110kV智能变电站备自投跳闸方式优化配置
110kV智能变电站备自投跳闸方式优化配置
110kV智能变电站备自投跳闸方式优化配置摘要：伴随着我国经济的快速发展和科学水平的不断提升，智能变电站在资源节约、环境友好、运行效率及可再生资源接纳等方面比传统变电站更有优势,具有广阔的发展前景。
我国智能电网的建设已经上升至国家战略层面的高度，将建设以“特高压为核心”的“坚强智能电网”。
按照国网公司智能电网“十二五”建设规划，在“十二五”前期，新建变电站保持较快增速。
关键词：智能变电站；备自投装置；跳闸；智能终端引言备自投装置的准确动作可以及时恢复供电和减少停电区域，因而在变电站得到了广泛应用。
多年运行实践证明，备自投装置已成为保障供电可靠性和安全生产的重要措施，提高备自投装置的动作可靠性，对保障供电可靠性和电网的安全稳定运行有着重要的意义。
1智能变电站保护配置目前，智能变电站采用DL/T860通信网络和系统标准，实现全站信息采集、传输、处理、输出数字化和光纤化。
智能变电站系统可以划分为“三层两网”结构，即站控层、间隔层、过程层，站控层网络、过程层网络;主要传输MMS，SV和GOOSE3种信息。
其典型网络结构如图1所示，过程层网络大量应用光纤以太网网络交换机；二次系统设计建设采用大量光缆敷设。
由于各变电站一次设备的配置方式不同，其保护配置也不尽相同，对于目前新建的110kV智能变电站，线路保护、主变保护、母线保护采用光纤直采直跳的点对点模式，即保护装置通过光纤直接采集合并单元采样值并传输跳闸命令至智能终端，不经过过程层交换机。
对于备自投装置等，则采用光纤网采网跳的组网方式，即通过SV，GOOSE过程层网络传输采样信息和输出跳闸信息。
2110kV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。
2.1实例该110kV变电站为单母分段接线方式，变电站运行方式如图2所示。
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。
110kV智能变电站保护配置分析
层光纤 以太网网络 交换机大量应 用； 二次系统设 计建设采用大
量光缆敷设。
智能变 电站 网络 传 输主 要有 三种 信息 ，即： ＭＭＳ 、Ｓ Ｖ和 Ｇ Ｏ Ｏ Ｓ Ｅ。 由于电压 等级不同， 智能变 电站 内站控 层网络及 过程
层 网络 的信息数 据量 传输 差 别较 大 ， 对 网络 的要求也不 尽相
智 能变电站采用开放式分层分布式 系统 ， 按照Ｄ Ｌ ／ Ｔ ８ ６ ０ 规 约标准 ， 智 能变电站 系统可 以划分为 “ 三层两网” 结构 ， 即变 电
站层 、 间隔层 、 过程 层 、 站控层 网络和过程层 网络 ， 变电站内信
息具 有共 享性和 唯一性 ， 保护 故 障信息和远 动信息 不重 复采
摘要： 根据 “ 三层两网” 结构， 对不同电压等级的组网方式进行讨论， 确定不同电压等级分别组 网的方式 ； 根据组 网方式， 对各类保
护 配 置做 了具 体 分析 ， 得 出主 变保 护均 采 用直 采 直 跳 方 式 ， 闭锁 备 自 投、 跳 母 联 分段 开关 均采 用 网跳 方式 ， 非 电量 保 护装 置就 地 配置 硬 接 线 动作 于主 变各 侧 开 关 ； 线 路 保 护、 母 线 保 护采 用直 采 直 跳 配 置 ； 低 频 低 压 减 载保 护及 备 自投 装 置 采 用 网采 网跳 的 配 置方 式 ， 智 能变 电站 能 实现 备 自 投 装置的自 适 应 运 行。 关键词： 保护配置； ＧＯＯＳ Ｅ ； Ｓ Ｖ； 直 采 直跳 ； 网采 网跳
呷Ｉ 习 吨府 敦奄
ＤＯ １ 编码 ：１ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｊ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ０ ０ ７ — ０ ０ ７ ９ ． ２ ０ １ ３ ． ０ ８ ． ０ ８ ０
浅谈智能变电站110kV备自投联切10kV小电源线路方案
由图 ２所示，将 １０ｋＶ所有小电源线路开关跳位 接点（此跳位接点为开关机构内常闭辅助接点）串联 组合后采用二次电缆的方式接至主变 １０ｋＶ侧智能终 端装置的备用开入量接点，再利用光缆通过 ＧＯＯＳＥ 组网方式在 ＳＣＤ文件中将开入量采用拉虚端子的方 式发送至 １１０ｋＶ备自投装置，从而实现参与备自投逻
由此可 见 在 １１０ｋＶ备 自 投 装 置 正 确 动 作 后 发 ＧＯＯＳＥ跳闸命令至主变 １０ｋＶ侧智能终端，刀闸控分 接收到 ＧＯＯＳＥ跳闸命令后常开接点变为常闭接点， 从而使 １０ｋＶ小电源线路开关跳闸二次回路连通，开 关正确跳闸，即实现联切功能。
（２）１０ｋＶ小电源线路开关跳位返回原理如图 ２ 所示。
由图 １所示，１１０ｋＶ备自投装置动作后，备自投装 置发“联切其他设备”ＧＯＯＳＥ跳闸命令，利用光缆采用 组网网跳方式在 ＳＣＤ文件中将联切命令通过拉虚端 子的方式分别发送至主变 １０ｋＶ侧智能终端装置内的 刀闸控分 １、刀闸控分 ２等刀闸控分 ＧＯＯＳＥ接收虚端 子，然后在外回路中将不同的刀闸控分硬接点通过二 次电缆的方式分别接至相应 １０ｋＶ小电源线路开关二 次控制回路中的跳闸回路中。
图 ３ １１０ｋＶ备自投动作逻辑图
具体逻辑程序运算如图 ３所示，当 １１０ｋＶ备自投 装置正确动作后，经过 ｔ１ 时间跳主供线路开关，同时 经过 ｔ２时间发联切 １０ｋＶ小电源线路开关，且在 ｔ３ 时 间内判断小电源线路开关是否跳开（即核实被联切设 备开关实际串联跳位 ＴＷ 接点是否已返回），若跳位 ＴＷ 接点返回，即备自投判断出所有被联切的设备已 跳闸，则收回联切其他设备命令，再经 ｔ４ 时间发合备 供线路或母联分段开关命令。若当备自投判断出被联 切的设备没有跳开（即被联切设备开关实际串联跳位 ＴＷ 接点没有返回），则备自投逻辑程序终止。通过此 小电源线路跳位返回接点参与备自投逻辑运算，有效 降低了备用线路与小电源非同期并列问ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ。
浅谈110kV变电站备自投装置的备投方式及应用
浅谈110kV变电站备自投装置的备投方式及应用摘要：随着近年来国家的各个方面不断发展与进步，科学技术水平获得了大幅度的提升。
而我国的电力系统也随之不断完善，变得更加的可靠。
越来越多的终端变电站，现在要求运行的设备需要安装备自投装置。
方式分为单母分段接线，双目接线等。
本文将以110kV单母分段接线方式为例，对其进行分析，浅谈其备投方式和一些应用。
关键词：110kV变电站；备自投；单母分段接线引言我国的电力系统目前虽然比较完善，可是也容易因为机器故障或者其他问题，造成电力系统的瘫痪，这时备用的设备电源显得尤为重要。
在关键时刻备用电源可以让其他设备尽快的恢复系统的运行并使其正常的工作，这就是备用自动投入装置，也是我们说的备自投装置。
备自投设备现今已经成为电力系统不可或缺的设备，他是可以使电力系统快速恢复供电运行的重要手段。
1 备用电源自动投入装置基本使用技巧及要求1.1备自投基本要求备用电源自动投入装置基本要求首先应在主电源不再工作时启动并投入设备。
其次在主电源不论任何情况下断开，除了信号被封闭的情况，都应自动投入工作，需要注意的是，备自投装置只能保证启动一次，并设有面对突发情况的保护加速跳闸。
最后，为了保证工作人员的安全，在主电源被手动断开工作的时候，备用自动投入装备不应该投入工作，应设有分过备用自动投入电源的封锁功能，以免临时备用电源投入到已经故障的设备中或者对工作人员造成伤害。
而且备用电源应不能在不满足有压条件的情况下投入工作。
1.2备自投在110kV单母线路存在的问题和解决措施备用自动投入设备在单母分段接线方式如图1所示，有三种运行的模式。
第一种模式就是两条电路连通，各自运行一台主线，110kV的母连16M断路器，待定使用。
第二种模式就是用作连通线路的163线路也要运行两台主变，164进线断路器待定使用。
最后一种模式是用164线路运行两台主变，同样进线的163断路器待定使用。
这三种模式，都有自己不同的思路、逻辑。
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
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。
关于提高110kV变电站备自投动作成功率的探讨
关于提高110kV变电站备自投动作成功率的探讨【摘要】此文针对变电站备自投动作成功率低这一问题，阐述了备自投装置运行中的一些问题，并结合现状提出了相应的改进措施。
【关键词】备自投；动作成功率；改进措施0 引言备自投装置是电力系统为了提高供电可靠性而装设的安全自动装置，当工作电源因故障消失后，并且在备自投装置整定时间（备自投装置跳进线开关时间）范围内重合闸未成功，备自投装置将工作电源断开，将备用电源投入工作。
随着电网规模不断扩大，为了保证供电的可靠性，进线备自投在110kV电网中得到广泛的应用。
1 备自投动作基本原理如图 1 所示，1# 进线为主线路，2# 进线为备线路。
正常运行方式为主线路1# 进线带下面的母线；当主线路1#进线发生故障，1DL 跳闸时，备自投装置将备线路2#进线通过2DL 投入运行，以保证正常供电。
图1 备自投动作基本原理图2 备自投动作时间与线路重合闸的配合在《3kV-110kV电网继电保护装置运行整定规程》中指出：备自投装置启动后延时跳开工作电源，动作时间应大于本级线路电源侧后备保护动作时间，需要考虑重合闸时，应大于本级线路电源侧后备保护动作时间与线路重合闸时间之和。
在整定方案中优先考虑工作电源线路重合成功恢复供电，如果重合闸不成功备自投再动作。
因此备自投装置动作跳工作电源的时间整定值tzd为：tzd = tII+ tch1+tch2 +Δt其中：tII——本级线路电源侧有灵敏度段保护动作时间；tch1——电源侧重合闸时间；tch2——负荷侧重合闸时间；Δt——裕度。
如果备自投装置动作跳工作电源的时间较短，不能躲过线路重合成功的时间，将导致环网运行，可能会对一次设备带来冲击。
此外，可以合理选择线路重合闸的方式来避免线路重合闸和备自投装置同时动作。
电源侧开关的重合闸方式为检母线有压线路无压，负荷侧的重合闸方式为检线路有压母线无压。
这样如果备自投先于重合闸动作，母线有压，重合闸条件不满足，线路重合闸不出口，避免了线路重合闸和备自投装置同时动作，从而提高了正确动作可靠性。
一起110kV变电站高低压侧备自投动作失配事件的分析
2016 NO.05SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION动力与电气工程21科技资讯 SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION 备用电源自动投入(简称备自投)装置对于提高供电可靠性和保证供电连续性具有重要作用。
目前常规110kV内桥接线变电站高、低压侧各配置一套备自投装置,利用动作延时配合,将高压侧备自投动作延时设置为小于低压侧备自投,使得高压侧备自投先于低压侧动作。
该文通过分析一起110kV线路跳闸后变电站高低压侧备自投动作失配事件,指出存在的问题,提出定值设置方面的解决办法。
同时总结了常规变电站和智能变电站实现站域或广域备自投配合的诸多方式。
1 备自投动作经过1.1 变电站运行方式该110kV变电站是一个内桥接线的智能变电站,为负荷终端变电站。
变电站运行方式如图1所示,110kV母联110断路器、①作者简介:崔金兰(1981—),女,汉,山东青州人,硕士,工程师,现从事电网调度工作。
DOI:10.16661/ki.1672-3791.2016.05.021一起110kV 变电站高低压侧备自投动作失配事件的分析①崔金兰 陈力 王娟 司瑞芹 秦莉敏 杨铮 时慧军(国网河南省电力公司郑州供电公司 河南郑州 450052)摘 要:介绍了河南电网某110kV内桥接线智能变电站因一条电源线路故障跳闸,高、低压侧备自投装置未按照整定配合关系由高压侧备自投先动作,而是两侧备自投同时动作,导致出现非正常运行方式的一起事件。
结合线路保护定值、重合闸设置及备自投装置定值对该事件进行了详细分析,发现是由于两侧备自投装置失压计时算法不同导致定值整定中所设置的时间裕度不足引起的。
针对事故原因提出了定值整定方面的解决方案。
并提出基于智能电网的广域备自投控制系统是未来的发展方向。
关键词:备自投 失配 计时算法 智能变电站 广域中图分类号:TM772文献标识码:A文章编号:1672-3791(2016)02(b)-0021-02图1 110kV内桥接线变电站10kV母联ⅠⅡ0断路器在热备用状态,其他断路器均在运行状态。
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0 引言智能变电站在资源节约、环境友好、运行效率及可再生资源接纳等方面比传统变电站更有优势,具有广阔的发展前景。
我国智能电网的建设已经上升至国家战略层面的高度，将建设以“特高压为核心”的“坚强智能电网”。
按照国网公司智能电网“十二五”建设规划，在“十二五”前期，新建变电站保持较快增速。
以重庆电网北碚辖区为例，近5年来共新建110 kV 变电站6座，均为智能变电站。
目前，智能变电站在基于IEC61850通信规约保护设置的出口跳闸方式主要包含直接跳闸与网络跳闸2种。
下文在分析智能变电站保护配置现状基础上，以重庆110 kV 土场智能变电站为例，从二次运检工作角度分析了备自投的跳闸方式对电网可靠性的影响，并给出110 kV 智能变电站备自投宜采用直跳方式的结论。
1 智能变电站保护配置目前，智能变电站采用DL/T860通信网络和系统标准，实现全站信息采集、传输、处理、输出数字化和光纤化。
智能变电站系统可以划分为“三层两网”结构，即站控层、间隔层、过程层，站控层网络、过程层网络;主要传输MMS，SV 和GOOSE 3种信息。
其典型网络结构如图1所示，过程层网络大量应用光纤以太网网络交换机；二次系统设计建设采用大量光缆敷设。
由于各变电站一次设备的配置方式不同，其保110 kV智能变电站备自投跳闸方式优化配置骆克松(国网重庆北碚供电公司，重庆 400700)〔摘 要〕 以重庆电网110 kV 土场变电站为例，从二次运检工作角度分析了因110 kV 智能变电站备自投网跳方式存在隐患可能导致的备自投无法正确动作，并提出110 kV 智能变电站备自投宜采用直跳方式。
〔关键词〕 智能变电站；备自投装置；跳闸；智能终端Abstract :Taking the Chongqing power grid 110 kV Tuchang substation as an example, this paper analyzes the trip mode of standby auto-switching device of a 110 kV intelligent substation, and finds that there exists certain potential problems from the perspective of secondary operation and maintenance, which might result in the abnormal operation of standby auto-switching device. It is proposed that the direct tripping way of standby auto-switching device should be adopted in the 110 kV intelligent substation.Key words :intelligent substation; standby auto-switching device; trip; intelligent terminal 中图分类号:TM632 文献标识码:A 文章编号:1008-6226 (2019) 02-0068-03Optimal Configuration of Standby Self-Switching Trip Mode in the110 kV Intelligent SubstationLUO Kesong(State grid Chongqing Beibei Power Supply Company, Chongqing 400700, China)护配置也不尽相同，对于目前新建的110 kV智能变电站，线路保护、主变保护、母线保护采用光纤直采直跳的点对点模式，即保护装置通过光纤直接采集合并单元采样值并传输跳闸命令至智能终端，不经过过程层交换机。
对于备自投装置等，则采用光纤网采网跳的组网方式，即通过SV，GOOSE过程层网络传输采样信息和输出跳闸信息。
2 110 kV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，110 kV智能变电站为单母分段、内桥接线方式都配置了110 kV备自投装置。
下面以重庆电网110 kV土场变电站为例分析备自投组网方式。
2.1 实例该110 kV变电站为单母分段接线方式，变电站运行方式如图2所示。
图2 单母分段接线2.2 备自投网采网跳原理该站110 kV侧配置1套许继电气WBT821B/ G2/R1型备自投装置。
根据2路进线开关与分段开关投入情况，备自投装置可设置为分段自投或进线互投模式。
(1) 当2路进线开关投入、分段开关断开、母线分裂运行时，2条母线互为备用，这时投入分段自投模式。
当一侧失电时，经短延时跳开失电侧进线开关，跳闸成功后经整定延时合分段开关，失电侧母线便恢复送电，保证了供电可靠性。
(2) 当2路进线开关投入1路、分段开关合上、母线并列运行时，2条进线互为备用，这时投入进线互投模式。
当2段母线失电时，经短延时跳开原运行进线开关，装置判定备用进线线路侧有压后经整定延时合上备用进线开关，此时2段母线恢复供电，备自投动作成功。
在此过程中，备自投装置采用光纤网采网跳的配置方式，如图3所示。
图3 备自投配置站控层网络采用双绞线以太网;过程层网络采用光纤以太网故障录波图1 “三层两网”结构1备自投装置通过过程层SV网接收1号、2号进线电流电压采样值，1号、2号母线电压采样值，及分段开关电流采样值等SV信息进行动作与否逻辑判断；通过过程层GOOSE网收发1号进线开关、2号进线开关、分段开关的跳位继电器、合位继电器的位置情况；当备自投装置动作时，将各开关的跳合闸GOOSE命令通过光纤以太网发送至各开关的智能终端处。
备自投装置SV，GOOSE组网光纤均只有1组，智能终端GOOSE组网光纤也只有1组。
3 备自投网跳方式对供电可靠性的影响变电站设备定期检验一直是整个变电站运维检修工作的核心，通过定检可第一时间发现设备在运行过程中存在的缺陷，并及时处理，确保设备能够安全、稳定、可靠地运行，为完成供电单位全年的送电任务打下坚实的基础。
开展保护定检工作时，二次检修人员需校验保护装置功能，根据变电站实际运行情况进行检修开关传动试验，并保证不误分、误合运行开关。
下面以2018年1月该站定检为例，分析备自投组网方式对二次运维检修工作的影响。
如图2中所示，当1号进线、1号母线及1号主变停电检修时，2号进线开关在合位供全站负荷，分段开关在分位；在检验备自投功能时，则不得跳开162号开关也不能合上120号分段开关。
因此，二次定检工作开始前，为保证安全需退出备自投装置GOOSE发送软压板“162号出口软压板”。
一方面由于162号开关在运行状态， 为保证162号线路保护及110 kV母线保护跳162号开关回路正常，则不能退出162号智能终端处“162号出口硬压板”，也不能拔出162号智能终端处可接收备自投保护跳、合162号开关信息的GOOSE组网光纤；另一方面在备自投装置带开关做传动试验时，备自投动作跳、合161号检修开关信息经GOOSE组网光纤发送，则不能拔出备自投处可同时发送跳、合162号开关信息的GOOSE组网光纤。
那么为避免误动162号开关，仅能通过退出备自投装置GOOSE发送软压板“162号出口软压板”实现。
针对以上情况，二次运检人员可在现场采取2种应对措施。
(1) 退出备自投装置GOOSE发送软压板“162号出口软压板”，插上备自投GOOSE组网光纤，此时可实现检修开关传动。
但若“162号出口软压板”内部功能丧失，则会导致全站失电；即便通过检修机制或调试菜单开出传动161号开关，仍不能完全保证可靠性。
(2) 退出备自投装置GOOSE发送软压板“162号出口软压板”，并拔出备自投GOOSE组网光纤，此时出口信息无法发送至过程层交换机，便不会误动运行开关。
但带来的不利影响是检修开关不能进行传动试验，无法发现备自投GOOSE组网跳161号完整回路可能存在的缺陷，可导致投运后备自投无法正常动作，影响供电可靠性。
4 结论根据以上分析结果，认为从二次运检工作角度，为及时发现智能终端存在的缺陷，确保备自投保护装置正确动作，110 kV智能变电站110 kV备自投宜采用直跳方式，即备自投保护装置到智能终端单独引1组光纤至2路进线开关及分段开关智能终端处。
当进行二次定检工作时，则在备自投装置处将运行开关的直跳光纤拔出，从而避免运行开关误动作，便于二次安全措施的实施。
参考文献:1 李红军，刘亚磊．智能变电站一次设备新技术[J]．电气 技术．2015，16(12):119-123.2 陈庆丰．智能变电站的建设发展与继电保护新要求[J]．西 部广播电视，2016，2(4)：190-191.3 钟连宏，梁异先．智能变电站技术与应用[M]．北京:中 国电力出版社，2010.4 楚开明．智能变电站运行维护管理[J]．电气技术，2014，15(7):100-102.5 马 涛，武万才，冯 毅．智能变电站继电保护配电设 备的运行和维护[J]．电气技术，2015，16(6):130-131.6 李沛然，王剑锋．110 kV依克湖智能变电站保护组网方 式分析[J]．青海电力，2013，32(4)：12-14.收稿日期：2018-09-11；修回日期：2018-11-14。
作者简介：骆克松(1983—)，男，工程师，主要从事电力系统继电保护工作，email：632366911@。