110kV内桥接线变电站的安全运行分析

110k V内桥接线变电站的安全运行分析

随着电网的不断发展。220 k V 电网已成为城市供电的主网架，110k V线路已是辐射性供电的主要通道，110k V变电站多数成为终端变电站，其一次主接线主要采取的是内桥接线方式。这种方式精简了变电站的一、二次设备，缩减了变电站的占地面积，节约了建设投资，给电网的发展带来了经济效益。但由于内桥接线方式省略了变压器的高压侧断路器，和以往采用的单母线接线方式或全桥接线方式相比较，在运行操作、事故处理和保护配合上都存在不方便、不清晰的地方。为了解决好这个问题，进一步保证变电站的安全运行，通过分析对比，提出相应的技术方案，供读者参考。

1 内桥接线变电站的运行操作分析

为了进一步说明问题，现以全桥接线方式与内桥接线方式对照分析说明。全桥接线方式如图1所示，内桥接线方式如图2所示。

从图1、2中可以看出全桥接线方式与内桥接线方式主要不同在于全桥接线方式中变压器的高、低压侧都设置了开关而内桥接线方式中变压器的高压侧没有设置开关，仅仅设置了隔离开关G，这就给运行操作带来了一定的麻烦。如当变压器Tl需要检修时，在全桥接线方式中的操作步骤为：顺序拉井开关DL5、

DL3及其两侧刀闸并在变压器高、低压侧做安全措施就可以了；而在内桥接线方式中的操作步骤则为：顺序拉开开关DL3、DL0、DL1及其两侧刀闸，然后再拉开变压器高压侧的隔离开关G1并在变压器的高、低压侧做安全措施。从以上操作步骤可以看出，内桥接线方式的操作不如全桥接线方式的操作简便另外由于隔离开关的灭弧装置非常简单，不能带负荷拉合变压器，甚至也不能拉合空载的变压器：必须要把变压器停下来才能拉合这把隔离开关，所以在运行操作中还要特别注意防止误操作的问题。

2 内桥接线变电站的变压器事故处理及保护配合分析

由于接线方式不同，变压器出了事故的处理也不同从图1及图2可以看出，对于全桥接线方式而言由于变压器间隔是一个完整的电气单元，当变压器(如T1) 出现事故后保护装置启动。跳开变压器高、低压侧开关DL3、DL5即可切除故障点，运行人员顺序拉开高、低压侧开关各自的两侧刀闸做安全措施后变压器T1转为检修状态：对于内桥接线方式而言由于变压器问隔不是完整的电气单元，变压器出了事故的处理就有很大不同：其一是当变压器T1出现事故后保护装置启动跳开的开关不固定，要随着运行方式的变化而变化现以较接近的2种运行方式为例进行说明：第一种是桥开关DL0呈闭合状态，线路l和2台变压器带变电站的所有负荷运行，如图3所示。

对于这种运行方式，当变压器T1出现故障时，保护装置启动跳开开关DL1、

DL0、DL3，运行人员拉开刀闸G1和DL3开关的两侧刀闸，然后做安全措施，对变压器进行事故处理：第二种是桥开关DL0呈闭合状态，线路2和2台变压器带变电所的所有负荷。如图4所示。

对于这种运行方式，当变压器T1出现故障时，保护装置启动要跳开的开关DL0、DL3，运行人员拉开刀闸G1和DL3开关的两侧刀闸，然后做安全措施，对变压器进行事故处理。以上情况说明，内桥接线形式的变电站，为保证变压器保护方式及事故处理的正确性，当变电站的运行方式改变后，运行人员要及时进行对变压器保护方式的改变。其二在内桥接线形式的变电站中，变压器出了事故，保护装置要启动跳开的开关有线路侧开关DL1或DL2，有时还要牵动桥开关DL0；在某些特殊运行方式下，当一台主变出现故障时就有可能造成全站停电，引起事故扩大。如当变电站运行方式为一条线路(如线路1) 带2台变压器运行且线路2停运检修时，变压器Tl出现故障，保护装置启动跳开线路开关DL1时，变压器T2也被迫停电，引起全站停电。而全桥接线方式的变电站没有这个问题(见图1)

3 内桥接线变电站的线路事故处理及保护配合分析

作为电网终端的内桥接线变电站．应对线路故障的保护方式是通过备用电源自动投人的技术措施解决．简称备自投。随着微机型保护装置普遍使用．备自投装置也微机化。从微机型备自投装置的运行角度说．它的动作逻辑应满足变电站所

有运行方式变化情况．但由于地区和对运行方式的要求不同，目前厂家对微机型备自投装置动作逻辑的设计还只满足于内桥接线变电站常规的运行方式．不能适用于一些特有的运行方式．给运行管理和操作带来不便。以某地区的情况为例做进一步说明。目前110k V内桥接线变电站的运行方式一般有3种．分别如图3(或图4)、图5、图6所示。

其中图3 (或图4)、图5所示的运行方式是常规的运行方式．当运行线路(如线路1)出现故障时，备投装置只需跳开故障线路末端的开关(如DL1 )，合上备用线路开关(如DL2 )或桥开关(如DL0)，便能保证变电站继续对外供电，这种“跳一合一”的方式是现有的微机型备自投装置在动作逻辑上所具备的。而图6所示的方式是一条线路和一台主变带变电所的所有负荷．在变电站负荷轻时是一种经济运行方式，也是特殊运行方式。当运行线路(如线路1 )出现故障时，需跳开故障线路末端的开关(如DL1 )．合上备用线路开关( 如 D L 2 ) 和桥开关( DL 0 )2台开关．才能使变压器(如T1)继续对外供电，这种“跳一合二”的方式许多厂家的微机型备自投装置没有设置这种动作逻辑．此时备用电源将无法投入．从而导致全站停电．给企业和社会用电带来重大损失，不能满足变电站安全运行的需要。

4 保证安全运行的技术措施探讨

( 1 ) 强化防误操作措施．严防误拉合变压器高压侧隔离开关

由于内桥接线变电站的变压器电气接线单元缺少了高压侧开关．在运行操作时确保变压器高压侧隔离开关的正确使用就是一个非常重要的问题。一般情况下．隔离开关不能带负荷拉合．这是运行人员比较熟悉的概念而在这里．根据相关规程规定和运行经验可知：110k V系统中隔离开关不但不能拉合带负荷的变压器．也不能拉合空载变压器，即隔离刀开关不能带电拉合变压器。所以对于防止误拉合变压器高压侧隔离开关来说．其基本的条件是只有在开关DL3、DL0、DL1 (见图2) 都在分闸位置时才能进行操作．在编制程序时必须注意这一点。

另外，为确保不发生误操作事故．还可以在隔离开关支架上安装由感应式电压显示器闭锁的电磁锁控制操作把手做为补充措施．使其只有在隔离开关两侧的电气连接线上确无电压时才能解锁操作．以杜绝隔离开关带电拉合变压器的情况出现。

( 2 ) 对应特殊运行方式．固化操作程序．实现操作步骤快速无误 无论是在正常运行方式下还是在事故处理过程中，正确快速地操作是变电站安全运行的基本保证针对以上分析所涉及的特殊情况。有时只有靠快速正确的操作来补救。把相关的运行方式和对应的操作程序、步骤进行固化，以特殊的模式记录在变电站现场运行规程和典型操作票中。定期供运行人员学习、演练，使运行人员熟悉、掌握其中的每一个环节当变电站出现特殊运行方式时．值班员可本能地进行操作和处理。以保证应对事故时做到万无一失。

设定在运行方式如图3的情况下．当线路2处于检修状态时．线路备自投装置退出．一旦变压器Tl 出现故障便要跳开线路侧开关DL1．线路2的开关DL2无法备投．此时变压器T 2也将被迫停运在这个时候就要抢送变压器T2以保证尽快对外恢复送电。针对这种情况，对应的操作程序应是：根据事故信息显示判断变压器T1确有故障——根据事故信息判断开关DL1、DL3、DL0确在分闸位置——判断线路1确有电压——拉开变压器T1高压侧隔离刀闸G1——合上线路1开关DL1——合上桥接开关DL0。当运行人员熟练掌握对应的操作程序后就能在最短的时间里恢复变压器T2的对外供电．使停电所造成的损

失降低到最小。

( 3 ) 改进微机备自投装置完善备投方案。

对微机备自投设计逻辑不完善的问题除了采用加强操作管理的方法来弥补外．还可以通过对装置进行技术改进的方法来解决。解决的方法有2种，方法一是改进装置的硬件，具体做法是在装置的开入量模块的二次回路中增加操作压板，如图7所示。

新增压板装在桥开关开入量模块输人回路两端，当出现如图6所示的特殊运行方式时，运行人员可将此压板投入，用以打开启动桥开关的通路，此时当线路出现故障时，备投装置可实现“跳一合二”的功能。这种方法的不足是运行人员要根据运行方式的改变进行二次压板的操作。

方法二是从软件着手。即根据运行方式的需要对微机备自投的动作逻辑进行改动。一般情况下要厂家有关技术人员配合，主要的技术思路是对软件的初始条件进行完善，增加对桥开关的状态及有关电气量的判据，达到运行方式所需的逻辑功能，自动实现“跳一合二”的要求。

5 结束语

综上所述内桥接线形式的变电站有简化接线、节省设备、节约投资的优点，但因其变压器间隔不是完整的电气接线单元，给运行管理带来了不利因素，如何克服这些不利因素提出了强化防误操作措施、加强运行操作技术管理及改善保护装置功能的方法去解决，其目的是进一步实现内桥接线形式变电站的安全运行。这里要强调的是虽然文

章中所谈到的一些运行方式是非常规的，但正是由于这些运行方式不经常出现，才使运行人员感到生疏，从而产生薄弱环节，事故发生的几率也就越大，万万不可轻视。

以上方法在某地区一些变电站已分别实施，并取得一定的效果，文章意在剖析思路，总结经验，以供交流。