随着我国经济的蓬勃发展与国土资源保护意识的提高，国家对土地的审批和监管力度越来越大。而且我国电力网络越来越坚强，原来作为骨干网络的110kV变电站，如今均变成了终端站，在电网中的地位远没有以前那么重要，所以一次接线形式也由原来的单母线分段甚至是单母线分段带旁母的主接线变为内桥接线的变电站。

同时，从节约资源与控制成本的角度出发，现在新建110kV变电站多为内桥接线形式，如图1所示。与一般的单母线分段接线方式相比，内桥接线省去了两台主变高压侧的进线断路器及一把刀闸。

图1传统内桥接线

图2丹景站内桥接线

1.电压回路的设计

由于110kV丹景变电站位于天府新区五星级酒店及“两湖一山”风景旅游区中心地带，为了不影响整体景区整体规划、减少占地面积，该电站采用户内GIS设计。

因此，设计主接线时省去了两台母线PT，把线路单相PT更换为三相PT，从而最大限度降低占地面积，如图2所示。

在审图时发现电压二次回路设计如图3。很明显这样的设计有缺陷，因为PT刀闸处于合位时只能反应线路电压，而不一定为母线电压，只有当开关运行时能反应母线电压。而且两段母线电压并没有二次并列回路。

因此，设计对此进行了更改，母线电压回路串入了开关常开辅助接点，如图4所示。改进后的设计在正常运行时，二次母线电压与实际是对应的。

两段母线电压应通过母线开关DL3及其两侧刀闸并列。

图3电压回路原图

图4现场电压回路图

在实际运行时，发现如图所示的电压回路设计方法仍有缺陷。它的缺陷表现：

其中一个线路开关（以DL1为例）处于冷备用，母联开关DL3处于合位，另一条线路通过DL3开关带两台主变运行。由于此时两条母线为并列运行，I母上又无母线PT，因此#1主变的保护、测控电压及#1主变高压侧的计量电压只能通过二次侧电压并列获得。当对DL1开关继电保护装置做例行预检性实验，在做整组传动实验时，开关手动将DL1开关合时，二次母线电压A631/B631/C631会将电压反送到线路上，这是非常危险的。

危险性表现在两方面：

（1）反送电使线路带电，如果线路有检修严重会发生人生伤亡事故；

（2）线路无检修而是带电，两个电压不同期，将发生严重的电网事故，会引发大面积停电，两种情况后果严重，均会产生不可估量的损失。

对此解决方法如下：

（1）须在本变电站的运行规程中加入关于电压回路的操作规程，当线路开关DL1处于冷备用时，若要对DL1的保护装置进行例行实验时，须断开L1线路PT的所有二次空开。这种方法的确可以解决线路开关冷备用时二次电压反送的问题。不过在备自投运行时却又有新的问题。

同样以开关DL1处于合位的线路L1热备用（线路侧有电压）为例，母联开关处于DL3合位，DL2开关合位线路L2带两台变压器运行。这时110kV电压等级的保护、测控、计量及故障录波等装置所有电压均为来自球线路L2的#2PT的二次电压。

此时若线路L2对侧开关跳闸造成全站失电，由于进线备自投满足动作条件，则备自投装置应该正确动作。首先由备自投对DL2发跳令，等DL2确处于跳位后，备自投装置再对开关DL1发合闸命令，当DL1合上之后备自投动作完成，全站又恢复供电。在实际联调备自投装置时运行时发现当备自投动作之后，全站的保护电压、测控、计量电压均正常，却要发II母计量电压失电信号。

最后经过检查计量电压二次回路发现，I母、II母的计量电压回路没有改过来，还是按照图3所示电压回路接线，只是经过了线路刀闸常开节点重动，并没有经过开关DL1、DL2常开辅助接点。

因此，当备自投开关动作后，I、II母仍然处于并列运行，II母计量电压电压恢复正常，此时线路L2上的#2PT一次侧无压，二次侧向一次侧反送电压，由于二次向一次侧反送电压时类似为一台升压变压器，需要较大的励磁电流，该励磁电流超过了二次计量空开额定值，于是跳闸。

另外，计量电压的这种接法，在线路开关DL1例行试验处于冷备用状态，而两段母线并列运行时，当手合断路器DL1时，I母的计量电压仍然会向线路L1的一次侧反向送电，造成计量开关跳闸。

如果此时测控装置没有能够发出I母计量空开跳闸的信号，在DL1恢复运行时，开关DL1就没有计量电压从而不能正确计量，造成计度损失。

（2）实际线路开关运行的情况是断路器处于合位，断路器两侧刀闸合位，母线电压等于线路电压。为了使一二次保持一致，并从安全角度出发，应在电压回路中串入断路器两侧刀闸常开接点，如图5所示。真正实现二次回路与一次正确对应，反应正常电压。

图5改进后的电压回路图

可见，在没有母线PT而装设三相线路PT的变电站，电压二次回路要比单母线分段的二次回路复杂得多。二次回路越复杂，出现故障的几率就越多，也就越不可靠。这就是简化一次，给二次回路带来的风险。

2.电流回路设计

在电流回路设计时，主要是变压器的差动电流与一般的单母线分段接线变电站有所区别。对于一般的单母线分段变电站，变压器的差动电流就是变压器各侧电流相量和，各侧电流方向由各侧开关所在母线指向变压器为正方向。

在本文涉及的内桥接线方式里，#1主变压器的高压侧是指母联开关DL3和进线L1开关DL1。#2主变器的高压侧为母联开关DL3和进线开关DL2。当DL3电流接入#1主变压器时，它的电流方向应为II母线指向I母方向，而接入#2主变压器时，电流方向应由I母线方向指向II母线方向，两组电流方向极性端刚好相反。

两条母线一般情况下，电流的方向应由母线指向线路，从而达到保护线路的目的，而当线路开关DL1、DL2分别作为主变器的高压侧时，接入主变压器的电流应该为保护主变压器为目的，因此方向应为线路方向指向母线。与接入线路保护、线路测控、故障录波的电流极性相反。这在审图时，经常发现电流方向不正确，应该引起注意。

3.备自投回路的改进

以DL1、DL3运行，DL2备用为例进行分析。正常运行进线备投的充电条件为：Ⅰ母、Ⅱ母电压正常；DL1、DL3均合位且处于合后；DL2分位，进线L2电压正常；进线备自投控制字、压板投入。满足以上条件则进线备投充电。当Ⅰ母、Ⅱ母失压，进线L2有压，进线L1无流时，经过一延时先切DL1，确认DL1跳开后，合DL2，动作逻辑如图6所示。

图6传统进线备自投逻辑

图7进线2备用示意图

当发生如图7所示虚线框里的故障时，#1变压器保护切除DL1、DL3和DL4，隔离故障点。由于DL3由合位变为分位，则进线备自投充电条件不满足，进线备自投放电，DL1、DL2为分位，全站失电。

若#1主变保护动作DL1、DL4跳闸成功，DL3跳闸失败，则Ⅰ母、Ⅱ母失压，又DL1为跳位，无流，进线L2有压，进线备自投满足动作条件，将经一延时切DL1，合DL2。由于故障仍然的存在，会将电源引向故障，对电网和DL3、DL2造成冲击，不利于电网和设备安全。因此，进线备自投将变压器动作作为备自投的闭锁条件之一。

若变压器保护动作成功，DL1、DL3和DL4断开后，故障已经被隔离，此时再合上DL2，可由线路L2经开关DL2、#2主变压器、DL5对低压侧馈线供电，减少负荷损失，提高供电可靠性。所以不宜将变压器保护动作作为进线备自投的闭锁条件，而应该将它与DL3分位取“与”逻辑作为进线备自投的动作条件。

对于L1线路故障，线路保护切除DL1的情形，进线备自投能够正确动作。进线备自投的动作逻辑图可改进为图9、图10所示。

改进后的进线备自投设计方案图9、图10，不仅仅适用于内桥接线方式的变电站，同时也适用于单母线分段接线方式的变电站，如图11所示。110kV单母线分段接线形式的变电站中，根据变电站在电网的地位不同，主变压器的高压侧保护的保护方向分为指向母线和指向变压器两种情况。

若高压侧保护方向指向母线，以图中虚线框为例，当I母线发生故障时，#1主变压器高压侧保护动作，首先切除母联DL3，将故障把两段母线分开，让无故障母线继续运行。若保护元件没有返回，则说明故障在I段母线内，继续跳开主变各侧开关。

但是故障仍然存在，只能由线路开关DL1的未带方向的IV段来切除故障。到此，线路开关DL1、母联开关DL3、#1主变高压侧开关DL6断开，I母失电。由于母联开关DL3开关断开，进线备自投并不能正确动作。事实上进线L2的DL2开关完全可以合闸带#2主变压器运行，向低压侧供电。

图8改进后进线L2备投逻辑

图9改进后进线L1备投逻辑

图10单母线分段接线

4.结论

本文就内桥接线变电站电压电流回路及备自投装置设计进行分析得出以下结论：

（1）电压回路。母线电压应由线路电压经线路侧刀闸辅助接点、开关及两侧刀闸辅助接点串联重动得到；

（2）电流回路。用于变压器差动保护的高压侧开关CT绕组极性应与用于线路保护的绕组相反。

（3）进线备投。主变跳闸不应闭锁备自投动作，备自投动作的条件加入分段开关位置，使备自投更准确，提高可靠性。

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