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摘要：在电网智能化发展的趋势下，对智能变电站的设备进行技术改造优化，将大大提高其设备的运行质量及效果，具有一定的现实意义。本文结合具体实例，对220kV智能变电站二次设备改造技术进行了分析，旨在为有关方面提供参考借鉴。
关键词：智能变电站；二次设备；改造施工
前言
随着信息技术的不断发展，智能变电站成为了当下变电站的发展主流，提供着更为高效的电力输送功效，得到了广泛的应用。其中，智能变电站的稳定运行离不开电力设备的支持，因此，为使变电站能够全面实行智能化，对其设备进行改造施工尤其重要。现对220kV智能变电站二次设备改造进行分析，以提供相关技术支持。
1 改造停电方案
220kV智能变电站设备改造是电网生产运行中的一个重点问题。由于各间隔更换后的合并单元、智能终端在模型或虚端子上存在改动，母线保护需临时陪停更新配置并验证与改造间隔设备之间的互操作性。主变间隔停电改造期间，需陪停已完成改造的母联（分段）间隔，通过组网跳母联（分段）方式验证配置的正确性。此外，对于采用双母接线方式的智能站，双母二次电压接入同一个母线合并单元进行电压并列，因此母线间隔停电改造需双母全停；对于采用双母带分段接线方式的智能站，母线合并单元一般分为Ⅰ-Ⅱ母合并单元和Ⅲ-Ⅱ母合并单元，结合母线合并单元的改造，一般采用Ⅰ-Ⅱ母和Ⅲ-Ⅱ母分别停电，即按片停的方式进行改造。
基于上述分析，应按照先停线路或母联（分段），再停主变，最后停母线的顺序进行全站轮停安排，如图1所示。
图1 220kV智能站改造分间隔轮停安排
2 二次设备改造技术
对于配置更新后的装置，需要重新进行调试，试验内容包括：（1）装置SV输入通道、软压板对应关系检查；（2）装置GOOSE输入通道、软压板对应关系检查；（3）保护测控装置逻辑功能验证；（4）装置GOOSE输出通道、软压板对应关系检查。
对于改造后的整个间隔（包括一、二次设备），需要进行分系统联调，试验内容包括：（1）改造间隔测控装置遥测、遥控、遥信功能试验；（2）改造间隔保护整组传动试验，试验信号需从合并单元前端模拟，并通过继电保护测试仪回采跳合闸动作接点时间；（3）通过网络分析及故障录波装置录取波形或抓取报文，分析合并单元输出波形的同步性。
2.1 线路间隔停电改造技术
线路间隔停电改造，其余间隔一次设备及相关保护测控等二次设备均处于运行状态，现场风险点主要体现在：（1）改造间隔合并单元误通流到运行的母线保护装置造成母线差动保护误动；（2）改造间隔保护误启动失灵到母线保护装置造成母线失灵保护误动；（3）改造间隔母线侧刀闸位置误开入到运行的母线保护装置；（4）改造间隔合并单元误通流至计量装置（备注1）；（5）改造间隔线路TV加入二次电压误反送电造成一次停运设备带电；（6）误操作改造安全隔离措施，即带电母线侧隔离刀闸。
对于母联（分段）间隔停电改造，母线保护不接收母联（分段）的隔离刀闸位置，而是接收母联（分段）的断路器位置，因此风险点（3）与线路间隔停电改造有所不同，但安措实施方案相同；同时，母联（分段）没有计量装置，因此线路间隔停电改造的风险点（4）不适用母联（分段）间隔。除此之外，母联（分段）改造时的风险点与线路间隔大致相同，此处不再赘述。
2.2 主变间隔停电改造技术
主变间隔停电改造，现场风险点主要体现在：（1）主变高（中）压侧合并单元误通流到运行的220kV（110kV）母线保护装置造成母线差动保护误动；（2）主变保护误启动高（中）压侧失灵、解220kV（110kV）母线保护复压闭锁到220kV（110kV）母线保护装置造成母线失灵保护误动；（3）主变高（中）压侧母线侧刀闸位置误开入到运行的220kV（110kV）母线保护装置；（4）主变三侧合并单元误通流至三侧计量装置；（5）主变保护发送跳220kV（110kV）母联或分段至运行的母联或分段间隔；（6）主变低压侧母线二次试验电压反送电造成一次停运设备带电；（7）误操作改造安全隔离措施，即带电母线侧隔离刀闸。表1为针对主变间隔改造时存在的上述风险点提出的二次安全措施。
由于上一阶段母联（分段）间隔的智能终端已改造，且改造后未能通过运行的主变保护验证其组网跳开母联（分段）的功能，为验证配置更新后的主变保护具备此功能，需陪停母联（分段），通过主变保护实际传动母联（分段）开关。
2.3 改造间隔恢复运行前母线保护陪停试验
陪停试验的内容包括：（1）对母线保护重新下载SV、GOOSE配置文件；（2）母线保护单体调试，验证每个支路的电流及开入正确性，并抓取运行支路的跳闸报文以进行报文比对（陪停的母线保护不允许实际传动运行间隔开关，因此需抓取运行支路的跳闸报文以进行母线保护下载配置前后的报文比对，以验证母线保护重新配置后能否正确动作于运行支路，主要是比对母线保护配置更新前后保护发的运行间隔跳闸报文的MAC地址、APPID及变位通道号是否对应，前后报文的比对结果一致视为正确）；（3）从停电间隔的合并单元加入模拟量，整组传动停电间隔开关；（4）验证停电间隔保护与陪停母线保护之间启失灵与远跳等组网GOOSE的正确性（考虑到此信号是通过组网发送，进行此试验时务必将停电线路保护和陪停母线保护均打检修，以保证安措的可靠性）。
母线保护陪停试验时，现场风险点主要体现在：（1）母线保护调试中误跳母线上运行间隔开关；（2）母线保护通过组网误开出“远跳”GOOSE信号至运行线路保护；（3）母线保护通过组网误开出“失灵联跳”GOOSE信号至运行主变保护。
风险点（1）～（3），都会对运行间隔产生非常严重的安全威胁，针对这些风险点同样需要实施双重化的安全措施。母线保护陪停试验的安措实施需掌握一个总前提，就是退出相关运行保护装置中与母线保护装置相关的GOOSE接收软压板（如主变保护的失灵联跳开入等）、退出母线保护所有GOOSE发送软压板以及保护功能软压板。这些软压板的退出按照先退GOOSE接收软压板，再退GOOSE发送软压板，然后再退保护功能软压板的顺序进行。
2.4 母线间隔停电改造技术
对于主接线为双母线接线方式的变电站，母线合并单元既采Ⅰ母TV电压，又采Ⅱ母TV电压，要更换母线合并单元必定拆除Ⅰ母TV电压回路及Ⅱ母TV电压回路，如果在停电间隔更换母线合并单元，拆除电压回路时必定有另一段母线电压二次回路带电，风险极大。因此母线间隔停电改造需母线全停，即母线上所有支路停电；对于双母线带分段接线方式的变电站，母线合并单元一般分为Ⅰ-Ⅱ母合并单元和Ⅲ-Ⅱ母合并单元，前者接收来自Ⅰ母TV、Ⅱ母TV的电压，后者接收来自Ⅲ母TV、Ⅱ母TV的电压，Ⅰ母、Ⅱ母上的支路电压取自Ⅰ-Ⅱ母合并单元，Ⅲ母、Ⅱ母上的支路电压取自Ⅲ-Ⅱ母合并单元，因此母线间隔停电改造可采用Ⅰ、Ⅱ母线及所带支路和Ⅲ、Ⅱ母线及所带支路分别停电，即按片停的方式进行。
母线间隔停电改造的内容包括：（1）所有已改造间隔的电压切换功能检查；（2）母线合并单元电压并列功能检查；（3）所有已改造间隔的电压采样功能检查。
图2 母线间隔改造时安全措施部署
对于双母线带分段主接线按片停方式改造的现场风险点主要体现在：（1）Ⅰ母、Ⅱ母（或Ⅲ母、Ⅱ母）电压消失引起母线保护装置误报母线电压开放、TV断线等异常信号；（2）电压切换试验时Ⅰ母、Ⅱ母（或Ⅲ母、Ⅱ母）所带停电间隔开入位置异常造成母线保护装置告警；（3）Ⅰ母、Ⅱ母（或Ⅲ母、Ⅱ母）TV虽然停电，工作中可能加入试验电压误反送电造成一次设备或相关回路带电；（4）Ⅰ-Ⅱ母合并单元加入试验电压时，Ⅱ母电压误送至运行的Ⅲ-Ⅱ合并单元。针对母线间隔改造时存在的上述风险点提出的二次安全措施，图2为母线间隔改造时安全措施部署方案。
3 改造技术的优缺点分析
目前，中国大部分关于智能变电站的改造实施方案都是基于传统变电站改造为智能变电站，对于智能变电站合并单元、智能终端升级改造方案及策略的文献相对较少。智能变电站的改造与检修，其二次安措策略在较大程度上存在相同之处。文献是关于智能变电站改造（检修）方案及二次安全措施方面的研究，本文与它们相比主要优缺点为：
（1）文献主要是针对智能变电站智能设备检修时的二次安全措施方案，相比之下本文的优点在于在改造实施方案中，针对不同间隔的停电改造罗列出现场风险点，并根据这些风险点制定一对一的双重化安全措施，可操作性强；
（2）文献同样是针对智能变电站智能设备检修时的二次安全措施方案，与本文一样，该文献针对不同的风险点制定了一对一的安全措施，但相比之下本文的安措实施方案还考虑了误操作空气开关及一次设备等带来的安全隐患，并提出对应的安全措施，以及在需要母线保护陪停时的风险点分析、安措实施方案及软压板操作顺序；
（3）文献主要是针对智能变电站智能设备整改的停电方案，未涉及智能变电站改造的安措策略，本文改造停电方案只针对按间隔轮停，即考虑最小停电方式，未对按电压等级部分停电等其他方案展开研究。
4 结语
总之，智能变电站是智能电网建设的重要节点，对智能变电站二次设备进行改造，在选择合理改造方案的前提下，必须严格按照规程和标准进行施工，根据施工实际进行施工质量控制，保证改造项目的成果，从而使得智能变电站设备的运行质量进一步提高，值得推广应用。
参考文献：
[1]邵剑峰.变电站智能化改造关键技术研究与实施[J].上海交通大学.2013（12）
[2]罗毅.220kV智能变电站技术改造工程实施研究[J].黑龙江科技信息.2016（34）
论文作者:刘兴彬
论文发表刊物:《基层建设》2017年第19期
论文发表时间:2017/11/9
标签：母线论文; 间隔论文; 变电站论文; 智能论文; 电压论文; 单元论文; 压板论文; 《基层建设》2017年第19期论文;