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摘 要：目前，在运的智能变电站均存在部分不达标的智能二次设备，主要是合并单元和智能终端，为电网安全运行埋下了隐患，需进行设备更换及整改调试。对于有条件全站停电的变电站，其改造无异于基建调试，安全风险也较小;但对于负荷较重且难以转供的重要枢纽站，特别是500kV变电站全停改造几乎不可能。对此，针对500kV智能变电站不全停电方式下进行二次设备改造的方案展开研究，提出了500kV部分按串停、220kV部分按间隔轮停改造合并单元、智能终端等二次智能设备的调试工法和二次安全措施。
关键词：智能变电站;改造调试;停电方案;安全措施
1改造停电方案
全站改造分间隔轮流停电方案应充分考虑虚端子关联、组网架构等智能变电站改造的特殊性和安全性，并按照最大化减少冗余停电的方式进行优化。
1.1500kV系统及主变压器改造停电方案
变电站的500kV部分，一般都采用一个半断路器接线方式，1个支路对应2个开关，且1串上的2个支路共用1个中开关。因此中开关的合并单元、智能终端虚端子与这1串上的2个支路相关的保护测控等装置均存在映射关联关系，如果按不同支路轮停改造，那么中开关在恢复送电前势必要陪停同1串的另外1个运行支路的相关保护测控等装置，并进行相关配置更新和整改调试，其改造难度、改造周期和安全风险都成倍增加。因此500kV部分的改造在无法全停的条件下，建议采用按串停的方式进行，主变压器三侧的改造结合高压侧所在串停电同步进行。
由于500kV母线电压需级联给500kV出(进)线或主变压器高压侧TV，因此要完整地完成1串的改造就需母线也相应停电，即所有边开关均停运，这样停电范围就很大。因此从这个方面出发考虑，500kV部分在按串停电的基础上，还必须结合母线停电改造。
1)如果改造前的母线合并单元与改造后的间隔合并单元在电压级联上不存在问题，那么可以将母线停电改造放在所有串的整改结束后再进行，这样可以避免母线随着不同串的改造而频繁停电。
2)与上述1)的情况相反，改造前的母线合并单元与改造后的间隔合并单元无法实现电压级联，而改造后的母线合并单元与改造前的间隔合并单元在电压级联上不存在问题，那么母线停电改造就需要结合第一次串停改造适时进行。
2改造调试方案
2.1停电前提前开展的工作
为缩短智能设备改造调试时间，应在停电前完成合并单元、智能终端配置及单体试验，具体工作步骤如下:
1)检查新合并单元、智能终端的硬件符合相关文件要求。
2)将合并单元、智能终端按安装位置进行临时编号(在装置顶部、侧面贴相同的安装位置标识)。
3)将合并单元、智能终端上电，检查版本信息符合相关文件要求，检查合符要求后由厂家完成合并单元、智能终端配置。
4)核查配置结果与装置安装编号相对应，完成合并单元、智能终端性能、功能检验。
2.2改造调试内容
一般来讲，改造所需要更换的合并单元、智能终端在模型或虚端子上存在改动，而保护测控装置不涉及到模型文件的改动升级，集成商需根据该阶段改造间隔的合并单元、智能终端的模型文件和虚端子重新制作SCD文件，对相关联的保护、测控、合并单元、智能终端、网络分析及故障录波、数字式电度表、PMU等设备需根据配置完成后的SCD导出CID、SV、GOOSE配置并下载至相关装置，再比较新旧CID、SV、GOOSE文件差异，确保遵循修改原则。
1)对于配置更新后的合并单元，需要重新进行调试，试验内容包括:①合并单元(MU)硬件检查，硬件板件及输入输出应与相关文件规定及相关检测机构发布的一致;②合并单元(MU)软件检查，包括合并单元的软件版本号、校验码、版本生成时间、是否为相关发布版本等;③合并单元(MU)性能检测，包括SV输入输出虚端子、GOOSE输入输出虚端子、MU发送的SV报文质量、MU失步再同步、(间隔)MU电压切换、(母线)MU电压并列、MU变比整定及角比差准确度、MU延时、MU检修状态等性能的检测。
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2)对于配置更新后的智能终端，需要重新进行调试，试验内容包括:①智能终端硬件检查，硬件板件及输入输出应与相关文件规定及相关检测机构发布的一致;②智能终端软件检查，包括合并单元的软件版本号、校验码、版本生成时间、是否为相关发布版本等;③智能终端性能检测，包括GOOSE输入输出虚端子、GOOSE开入开出动作时间、智能终端检修状态等性能的检测。
3)对于配置更新后的保护装置，需要重新进行调试，试验内容包括:①继电保护装置SV输入通道、软压板对应关系检查;②继电保护装置GOOSE输入通道、软压板对应关系检查;③继电保护装置GOOSE输出通道、软压板对应关系检查;④继电保护装置逻辑功能验证。
4)对于配置更新后的测控装置，需要重新进行调试，试验内容包括:①测控装置SV输入通道、软压板对应性检查;②测控装置GOOSE输入通道、软压板对应性检查;③测控装置GOOSE输出通道、软压板对应性检查;④测控装置逻辑功能验证。
5)对于改造后的整个间隔的一、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，并通过继保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。
3 500kV系统及主变压器智能设备改造调试
按照前面的改造停电方案分析，采用500kV整串停电开展智能设备改造工作。以1串有1条500kV线路和主变压器高压侧的完整串为例展开研究。500kV串停改造时，主变压器三侧的改造结合高压侧所在串停电同步进行。因此，停电范围包括完整串的3个500kV开关以及主变压器中低压侧开关。
3.1风险点分析
现场风险点众多，主要体现在:1)处于检修状态的Ⅰ母侧边开关误通流到运行的500kVⅠ段母线1号、2号保护装置;2)处于检修状态的Ⅱ母侧边开关误通流到运行的500kVⅡ段母线1号、2号保护装置;3)处于检修状态的Ⅰ母侧边开关1号、2号保护装置误启动失灵到运行的500kVⅠ段母线1号、2号保护装置;4)处于检修状态的Ⅱ母侧边开关1号、2号保护装置误启动失灵到运行的500kVⅡ段母线1号、2号保护装置;5)处于检修状态的主变压器1号、2号保护装置试验误跳运行的220kV母联(分段)开关;6)处于检修状态的主变压器1号、2号保护装置误启动失灵到220kV母线保护装置;7)处于检修状态的主变压器中压侧开关误通流到运行的220kV母线1号、2号保护装置;8)处于检修状态的主变压器中压侧间隔传动试验误开入刀闸位置到220kV母线1号、2号保护装置;9)处于检修状态的合并单元误通流通压至数字式电度表;10)误操作500kV边开关母线侧(带电侧)隔离开关;11)误操作主变压器中压侧开关母线侧(带电侧)隔离开关;12)误将试验电压通过检修状态的500kV线路TV反送电到一次设备;13)误将试验电压通过检修状态的主变压器高、低压侧TV反送电到一次设备。
3.2二次安全措施
针对这些危险点，安全措施的总体原则是实施双重化的策略，保护测控装置、智能终端、合并单元等智能二次设备应遵循:1)隔离检修设备的采样、跳闸(包括远跳)、合闸、启失灵等与运行设备相关的联系，并保证安全措施不影响运行设备的正常运行;2)断开装置间光纤的安全措施存在装置光纤接口使用寿命缩减、试验功能不完整等问题，对于可通过退出发送侧和接收侧两侧软压板以隔离虚回路连接关系的光纤回路，检修作业不宜采用断开光纤的安全措施;3)对于的确无法通过退检修装置发送软压板、且相关运行装置未设置接收软压板来实现安全隔离的光纤回路，可采取断开光纤的安全措施方案，但不得影响其他装置的正常运行;4)断开光纤回路前，应确认其余安全措施已做好，且对应光纤已作好标识，退出的光纤应用相应保护罩套好;5)智能变电站虚回路安全隔离应至少采取双重安全措施，如退出相关运行装置中对应的接收软压板、退出检修装置对应的发送软压板，投入检修装置检修压板，且宜先退出运行设备中的接收软压板，再退出检修设备的发送软压板;6)涉及到带电回路，拉开相关电压回路空开和电机电源空开能一定程度防止危害的发生，但空开的误投退和不确定性仍存在很大安全隐患，必须从源头加以遏制。
4结论
目前多数在运智能变电站中，合并单元及智能终端性能还有待改善，也发生过多起因合并单元、智能终端软硬件缺陷造成的保护误动事件，因此通过改造等方式将在运的有缺陷的设备进行更换势在必行。基于智能变电站二次系统结构特点及智能二次设备功能特征，通过实际的500kV智能变电站不完全停电改造经验，提出了500kV智能站不全停电方式下开展合并单元、智能终端改造的停电方案、调试方案以及安全措施方案，并且停电方案根据停电范围差异化，安全措施方案根据风险点定制化。该方案安全性高、操作性强，对日后500kV智能站不全停电方式下的智能设备改造具有一定的参考价值。
参考文献
[1]郝伟,白瑞,韩启华.常规变电站500kV二次系统智能化改造方案的探讨[J].山西电力,2014,03:5-7.
[2]蓝海涛．智能变电站继电保护二次安全措施规范化的建议［J］.智能电网，2014，2(1):62－66．
论文作者:孟兆帅 赵元瑛 魏占同
论文发表刊物:《电力设备管理》2017年第5期
论文发表时间:2017/7/17
标签：智能论文; 母线论文; 终端论文; 单元论文; 压板论文; 装置论文; 变电站论文; 《电力设备管理》2017年第5期论文;