智能变电站合并单元及智能终端升级改造案例分析

保定供电公司 王文琦 曹 磊

1 引言

根据国调中心《关于河南电网500kV菊城智能变电站差动保护误动情况的通报》，保护误动的主要原因是智能二次组件出现问题，因此国网公司要求对全网系统内智能二次设备进行集中统一测试。

220kV龙泉变电站是保定地区第一座智能化变电站，全站的合并单元（CSN-15B）和智能终端（JFZ-600S）均为北京四方公司第一代产品，未达到国网公司有关技术规范和最新的集中测试标准。根据国网公司、河北省电力公司要求，确定220kV龙泉变电站作为河北南网首座升级改造试点站，制定了全站合并单元和智能终端升级改造方案。

图1 龙泉站“三层两网”结构图

2 龙泉站配置简述

2.1 组网结构

220kV龙泉变电站在逻辑功能上由过程层、间隔层和站控层三层设备组成[1-3]，并应用分层、分布、开放的以太网络实现连接。整个二次系统体系为“三层两网”结构，即由站控层网络实现站控层设备和间隔层设备的连接，由过程层网络实现间隔层设备和过程层设备的连接，如图1所示。

2.2 龙泉站设备结构

220kV龙泉站为220kV开关站（无主变），现有220kV线路7个间隔；220kV母联（分段）3个间隔；220kV母线采用双母单分段结构。

1)每个220k V线路间隔配置了2套合并单元（A、B网，型号均为CSN-15B）、2套智能终端（A、B网，型号均为JFZ-600F）；

2)每个220kV母联（分段）间隔配置了2套合并单元（A、网，型号均为CSN-15B）、2套智能终端（A、B网，型号均为JFZ-600F）；

3)220kV1A母、1B母PT间隔分别配置了3套合并单元（A、B网、计量，型号均为CSN-15B）、1套智能终端（型号为JFZ-600S）；

4)220k V2A母PT间隔只配置1套智能终端（型号为JFZ-600S），相关信号通过智能终端光纤接入过程层交换机；母线电压采集量通过电缆分别接入220kV1A、1BPT合并单元。

2.3 设备升级简述

本工程涉及升级的合并单元共26套（4套扩展箱改为新合并单元加装扩展插件）,智能终端共23套，囊括了220kV所有PT间隔、线路间隔、母联间隔。

计划更换的新合并单元（CSN-15BG）已通过国网公司检测；智能终端更换主GOOSE插件硬件，更新主GOOSE插件、从GOOSE插件、开入插件软件程序，改造过程中合并单元和智能终端的模型文件不变，虚端子不变。

由于合并单元安装尺寸问题【原合并单元由4U1/2变为4U（482.28*177*282mm），体积变大一倍】，需要对智能组件柜内的合并单元更换安装位置并重新接线（主要为交流、开入、开出、光纤跳线）。

3 智能组件升级方案

按照先母线PT间隔后线路(母联)间隔、先B网设备后A网设备的顺序，分别对智能终端、合并单元进行升级改造。同时母线PT间隔智能终端、合并单元改造配合此母线上一条线路间隔智能终端、合并单元改造一块进行，目的是检验母线合并单元升级后对线路合并单元、保护装置的影响。一次设备停电的同时，计划对各线路保护、母线保护等进行周校检查。

3.1 施工方案

1)工作前检查智能组件柜安全措施可靠，与相关运行设备做好隔离措施。重点检查相关智能设备（如220kV母线保护）的相关软压板已退出，已断开与运行设备的联系，并做好记录。

2)改造前将合并单元、智能终端配置文件备份。

3)将原有合并单元（母线PT间隔包括扩展箱）装置拆除，整体更换为通过国网检测的4U标准机箱；母线PT间隔2个扩展箱功能改为在新合并单元机箱内空余位置加装扩展光口插件（设备出厂前完成），原扩展箱所联尾纤改接至新合并单元扩展插件背板（厂家已核实可行）；新装置屏内配线、光纤跳线完善。施工中可将智能组件柜中SF6气体监测装置、避雷器在线监测装置（201、203、242、244、245、246柜各1台SF6气体监测装置占4U位置，243、202、249柜中SF6气体监测装置、避雷器在线监测装置占4U位置）下移至最低端并重新配线，压板及手把位置可适当下移，每面智能组件柜可空出1台4U装置位置供更换装置使用。考虑到柜内空间布局，各间隔均按先B网后A网的顺序升级合并单元和智能终端。

4)智能终端装置更换主GOOSE插件硬件，更新主GOOSE插件、从GOOSE插件、开入插件软件。更换插件和软件升级后，装置与通过国网检测装置软硬件一致。

5)按照二次安全措施票的记录顺序逐一恢复合并单元装置、SF6气体监测装置、避雷器在线监测装置的光纤和电缆二次接线。二次接线工艺要求整齐，接线完成后由工作负责人再次核查接线正确性。

6)改造后将合并单元、智能终端配置文件下装，与改造前文件比对一致。比对无误后，将升级后装置INI、CID文件按间隔、装置名称备份。全站合并单元、智能终端升级完毕，导出全站SCD与升级前备份进行一致性比对，比对无误后，将升级后全站SCD备份。

3.2 合并单元、智能终端功能检验

1)母线合并单元功能验证：①核对版本及校验码；②保存装置的配置文件，与升级前备份进行比对；③从智能组件柜端子排通入交流电压模拟量，检查对应保护、测控、母差、录波、网络分析仪、计量等装置的幅值和相位是否正确；④检查PT刀闸位置等开入量是否正确；⑤检查测控、后台、远动等遥信是否正常；

⑥检查220kV母线电压并列是否正常。

2)线路合并单元功能验证：①核对版本及校验码；②保存装置的配置文件，与升级前备份进行比对[4]；③从智能组件柜端子排通入交流电压、电流模拟量，检查对应保护、测控、母差、录波、网络分析仪、计量等装置采集的幅值和相位是否正确，差流是否正常；④检查对应保护、测控、母差、录波、网络分析仪等装置开入量是否正确；⑤检查测控、后台、远动等遥信是否正常；⑥检查220kV线路电压切换是否正常。

3)母线智能终端功能验证：①核对版本及校验码；②检查PT刀闸位置等开入量是否正确；③检查网络分析仪GOOSE输出是否正常；④检查测控、后台、远动等信号是否正常；⑤检查刀闸遥控是否正常。

4)线路智能终端功能验证：①核对版本及校验码；②检查开关、刀闸位置等开入量是否正确；③检查网络分析仪GOOSE输出是否正常；④检查测控、后台、远动等信号是否正常；⑤检查开关、刀闸遥控是否正常；

5)在PT智能组件柜端子排通入二次交流电压，检查改造后合并单元采集量幅值、相位正确；结合配停线路检查线路合并单元电压、电流角差正确，模数转换正确（线路间隔升级前后分别检查）；在线路智能组件柜端子排通入二次交流电流，检查改造后合并单元采集量幅值、相位正确；检查相关线路保护、母线保护、测控、监控、计量、故障录波、网络分析仪等装置采样正确[5]。

3.3 保护装置、合并单元、智能终端改造后整组试验

1)结合一次设备例行试验对电流互感器一次升流试验：结合201、202、203、242、243、244、245、246、249、250间隔一次停电，对线路、母联间隔的电流互感器一次升流试验，核对合并单元升级后变比、极性是否正确。

2)保护定检：共有22套保护装置进行定期检验工作：201、202、203、242、243、244、245、246、249、250、220kV母线保护I（CSC-150）、220kV母线保护II（BP-2C-D），结合保护定检，分别验证相关合并单元、智能终端虚端子连线是否正确。

3)保护升级：220kV母线保护I（CSC-150）保护升级、改定值、周校；220kV母线保护II（BP-2C-D）保护升级、改定值、周校。

3.4 监控系统调试

结合改造进行远动信号完善工作，与调控班进行四遥传动。

4 升级成果

1)提升人员技术水平：龙泉站合并单元及智能终端升级工程使二次检修人员在现场得到了“练兵” ，为今后的智能设备检修维护打下了坚实基础。

2)规范升级流程：形成一套经现场验证的施工工艺、施工流程、检验重点的施工方案，优化了作业流程。

3)制定智能站风险辨识及管控手册，分别针对线路、母联等间隔的作业风险编制作业指导书，为今后检修提供参考和指导。

4)创新提出智能站A、B套保护、合并单元及智能终端轮停升级方案，用技术手段保证保护装置的向量正确，避免电网安排特殊方式来完成保护装置的向量检查，减轻送电工作量，降低电网风险和运行人员操作风险。

5 结语

智能变电站是目前电网发展的趋势[6]，国网系统内需升级改造的智能站较多，由于各厂家设备研发理念、设备版本更新、不同时期技术规范要求、不同变电站一二次系统结构等客观条件的不同，造成各智能变电站升级改造方案也有差别，这同样需要多方探讨和研究，努力找到适合不同变电站的最优升级方案，从而保证检修工作的顺利实施和电网的安全稳定运行。

[1]潘勇良.智能化变电站的概念及架构[J].自动化信息,2011,2.

[2]王宾,黄磊,曹润彬.智能变电站126kV智能终端设计与测试方案研究[J].电力系统保护与控制,2014(42).

[3]黄未,周家旭,张武洋.智能变电站合并单元现场测试技术研究[J].东北电力技术,2014(35).

[4]李英明,郑拓夫,周水斌.一种智能变电站合并单元关键环节的实现方法[J]. 电力系统自动化,2013,37(11).

[5]窦军.智能变电站继电保护问题研究[J].中国电子商务,2014(11).

[6]王云茂,张春欣.智能变电站二次系统试验技术探讨[J].电力与电工,2010(2).

[7]易永辉,王雷涛,陶永健.智能变电站过程层应用技术研究[J].电力系统保护与控制,2010(21).