110 kV变电站继电保护二次回路改造需注意的问题及解决方案

王添艺

（信息产业电子第十一设计研究院科技工程股份有限公司南京分公司，江苏 南京 210000）

引言

110 kV变电站继电保护二次回路是指利用微机远程技术实现对变电站设备监视、测量、协调和控制，具有结构微机化、操作监控屏幕化、运行管理职能化等优点，而变电站继电保护二次回路的改造工作复杂，涉及面广，难度大的特点[1-2]。本文以某公司110 kV变电站电气二次系统继电保护改造项目为例，对于其中遇到的一些技术问题及其解决方案进行阐述，希望能对类似变电站的二次继电保护建设方面提供一定的帮助。

1 变电站现状分析

某变电站原有继电保护设备为2004年北京四方保护装置及监控系统，由于设备老旧或初设设计缺陷等各种原因，一些正在运行的保护装置存在不适合现场运行的要求[3]。

经过调研及初步分析，考虑变电站二次设备升级改造，将原有保护装置及监控系统全部更换为南瑞继保最新型的设备。由于设备年代久远，且站内经过多次改造，现场搜资许多图纸资料已无法找到，收集到的图纸与现场实际运行情况也多有不符，这对变电站继电保护二次改造带来很大难度。

该变电站的概况如下，共有2台三相双绕组变压器，一期1台40 MVA主变压器，二期新增1台50 MVA主变压器，2回110 kV主变进线，10 kV为单母分段接线，10 kV出线线路共计20回，系统电气主接线参见图1。

2 问题描述与分析

经过现场收集到的设计图纸以及更换后的南瑞继保保护装置设备图纸对比分析发现，新上保护装置与原有保护装置的二次接线差异很大，其中，原有北京四方的主变压器保护配置为高压、低压及本体保护分别为独立保护装置，而更换后的南瑞继保主变保护为两套主后一体化保护装置。以下举例详细描述改造过程中发现的问题以及对应的解决方案。

2.1 保护装置遥信开入公共端电压不同

原有北京四方保护装置的遥信回路信号采用了光电隔离设备，将外部直流220 V强电回路经过光电隔离装置转换为直流24 V输入到装置，其公共端为光电隔离设备直流-220 V。而更换的南瑞继保保护装置的遥信回路电压已可以满足直流220 V遥信开入，所以对于户外端子箱以及柜体端子排公共端的接线改造，需整体重新规划调整，并原有光电隔离设备拆除。改造前后的遥信回路图详见下页图2和下页图3。

2.2 110 kV侧未配置电压互感器

在该变电站设计初期并没有配置主变110 kV侧电压互感器，主变测控装置无法采集到110 kV侧线路电压数据，仅有110 kV主变高压侧带电监视装置，这对于变电站的检修和操作带来一定的安全隐患，根据现有情况我们此次改造过程中采取增加主变高低压侧的接地装置的方法，防止在检修运维时出现安全事故。将接地装置电磁锁安装在主变本体端子箱内，通过主变测控装置转换开关来控制主变高低压侧接地装置电磁锁，参见图4。

2.3 缺少主变中性点间隙零序保护电流回路

主变压器设计初期仅配置有1套中性点电流互感器绕组，而新上南瑞继保保护装置需要分别接入中性点零序电流和中性点间隙零序电流，在改造方案中将现有主变压器的中性点零序电流和间隙零序电流的二次接线串接起来，见图5[4]。由于零序保护电流串接回路数量较多，建议后续在变电站电气一次设备改造时，新增一组主变中性点间隙零序电流互感器，方便在将来停电检修时调整电气二次保护接线，提高保护的安全性和可靠性。

2.4 主变压器闭锁有载调压回路

原有初期设计时，将主变压器的中性点合位位置信号串联接入主变闭锁调压回路中，并且配置一个专门的闭锁调压硬压板并联接入闭锁有载调压回路。经过现场实际运行情况分析并与设计人员讨论，现改造方案按新上南瑞继保主变保护装置的闭锁调压回路逻辑进行闭锁有载调压。原有有载调压机构压板闭锁保持不变，改造前后的闭锁有载调压回路参见下页图6和下页图7。

2.5 有载调压档位信号不一致

主变压器有载调压档位为9档，原有档位信号与测控装置的遥信信号是一一对应的关系（即配置有载调压档位变送器），而现有设备多为BCD码或者光纤通信形式传输档位信号，此时需要考虑保护测控设备对原有设备的兼容性，经与设备技术人员及设计人员讨论核实，对于南瑞继保有载调压档位输入时，需在主变压器本体测控装置遥信开入点第一个信号点接入档位信号（默认时为BCD码），此处接线不同设备厂家有不同的解决方案，需根据实际情况核实确认。

3 结语

目前，一些正在运行的继电保护装置，由于初期的设计缺陷或一次设备运行方式及现场操作规程的修改，已不适应现有电力安全生产运行的要求，已经影响到了电网的安全运行，设备更新改造后，性能得到了很大的改善，消除了运行时的安全隐患，满足了现场运行柜顶，提高了电网运行的可靠性，以上遇到的问题及解决方案希望能对类似变电站的二次继电保护建设方面提供一定的借鉴和参考。