摘要：智能变电站选用合并单元、智能终端和网络二次设备分层结构技术，利用光纤网络代替了传统二次回路，与常规变电站有显著区别，如何有效安全地布置二次措施，满足继保工作的现场需求，成为亟需解决的问题。
关键词：智能化；二次安全措施；定检
1、引言
二次安全措施是保障我们人身、设备安全以及避免人为事故的重要措施。对于传统的RTU站和综自站，我们在多年的运维中已经总结出一套成熟可靠的二次安全措施执行思路。
图1 传统站与智能化站区别
智能化变电站与传统变电站的差别较大。智能变电站中一次设备智能化，二次设备网络化。设备之间的连接介质由光纤代替了传统的电缆，电磁信号被转换成了数字信号，二次回路成了“虚回路”。相对于传统变电站而言，智能化站的二次安全措施带来一些改变。
本文将以某市110kVA站为例，该站采用直采网跳组网方式，通过分析传统站与智能化站的差异，参照《南方电网继电保护、安全自动装置及其二次回路工作安全技术措施单管理要求》（以下简称要求）完成智能化站的二次措施单的编写。
2、智能化站的检修机制
智能化变电站为了方便二次运维，避免在工作过程中发生误跳、合闸，在保护装置、测控装置、智能终端和合并单元都配置了相应的“检修硬压板”，通过检修压板的投退，可将站内设备划分分为“检修区域”和“运行区域”，合理运用检修压板，是智能化站最可靠、便捷的二次安全措施。
在装置的检修压板投入后，其发送的Goose报文和SV报文的TEXT位都会变为“true”，即给数据打上了“检修标识”，装置间的逻辑关系均取决于此标识。
2.1 SV检修机制
在智能化变电站中，SV接收装置会将接收到的SV报文与装置自身的检修压板位置进行比较，只有两者一致时才将该信号用于保护逻辑计算，否则将判定信号无效。对于状态不一致的信号，接收装置仍会计算和显示其幅值。具体逻辑关系如下表2所示。
表1 SV检修逻辑表
注：压板投入为1，退出为0。
2.2 Goose检修机制
与SV一样，Goose接收装置会将接收的Goose报文的TEXT位与装置自身的检修压板位置进行比较，只有两者一致时才将信号作为有效进行处理或动作。以保护装置与智能终端为例，其对应的Goose检修逻辑如下表3所示。
表2 Goose检修逻辑表
注：压板投入为1，退出为0。
当Goose接收装置为测控装置时，当本装置检修压板或接收到的Goose报文的TEXT位任意一个为“true”时，其上传MMS的Goose报文TEXT位都为“true”。
3、110kV变电站定检二次安全措施
3.1 110kV线路保护定检安全措施
在A站中，110kV线路保护与传统站的区别如下：
（1）在线路端子箱中无母线电压空开，保护电压直采自PT合并单元；线路端子箱中仅有线路抽取电压空开。
（2）对于涉及运行设备的回路，可通过本间隔装置投检修进行隔离。
（3）110kV线路并无联跳其它运行开关的回路。
因此，110kV线路定检二次措施如下：
（1）检查线路电压空开在断开位置，并用绝缘胶带密封好，工作结束时恢复。
（2）检查隔离刀闸控制电源和电机电源空开在断开位置，并用绝缘胶带密封好，工作结束时恢复。
（3）在线路保护屏将光纤通道自环，并将“通道自环”控制字由0改为1，工作结束时恢复。
（3）检查线路保护屏以下压板在投入位置：1LP1装置投检修态，并用绝缘胶带密封好，工作结束时恢复。
（4）检查线路智能组件柜以下压板在投入位置：41LP1 A套合智装置置检修、41LP2 B套合智装置置检修，并用绝缘胶带密封好，工作结束时恢复。
3.2 110kV主变保护定检安全措施
在A站中，110kV主变保护与传统站的区别如下：
（1）主变各侧均无电压空开，保护电压直采自PT合并单元。
（2）智能化站保护出口压板均改成后台的软压板，需要退出跳旁路、母联、分段出口压板需在后台操作。
（3）对于涉及运行设备的回路，可通过本间隔装置投检修进行隔离。
因此，110kV主变定检二次措施如下（以#1主变为例）：
（1）检查隔离刀闸控制电源和电机电源空开在断开位置，并用绝缘胶带密封好，工作结束时恢复。
（2）在操作员工作站屏#1主变分图检查主一保护及主二保护以下软压板在退出位置：跳高压侧旁路1031 GOOSE发送软压板、跳低压侧1分支521分段 GOOSE发送软压板、闭锁低压侧1分支521 10kV备自投GOOSE发送软压板，工作结束时恢复。
（3）在#1主变保护屏检查以下压板在投入位置：1-1LP1 A套保护装置置检修状态、2-1LP1 B套保护装置置检修状态，并用绝缘胶带密封好，工作结束时恢复。
（4）在#1主变智能组件柜检查以下压板在投入位置：41LP1 A套合智装置置检修、41LP2 B套合智装置置检修，并用绝缘胶带密封好，工作结束时恢复。
3.3 110kV备自投定检安全措施
在A站中，110kV备自投装置与传统站的区别如下：
（1）备自投保护屏中无母线、各线路间隔电压空开，保护电压网采自各合并单元。
（2）智能化站保护出口压板均改成后台的软压板，需要退出口压板需在后台操作。
（3）对于涉及运行设备的回路，可通过本间隔装置投检修进行隔离。
（4）110kV备自投无远方备自投功能。
因此，110kV主变定检二次措施如下：
（1）在操作员工作站屏110kV备自投分图检查以下软压板在退出位置：自投跳110kVA线（合智A）、自投合110kVA线（合智A）、自投跳110kV B线（合智A）、自投合110kVB线（合智A）、自投跳110kVC线（合智A）、自投合110kVC线（合智A）、自投跳110kVD线（合智A）、自投合 D线（合智A）、自投跳110kV旁路（合智A）、自投合110kV旁路（合智A）。
（2）在110kV备自投装置屏检查以下压板在投入位置： 1LP14备自投装置置检修，并用绝缘胶带密封好，工作结束时恢复。
结束语
本文分析了智能化站与传统站的区别以及智能化站的检修机制，并以某市110kV智能站为例编写了相关定检二次安全措施，为日后智能化站的运维打下了理论基础。但目前在南方电网智能站起步时间相对国网较晚，在工作实践中仍需注意对发现的问题进行分析总结。
论文作者:梁嘉俊
论文发表刊物:《电力设备》2019年第6期
论文发表时间:2019/7/8
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