目前，某110 kV双母线保护装置因寿命到期需要进行技术改造。同时此110 kV变电站进出线回路数量较多，在配电网系统中处于枢纽地位，客户供电可靠性要求高。并且在110 kV双母线母差保护装置更换及二次电缆更换的施工中，存在失去母差保护、误接线、调试过程母差保护误动等风险，如何尽量减小施工风险、最大程度保证供电可靠性是一个关键性问题，现以某110 kV变电站为例探讨^[1]。

1.   某110 kV变电站运行方式

某110 kV变电站共3个电压等级：110 kV为双母线接线、35 kV为单母线分段接线、10 kV为单母线分段接线，见图1。

图  1  某110 kV变电站一次接线图

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110 kV双母线并列运行，在Ⅰ段母线运行的间隔有1126亭大I线、1122亭孟线、1119亭胡I线、1号主变；在Ⅱ段母线运行的间隔有1125亭大II线、1124亭崔线、1120亭胡II线、2号主变；1123亭岭线、1121亭长线冷备用。共8回进出线，其中电源进线是1126大亭I线和1125大亭II线。

35 kV两段母线并列运行，在Ⅰ段母线运行的间隔有3527口木线、3501；在Ⅱ段母线运行的间隔有3531亭北线、3524亭罗线、3528口风线、3502。共4回出线运行。

10 kV两段母线并列运行，在Ⅰ段母线运行的间隔有163亭冉线线、165电容器1号；在Ⅱ段母线运行的间隔有166电容器2号。

全站年最大有功负荷4.5万kW，主变年最大有功负荷1.8万kW。110 kV出线客户大多为煤矿客户，煤矿客户要求只有在双电源供电时才可下矿开采，所以客户供电可靠性要求较高。

2.   110 kV母差保护技术改造面临的主要风险

2.1   技术改造工程概况

110 kV配电装置为双母线户外半高型布置， 35 kV配电装置为单母线分段户外高型布置，10 kV为单母线分段户内开关柜布置。本次工程的二次系统更换部分二次电缆，更换综合自动化装置。施工方法是逐间隔依次完成停电、改造、验收和恢复供电。施工顺序是先10 kV间隔，再 35 kV间隔，最后110 kV间隔。每个间隔停电时间短，二次电缆改造复杂，施工风险高。

2.2   110 kV母差保护技术改造面临的主要风险

风险1：母差保护装置改造期间，如果110 kV双母线失去母差保护，当任一母线发生故障时会导致全站失压。

风险2：母差保护装置在施工和调试阶段，可能因误接线、误调试等二次系统施工过失导致110 kV母线停电或重要客户断路器跳闸^[2]。

风险3：4月天气多变，110 kV线路故障率高。当110 kV母线分列运行时，110 kV电源线路故障会导致全站一半负荷减供，重要客户发生单电源供电风险^[3]。

3.   110 kV双母线母差保护技术改造施工方案

根据双母线的运行特点及配置的母差保护，可拟定以下主要施工方案。

方案1：在110 kV配电设备二次系统改造期间，母差保护退出运行，110 kV双母线并列运行。在各间隔轮流停电期间，二次连接电缆接入母差保护装置，并完成母差保护装置对本间隔断路器的传动调试。在所有间隔停电改造完后，母差保护投入运行。

方案2：在110 kV配电设备二次系统改造期间，把母差保护退出运行，110 kV双母线分列运行、 35 kV母线分列运行、10 kV母线分列运行。母差保护装置的施工和调试同方案1。

方案3：在一次设备不停电的情况下，先把母差保护退出运行，再更换新母差保护装置。集中时间完成所有110 kV母线间隔接入母差保护装置二次电缆的更换，母差保护装置带模拟断路器完成调试，母差保护投入运行。每个间隔其余二次系统部分改造调试在一次设备轮流停电时完成。

方案4：在一次设备不停电的情况下，把运行间隔全部倒入110 kV Ⅰ段母线运行，原110 kV母差保护作为Ⅰ段母线差动保护运行；每个间隔停电改造调试完成后投入到110 kV Ⅱ段母线，新更换的110 kV母差保护作为Ⅱ段母线差动保护运行。所有间隔轮流停电完成二次系统改造后，新110 kV母差保护作为两段母线的差动保护投入运行，原110 kV母线母差保护拆除。每个停电间隔进行母线差动保护调试时，新110 kV母差保护需要退出运行。此方案应注意先把2个电源进线、2台主变均分在两段110 kV母线上，以保证最大的供电可靠性。

方案5：对第4种方案进行优化，减少二次接线和调试风险。在一次设备不停电的情况下，把运行间隔进出线均倒入110 kV Ⅰ段母线运行，原110 kV母差保护仅仅作为Ⅰ段母线差动保护继续运行；停电改造间隔的二次电缆接入新安装的110 kV母差保护装置，同时完成该间隔的调试。停电改造过的间隔倒入110 kV Ⅱ段母线运行。待所有间隔二次系统改造完后，新110 kV母差保护作为两段母线的差动保护投入运行。此方案同样应注意先把2个电源进线间隔、2台主变间隔均分在两段110 kV母线上，以保证最大的供电可靠性。

4.   施工方案风险分析及最优方案的选择

4.1   各技术改造施工方案风险分析

方案1：在施工期间退出母差保护，把二次电缆接线母差保护装置的调试和一次运行设备隔离。如发生一路电源进线线路故障对变电站供电无影响；如发生110 kV母线故障时可造成全站失压，母线发生故障的概率小，倒闸操作或设备造成母线故障的因素可控。

方案2：全站母线均分列运行，当发生一路电源进线线路故障或一段母线故障对供电可靠性影响较大，造成变电站甩掉一半负荷。并且线路发生故障的概率相对母线而言较高。

方案3：在施工期间母差保护短时间退出。施工期间二次电缆接线集中易交叉，误接线或误调试风险较高。

方案4：在施工期间母差保护持续运行。但二次电缆误接线或误调试风险较大。

方案5：在施工期间I母线母差保护运行、II母线母差保护退出运行。相对方案4减小了误调试风险。

4.2   通过多专家投票选出最优方案

投票团队由各相关专业专家组成，各专家权重系数相同。首先向各专家介绍某变电站技改工程概况、设备运行情况、客户对供电可靠性的要求及施工队伍技术能力等内容，再经过充分分析讨论，最后通过投票选出最优方案1。

4.3   最优方案风险预控要点

在方案1中，避免110 kV母线发生母线故障是重中之重。预控要点如下：

1）在110 kV母线进行倒闸操作时应1人操作2人监护。110 kV设备由检修转运行前必须认真检查确保无短路接地。

2）在施工前，变电运维人员提前做好设备巡检。在母差保护退出期间，变电运维人员应适度增加110 kV母线设备巡视检测次数。

3）在母差保护退出期间，调控中心提前做好应急预案。当判断110 kV母线故障造成全站失压时，应首先下令断开1100母联断路器，再分别试送2路电源进线。

4）施工单位编制的调试母差保护方案必须事先经监理单位和建设单位审核。防止误接线、误调试造成其他线路误跳闸。

5）当110 kV母线发生故障的概率明显增大时，可考虑110 kV母线短时分列运行。

6）尽量缩短1100母联间隔停电改造时间，避免电源线路故障扩大停电范围。

5.   结束语

110 kV变电站的供电可靠性要求较高，母差保护技术改造只能采用逐间隔依次完成停电、改造、验收及恢复供电的施工方法，同时存在可能导致变电站中断供电较高风险。本文充分分析了3种主要风险对应的5种可行施工方案，理清了各施工方案的优缺点，最后通过专家投票的方式选出最优施工方案，并给出了被选方案的风险预控要点。这种方法可以减小110 kV双母线母差保护施工风险，并大大提高了施工期间的供电可靠性。