110kV变电站中低压侧分段与并列运行分析

　　摘要：本文针对目前对110kV变电站中低压侧进行加装备自投装置后110kV变电站中低压侧分段运行的优势、劣势进行了分析、阐述，并与中低压侧并列运行方式进行对比，并提出对运行方式改变后调度操作中的注意事项。
　　关键词：110kV变电站，主变分段运行，主变并列运行，备自投
　　
　　110kV变电站的主变运行方式为：中低压侧无分段备自投装置，中低压侧并列运行，随电网发展的需要，近年来110kV变电站中低压侧逐步进行加装备自投装置的改造后，主变运行方式为：中低压侧分段运行，投入中低压侧分段备自投装置。
　　1中低压侧分段运行的优缺点
　　1.1优点
　　1.1.1接地事故处理可以缩短处理时间。由于单相接地时，其他两相电压升高为额定电压的1.732倍，接地时间过长就可能造成其他两相绝缘击穿，发展为相间短路，给主变等设备带来较大的运行风险。在中低压侧并列运行的方式下（如图1所示），发生接地事故时，需断开中低压侧分段断路器，确证哪段母线接地。中低压侧分段运行的方式下，无需此操作，可以直接进行拉路检查，节省了事故处理时间。
　　
　　1.1.2故障时缩短保护动作切除故障的时间。在110kV变电站中低压侧并列运行的方式下主变后备保护动作，第一时限跳分段，第二时限跳本侧，第三时限跳主变三侧，低后备保护跳低压侧母联与跳低压侧断路器时间级差为0.2S，中后备保护跳中压侧母联与跳中压侧断路器时间级差为0S；中低压侧分段运行的方式下，第一时限跳本侧，第二时限跳主变三侧。若110kV变电站低压侧线路故障，线路保护或断路器拒动，就需主变后备保护动作将故障点隔离，110kV变电站中低压侧并列运行的方式低后备保护动作跳开主变低压侧断路器比低压侧分段运行用时多0.2S，110kV变电站中低压侧分段运行事故情况下主变等设备承受大电流冲击的时间相对缩短，降低了主变等设备的运行风险。
　　1.1.3短路电流减小。由于近年来110kV变电站多采用大容量主变，主变的阻抗减小，新建变电站之间的距离缩短，线路阻抗也减小，中低压侧分段运行方式下相对中低压侧并列运行短路阻抗大，可以有效的减小短路电流对主变等设备的冲击。
　　1.2缺点
　　1.2.1保护和自动装置的配合复杂
　　中低压侧加装备自投后，中低压侧分段运行，加装备自投装置后相对于没加备自投装置逻辑关系变复杂，运行风险升高。如图1所示，35kV分段312、10kV分段012断路器热备用，35kV、10kV备自投投入，此时当110kV#1主变35kV侧301断路器跳闸时，若35kV备自投动作不成功（35kV分段312未合上），就会造成35kVI段母线失压事故。
　　1.2.2合环操作复杂
　　为保证不间断供电，提高供电可靠性，目前35kV变电站都采用双电源供电方式，如在同一变电站不同出线时，在合环倒电时，需进行主变并列及保护调整等操作。
　　2中低压侧并列运行的优缺点
　　2.1优点
　　2.1.1保护配置简单供电可靠性高。中低压侧没有加装备自投装置，中低压侧并列运行，保护和自动装置配合简单。如图1，35kV分段312、10kV分段012断路器在合上位置，此时当110kV#1主变35kV侧301断路器跳闸时，110kV#2主变35kV侧302断路器可以继续保证供电，对35kV侧的供电不会造成任何影响。
　　2.1.2合环操作简单
　　同一变电站不同出线时，在合环倒电时，无需进行主变并列及保护调整等操作。
　　2.2缺点
　　2.2.1接地事故处理时间偏长。中低压侧并列运行方式发生接地事故时，应先断开分段断路器，确证在哪段母线。
　　2.2.2故障时保护动作切除故障的时间偏长。当在中低压侧并列运行的方式下，第一时限跳分段，第二时限跳本侧，第三时限跳主变三侧，低后备保护跳低压侧母联与跳低压侧断路器时间级差为0.2S，中后备保护跳中压侧母联与跳中压侧断路器时间级差为0S，低压侧故障相对中低压侧分段运行方式切除故障的时间更长。
　　2.2.3短路电流大。110kV变电站多采用大容量主变，主变的阻抗减小，新建变电站之间的距离缩短，线路阻抗也减小，中低压侧并列运行的方式下，短路阻抗相对中低压侧分裂运行小，短路电流更大，对主变等设备的电流冲击也更大。
　　3中低压侧分段运行，值班调度员操作注意事项
　　3.1备自投联切小电。备自投联切小电的目的是防止非同期合闸，备自投联切小电回路必须可靠地将有小电的线路切除，备自投才能动作成功，在投切备自投时，如未投联切小电断路器会造成非同期电网事故。
　　3.2合环操作。同一变电站不同出线时，在合环倒电时，应先进行主变并列及值班保护调整，如未并列就合环，环网太大易造成电网事故，值班调度员在遇到这种情况，应该考虑清楚仔细核实合环内每个主设备的状态。
　　3.3TV故障。电网中TV故障是常见的缺陷，处理缺陷需将TV停电。如图1所示，当10kVI段母线TV发生高压保险熔断缺陷时，处理此缺陷10kVI段母线TV转为冷备用处理，TV停电期间需将10kVI段母线TV所供二次负荷转由10kVII段母线供电；正确操作：先退出110kV变电站35kV、10kV备自投，将110kV#1、2主变后备保护改投35kV、10kV分段312、012断路器合上的运行方式定值，并且#1、2主变后备保护联跳35kV、10kV分段312、012断路器保护必须投入，才能依次合上35kV、10kV分段312、012断路器，将10kVI段母线TV所供负荷转由10kVII段母线TV供电，然后操作10kVI段母线TV停电，进行处理10kVI段母线TV发生高压保险熔断缺陷。
　　3.4旁路代供。110kV变电站35kV母线常规接线为单母线分段带旁路接线，在进行旁路代供的操作时如果代供断路器与旁路断路器未在同一组母线时，操作前务必先操作合上35kV分段的操作，同时涉及保护调整，操作容易造成未先合上分段及调整保护，造成事故，变电站值班人员及调度员都应引起重视，加强学习。
　　4结束语
　　可以看出110kV变电站中低压侧加装备自投装置后分段运行后设备运行风险降低，相对中低压侧并列运行供电可靠性提高了，但很多在主变并列运行下简单操作操作变复杂，也为值班调度员日常操作埋下安全隐患，这要求值班调度员加强学习，操作之前做好充分准备，熟悉该操作需要注意的点。
　　参考文献
　　【1】《中国电力百科全书》中国电力出版社，1995
　　【2】《电网继电保护应用》水利电力出版社，1993
　　【3】《电气主设备继电保护原理及应用》中国电力出版社，1996
　　【4】《变电运行技能培训教材》中国电力出版社，1995
　　【5】《电力系统调度运行实用技术问答》中国电力出版社，1997
　　【6】《电力系统继电保护实用技术问答》中国电力出版社，1997

《110kV变电站中低压侧分段与并列运行分析》

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