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摘要：智能化是当下变电站发展过程中的一个重要趋势，对变电站实行智能化改造将会提高其运行质量及效果，具有极大的现实意义。本文结合工程实例，对变电站智能化改造技术进行分析和探讨，详细阐述了智能化改造技术的施工方案、设计及施工关键点，旨在为有关方面提供参考借鉴。
关键词：变电站；改造；调试；技术
对变电站进行智能化改造，是促进变电站发展的一个重要途径。改造后的变电站能够提升运行效率、优化资源配置、降低运维成本，对于变电站的安全、高效生产具有极大的促进作用。现对110kV变电站智能改造技术进行研究分析，为改造模式的推广奠定相关技术支持。
1 过程层网络结构
在某110kV变电站智能化改造项目中，严格遵循变电站设计方案、全寿命周期理念和十八项重点反事故措施等要求，采用了基于IEC61850通信标准的“三层两网”结构，整个系统的组网方式采用冗余架构。站控层采用一体化信息平台，可实现顺序控制、集中监控、源端维护等功能，通过网络报文分析仪实现设备状态可视化。
图1 三层两网”结构
间隔层中SV、GOOSE组单网传输，通过对交换机端口进行WLAN划分，实现GOOSE/SV的分流传输，保护装置采样值通过点对点方式传输，开关量和跳闸命令采用GOOSE服务，保护装置与智能终端采用直采直跳方式。110kV两段母线均配置电压互感器合并单元及智能终端，两套电压互感器合并单元均有电压并列功能，母线上的开关单元取自各电压互感器合并单元的电压，互不干扰。110kV系统的保护测控装置在二次室集中组屏安装，10kV系统采用保护、测控、计量、录波四合一装置，集中组屏安装在二次室内。本次智能设备的形式为传统互感器与智能组建相结合的方式，实现了传统一次设备信息的数字化，用光缆代替传统一、二次设备间大量的控制电缆，装置冗余被信息冗余取代，大幅度地简化了各类装置之间的外部连接，同时也有效杜绝了电磁干扰影响二次数据等电缆传输的缺点。
2 变电站不全停改造施工方案
在国家标准《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》（GB/Z29328—2012）中规定，“重要电力用户的供电电源应采用多电源、双电源或双回路供电。当任何一路或一路以上电源发生故障时，至少仍有一路电源应能对保安负荷持续供电。”该变电站05、07线路属于一级负荷，如图2所示，故改造过程中不得使110kV部分全停，110kV变电站施行不完全停电改造，改造工程的第一步就是进行10kV改造，为缩短工期，在10kV改造期间将110kVI段母线设备进行拆除，同步进行土建、一次施工，10kV出现负荷由#2主变供给，确保10kV用户用电不会中断，待110kV#1母线系统改造完成后，由#1主变供10kV母线全部负荷，此时可以进行110kV#2母线系统改造，此阶段工作完成后，全站改造完毕，即可恢复正常运行方式，整个改造过程中均保证了10kV居民用电供电不中断的要求。
图2 110kV变电站一次接线示意图
3 智能化改造二次屏位设计
智能化变电站因对交直流一体化电源系统、站控层设备、间隔层设备均有相应规定，保护屏柜比传统站多，造成原主控室屏位不够，故在原主控室新加两排保护屏位，第二排共面屏位用于交直流一体化电源系统，改造过程的初期，先对全站的交直流一体化电源进行安装调试，为智能化设备提供可靠电源，直流电源系统安装完成后，可将原来22P、23P、24P三面交流屏拆除，然后安装新的10kV保护屏，将10kV保护屏安装在此位置是基于这三个屏位距离10kV高压室最近，可节约大量二次电缆。
主控室第一排保护屏位安装监控主机屏、远动屏、电压并列屏、公用测控屏，GPS屏等实现全站通信及公共联络功能的保护屏，为后期110kV、10kV系统改造提供基础。结合停电时间，当进行110kV#1母线系统改造时，将原来#1主变保护屏、测控屏、原电池屏I、II均拆除，安装新的110kV线路保护屏、备自投屏等，使改造工程在不完全停电的情况下可靠进行。总体的屏位设计原则是同类型保护屏放一起，比如10kV保护屏I、II、III依次排列；主变保护、主变测控；主变10kV侧智能组件柜依次排列，交直流一体化电源屏放一起，使整个屏位布置科学合理，便于运维人员巡视与操作，使环节最简化，承载主要信号电缆或光缆走线最小，尽量避免和减少迂回，同时最大限度地避免线缆交叉。
4 改造调试中关键技术研究
4.1 主变联跳回路调试
#1主变跳中压侧分段在110kV#1母线改造过程中将#1主变保护装置配置好，33开关智能终端不进行配置，停运#1主变时进行调试；#2主变跳33开关在110kV#2母线系统改造过程中同步进行。主变跳各侧分段开关的组网方式如图3所示。
图3 主变联跳各侧分段网络示意图
#1主变跳低压侧分段在110kV#1母线改造过程中完成。具体方案：53开关处运行状态， 53开关保护退出，跳闸出口压板也在退出位置，办理二种工作票进行53开关的配置，极端情况下可向调度申请短时间退出#2主变跳53开关出口，断开53开关控制电源，进行#1主变低压侧试验时，直接测量53开关保护装置跳闸接点通断，以防止53开关出现误出口。
为防止调试过程中造成53开关误动，本工作需110kV#1母线系统调试工作完毕后进行，当#1主变跳53开关接入后，如需调试#1主变必须执行二次安全措施票制度。
#1主变送电投运前，检查53开关充电、过流保护均已退出后，方可投上53开关跳闸出口硬压板。
#2主变跳低压侧分段在110kV#2母线改造过程中完成，具体步骤参照#1主变，不再赘述。
4.2 母线保护联调回路调试
在进行110kV#1母线系统改造过程中，因不存在与带电设备隔离，所以无需额外二次安措，但在此工作阶段，一定要把母线动作闭锁110kV备自投虚端子连接好，在进行110kV#2母线系统改造过程中就可以直接拔去组网光纤。
在进行110kV#2母线系统改造过程中，要做110kV母线保护试验应做如下安全措施。
退出跳04、05、03、01开关GS出口压板。
退出110kV母线保护装置组网GS出口压板。
拔去110kV母线保护装置背板上04、05、03、01开关GS光纤。
拔去110kV母线保护装置背板上组网GS光纤。
退出04、05、03、01开关支路投入软压板。
4.3 备自投联跳回路调试
110kV备自投装置采用直采直跳方式，在进行110kV#1母线改造过程中，将04开关、03开关接入，并进行分合闸试验，在调试过程中，06开关相关虚端子由数字继电保护测试仪模拟，110kV母线保护及#1主变保护的闭锁信号由各自保护组网方式接入110kV备自投，调试完毕后投入110kV备自投检修压板，退出04跳合闸GOOSE发送软压板，退出03合闸GOOSE发送然压板，避免装置误出口，造成运行设备停电。
在进行110kV#2母线系统改造过程中应完成110kV备自投跳合闸07开关接入时，试验前应有如下安全措施：
退出110kV分段备自投跳04、合04开关GS出口压板。
退出110kV分段备自投合03开关GS出口压板。
拔去110kV备自投组网光纤。
试验完成后，将110kV备自投组网光纤插上并投上检修压板，再调试#2主变闭锁虚回路是否开入至110kV备自投装置，调试完毕后，将110kV备自投定值加用，并推出检修压板，此时即满足投运条件。
5 总结
总之，变电站智能化是变电站发展过程中的一个重要趋势，智能化的管理模式将提高变电站日常管理的工作效率，并积极发挥出各项系统的关联作用。智能化改造后，屏位数量比传统变电站增多，在母线分段改造过程中，列举了检修设备与运行设备的分离措施及二次工作的安全措施，使整个改造工程有序安全进行，为110 kV 等级智能电网的建设和在运变电站带电运行改造模式奠定了良好的技术基础。
参考文献
[1]冯业锋.变电站智能化改造若干关键技术研究与应用[J].山东理工大学.2012（01）
[2]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）
论文作者:吴鹏程
论文发表刊物:《电力技术》2017年第2期
论文发表时间:2017/6/28
标签：母线论文; 变电站论文; 压板论文; 过程中论文; 系统论文; 电源论文; 设备论文; 《电力技术》2017年第2期论文;