梁海生

利用REF615F综保进行6 kV变电所备自投改造

梁海生

（茂名石化热电分部电气二车间，广东 茂名 525000）

随着石油化工装置的生产规模不断扩大，对供电可靠性的要求也越来越高，一次停电对连续生产的石油化工企业的安全生产、效益影响越来越大，更有可能发生火灾爆炸等次生事故。如何更快更好地提高石油化工企业供电可靠性，是亟待解决的课题。论述了利用原有综保进行备自投改造的实例，提供了一种解决供电可靠性难题的有效途径。

备自投；低电压保护；综保装置；逻辑编程

1 问题引出

某石油化工公司港口35 kV变电站为港口输油站输油供电，35 kV进线架空线路全长10 km，沿线地形复杂，曾经多次因架空线路接地、短路故障停电，导致输油站停止输油，极大影响了安全生产。该变电站35 kV、6 kV母线均采用单母分段接线方式，当单条35 kV外线路故障停电时，可以通过35 kV单电源进线带两段35 kV母线运行，或者通过单台主变同时带6 kV两段母线运行，恢复系统供电。但是在设计之初，该变电站35 kV、6 kV开关柜均没有安装快切或备自投装置，导致在外线路发生停电故障时，只能通过手动操作恢复6 kV母线送电，不能实现快速恢复送电，会造成输油中断、生产停产，对企业的安全生产影响很大。为了提高港口35 kV变电站的供电可靠性，计划对该变电站进行母联备自投或快切改造。

2 改造方向分析

如果将35 kV开关柜改造为具有快切或备自投功能的开关柜，该变电站35 kV的开关设备采用的是GIS组合开关，没有多余的组合CT、PT利用进行改造，如果更换成套GIS组合开关，耗资巨大，经济性差。

如果将6 kV开关柜改造为具有快切或备自投功能的开关柜，重新购买快切或备自投装置，通过设计和施工，改造的费用将近20万元，费用较高。

当前公司正在大力提倡“节约一分钱，管理到精细”，首要考虑的是如何节约成本、如何快速实现备自投功能，最好是在利用原有综保装置的基础上进行改造，实现备自投 功能。

3 利用原有综保装置改造的可行性分析

REF615馈线保护测控装置专为公用和工业配电系统中馈线的保护、控制、测量、监视和信息记录而设计，可用于辐射型、环型或网络型配电网络。该系列产品提供多种标准配置，REF615F具有电压保护、频率保护、方向过流保护和方向接地保护功能。通过检查，6 kV开关柜原有的REF615F综保装置，已经使用了过流保护功能、低电压保护功能，综保装置部分输入输出端子未使用。

通过分析可以确定：可以利用原有REF615F综保装置P03、P04、S02、S03、S04等备用端子，进行逻辑编程、线路改造，增加6 kV开关柜备自投功能，只需要300元的控制线材料费，即可用最低成本、最短时间提高系统供电的可靠性，为可行方案。

4 母联备自投功能介绍

母联备自投用于2路电源的自动快速互投。一般用在双电源系统中，2台进线电源柜供电时母联不投入，在1路电源进线停电时分断，并可自动投入母联开关，实现1路电源带动系统的所有设备。

备自投动作过程：2路进线开关柜中，当检测到本侧电源失压，备自投保护启动跳本侧开关，确认本侧开关跳开后，同时检测两侧电源进线侧电压，有一侧电压正常，则合母联开关。

备自投保护必须在充电完成后才能动作，而充电完成的条件包括母联开关处于工作位置、处于分闸位置、两侧至少一侧电源电压正常、进线开关有电且进线开关处于合位。

5 母联备自投功能的实现条件、动作、退出分析

5.1 正常运行条件

分段断路器602处于分位置，进线断路器609、610均处于合位置；母线均有电压；备自投投入开关处于投入位置。

5.2 启动条件

方式一：II段备用I段，I段母线无压，1#进线无流，II段母线有压。

方式二：I段备用II段，Ⅱ段母线无压，2#进线无流，I段母线有压。

5.3 动作过程

启动方式一：如果609断路器处于合位置，则经延时跳开609断路器，确认跳开后合上602断路器。

启动方式二：如果610断路器处于合位置，则经延时跳开610断路器，确认跳开后合上602断路器。

5.4 退出条件

602断路器处于合位置；备自投一次动作完毕；有备自投闭锁输入信号；备自投投入开关（压板）处于退出位置。

6 对进线柜REF615F综保装置的低电压保护定值核算

低电压保护定值：dzj=50 V（二次线电压），=2.3 s跳闸（投PT断线闭锁低电压、三相同时低启动）。对侧35 kV线路重合闸时间为2 s，6 kV进线低电压考虑与重合闸配合。即对侧重合闸失败启动6 kV备自投，重合闸成功备自投不启动，所以设定低电压保护动作时间为2.3 s。

母线有压：dzj=85 V（二次线电压），=0.1 s，允许对侧备自投。

PT断线退低电压保护。

7 母联备自投功能实现条件、动作、退出的分析结果

保护定值核算，对609、610进线柜的REF615F综保装置进行逻辑编程，如图1所示，对602母联柜的REF615F综保装置进行逻辑编程，如图2所示，使综保装置具备备自投功能。

图1 进线柜REF615F综保逻辑编程

图2 母联柜REF615F综保逻辑编程

8 进线柜和母联柜接线改造

进线柜增加“备自投跳闸压板”，如图3所示。

图3 进线柜改造二次图（云线范围为改造部分）

母联柜增加“1#进线备自投合闸”“2#进线备自投合闸”“备自投退出”压板，用于备自投投退，增加敷设1#进线柜至母联柜、2#进线柜至母联柜电缆，将进线柜信号传送至母联综保装置，如图4所示。

9 对备自投功能进行模拟试验

9.1 对综保的电流、电压模拟量采集功能试验

对进线、母联综保ABB REF615F进行模拟量采集测试，用继保测试仪加入电压、电流，在装置测量画面查看电流、电压二次值与继保测试仪的模拟量相匹配，一次值与经CT变比计算后数值相匹配。

9.2 对综保的开入开出功能试验

对进线、母联综保ABB REF615F进行开入量测试，通过操作断路器、压板等发生的位置变化，查看综保开入界面对应开入点状态变化。

对综保开出量进行试验，进入出口测试，检查出口对应控制回路是否正常。

注：注1引自1#进线柜；注2引自2#进线柜。

9.3 逻辑功能测试

验证低电压保护、PT断线闭锁、母线失压备自投动作、断路器误跳备自投动作、过流闭锁备自投、备自投仅动作一次、进线断路器拒分备自投不动作、方式一合母联、方式二合母联。测试步骤为：①低压电保护功能测试。三相电压同时低于动作值，并且断路器在合位，保护应动作。单相、两相电压同时低于动作值，并且断路器在合位，保护不应动作。三相电压同时低于动作值，并且断路器在合位，电流大于有流值，保护应不动作。②母线失压备自投动作测试。合上进线断路器，投入相应的备自投压板，通过继保仪加正常电压，使综保满足充电条件、充电时间，然后将本段母线电压降至低电压动作值，进线综保低电压保护应动作，“启动备自投”指示灯亮，母联断路器合闸，母联综保“备自投成功”指示灯亮。

9.4 进线断路器误跳备自投动作测试

备自投压板在投入位，手动将进线断路器跳开，同时将本段母线电压降为0。进线综保“启动备自投”指示灯应点亮，母联断路器应合闸，母联综保“备自投成功”指示灯应点亮。

9.5 进线过流闭锁备自投测试

加电流超过过流值，进线综保过流保护出口动作，进线断路器跳开，同时将本段母线电压降为0。进线综保“启动备自投”指示灯应不亮，母联断路器不动作。

9.6 备自投仅动作一次功能测试

将本段母线电压降至低电压值动作，进线综保低电压保护动作，“启动备自投”指示灯亮。母联断路器合闸，母联综保“备自投成功”指示灯亮。同时手动将母联断路器跳开，母联断路器应不再合闸。

9.7 进线断路器拒分备自投不动作功能测试

退出进线柜“低电压跳闸”压板，将本段母线电压降至低电压值动作，进线综保低电压保护动作，进线、母联断路器应不动作。

9.8 备自投实际测试

确认需要停电的6 kV母线负荷已经全部倒空，相应进线、母联断路器都在运行位置，进线断路器在合位，相应的备自投压板已经投入。

9.9 方式一合母联逻辑功能测试

用上游305断路器将6 kV1#进线电源断开，609断路器处于合位置，则经延时应自动跳开609断路器，确认跳开后应自动合上602断路器。

9.10 方式二合母联逻辑功能测试

用上游306断路器将6 kV2#进线电源断开，610断路器处于合位置，则经延时应自动跳开610断路器，确认跳开后应自动合上602断路器。

10 结束语

至此，利用REF615F综保进行的6 kV变电所备自投改造工作全部完成，设备投入使用，从2016年改造投用以来，经历3次外线路故障停电、电力波动，备自投均动作成功，提高了港口输油站的供电可靠性，保障了安全生产。通过改造，锻炼了职工的技能水平，提高了职工处理复杂问题的自信心，强化了职工们“节约一分钱，管理到精细”的理念，可谓一举多得。同时，把这次改造的成功经验应用到其他3个输油站变电站，均取得了成功。

［1］李文.ABB配电自动化：REF615馈线保护继电器［J］.电力系统装备，2009（1）：64.

［2］刘冬梅，张兴义，金启超.可编程序技术用于微机保护的备自投装置［J］.电气时代，2006（12）：119-121.

2095－6835（2020）06－0072－03

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10.15913/j.cnki.kjycx.2020.06.025

〔编辑：张思楠〕