北洺河铁矿110KV站综自改造及若干问题的探讨

冯迎彬

摘要：本文针对北洺河铁矿110KV站的现状，分析目前运行中存在的问题，二次侧保护装置可靠性低、部分备件生产厂家停止生产、部分设备无通讯接口等问题对该矿供电系统安全运行构成了严重的威胁，必须对二次侧实施综自保护改造。运行中的变电站实施综自改造是一项危险性高、难度大的工程，本文结合此次变电站综自改造中的出现的若干问题进行分析探讨，确保综自改造顺利实施。

关键词：110KV站;综自改造;若干问题的探讨

引言

变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站的继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等二次设备功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务，提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。

1 北洺河铁矿110KV变电站简介

110KV变电站始建于1997年，1998年10月建成投入使用，是全矿的总降压变电站，经十多年的运行，二次继电保护已较为落后，设备老化、系统可靠性、灵敏度减低，须对二次侧进行综自保护改造，方能保证供电系统安全运行。

1.1 一次系统简介

110KV站为双电源双回路供电，一路电源为团北192线路、另一路电源为团恵及北洺河T接191线路;站内采用内桥接线方式;6KV系统双母线并列运行。

1.2 二次系统简介

监控系统：由主变、线路等全站的控制、电压切换、信号、测量、各种预告信号光字牌等控制柜;保护系统：主变差动保护采用JCD-4A型晶体管差动保护装置，其它保护为继电器保护，无测控功能、无通讯接口及通信能力;主保护配置：主变差动保护、轻重瓦斯保护等;线路保护配置：110KV线路保护配置为过流、速断、备自投，内桥无充电保护，6KV系统保护为速断、过流、零序电流保护等，采用TH 8098型综合RTU远动装置，采集站内110KV一次侧电流、电压、负荷等参数;故障录波装置：采用ZH-5型电力故障录波分析装置，可记录一次、二次侧进线及各出线回路的波形。

2 存在问题

2.1 二次侧保护装置设备老化、可靠性低

该站二次侧个别继电器整定值不稳定，6KV系统经常发生因继电器整定值变化出现误动作现象，站内保护等装置技术已落后。

2.2 部分备品备件淘汰

部分二次保护备件，如主变差动保JCD-4A型晶体管差动保护装置，在市场上已经停止销售。

2.3 部分旧设备无法实现“四遥”

站内使用的设备普遍无通讯接口，无法满足联网要求，无法实现功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行智能化等。

3 改造方案

3.1 主变保护：采用了WBH-815A电量保护和WBH-819A非电量保护，测控选用了FCK-801A装置。按主后一体、双套配置原则，每台主变配置2套电量保护、1套非电量保护。6kV母线充电保护、零压保護、过负荷保护;非电量保护为瓦斯保护、压力释放、风冷故等。

3.2 线路及电容器保护配置：110KV侧母联充电保护为WCH-821A装置，母联测控采用了FCK-801A装置。110kV分段（内桥）保护设充电保护;6kV分段保护配置电流速断和过电流保护;电容器组保护为三相式限时电流速断保护及过电流保护及母线过电压保护等;6kV备用电源自投同时具备进线互投或分段开关自投方式，后备保护跳主变6kV开关同时闭锁该侧备自投。

3.3 其他装置的配置：RTU远动装置、故障录波、计量装置利旧，直流、站用电部分不动，直流屏与电压并列屏更换新屏。

4 改造中的若干问题：运行变电站进行综自改造涉及新屏组屏方式、旧设备改造、切改步骤等诸多工作，减少切改工程的停电时间，降低施工风险是施工中重点考虑的问题。

4.1组屏方式的选择

110KV站保护测控装置采用分散布置进行改造，该方式实施存在以下问题，一是北洺河铁矿为供电系统高危用户不允许出现停电;二是上一面新屏、退一面旧屏改造完成后，因新屏布置位置无法根据计划布置，影响主控室的总体布置，而选则集中组屏可以消除切改过程中的停电情况，新屏位置可以预先布置好。此次改造选择了集中组屏的方式，在切改前期把新屏集中安装，对新屏的内部和外部进行接线，缩短了切改时的施工工期，降低了切改停电风险。

4.2 旧设备改造

4.2.1 主变有载调压装置改造：变压器档位需使用BCD码和通讯接口，2#主变原有载调压装置无BCD码和通讯接口，在改造前进行通信的HMK7型有载调压装置，实现计算机“遥调”变压器功能。

4.2.2 线路PT更换：原站110KV备自投装置设计为192线路主供，191线路自投，改造后191线路与192线路要实现互投，新备自投装置实现互投的条件为检测主线路及备用线路的电压和电流，192线路原线路PT无抽压抽头需PT。

4.2.3 母联增加综保装置：原6KV系统进行综自改造时未涉及601母联装置，而此次110KV侧二次综自改造设计601母联开关与主变保护实现电气联锁，在本地增加综保装置，在切改过程中需分段完成601开关增加综保装置。

4.3 切改步骤

4.3.1 第一阶段切改 此时的运行方式为：团北线路192带2#主变，经612开关带6 KVⅡ段运行，601母联开关在分位。

切改内容：191开关及辅助刀闸、1#主变、101CT、601母联等装置的接线。

投运措施：考虑到供电系统安全运行，切改工作完成后投运时用192线路经101母联充1#主变，如1#主变有故障时跳101母联开关，不会影响到上级变电站;如用191线路直接充#1主变，如果#1主变故障引起191线路跳闸后会影响线路上的其他用户，后果严重。主变充电正常后，退出主变的两套微机保护，对CT二次侧进行核相，对1#主变差动保护做向量检测，所有测试正常后，投入主变微机保护，恢复正常供电方式。

4.3.2 第二阶段切改

此时的运行方式为：团北线路191带1#主变，经611开关带6 KVⅠ段运行，601母联开关在分位。

切改内容：192开关及辅助刀闸、2#主变、101CT、601母联等装置的接线。

投运措施：投运时用192线路直充2#主变，192线路为矿专供线路，如2#主变故障造成上级变电站跳闸后不会影响其他用户，主变充电正常后，退出主变的两套微机保护，对CT二次侧进行核相，对2#主变差动保护做向量检测，所有测试正常后，投入主变微机保护，恢复正常供电方式。

5结束语

变电站综自改造是一个技术复杂、风险高的工作，改造面临如何对旧设备改造和减少停电时间等一系列问题，只有充分考虑施工过程中出现的有可能危及系统的各种安全问题，编制科学有效的事故预案，制定好施工组织方案，严格按规程作业，方能有效降低工程施工风险，保证供电系统安全运行。

参考文献

[1]水利电力部西北电力设计院编，《电力工程电气设计手册·电气一次部分》，水利电力出版社出版，1989年12月第一版

[2]林莘主编，《现代高压电器技术》机械工业出版社 2002年10月第2版

[3]陈慈萱主编，《电力工程基础》中国电力出版社 2003年9月