主变压器采用双分支接线形式的改造方案

邹经鑫, 程 华，刘 鑫，袁明哲，赵志浩

(国网成都供电公司， 四川 成都 610041)

0 引 言

线路-变压器组(以下简称线变组)的接线形式，由于具有接线简单、设备少、占地小、投资低、保护配合简单等优点，在110 kV变电站中被大量采用[1]。尤其是在一些大型负荷中心，由于土地昂贵且负荷较为集中，这些地区都广泛采用了线变组的接线形式。这类变电站远期多按照3台主变压器设计，如图1所示。

分期工程中考虑负荷的增长过程和负荷的接入，一般10 kVⅢ段或Ⅳ段母线会在一期工程中全部建成，但仅投运2台主变压器。因此2台主变压器中的1台主变压器(通常为2号主变压器)采用双分支的运行方式，如图2所示。但是这种方式的缺点在于：10 kV的Ⅲ段母线及其出线为单主变压器单电源线路供电，当2号主变压器因检修或事故停电时，将造成10 kV的Ⅲ段母线及其出线同时停电或者失电，从而影响系统供电的稳定性。分期建设带来的弊端，特别是如果10 kV的Ⅲ段母线上的出线不断增多时，这一问题将日益突出[2]。

图1 3台主变压器采用线路-变压器组接线形式

图2 1台主变压器采用双分支设计

1 一次部分解决方案选择

目前已有解决上述问题的若干种方案。方案1如图3所示：在10 kV的Ⅱ、Ⅲ段母线上加装临时母线联络923断路器，此时运行方式调整为由902断路器供10 kV的Ⅱ、Ⅲ段母线。当2号主变压器停电后，所有10 kV负荷均可由1号主变压器供电。这种方法供电方式灵活，相关保护及备自投无需改动均满足要求，可解决供电可靠性低的问题。其缺点在于加装923断路器成本较高，且需要改变现有的接线方式。

图3 在10kV的Ⅱ、Ⅲ段母线上加装临时母线联络923断路器

由于其他多数方法均需加装1台断路器，其缺点与方案1类似，因此在实际运行中多采用了如图4所示的方案2：将10 kV的Ⅱ、Ⅲ段母线采用硬接线连接为一段母线。其优点在于对现有接线不发生较大改变，并能有效地解决10 kV的Ⅲ段母线及其出线供电可靠性低的问题，相关保护及备自投同样满足要求，无需改动。

然而，随着Ⅱ、Ⅲ段母线上负荷的逐渐增大，902断路器上流过的电流达到了一个很高的数值，严重威胁902断路器的安全稳定运行，亟需提出一个应急的技术方案来降低902断路器的负荷。

图4 将10 kV的Ⅱ、Ⅲ段母线硬接

因此，提出启用904断路器以分担902断路器负荷的方法，如图5所示。在试验变电站中对902、904断路器柜双分支进行改造，902断路器负荷平均降低40%，提升了大电流开关柜在迎峰度夏期间的供电可靠性。

图5 方案2的基础上启用904断路器

从故障时的截流过电压和电弧电流两方面对比分析可知，由于902断路器和904断路器分闸时间不完全相同，有相对快慢。一旦系统短路时，如果904断路器先跳闸，短路电流转移至902断路器，此时主变压器低压侧总电流并未发生变化，所以902断路器跳闸时承受的截流过电压与原单台断路器运行一致。902断路器跳闸过程中由于负荷电流的转移，造成902断路器电弧电流增大，但不会超过单台断路器电弧电流，所以双分支改造后并不会造成安全隐患，能够发挥改善902断路器工况的优势。

2 二次继电保护解决方案

在改造过程中，继电保护二次回路、保护定值的配合改动尤为重要。所述改造方案的二次部分涉及2号主变压器低压侧后备保护的二次回路和装置定值的改动，10 kV备自投回路、定值的改动以及运行维护策略等方面[3-5]。

针对2号主变压器低压侧后备保护，改造前902断路器为2号主变压器低1分支后备保护，其电流回路编号为A/B/C/N511；904断路器为2号主变压器低2分支后备保护(904断路器回路已完善，只是未启用)，其电流回路编号为A/B/C/N611。如图6所示，低1分支保护与低2分支保护分别对应采样902断路器与904断路器的电流量，各自实现低后备保护功能。

图6 双分支改造前2号主变压器低后备保护电流回路

改造后的电流回路如图7所示，将904断路器电流回路并入902断路器电流回路后，由低1后备保护进行合电流采样，同时停用低2后备。在2号主变压器低后备保护装置中增加低1后备跳904断路器的出口矩阵。

图7 双分支改造后2号主变压器低后备保护电流回路

针对10 kV备自投的逻辑判断部分，902断路器、904断路器的A相产生合电流供10 kV备自投装置采样，见图2，其逻辑为只有当902断路器和904断路器的电流均消失，备自投装置才会认为902断路器和904断路器已经跳开。

图8 10 kV备自投装置对902、904断路器进行合电流采样回路

在改造启用904断路器前，2号主变压器低压侧备自投开入为902断路器跳位及合后辅助节点直接开入10 kV备自投装置，如图9所示。

图9 改造前10kV备自投开关位置开入回路

此次改造中，将902、904断路器合后位置并联，跳闸位置串联至原备自投902断路器的开入回路，并在902、904断路器的跳闸位置节点上并联检修压板，保证902、904断路器在检修时不影响备自投功能的正常使用，如图10所示。如此改动的逻辑含义为：只要902或904断路器有一个在合位，10 kV备自投装置均接收到“合后”的开入，认为2号主变压器低压侧正常供电。只有当902和904断路器都在跳位时，10 kV备自投装置才接收到“跳位”的开入，认为2号主变压器低压侧开关已跳开。当902或904断路器检修时，投入检修压板使对应的节点被短接，可防止检修过程中控制回路断线造成对应跳位无法正确开入，导致备自投拒动[6-8]。

图10 改造后10 kV备自投开关位置开入回路

在此次改造启用904断路器前，10 kV备自投装置在2号主变压器低压侧只启用了跳闸902断路器的开出回路，如图11所示，备自投装置开出跳闸命令经902断路器大压板后至902断路器操作箱实现902断路器的跳闸。

图11 改造前10 kV备自投跳闸回路

此次改造中如图12所示，将备自投跳902断路器的出口节点分别经压板后同时接至902断路器和904断路器操作箱实现备自投动作后同时跳开902断路器和904断路器的功能。

图12 改造后10 kV备自投跳闸回路

改造完成后应做以下试验，验证改造的正确性：

1)在902、904开关柜内对902、904断路器保护、备自投电流回路进行通流，观察对应装置采样是否正确。

2)在2号主变压器低1后备保护对902、904断路器进行传动试验，验证主变压器保护低压侧跳闸回路的正确性。

3)使902、904断路器处于各种位置，观察10 kV备自投装置合后位置、跳闸位置的开入是否正确。

4)进行10 kV备自投的传动试验，验证902、904断路器的出口回路。

3 结 语

前面提出了一种主变压器采用双分支接线方式的改造方案。当10 kV负荷增大，需要启用904断路器对2号主变压器低压侧902断路器上流过的电流进行分流时，选择了一种相对最优的一次解决方案以及对应的继电保护部分的改造方案。在3号主变压器投运前能够有效地解决断路器负荷过大的问题。