500kv变电站二次回路改造探讨

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1、500kV变电站二次回路改造探讨黄东方，王相南（福建省厦门超高压输变电局，福建厦门361004）摘要：介绍了在500kV传统变电站向综合自动化变电站改造中发现的二次回路问题，进行分析，提出解决方案。关键词：变电站；综合自动化；五防；二次回路随着现代计算机、通信和变电站综合自动化、调度自动化技术在电力系统的广泛运用和不断发展，变电站无人值守、中心站监控的运行模式已在电力系统大面积推广，形成了运行人员集中到监控中心值班，对所辖变电站设备进行集中监控、统一操作、统一维护的新的运行模式。为了满足新运行模式的要求，传统老变电站设备必须改造、综合自动化需要完

2、善。本文详细分析超高压变电站综自改造中发现的若干回路问题，提出应对措施，给予优化设计，为日后改造提供借鉴。1改造过程中发现的问题2.1断路器就地分合闸回路为了防止就地误分合断路器，闽电安监2007[358号]《福建省电力有限公司变电站防误典型设计方案》中规定了断路器的就地分合闸操作必须经电气五防锁后方可执行。对于图1所示就地分合闸经机构箱内就地分合闸按钮直接沟通断路器分合闸回路的开关，按该方案进行设计是可行的。但对于图2所示就地分合闸经机构箱内分合闸按钮重动就地三相分合闸接触器后，再用其动合触点沟通断路器分合闸回路的开关，若三相分合闸重动接触器动

3、合触点接线不当，则存在断路器误分合的风险。这是因为三相分合闸重动接触器动合触点直接接于控制电源Ⅰ上，无论是正常操作还是误碰接触器引起接触器动合触点闭合，均将造成断路器分闸或合闸，使运行维护人员在进行断路器机构箱维护检查时徒增误分合断路器的风险。图1经就地分闸按钮直接沟通开关分闸回路图2经重动接触器动合触点沟通开关分闸回路2.2断路器储能电机控制回路5无论断路器操作机构是以液压、气压抑或是弹簧作为能量的，一般都会要求提供操作能量的储能系统随时处于应急状态，特别是储能机构的控制、驱动电源必须完整可复原（回路异常或故障除外）。对于控制及驱动回路均使用交

4、流电源的储能机构，由于其上一级交流电源采用了双回备自投回路，这一要求能够满足。但对于储能机构控制电源为直流、驱动电源为交流的断路器操作机构，当其控制回路所取的直流电源因故失去时，即使交流电源仍然完好，储能电机还是不能正常运转（如图3）。图3开关储能电机控制回路2.3操作箱交流电压切换回路对于220kV线路保护配置了南瑞厂家CZX-12R操作箱（如图4）的变电站，操作箱内部交流电压切换回路继电器接点除了供交流电压切换外，还分别供“切换继电器同时动作”、“母线PT失压”信号及开入母差、失灵、刀闸位置、刀闸遥信等回路（目前开入母差、失灵、刀闸位置、刀闸

5、遥信等回路已基本不用刀闸重动继电器YQJ，而是直接用设备区刀闸机构箱内的刀闸辅助接点）。图4CZX－12R操作箱从图4可以看出，由于发送信号用的切换继电器1YQJ1～1YQJ3（或2YQJ1～2YQJ3）为常规得电继电器，而不像用于交流电压切换用的磁保持切换继电器（具失电自保持功能）1YQJ4～1YQJ7（或2YQJ4～2YQJ7），当开关运行而交流电压切换继电器回路所取的直流控制电源失去时，磁保持切换继电器接点状态不变（即保护装置不会失压），但由于1YQJ2、2YQJ2失磁，按照图5设计的回路，则会报出“母线PT失压”信号，这将直接影响到运行监

6、控人员的正确判断。图5经切换继电器动断触点的信号回路52.4电气五防回路（1）在500kV变电站纵向设备单元（即设备所在线路/主变及其开关单元，不含母线）电动刀闸及电动地刀的电气五防回路中，由于采用了闽电安监2007[358号]《福建省电力有限公司变电站防误典型设计方案》中规定的微机五防+单元电气闭锁的设计理念，通常不会出现误操作，但对于横向布置的母线电动地刀在上述典设中是不设置任何电气闭锁回路的，当失去微机五防把关后的检修解锁操作过程中或后台点错间隔操作时，就有误操作的可能。（2）当主变高压侧无高压带电显示装置时，接入主变本体高压侧的电动地刀控

7、制回路的闭锁接点只能是主变本体高压侧CVT二次电压空气开关OFF接点及有电闭锁装置接点，由于常规冷备用状态下主变高压侧CVT的二次电压空气开关就已断开，这将使得主变转检修时由于高压侧地刀被CVT二次电压空气开关的OFF接点闭锁而无法操作。2.5断路器打压超时及刀闸电源信号消失回路（1）随着变电运行大集控模式的逐步推进，为了避免操作过程中现场临时分合刀闸电源空气开关的繁琐，日后刀闸电源（含控制及驱动空气开关）必然处常投且可监视状态。（2）同理，大集控模式开展后，作为断路器储能机构的打压情况是否良好也将是监控人员必须监视到位的，这对于本身就设计有打压

8、超时的断路器来说是可以做到的（另弹簧操作机构的断路器由于储能机构启停直接依靠行程开关无须考虑打压超时问题），但若要求对出厂之初就未装设打