电流和热稳定电流等参数。

3.2 开关失灵保护选型

假设1号主变区内故障，主变差动保护动作跳三侧开关。如果线路开关1DL失灵，则需要对侧线路保护相间（接地）距离Ⅱ段跳开电源侧开关来切除故障。如果是主变中压侧或低压侧区内故障，距离Ⅱ段不能深入中压侧或低压侧，只能依靠距离Ⅲ段动作，这样动作时间增长，1号主变必然要承受较长的故障电流。按照国网反措要求进线1DL开关需要配置开关失灵保护，作为近后备切除相邻开关，保证1号主变安全。

2010年江苏继电保护“六统一”原则规定：第二面线路保护柜中保留断路器辅助保护装置，仅使用其过流保护功能[8]。按照《线路保护及辅助装置标准化设计规范》[9]要求，断路器辅助保护装置判断失灵电流后，启动母线保护才能启动跳闸出口。而220 kV母线未配置母线保护，仅依靠辅助保护装置不能跳开相邻开关。因此第二面线路保护柜需要配置独立的含断路器重合闸功能的断路器保护，由它直接出口跳开相邻开关。

南瑞科技提供的断路器保护装置能够完成这一功能。这套装置除了充电保护外，还配置了失灵保护。充电保护正常停用。失灵保护判断线路电流，失灵判别电流串接于第二套线路保护电流回路后。当进线1DL检修或1号主变检修时，失灵保护停用。

失灵启动逻辑分单跳启失灵和三跳启失灵。两套线路保护跳闸接点接入失灵保护装置单跳启失灵开入。1号主变电气量保护跳闸接点接入失灵保护装置保护三跳开入，1号主变非电量保护跳闸不启动失灵。失灵保护逻辑见图2。

开关失灵保护动作后，以第一时限重跳本开关，第二时限跳相邻开关，相邻开关包括1号主变中、低压侧开关、桥开关和线路对侧开关。第一时限重跳本开关接入线路操作箱TJQ三跳回路。因为主变保护无失灵联跳开入，第二时限跳主变中、低压侧开关直接接入主变非电量跳闸开入，由非电量出口接点跳开主变中、低压侧开关。第二时限跳桥开关直接接入桥开关操作箱TJR永跳开入。第二时限跳线路对侧开关接入线路操作箱TJR永跳开入。利用线路保护的光纤通道，将线路开关操作箱TJR永跳接点分别接入两套线路保护装置远跳开入，通过两套线路保护各自发远跳命令跳开对侧开关。

3.3 线路操作箱选型

原进线1DL为三相机械联动开关，1号主变保护动作后，通过柜内三相操作箱跳开1DL。高压侧选用三相联动开关能避免主变非全相运行，这也满足国网反措12.1.1.7条要求。而新的线路保护柜内配置分相操作箱，线路保护动作后通过分相操作箱跳开1DL。那么带来的问题是，应该用三相操作箱还是分相操作箱来操作1DL呢？在《线路保护及辅助装置标准化设计规范》中，线路保护只提供单相跳闸回路同分相操作箱配合。厂家只提供按标准化设计的保护图纸，不提供含三相操作箱保护图纸。所以原主变保护柜三相操作箱只能改为备用，启用线路分相操作箱来操作1DL。

分相操作箱通过以下方式同三相机构配合。由分相操作箱的A相跳闸（或合闸回路）来启动三相开关机构跳闸（或合闸）线圈。将B，C相的跳位监视（或合位监视）并联在A相跳位监视（或合位监视）上，这样操作箱面板指示灯能正确反映机构分闸、合闸状态，同时能够避免控制回路断线误报的问题[10]。

操作箱的调整，带来1号主变保护出口接线的调整。1号主变电气量保护跳1DL原来接入1号主变高压侧操作箱，现改接入线路操作箱TJQ三跳回路。1号主变非电量保护跳1DL改接入线路操作箱TJF非电量跳回路。操作箱的调整同时带来备自投闭锁回路的调整，原来主变高压侧操作箱STJ手跳接点闭锁桥备自投的回路，改由线路操作箱STJ手跳接点来闭锁桥开关备自投。

4 后续工程设想

目前该变电站仅改造一回线路，还剩一回线路未改造，建议在将来参照本工程进行改造。进线2PT更换后，二次绕组数量将增加1组，220 kV电压并列装置需要增加该绕组接线。桥开关未配置保护，将来合环运行时，需要配置独立断路器保护，含充电保护和开关失灵保护等功能。将来合环运行后，在1号主变退出运行时，1DL和3DL之间的连接线将成为保护死区[11]，还需要配置短引线保护。同样道理，2号主变退出时形成的2DL和3DL之间的死区也需要配置短引线保护。因为电流互感器保护绕组数量限制，不建议配置220 kV母线保护。

5 结语

该变电站线路保护改造已经于2019年6月顺利投运。保护改造后，能够实行进线1全线路速动。新配置的开关失灵保护，作为近后备保护，能够缩短开关失灵后故障切除时间，有利于主设备安全。该文介绍了某220 kV内桥接线变电站线路保护改造工程，并对后续工程进行了设想，供其他类似工程参考。

参考文献

[1] 金乐敏，何雪峰.高压输电线路内桥接线方式的保护配置分析及方案[J].电力系统自动化，1997（12）：48-50.

[2] 吴雨.快速切除220kV线路死区故障的保护策略[J].电力安全技术，2020，22（12）：53-57.

[3] 沈立彦.220kV变压器高压侧断路器失灵保护的改进措施[J].电工技术，2020（22）：143-144.

[4] 郭又华.220kV内桥主接线开关失灵危害与对策[J].四川电力技术，2013，36（6）：84-86.

[5] 陈锡磊，胡彬，张思，等.一种针对桥断路器双TA布置方式的差动保护逻辑[J].浙江电力，2017，36（2）：13-16，37.

[6] 国家电网有限公司.国家电网十八项电网重大反事故措施（2018）[S].北京：中国电力出版社，2018.

[7] 李妍.电流互感器暂态饱和识别方法及继电保护抗饱和技术研究[D].厦门大学，2019.

[8] 韩利.简述江苏继电保护“六统一”中关于功能配置及回路设计原则与实际应用[J].电子测试，2016（22）：16-17.

[9] 国家电网有限公司.线路保护及辅助装置标准化设计规范：Q/GDW1161-2014[S].北京：中国电力出版社，2014.