对内桥接线变电站在实际运行中有关问题分析

对内桥接线变电站在实际运行中有关问题分析

李景盼

(国网山东省电力公司诸城市供电公司山东诸城262200)

摘要：对于内桥接线来说，其优点比较多，有诸多的变电站都应用这种接线方式。在主变电差动保护中，因为节约了主变开关，接入了线路开关，以及内桥开关，但是，会给一次设备、二次设备留下一些隐患，影响日后的运行。在倒闸时，要重视系统功率，防止出现一些安全问题。本文分析了内桥接线变电站的运行问题，提出了安全运行的措施。

关键词：变电站；内桥接线；运行

在某一个变电站中，如果只有两台变压器，两条输电线路时，选择桥形接线，可以节约断路器的用量。如果输电线路比较长，经常出现故障，且变压器不需要频繁切换时，通常选择内桥接线。如果线路比较短，需要频繁切换变压器时，又或者系统有穿越功率流经本站时，通常选择外桥接线。对于内桥接线，其优势为运行方式比较灵活，在供电方面，比较可靠，即使对线路断路器、变压器进行检修，也不会影响到变压器的正常运行，其缺点为主变高压侧设置两个断路器，对二次接线与运行操作有点复杂。

一、变电站现场介绍

（一）变电站介绍

某110kV变电站最初为35kV电压等级的变电站，2007年新增一台110kV电压等级的2号变压器，升压为110kV变电站，2号主变高压侧差动电流为151开关电流。升压后35kV的变压器就没有运行。虽然，原1号主变为35kV的变压器，但是主变保护装置是按110kV电压等级来配置的，也就是主变保护装置的差动回路有高、桥、中、低四侧，只是高、桥侧没有接线而己，以后改扩建110kV电压等级时，就不用更换主变保护屏。图1为由35kV升级改造成110kV后变电站的主接线。

后又扩建110kV内桥开关和110kV出线152开关，并拆除1号主变。图2为内桥开关113和110kV出线152开关建成后、拆除1号主变后的变电站主接线图。但152开关线路并未同步架设好，在内桥开关扩建好后，2号主变差动电流高压侧由151开关改接为152,113开关电流，1号主变保护装置前面己说明不用更换，所以在扩建113开关期间，将151,113开关电流接入了1号主变差动回路，且在1号主变拆除后停用了1号主变保护。

由于152开关所接线路并未同步架设，113开关扩建完成后该站运行方式为:151开关通过113内桥开关送2号主变带全站负荷。

综上：2号主变差动保护电流改接为113,152,302,902，同时也将151,113,301,901的电流接入了1号主变差动保护。由于152开关所接线路未建

好，因此运行方式仍为151开关经113开关送2号主变带全站负荷。在2号主变带负荷前，停用了2号主变差动保护，对113,302,902三侧开关接入2号主变差动保护的电流做了带负荷测试，正确后投入2号主变差动保护。

注意点：此时151开关、113开关的电流也流入了1号主变差动保护装置，但因拆除了1号主变，且停用了1号主变差动保护，所以未在1号主变差动保护装置上对这两个开关的二次电流做带负荷测试。这为后面1号主变送电造成全站失压埋下伏笔。

（二）事故前运行方式

152开关所接线路架设完毕，运行方式调整为:152开关送2号主变带全站负荷。同理:在152开关带2号主变负荷前停用了2号主变差动保护，对其做带负荷测试正确后，才启用2号主变差动保护。

后1号主变扩建完毕，1号主变新设备投运。图3为事故前的变电站主接线图。

事故前运行方式为:152开关送2号主变带全站负荷，113,151开关为断开位置。对1号主变送电试验的步骤为:先1号主变各侧转热备用，再151开关、152开关合环送2号主变带全站负荷，再断开152开关将全部负荷转移至151开关上。合环前考虑两方面原因投入了1号主变差动保护：

(1)151线路充电时对侧保护己伸入1号主变差动保护范围。

(2)151开关经内桥113开关送2号主变带全站负荷是以前运行过的方式。

此时应该再次慎重考虑此方式下1号主变差动保护是否可以投入运行，虽然是运行过的方式，但是当时1号变差动保护未投入。当操作断开152开关步骤后，1号主变差动保护动作跳开主变各侧开关，全站失压。

查看保护装置报文为1号主变差动保护B相动作，后经检查为1号主变差动保护装置上113开关电流回路B,C相接反。

二、事故分析

差动保护装置型号为长园深瑞ISA387F，其软件进行高压侧Y-△电流幅值相位调整。

分析跳闸时的三相差动电流:据事故前的负荷情况得出当时的负荷电流(一次值)为60A/相，差动保护定值折算到一次值是180A。图4为151开关、113开关带负荷时的电流矢量图。

图5为差动保护装置进行Y侧电流相位调整后151、113开关的A相电流矢量图。

A相差流为：lda=IAB+Iab

图6为差动保护装置通过软件进行相位幅值调整后得出的A相差流。

得出A相差流：Ida=60x1.732=103.9(A)<180A，所以A相差动不动作，因此，A相差动不动作。同理，B相差流Idb=IBC+Ibc。图7为差动保护装置进行Y侧电流相位调整后151/]、113开关的B相电流矢量图。

在图8中，通过软件，对差动保护装置进行相位幅值调整后，明确了B相差流。

得到B相差流：Idb=IBC+Ibc=60x1.732+60x1.732=208(A)>180A，因此，B相差动动作。

C相同A相，因此，C相差动不动作。分析结果与装置保护动作报告相符。

三、保证安全运行的措施

（一）防止误拉合变压器高压侧隔离开关

在内桥接线变电站中，因为变压器电气接线单元缺少高压侧开关，操作时，要正确应用变压器高压侧隔离开关的正。一般来说，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：对于隔离开关，不仅无法拉合带负荷的变压器，也无法拉合空载的变压器。为了防止发生误操作事故，可以在隔离开关的支架上，设置由感应式电压显示器闭锁的电磁锁控制操作把手，以此作为补充措施，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，进而避免发生隔离开关带电拉合变压器的情况。

（二）对应特殊运行方式，固化操作程序，实现操作步骤快速无误

不管是处于正常的运行状态，还是在处理事故，都必须正确地操作，这保证变电站安全运行的前提。根据以上的特殊情况，只有通过快速、正确的操作，才能得以补救。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运行的规程中，运行人员要定期学习，熟悉所有环节的作业。当变电站出现特殊情况时，值班员可以做出正确的判断，采取有效的手段，解决故障，进而做到万无一失。

（三）改进微机备自投装置

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，也可以改进装置来解决。方法一是，对装置的硬件进行改进；方法二，根据软件进行调整，以运行方式为基础，改动微机备自投的动作逻辑。通常，要与厂家的相关技术人员进行配合，主要健全软件的初始条件，丰富对桥开关的状态、电气量的判据，满足运行方式的逻辑功能，自动达到“跳一合二”。

结语：

综上所述，对内桥接线的变电站进行施工改造时，应该做好细节工作，避免留下不必要的安全隐患，对项目进调试、测试时，也要做全面，施工人员要与上级领导做好沟通工作，防止出现误解。在改造的过程中，应该全方位的监控，在改造之后，要高度重视实际情况，只有这样，才可以将安全隐患扼杀在萌芽状态，进而消除不良的影响因素。

参考文献:

[1]王静.内桥接线变电站中110kV备自投与10kV备自投配合研究[J].四川电力技术，2007(1).

[2]冯新年，王衍.内桥接线变压器差动保护接线方式的讨论[J].变压器，2006(2).