330kV变电站智能改造技术研发与应用

2022-02-06国电南瑞科技股份有限公司

电力设备管理 2022年23期

国电南瑞科技股份有限公司李锐

智慧变电站是中国智慧供电系统的关键支持与节点保障，采用《变电所智能化改造技术标准》等系列技术标准，成为智慧变电站安装的科技依据和原则。目前已经逐步形成了智慧站的主要特点：一次系统自动化、全站数据电子化、通信设备电子化、资源共享规范化、网络服务互动化。

1 智能化改造基本问题

变电站的改建不同于规模新站建设项目，因其特殊性(如电气设备运转且没法全停改建、场所空间局限取决于利旧需要、改建设施众多且环环相扣等)，所以项目、改建难易、改建时间均远大于相同规模的新站建设项目。根据项目整改设计，全面梳理项目整改流程并提出整体停电计划，进一步研究整改原则、确定技术方案基本准则、确立二次整改方案、夯实屏位腾挪平台。

1.1 项目改造规划

根据变智能化改建“公用先行”的设计思路，将公用设施分为基础土建工程、直流控制系统、监测设备、变压器监测控制系统等。鉴于对不同供电层次的重要意义并为降低主变压器的循环停电量，提出将整站改造工程分为四个阶段：第一步进行基础土建工程(本案例重点涉及建设一个330kV维护小房和二条电缆主沟)、建立新监测管理系统后台和新直流系统、进行220kV母线测控改建等；第二步分别进行330kV母差、母线测控改建及330kV分串轮停改建；第三阶段进行220kV控制系统二轮断电改装(第一次轮间隔和第一次套新母差改装、第二次轮第二次套新母差割接)；第四阶段进行35kV系统更新和老直流系统及公用设施隔离清除等工作。

四个阶段中，第一期工程和其他各个阶段次序均不可逆。第一期工程是对全部断电改建的主要基础。建设53小房间用来安置第7串、第六串屏柜，其目的是为了腾出51、52小房间部分屏位给新第一串等装置。采用了“屏位腾挪”方法的轮停改建工程设计，大大缩短了电气设备停运时限。如在第7串断电改建时完成第7串电气设备屏柜拆旧工作或新立的第一串电气设备时，在第一串断电前完成了新屏设置、部分接线调整和调试等工作，可大大缩短装置停运时限。但这对修改顺序安排、各子阶段的动态屏位设计工作都提供了严格要求，还需充分考虑停电方式安排的可能性、修改后的屏位布局利于设备管理及运维检修工作的开展等。

1.2 改造技术原则

变电所数字化改造技术主要依据《现代智能变电所工艺技术指导》、《变电所现代化改建技术标准》，并结合变电所实际情况灵活制订，是现代整站改造技术方法理论建立的重要基石。变过程层与站控级自动化改造综合考虑了变化实际状况，重点确定如下基本技术原则。

构建智能一体化监测管理系统，站控层通信应用IEC 61850(DL/T860)标准；继电维护、测控装备是一种网络普通电气设备，常规取样、常规跳闸，电气设备间的互相开启、彼此关闭、控制工作和传递数据通过常规线路连接方法完成；不满足现代化通讯需求的进口老旧监测控制、防护设备将予以整体替换，而近年新上的安全保护器则仅替换为通讯连接器插件；配置支持IEC 61850(DL/T860)规范的故障录波装置。故障录波仪的子站控层独立组网，接入保护信号子站；保护、测控装置对时连接全站的一体化GPS授时控制系统，故障录波仪不再独立设置为GPS对时设备；间隔层的设备未过改造周期，增加设备利用率，采取利旧方法并配备智能终端和合并模块。

1.3 二次改造模式

该变电站智能化改造工程项目二次保护及测控设备改造采用的是室内环境改造方式。改建包括掏屏法(部分研究单元称为差异化改建，外部线路保留，仅替换原设备的方式)和整体屏替换方式。二次改造工程综合考虑了设备的使用情况、屏位可否调换等实际情况，充分运用了多种整屏过渡替换方案进行改造转换。

2 新旧直流系统过渡割接方案

一体化直流控制系统相当于变电站的核心控制系统，是保证供电系统顺利工作的关键子系统。任何装置安全平稳运转，都要求为直流控制系统供给安全、稳定的操作电源。所以，确保在新旧直流系统转变过程(近二年半)的成功割接，是整体改革的重中之重。新一体化直流电源管理系统由直流供电、交换不中断地供电、逆变电源等设备构成，共用蓄电池一组，并使用了以太网的通讯端口，利用IEC 61850规约与变电所站控层设备相连，以完成对供电系统的远程监视管理工作。

变直流控制系统改造中创新性的采取了对老电瓶组移动、与新建老直流控制系统并联、逐一转接设备的实施方案，从而杜绝了对老直流系统设备进行置换或新老控制系统电源设备进行搭配的方法，大大降低了老直流控制系统失电的重大隐患。改造流程分为三个子阶段步骤进行。

第一阶段完成新建直流系统总屏和分屏；第二步将老电瓶组移动、新建电瓶组安装，最后完成对新建直流控制系统的接入及监控系统；第三阶段结合间隔设备停电改造，将老直流设备逐渐由旧直流系统总屏割接至新建直流系统总屏，最后将老直流控制系统退役。该流程风险管控最高的为老电瓶组移动。以直流I段的老蓄电池组转移为例，为克服上述问题，在直流I段母线和直流II段母线之间设置并接通额定电流第63A的临时闸刀，在老蓄电池组转移之间合上临时并列的闸刀，以完成一台老蓄动力电池机组结束运营后的“二充一蓄”的独立电源工作任务。

图1 老蓄电池组移位实施方案

3 新旧监控系统过渡接口方案

变控制管理系统站控层改造的二个方法。方法一是带电改装，建立新站控层系统后，完成“三遥”核实后投资系统运行并退役老控制系统。此方法的弊端就是“三遥”核实时错搭操作端子、错跳操作装置等，其整改时间长达2～3个月，已在新车站控层的局部改装中有效使用；方法二是结合停电间隔依次停电技术改造，新旧监控系统通过联合运行依次割接至新建的监控系统后退役原系统，从而避免了第一种方法的建设风险，更适合于整站技术改造。

这个方法需要克服二个困难：一是管理运维工作人员设备监控问题，如已完成改造设备在新系统监控或未改造设备在旧系统上监控将对管理运行工作造成很大影响，须在新监控系统上实现更完善的站内监控功能；其次是新系统互锁逻辑安全性难题。在改造过程中，已改建的网络系统与尚未改建的网络系统彼此独立，由于内部使用了不同的通讯规约方式故无法进行联系；而在间隔层与站控层之间的闭锁逻辑也多为跨隔离，因而出现了新、旧系统信号不足、重联闭锁逻辑不完全等现象，此时应保证新监测体系的间隔层、站控层闭锁逻辑完整性。

图2 虚拟测控系统设备应用原理图

本次变电站智能化改造采用第二种方案，以避免较大改造风险和减少改装时间。而为突破上述二个难点，北京某工厂成功研制出模拟测控设备。在新监控系统中设置了模拟测控装置，以模仿新控制系统的实物测控设备工作，被模仿的间距为未修改间距。

虚拟测控装置透过网线链接至老站控制层或换换机镜像口，以读取旧远动主机传送的数据资料和104报文。在104报文中分析出所含间隔的部位、闸刀部位等信息，将该信息转换成Goose或mms信息，并发送至新测控装置或新监测后端，以确保新测控、新终端接收到信息。该方案克服了新、旧控制系统的转换问题。

4 低压侧母差保护改造方案

母线差动保护系统改造目前适用的停电方法主要有二类。第一类方法是断电改造，适用于三/二接线方案，改造方法较清晰，断电改造可一次完成。第二类方法是依次停间隔实施，适用于双母线形式方案，如变220kV母差保护改造，经改建完成了母差备用化和撤除原母差；同时完成了220kV隔离和主变二轮断电，并完成了二组全新母差的电力回路连接和启用。

隔离设备首次轮停后，完成了间隙防护改装并完成第一套全新母差保护器以及间隙相关传输电路。同样，为达到将已改装的间隙防护与未改装的常规母差防护配套，增设母差电压临时判定设备。首次轮停完毕后，该变首套新母差保护系统开始运营，老母差保护系统撤出运营。

间隔第二次轮停后，完成了第2套新母差保护及间隔传送电路，并拆掉旧老母差保护传送电路和转换设备。二次轮停完成后，第二套新母差保护器投资工作，对改装后220kV母纫保护器进行了双重化，并撤消屏顶直流及输入大电流的小母纫，使用新直流系统直流馈电分屏及电流并列屏电缆供电。