周 亞，文 凡

（臨安市供電局，浙江 臨安 311300）

隨著電網(wǎng)的不斷發(fā)展，110 kV線路已是輻射性供電的主要通道，110 kV變電站多數(shù)成為終端變電站，其一次主接線主要采取的是內(nèi)橋接線方式。這種方式因一次接線簡單、經(jīng)濟(jì)可靠，簡化了變電站的一、二次設(shè)備，縮減了變電站的占地面積，節(jié)約了建設(shè)投資，因此被廣泛用于110 kV終端變電站的110 kV主接線中。

在實(shí)際應(yīng)用中，內(nèi)橋接線因省略了主變的開關(guān)和獨(dú)立TA，主變的110 kV套管TA又無法滿足保護(hù)和計(jì)量的要求，這些特殊的原因使得內(nèi)橋接線有了一些特殊的保護(hù)和計(jì)量配置。然而，也正因?yàn)檫@些特殊配置的存在，導(dǎo)致內(nèi)橋接線在實(shí)際運(yùn)行中有一些不足之處。給日常的運(yùn)行管理、倒閘操作、一二次設(shè)備技術(shù)改造都帶來不便，存在安全隱患，有必要進(jìn)一步優(yōu)化。

1 內(nèi)橋接線方式存在的問題

1.1 主變投切操作較復(fù)雜

在主變投切操作時(shí)需操作2臺(tái)開關(guān)且暫時(shí)停運(yùn)一條線路，影響了電網(wǎng)的可靠性和安全性。

為了進(jìn)一步說明問題，將全橋接線方式與內(nèi)橋接線方式進(jìn)行對照分析說明。全橋接線方式如圖1（a）所示，內(nèi)橋接線方式如圖 1（b）所示。

從圖1中可以看出，全橋接線方式與內(nèi)橋接線方式主要不同在于全橋接線方式中變壓器的高、低壓側(cè)都設(shè)置了開關(guān)而內(nèi)橋接線方式中變壓器的高壓側(cè)沒有設(shè)置開關(guān)，僅僅設(shè)置了隔離開關(guān)G，使主變投切操作要復(fù)雜些。如變壓器T1需要檢修時(shí)，在全橋接線方式中的操作步驟為：順序拉開開關(guān)DL5與DL3及其兩側(cè)隔離開關(guān)；而在內(nèi)橋接線方式中的操作步驟則為：順序拉開開關(guān)DL3，DL0，DL1及其兩側(cè)隔離開關(guān)，然后再拉開變壓器高壓側(cè)的隔離開關(guān)G1。從以上操作步驟可以看出，內(nèi)橋接線方式的操作不如全橋接線方式的操作簡便。另外由于隔離開關(guān)的滅弧裝置非常簡單，不能帶負(fù)荷拉合變壓器，甚至也不能拉合空載的變壓器；必須要停運(yùn)變壓器后才能拉合這個(gè)隔離開關(guān)，所以在運(yùn)行操作中還要特別注意防止誤操作的問題。

圖1 全橋與內(nèi)橋接線對比

1.2 主變差動(dòng)保護(hù)范圍被擴(kuò)大

如圖2所示，1號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)的差回路由1號(hào)線TA、橋開關(guān)TA、1號(hào)主變10 kV側(cè)TA構(gòu)成，這種復(fù)雜的差接方式帶來了較多的缺點(diǎn)。

圖2 主變差動(dòng)保護(hù)電流回路

（1）當(dāng)線路TA和110 kV母線之間發(fā)生故障時(shí)，本應(yīng)由上一級(jí)變電所的線路保護(hù)動(dòng)作切除故障，若為瞬時(shí)故障即重合成功恢復(fù)送電。然而現(xiàn)在屬于主變差動(dòng)保護(hù)的范圍，主變差動(dòng)保護(hù)會(huì)瞬時(shí)動(dòng)作跳開1號(hào)線路開關(guān)，造成1號(hào)主變停電。所以因內(nèi)橋接線主變差動(dòng)保護(hù)范圍擴(kuò)大，一定程度上降低了電網(wǎng)的供電可靠率。

（2）一、二次運(yùn)行方式對應(yīng)要求高，一次運(yùn)行方式改變后，二次也必須作相應(yīng)的操作與之對應(yīng)。例如：當(dāng)1號(hào)線開關(guān)由運(yùn)行改為檢修狀態(tài)，且1號(hào)主變需繼續(xù)運(yùn)行時(shí)，運(yùn)行人員首先需對一次設(shè)備進(jìn)行操作，將1號(hào)線路開關(guān)改為檢修狀態(tài)；為防止檢修人員在檢修過程中涉及1號(hào)線路TA而影響1號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)的正常運(yùn)行，運(yùn)行人員還需分3步完成二次操作，即停用1號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)總出口壓板；短接1號(hào)線路差動(dòng)TA的二次短路片；測量1號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)總出口壓板兩端確無電壓后，放上1號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)出口總壓板，以滿足一次運(yùn)行方式的要求。

當(dāng)一次設(shè)備復(fù)役時(shí)，也需進(jìn)行以上類似的3步操作，且一次操作內(nèi)容不同，二次操作內(nèi)容也將不同，這些操作流程往往增加了運(yùn)行人員誤操作的機(jī)率。

（3）主變的一次停復(fù)役操作，主保護(hù)（差動(dòng)保護(hù)）需退出2次，使主變暫時(shí)處于無主保護(hù)的運(yùn)行狀態(tài)，且主保護(hù)壓板的經(jīng)常操作易留下因人為因素導(dǎo)致壓板接觸不良的隱患。

（4）主變高壓側(cè)無法配置計(jì)量裝置，使計(jì)量部門的關(guān)口電量只能通過2條線路的電量計(jì)算獲得，增加了計(jì)量誤差。

以上提到的問題主要是因?yàn)橹髯儧]有保護(hù)用和計(jì)量用的TA所致。隨著科技的進(jìn)步和廠家制造工藝的提高，從一些變壓器廠家提供的信息和有關(guān)單位實(shí)際運(yùn)行情況看，主變110 kV套管TA已完全能滿足計(jì)量和保護(hù)的要求。因此隨著這些設(shè)備狀況的改善，有條件對內(nèi)橋接線一、二次設(shè)備的配置作相應(yīng)的改進(jìn)，以完善內(nèi)橋接線方式，使內(nèi)橋接線在實(shí)際電網(wǎng)運(yùn)行中發(fā)揮更好的作用。

2 改進(jìn)措施探討

（1）取消110 kV進(jìn)線的獨(dú)立TA，安裝滿足保護(hù)和計(jì)量要求的主變套管TA。確保一次設(shè)備的配置能滿足保護(hù)和計(jì)量的要求。

（2）改進(jìn)差動(dòng)保護(hù)高壓側(cè)的差接方式，利用主變110 kV套管TA與10 kV側(cè)TA差接構(gòu)成差動(dòng)回路（如圖3所示）。使得主變差動(dòng)保護(hù)范圍在正常范圍內(nèi)，一方面簡化了倒閘操作，杜絕誤操作事故的發(fā)生，另一方面有效提高了內(nèi)橋接線的可靠性和安全性。

（3）增加110 kV橋開關(guān)電流保護(hù)。不過在實(shí)際運(yùn)行中，110 kV母線的故障概率非常小，因此也可以不增加這套保護(hù)，這樣110 kV橋開關(guān)的獨(dú)立TA也可以取消。

圖3 改進(jìn)的主變差動(dòng)保護(hù)電流回路

（4）110 kV的計(jì)量點(diǎn)由原110 kV進(jìn)線移到主變高壓側(cè)，取消進(jìn)線開關(guān)電量數(shù)據(jù)的采集，使計(jì)量部門的關(guān)口電量能實(shí)時(shí)獲得，避免了通過2條線路的電量計(jì)算引起的計(jì)量誤差。

（5）改進(jìn)110 kV三取二備用電源自投裝置的啟動(dòng)條件，由原判“110 kV進(jìn)線無流、母線無壓”改判“高低壓母線均無壓”為備用電源的啟動(dòng)條件。

3 結(jié)語

通過改進(jìn)不但避免了上述問題，大大提高了內(nèi)橋接線在電網(wǎng)運(yùn)行中可靠性性和安全性，還因?yàn)?10 kV進(jìn)線獨(dú)立TA的取消帶來了以下益處。

（1）110 kV設(shè)備區(qū)的縱向尺寸可以縮進(jìn)2.5 m左右，使得110 kV內(nèi)橋接線的總平布置更趨于緊湊合理。以110 kV平山變?yōu)槔?，可?jié)約土地137.5 m2。在當(dāng)今土地資源十分緊張的情況下，土地資源的節(jié)約更加符合“環(huán)境友好型、資源節(jié)約型”的電網(wǎng)建設(shè)理念。

（2）可節(jié)約工程的設(shè)備造價(jià)和建筑造價(jià)30余萬元，在市區(qū)經(jīng)濟(jì)效益就更為明顯。

（3）可以大大減輕檢修人員對TA的日常油試、預(yù)試等維護(hù)工作，降低了生產(chǎn)維修費(fèi)用，提高了可靠性。

（4）有效簡化了操作程序，縮短了操作時(shí)間，減少了運(yùn)行人員和檢修人員誤操作的可能。

（5）電量關(guān)口計(jì)量更為合理、準(zhǔn)確。

[1]能源部西北電力設(shè)計(jì)院.電力工程電氣設(shè)計(jì)手冊（電氣二次部分）[M].北京：中國電力出版社，2003.