110kV智能变电站主变保护与备自投装置配合分析与改进措施
备自投装置的运行问题与解决方案
备自投装置的运行问题与解决方案作者：胡鹏来源：《山东工业技术》2014年第22期摘要：现阶段科技发展非常迅速，也带动我国的电力行业良好的发展，但是其中的备自投装置受电网运行的约束，在实际的应用中一直以来都存在着一定的问题：如防止非同期合闸的问题等，这直接对于整个电网系统的安全、稳定、可靠运行带来了一定的影响。
这些问题困扰和影响着备自投装置发挥其积极作用。
本文对这些问题和解决方案整理了一番，希望大家在遇到此备自投运行问题和总结一些解决方案的时候，这些整理可以起到积极的作用。
关键词：备自投；电网；实际应用；运行问题，解决方案1 引言科技经济的发展，人们的生活水平也在一步步的提升，致使广大人民群人对于供电安全性、可靠性、稳定性的要求也在逐步提高。
目前我电网采用辐射型解环运行方式，备用电源自投装置也在国家电网中广泛应用，保证了电网系统的安全、稳定、可靠运行！不过由于受电网结构的约束，备自投装置在电网中的实际应用中常常会遇到一些问题。
从而困扰和影响着备自投装置发挥其积极作用。
本文对备自投运行的个别问题罗列出来，并整理出相应的解决方案，希望大家在遇到此备自投运行问题和总结一些解决方案的时候，这些整理可以起到积极的作用。
以下简单的介绍下。
希望对大家有所了解帮助。
2 备自投装置原理在备用电源自投装置投入电网实际的应用中，是具有几种典型的方案：母联或桥开关备自投、进线备自投、线路开关备自投、变电器备自投等，针对电网接线形式及其不同的整定，以适合不同场合为要求目的。
新型的备自投装置还研发了可以与电网接线自适应的动作方案，通过对开关辅助接点开入量的判断，得出目前变电站的实际运行方式，然后智能地切换到与之相适应的备自投方式，对无人监控的变电站运行这种自适应备自投装置，可以实现监控远方操作后自动切换备自投方式，不必由现场人员手动操作。
不论哪种备自投，都要遵循基本的原则。
采用备用电源自投装置，对于用户的供电应用，保证用户可靠用电，既经济又有效的技术措施手段。
继电保护方面备自投的应用及改进
站上 的的备 自投进行工作 ，将分段路上 型号 为＃ ９ ０ ０开关 进行 闭合 。而＃ ９ ０ ０开关才刚闭合 ，型号为＃ ９ ０ １的开关柜 内便发生 了爆炸现象 。随后没 过 多 久 ，位 于 Ⅱ号 主变 总 路 上 型 号 为 ＃ ９ ０ ２的 开 关 也 发 生 跳 闸 ， 而 Ｉ号 、 Ⅱ号 主变 总路 的 三 侧 开 关 也 相 继 跳 闸 断 电 ，待 ｌ Ｏ ｋ Ｖ与 ３ ５ ｋ Ｖ两 种 母 线 断 电以后 ，马鞍 山变 电站 内的所有用电也全都断开。变电站人员对 事故现 象进行经济勘察 ，并对设备的故障录波等信息展开综合 、深 入分析 ，结 果 发现这一次 的设备爆炸事故存在 四个发展阶段 ，具体为发 生、波及范 围扩 大 、持 续 、结 束 。 １ ．２事故原 因探 究 在经过变 电站工作人员的一系列详细分析与探究后 ，我们得 主要 由 以下几个方 面的原 因导致 了这一次设备事故的发生 以及扩大发展。 其一 ，事故 主要 由位 于 Ｉ 号主变路上＃ ９ ０ １开关的灭 弧室引起 。由于 存 在某些 因素，对灭弧室上端绝缘筒造成 了一定的损害 ，并 出现 了部分 裂纹 ，在此情形下 ，灭弧室便对＃ ９ ０ １开关 柜的外壳进行 了放 电 ，设备故 障在未经处理下一 只发展 ，到达一定的程度后 ，散热栅的金属 条因此产 生位移 、散 出等现象 ，从而导致开关三相金属性短路这一故障的发生。 其二 ，位于 ｌ Ｏ ｋ ￣总路 上的备 自投 装置 在低 复压保 护动 作 发生后 ， 未 得到闭锁 ，进 而使得备 自投装置再一次卷人至故障段 中，不但再次损 坏了供配电设备 ，而且也对 整个 系统 产生 了二 次威胁 及 冲击。除 此之 外 ，ｌ Ｏ ｋ Ｖ分段路上位 于＃ ９ ０ １开关处 的备 自投 装置跳 闸后 ，未投 入出 口 压板 ，难 以将＃ ９０ １备 自投进行有效切除 ，从 而使 得事故 当中型号为＃ ９ ０ ２ 的开关跳 闸，但＃ ３ ｏ ｏ却没有及时出现跳闸动作 ，Ⅱ号主变高后 备动作跳 三侧 ，最终 扩大事故停 电范 围至 Ⅱ号 主变侧 。 ２ ． 备 自 投装 置 的缺 陷分 析 分析 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ变 电站事故的发生情况可知 ，由于备 自投装置出现 了不 正确动作 ， 从而进 一步扩大 了事故 的影 响范 围。在此次事 故中 ，事故扩 大的主要原 因即为备 自投装置 未能对 产生 的故 障展 开准确 、可靠 的判 断 ，因此 ，当母线 故障发生时 ，备 自投装置误 以为发生 了母 线分压 ，进 而投入到了 ｌ Ｏ ｋ Ｖ分段 的开关 中。因此 ，备 自投 装置 为充分发挥 出 自身 的继电保 护作用 ，对 ｌ Ｏ ｋ Ｖ母线究竟 发生故 障还是失 压现象进行 准确判 断具有非常重要的意义。 然而 ，备 自投装置 自身并不具备 足够 的信 息来对母线 故障或母线失 压进行判断。在此种形势下 ，为采取有效方法对这备 自投 装置这一 问题 进 行解决 ，变电站＿ Ｔ作人 员就应 当根据其他 的保护动作信息 来对故障展
变电站备自投动作条件分析及改进
变电站备自投动作条件分析及改进备自投即备用电源自动投切装置，是变电站保护的重要组成部分，当变电站双电源线单条出现故障，或双母线单条出现失电的情况下，装置自动合闸母分开关，为母线提供备用电源，防止长时间失电，保证用户供电。
在现今越来越重视供电可靠性的形势下，备自投的作用将越来越重要。
以浙江富阳供电公司为背景，备自投的动作逻辑发展经历了几个过程，判定条件不断改进，但仍存在着隐患，文章通过对比几种备自投动作条件，对实际案例加以分析，来阐述备自投动作条件的设定应该因地制宜，千万不可千篇一律，否则，备自投将形同虚设，特别是很多供电单位采取了统一的标准，有时起到的效果却适得其反。
标签：备自投；动作条件；整定；可靠性；灵敏度1 备自投的几种常见动作条件备自投的动作条件一般都是通过检无压无流的方式来实现，这是一种最常见也是应用最广的方式，各大备自投生产厂家说明书中采用的基本都是这种方式。
而本单位却根据不同的接线方式，电压等级采用了两种方式。
1.1 检无压无流方式在内桥接线方式下（参考图2），一般采用的都是这种方式。
即通过判别进线1和进线2的电流及母线Ⅰ和母线Ⅱ的电压来判定备自投是否动作。
该方式的优点是动作可靠性高，缺点是判定条件较为复杂，当某变电站接线方式较为复杂时，就有可能出现拒动情况，灵敏度相对较低，且分为备进线及备母分多种方式。
1.2 检开关位置方式在单母分段接线方式下（参考图2），采用的是检开关位置的方式，即通过判别3DL和4DL的开关位置直接判定备自投是否动作。
该方式的优点是逻辑简单直接，灵敏度高，但是容易发生误动，可靠性相对较低。
1.3 备自投闭锁备自投都具有闭锁功能，常见的闭锁条件一般有：（1）动作一次闭锁。
（2）开关位置不对应闭锁。
（3）外部保护动作闭锁。
（4）本身备自投退出闭锁。
闭锁条件选择不当也容易引起备自投的拒动，扩大停电范围，影响供电可靠性。
2 几起案例分析及改进措施随着继电保护的发展，备自投装置的厂家越来越多，备自投装置动作的可靠性越来越高，对装置动作逻辑的设定也越来越多元化，可以满足不同用户的需求。
110kV 晏家湾智能变电站保护装置、合并单元、智能终端异常及故障处理方案
目录一、110kV晏家湾智能变电站正常运行方式 (1)二、装置投检修状态及“检修状态不一致”解释 (1)三、110kV晏家湾变电站二次系统常见异常或故障处理 (2)3.1、502A套合并单元异常或故障 (2)3.2、502B套合并单元异常或故障 (3)3.3、502智能终端异常或故障 (4)3.4、504A套合并单元异常或故障 (4)3.5、504B套合并单元异常或故障 (4)3.6、504智能终端异常或故障 (5)3.7、500A套合并单元异常或故障 (5)3.8、500B套合并单元异常或故障 (6)3.9、500智能终端异常或故障 (7)3.10、#1主变A套保护异常或故障 (7)3.11、#1主变B套保护异常或故障 (7)3.12、#1主变低压侧合并单元及智能终端A套异常或故障 (8)3.13、#1主变低压侧合并单元B套异常或故障 (8)3.14、#1主变本体合并单元A套异常或故障 (9)3.15、#1主变本体合并单元B套异常或故障 (10)3.16、#1主变本体智能终端异常或故障 (10)3.17、110kVⅠ母PT合并单元异常或故障 (10)3.18、110kVⅡ母PT合并单元异常或故障 (11)3.19、110kV备自投装置异常或故障 (11)3.20、110kVⅠ母PT智能终端异常或故障 (12)3.21、110kVⅡ母PT智能终端异常或故障 (12)3.22、低频低压减载装置异常或故障 (12)一、110kV晏家湾智能变电站正常运行方式110kV电压等级设备进线两回，采用内桥接线，选用GIS组合电器，全户内布置；主变选用分体式有载调压变压器，户内布置；10kV电压等级设备出线16回，采用电缆出线，采用单母线断路器分段接线，配电装置采用金属铠装移开式开关柜，无功补偿装置2×6Mvar，全户内布置。
110kV系统：502（螃晏月线）运行，504（团晏螃线）热备用，#1主变运行；10kV系统：ⅠⅡ母并列运行，300合。
110kV备自投与保护装置配合问题的分析和探讨
Ⅱ有 母 压 ……
图 ３ 进 线 二备 自投 逻 辑 框 图
４ ２
江
苏 电
机
工
程
同时在 进线 二备 自投方式 下 ．手分 ７ ５断路 器 ４ 时 ， 线二备 自投应 被 闭锁 ， 进 防止误合 ７ ９断路器 。 ４
随着 科 学技 术 的迅 猛发 展 ．电力 系 统新 技 术 、 新 原 理 、 设 备 不 断 出现 。 速 了继 电保 护 及 自动 新 加 装 置的更 新换代 而新设 备在 应用 过程 中总 要经历 各种 改进 和 完善 ，以确保 电力 系统 的安 全 和 稳定 。 备 自投 （ 备用 电 源或 设 备 自动 投 入装 置 ） 为 电力 作 系统 密不 可 分 的一部 分 ， 在保 证 电力 系统 供 电可 靠 性 和满 足 社 会 对 电力 供 应 的依 赖 性 等 方 面 有 着 非 常重要 的作用 但备 自投装 置 因生产 厂家或 时期 的 不同， 其种 类 、 号 以及具 体 功 能也 不尽 相 同 ． 且 型 而 与备 自投 相关 的保 护 装置 厂 家 、 型号 等 也 有不 同等 原因． 使其 在 实 际应 用 中能否 满 足变 电站 现场 工 作 条件 ． 还都 需要 经 过实 践 的检 验 事 实上 在 备 白投
江
２１ ０ ０年 ７月
苏
电
机
工
程
第２ ９卷 第 ４期 ４ １
Ｊ ｎ ｓ ｅ ｔｉａ ｎ ｉｅ ｒｎ ｉ ｇｕＥｌｃｒ ｌ ｇｎ ｅｉｇ ａ ｃ Ｅ
１０ Ｖ备 自投 与保 护装 置配合 问题 的分 析和探讨 １ｋ
王 德 全
110kV变电站备自投运行方式分析
110kV变电站备自投运行方式分析摘要：随着国家经济的飞速发展、科学技术的不断提高以及居民用电需求的不断增长，用户对供电质量和供电可靠性的要求日益提高，备用电源自动投入是保证配电系统连续可靠供电的重要措施。
因此，备自投已成为中低压系统变电站自动化的最基本功能之一。
备用电源自动投入装置(简称AAT)就是当主供电源因故障被断开后，能自动、迅速地将备用电源或备用设备投入工作，使原来的工作电源、被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。
采用ATT可提高供电可靠性、简化继电保护、限制短路电流并提高母线残压。
关键词：110kV；变电站；备自投运行方式1 备自投方式及基本要求1.1 备用电源自投的方式备自投主要用于中、低压配电系统中。
根据备用电源的不同，备自投主要有以下两种方式：1、母联断路器自动投入：如图1，金海变#1主变、#2主变同时运行，母联710开关断开，#1主变与#2主变互为备用电源，此方案也称为“暗备用”接线方案；2、进线备用电源自动投入：金海变兴金853开关和振金743开关只有一个在分位，另一个在合位，因此当母线失压，备用线路有压，并且兴金853线(振金743线)无电流时，即跳开兴金853开关(振金743开关)，合上振金743开关(兴金853开关)，此方案也称为“明备用”接线方案。
图1 110KV金海变正常运行方式1.2 备自投的基本要求备自投工作时有以下几点基本要求：1、主供电源确实断开后，备用电源才允许投入；2、备自投只允许动作一次；3、手动跳开主供电源时，应闭锁备自投；4、工作母线失压时还必须检查工作电源无流，才能启动备自投，以防TV二次三相断线造成误动。
2 110kV智能变电站备自投组网方式备用电源自动投入(备自投)装置在提高供电可靠性和保证供电连续性方面具有重要作用。
目前，110kV智能变电站为单母分段、内桥接线方式都配置了110kV备自投装置。
下面以重庆电网110kV土场变电站为例分析备自投组网方式。
110kV“备自投”误动的防范措施及运行维护注意事项
注意事项 ， 同行 的运行 工作者参考。 供
关键词 ： １ Ｖ备 自 ； １０ｋ 投 误动 ； 拒动 ； 措施 ； 注意事项
中图分类号 ： Ｍ７ Ｔ 。 文献标识码 ： Ｂ 文章编号 ：６ ２ ５ ５ （ ０ ２）５ ０ ７ — ３ １ ７— ４ Ｘ ２ １ ０ — １ ０ ０
近年来 ， 由于电网规模 的不断扩大 ， 电力系统 网 于最长的外部故障切 除时间 ，备 自投”跳故 障主供 “ 络结构 日 益复杂 。为保证 电力系统供电可靠性 ， 系统 线 路 断路 器 的延 时 ，需 大 于 电容 器 失 压保 护 动 作 延 中一般采用环形 电网供电。 但多级 电磁环网供电， 对 时 ， 以保证合备用线路断路器前 ， 可靠切除 电容器 。 系统 稳 定 不 利 ，在 １０ｋ １ Ｖ及 以下 电 网中较 少 采 用 ； （ ） 备 自投” 以下情况应 可靠 闭锁 ： ３ “ 在 手动跳 通 常在 １０ Ｖ及 以下 电网中 ， １ ｋ 多采用环形设计单路 开 工作 电源 ； 备用 电源进 线断 路 器在 合 闸位 置 ； 用 备 供 电的方式来保证其稳定性 ，采用备用电源 自动投 电源无压；备 自投” “ 停运 ； 母线 Ｔ ｖ断线 ； 母线保护动 入装置 简称 “ 自投 ” 备 来提高系统供电的可靠性 ， 这 作 ； 主变保护动作 。 种使系统 自动装置与继电保护相结合的方式 ，是一 １２ 备用 电源 自投装 置 的动作 过 程 ． 种保证用户不问断供电的经济又有效的重要技术措 １２１方式 １ — 线路 ２备投 （ １ 。 ２ ） ．． — 跳 ＤＬ 合 ＤＬ 施 ，但 有 源小 水 电的 上 网及运 行 方 式 的变 化 ，又 给 次 系统 接线 如 图 １ 。 “ 自投” 备 的正确动作带来 了一些新问题 。
110kV变电站备自投运行方式分析
110kV变电站备自投运行方式分析作者：马晶晶等来源：《中小企业管理与科技·上旬刊》2012年第09期摘要：备用电源自动投入装置是提高电网可靠性的有效手段之一。
本文介绍了备自投装置的功能、基本原理，重点分析了110kV典型备自投方式和10kV（35kV）典型备自投方式。
最后介绍了备自投在保定北网的应用情况。
关键词：备用电源自投装置 110kV变电站运行方式0 引言备用电源自动投入装置（简称备自投或BZT）是工作电源因故被断开后，能迅速地将备用电源自动投入工作的一种装置。
它能最大限度地保证对用户供电的连续性和可靠性，减少故障的影响范围。
高中压配电网采用闭环设计，开环运行。
在开环运行的变电站中往往装设有备自投装置，常见于110kV及以下电压等级的系统中。
本论文旨在结合保定电网的特点，介绍和分析110kV和10kV（35kV）备自投的投退策略与装置逻辑，力图使备自投在多种运行方式可靠动作，确保电网的安全性和可靠性。
1 备自投的配置原则[1]①凡具备两路及以上供电电源的110kV变电站一般均应在110kV侧配置线路及分段备用电源自投装置。
②有两台及以上主变的变电站，均应在10kV侧配置备自投装置。
③对两回及以上220kV线变组接线方式的变电站，在110kV母联开关加装备自投装置。
④对一些重要供电负荷，运行方式条件允许的，可考虑装设备自投装置。
⑤备用电源自投装置的配置，对新建或扩建的变电站应纳入基建工程规划；对已运行的变电站，应纳入技改工程计划。
⑥35kV变电站BZT装置的配置可参照执行。
2备自投的基本逻辑2.1备自投的技术要求①应保证当主供电源断开后，才投入备用电源。
②要正确选取BZT装置的充电、放电和启动条件，保证BZT装置只动作一次。
③要充分考虑BZT装置的闭锁条件，防止BZT发生不正确动作的情况。
④BZT装置的整定时间必须考虑与线路重合闸、线路后备保护和上下级BZT装置动作时间的配合，并考虑相应的延时和闭锁功能。
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110kV智能变电站主变保护与备自投装置配合分析与改进措施
发表时间：2019-02-15T10:39:47.180Z 来源：《电力设备》2018年第25期作者：杨朝赟王翠霞张国平
[导读] 摘要：备自投装置是电力系统提高供电可靠性、保证供电连续性的有效手段。
（国网福州供电公司福建福州 350007）
摘要：备自投装置是电力系统提高供电可靠性、保证供电连续性的有效手段。
新建110kV智能变电站一期工程因主设备不齐全，导致主变保护与备自投装置之间的逻辑配合存在隐患和弊端。
本文分析主变保护与备自投装置之间的配合问题，提出解决方案。
关键词：主变保护；备自投；逻辑；配合
0 引言
随着电网规模不断扩大，用户对电网可靠性要求越来越高。
110kV变电站主接线方式主要采用桥型接线方式、单母双（多）分段接线方式等，站内有备用变压器或者互为备用的母线段，要求装设备自投装置，保证在工作电源断开后投入备用电源，这是电力系统提高供电可靠性、保证供电连续性的一种有效手段，主要用于110kV及以下电压等级的系统[1-2]。
110kV变电站一般安装同等容量的2~3台变压器，110kV电压等级设备采用内桥或扩大内桥接线方式，10kV（35kV）设备采用单母双（多）分段接线方式。
近年来，公司新建110kV智能变电站一期工程没有配全所有主设备，导致主变保护与备自投装置之间的逻辑配合存在隐患和弊端。
本文分析主变保护与备自投装置之间的配合问题，提出解决方案。
1 110kV智能变电站一次接线方式
新建的110kV智能变电站的主接线多数如图1所示。
按照初步设计阶段的设计文件，110kV出线远景2回，本期110kV建设出线2回、2个内桥断路器，采用扩大内桥接线方式，配110kV扩大内桥备自投装置；远景建设3台主变压器，本期建设#1、#3主变；10kV电气接线远期采用单母线6分段环形接线，本期采用单母线4分段环接线，二次配10kVⅠ/Ⅵ段母分备自投装置、10kVⅡ、Ⅴ段母分备自投装置。
图1 110kV智能变电站本期主接线
2 备自投装置基本原理
2.1 110kV备自投装置基本原理
110kV备自投装置要求当111（或112）进线电源因故障或其他原因造成母线失压，112（或111）进线明备用电源或者11M（或11K）分段暗备用开关能自动投入。
110kV备自投装置可实现以下4种备自投方式：
112进线备投方式。
111进线带2台变压器运行，112开关在分位。
充电完成后，若110kVⅠ、Ⅲ段母线同时无压，111进线无流，112进线有压，延时跳开111开关，确认111跳开后延时合112开关。
若仅110kVⅢ段母线无压，112进线有压，11M（或11K）开关分位且无流，延时合112开关。
111进线备投方式。
112进线带2台变压器运行，111开关在分位。
充电完成后，若110kVⅠ、Ⅲ段母线同时无压，112进线无流，111进线有压，延时跳开112开关，确认112跳开后延时合111开关。
若仅110kVⅠ段母线无压，111进线有压，11M（或11K）开关分位且无流，延时合111开关。
11M分段备投方式。
111、112进线运行，母线分列运行，分段开关11M在分位。
充电完成后, 若110kVⅠ段母线无压，111进线无流，110kVⅢ段母线有压，延时跳开111进线开关，确认111跳开后，延时合11M开关；110kVⅢ段母线无压、112进线无流时动作原理类似。
若11K跳开且无流，110kVⅠ段母线有压，延时合11M开关。
④11K分段备投方式。
111、112进线运行，母线分列运行，分段开关11K在分位。
充电完成后, 若110kVⅠ段母线无压，111进线无流，110kVⅢ段母线有压，延时跳开111进线开关，确认111跳开后，延时合11K开关；110kVⅢ段母线无压，112进线无流时动作原理类似。
若11M跳开且11M无流，110kVⅠ段母线有压，延时合11K开关。
2.2 10kV备自投装置基本原理
以10kVⅡ、Ⅴ段母分备自投为例，10kV备自投装置要求当91D（或91C）进线电源因故障或其他原因造成母线失压，91M分段暗备用开关能自动投入。
10kVⅡ、Ⅴ段备自投装置可实现以下2种备自投方式：
91D、91C进线开关运行，母线分列运行，分段开关91M在分位。
充电完成后, 若10kVⅡ段母线无压，91D进线无流，10kVⅤ段母线有压，延时跳开91D进线开关，确认91D跳开后，延时合91M开关。
91D、91C进线开关运行，母线分列运行，分段开关91M在分位。
充电完成后, 若10kVⅤ段母线无压，91C进线无流，10kVⅡ段母线有压，延时跳开91C进线开关，确认91C跳开后，延时合91M开关。
3 主变保护与110kV备自投装置配合
3.1问题分析
图1所示110kV智能变电站主接线中，由于本期规模没有#2主变及保护，为避免110kVⅡ段母线及设备无保护运行，#3主变保护的保护
范围由11K电流互感器扩大到11M电流互感器，即#3主变保护范围为11M、112及低压侧91C、91F电流互感器之间的设备，保护动作时跳开
11M、112、91C、91F开关。
采用此类主接线变电站的电流互感器配置如图2所示。
图2 电流互感器配置图
110kV备自投装置按标准扩大内桥备自投逻辑设计和配置，在前述的111进线备投方式 中，112进线带2台变压器运行，111开关在分位，充电完成后，若不是因为112进线电源故障，而是由于#3主变本体故障后保护动作跳闸造成110kVⅠ、Ⅲ段母线同时无压，且11K开关分位且无流，111进线有压，110kV备自投装置补跳11K开关，确认11K跳开后合111开关。
被扩大保护范围的#3主变保护与110kV备自投装置配合，存在如下问题：
由于#3主变保护范围扩大到11M开关电流互感器，保护动作时跳开的是11M开关，11K仍在合位，110kV备自投装置无法判11K开关分位且无流，因此无法补跳11K开关和合111开关。
采用此类主接线方式变电站在后期扩建工程中，#3主变保护的保护范围由11M电流互感器恢复到11M电流互感器，需要重新更改#3主变保护、110kV备自投装置的配置文件，并重新调试和试验。
3.2改进措施
为解决以上问题，本文提出改进措施：
#3主变保护的保护范围由11M电流互感器恢复到11K电流互感器，按照常规方式配置#3主变保护的电流回路和跳闸回路。
为避免110kVⅡ段母线及设备无保护运行，本期工程先行配置#2主变保护，投入其差动保护功能，#2主变保护和110kV备自投装置之间的配合也一并配置。
采取改进措施后的电流互感器配置图如图3所示。
按改进方案配置二次设备增加前期投资，可避免设备无保护运行，可确保各种运行方式下110kV备自投装置正确动作，且减少后期扩建工程的工作量。
图4 10kV分段开关出口原理图
4 主变保护与10kV备自投装置配合
以10kVⅡ、Ⅴ段母分备自投为例，110kV智能变电站的10kV备自投装置内含10kV母分保护、备自投功能及智能终端功能，装置设有GOOSE出口软压板。
#1、#3主变的4台主变保护跳分段91M开关均要发送GOOSE报文至10kV备自投装置，通过装置CPU处理后驱动跳闸继电器，经8CLP1跳闸出口硬压板传动到断路器操作机构，如图4所示。
110kV智能站主变保护与10kV备自投装置之间的配合多数存在如下问题：
短时退出10kV母分保护、备自投功能时，应退出GOOSE出口软压板，不允许退出8CLP1出口硬压板；
缺陷处理时采用断电重启等方式、不停电检修10kV备自投装置均会影响主变保护跳分段91M开关出口功能；
工程验收时，应注意主变保护跳分段91M开关不应经过备自投装置GOOSE出口软压板。
为避免10kV备自投装置短时退出、缺陷处理及不停电检修时影响主变保护跳分段开关出口功能，本文提出智能站10kV分段开关参照110kV设备配置独立的2台合并单元智能终端装置，10kV备自投装置仅保留纯保护功能。
采取改进措施后的10kV分段开关出口原理图如图5所示。
按改进方案配置二次设备增加前期投资，可避免因需单独退出10kV备自投保护时的弊端。
图5 改进后的10kV分段开关出口原理图
5 结论
由于110kV智能变电站在一期工程建设时主设备没有配置齐全保护配置不周全，主变保护与备自投装置之间的逻辑配合存在隐患和弊端。
通过分析110kV主变保护与110kV、10kV备自投装置之间的配合问题，建议增加前期投资、增加设备配置的改进，使主变保护、备自投装置的配置既能保证可靠供电，又能保证保护配合，且兼顾检修消缺工作。
参考文献
[1] 杨新民, 杨隽琳, 电力系统微机保护培训教材[M], 北京：中国电力出版社，2000.
[2] 国家电力调度通信中心, 电力系统继电保护规定汇编[M], 北京：中国电力出版社，2000.。