110 kV智能变电站综合自动化系统改造方案设计与研究

张展耀，俞伊丽，接晓霞，戴 涛，吕志林，杨 珊

（国网舟山市供电公司，浙江 舟山 316000）

0 引言

变电站综合自动化系统将保护装置、测量仪表、信号系统、远动装置等二次设备进行优化组合，并利用先进的计算机、通信等技术，实现对变电站设备的全面监测、实时控制以及与调度端通信等功能［1］。随着变电站从常规综合自动化、数字化进入智能化新阶段，最早一批投入的智能变电站面临设备老化、技术落后、备品备件停产等问题，为保证电力系统安全稳定运行，变电站综合自动化设备达到规定运行年限后必须进行改造。

与常规变电站相比，智能变电站综合自动化系统改造时（以下简称“综自改造”）存在新旧变电站配置描述文件（substation configuration description，SCD）共存、公共设备安全隔离、新旧装置通信配合等危险点管控问题，如何处理上述问题以有效进行风险预控成为当下重要研究课题［2-4］。现有文献着重研究各电压等级常规变电站综自改造方案的设计［5-7］，并对常规变电站综合自动化系统的智能化改造方案进行比较与分析［8］，但智能变电站综自改造相关方面的研究较少。

本文以某110 kV 智能变电站综自改造项目为例，全方位分析如何合理安排停电作业计划以规避现场工作中的运行风险。首先，介绍该智能变电站设备的配置情况、综自改造工程停电计划及主要工作内容。然后，提出两种智能电子设备配置下装方案，并对其优缺点进行比较分析，以确定最佳方案。最后，分析综自改造“三阶段停电”方案的主要危险点，并提出具体安全防范措施。

1 变电站基本概况

1.1 一次设备概述

某110 kV 变电站是一座户内早期智能变电站，配置2 台主变压器（以下简称“主变”），均为自冷有载调压双绕组变压器，其中1 号主变低压单分支，2号主变低压双分支。该变电站110 kV系统主接线为内桥接线，有2 回110 kV 进线；10 kV 系统主接线为单母三分段接线，其中10 kV Ⅱ甲母线与Ⅱ乙母线采用硬连接相连。

1.2 二次设备概述

该变电站110 kV 部分及1号、2号主变两侧智能电子设备（保护装置、合并单元、智能终端、测控装置）具体配置情况如图1所示。

图1 智能电子设备配置图

每台主变配置双套电量保护、单套非电量保护以及单套测控装置，其中主变非电量保护集成于主变本体智能终端，主变本体配置双套合并单元。主变10 kV侧配置双套合并单元、单套智能终端以及单套测控装置。110 kV 山港线未配置保护装置，在本次改造中将拆除原110 kV山兴线保护装置。110 kV山港线、110 kV 山兴线及110 kV 桥断路器均配置双套合并单元、单套智能终端以及单套测控装置。110 kV母线配置双套合并单元，用于采集110 kVⅠ、Ⅱ段母线电压。

2 综自改造主要工作

该变电站综自改造主要对其站控层设备、测控装置、10 kV 间隔设备进行改造，但不涉及一次设备及通信设备的改造。站内主变保护装置、合并单元、智能终端均不更换。

综自改造主要工作包括：更换全站测控装置；更换站内2 台监控主机；更换远动装置，含Ⅰ区数据通信网关机2 套，Ⅱ区数据通信网关机1 套，双机双通道切换装置2 台；更换全部10 kV 就地保护测控装置及安全自动装置；更换全站间隔层、站控层交换机等；全站智能装置SCD 重新配置、装置配置重新下装。综自改造流程如图2所示。

图2 综自改造流程

3 智能电子设备配置下装方案

因新、旧监控系统的生产厂家不同，为防范不可预知的风险，原则上全站SCD 按整站二次改造模式重新设计，且全站智能电子设备配置需要重新下装。

考虑到智能电子设备配置下装涉及到公共设备（例如110 kV 备自投装置、110 kV 内桥智能终端、110 kV母线合并单元、110 kV内桥合并单元等）的安全隔离问题，需要设计一套合理的配置下装方案以规避风险。

3.1 方案一

方案一采用变电站半停方式进行综自改造。半停方式是指第一阶段进行110 kV Ⅰ段母线、山港线、1号主变及10 kVⅠ段母线的停电改造，第二阶段进行110 kV Ⅱ段母线、山兴线、2 号主变及10 kVⅡ段母线的停电改造。改造设备包括合并单元、智能终端、保护及测控装置、监控后台、远动装置。第一阶段完成全站SCD 配置，分阶段采用“全软半硬”方式对相应装置进行配置下装。下面对半停方式下配置下装的危险点进行分析。

该变电站110 kV内桥智能终端虚端子回路图如图3 所示。全站110 kV 内桥智能终端单套配置，且与110 kVⅠ、Ⅱ段设备同时有虚回路连接（Ⅰ段1 号主变保护跳110 kV 桥断路器、Ⅱ段2 号主变保护跳110 kV 桥断路器）。第一阶段停电改造后，由于110 kV 内桥智能终端与2 号主变第一、二套保护之间的虚回路（虚回路功能为保护直跳）未完善，故110 kV内桥智能终端不具备投运条件。

图3 110 kV内桥智能终端虚端子回路图

110 kV 备自投装置虚端子回路图如图4 所示。110 kV 备自投装置与Ⅰ、Ⅱ段设备也同时有虚回路连接，当第一阶段停电改造后，110 kV 备自投装置与110 kV 山兴线智能终端及合并单元之间的虚回路（虚回路功能为保护直采直跳）、110 kV 备自投装置与2 号主变第一、二套保护之间的虚回路（虚回路功能为主变保护闭锁备自投）未完善，因此110 kV备自投装置不具备投运条件。

图4 110 kV备自投装置虚端子回路图

110 kVⅠ段母线第一套合并单元和110 kV内桥第一套合并单元的虚端子回路图分别如图5 和图6所示。在第一阶段末，110 kVⅠ段母线第一套合并单元和110 kV 内桥第一套合并单元同时与1号、2号主变的第一套保护有虚回路连接，所以改造110 kVⅠ段母线第一套合并单元和110 kV内桥第一套合并单元时，要将2号主变第一套保护退出。

图5 110 kVⅠ段母线第一套合并单元虚端子回路图

图6 110 kV内桥第一套合并单元虚端子回路图

110 kV Ⅱ段母线第一套合并单元和110 kV 内桥第二套合并单元的虚端子回路图分别如图7 和图8所示。在第二阶段初，110 kVⅡ段母线第一套合并单元和110 kV 内桥第二套合并单元均与1号、2号主变的第二套保护有虚回路连接，所以改造110 kV Ⅱ段母线第一套合并单元和110 kV内桥第二套合并单元时，要将1号主变第二套保护退出。

图7 110kVⅡ段母线第一套合并单元虚端子回路图

图8 110 kV内桥第二套合并单元虚端子回路图

改造时间节点之所以分别放在第一阶段末和第二阶段初，是为了减少2号主变第一套保护和1号主变第二套保护的停运时间。

3.2 方案二

方案二中变电站综自改造分为3 个阶段：第一阶段110 kV 全段、1 号主变、2 号主变停电，第二阶段1 号主变及10 kVⅠ段停电，第三阶段2 号主变及10 kVⅡ段停电。根据现场勘查情况，综自改造工程具体施工计划如下。

1）准备阶段（不停电）。在主控室进行新增屏柜的基础施工，新增110 kV母线设备及公用测控屏、数据通信网关屏（远动屏），新增二次电缆、光缆、网线（不接入），进行后台重新配置，完成停电拆屏前的准备工作。

2）第一阶段。将1 号主变、2 号主变、110 kV 全段停电。进行1号主变及2号主变本体改造，在主控室完善1 号主变测控屏、2 号主变测控屏、新110 kV母线设备及公用测控屏，完善新数据通信网关屏（除10 kV 外），进行监控主机屏改造，更换3 台旧交换机，在110 kV 就地柜内更换110 kV 线路测控装置和110 kV 内桥测控装置，更换110 kVⅠ段母线设备测控装置及第一套母线合并单元。

3）第二阶段。将10 kVⅠ段停电，1号主变陪停。在10 kVⅠ段母线电压互感器避雷器柜内新增1 套Ⅰ、Ⅱ段母线设备测控装置，二次线只接入Ⅰ段设备相关回路，Ⅱ段的线敷设至Ⅱ段开关柜，旧的10 kVⅠ、Ⅱ段母线设备测控装置保持运行，不能停电，进行10 kVⅠ段线路保护测控装置改造、1号主变低压侧改造，完善新110 kV母线设备及公用测控屏10 kVⅠ段部分，完善新数据通信网关屏10 kVⅠ段部分，更换预留间隔10 kV Ⅱ、Ⅲ段母线分段断路器隔离开关柜内的间隔层交换机。完善1 号主变低后备保护跳10 kV Ⅰ、Ⅱ段母线分段断路器回路，需注意此时10 kVⅠ、Ⅱ段母线分段断路器不能合闸。

4）第三阶段。将10 kVⅡ段停电，2号主变陪停。完善新增的Ⅰ、Ⅱ段母线设备测控装置Ⅱ段部分，进行10 kVⅡ段线路保护测控装置改造、2号主变低压侧改造，完善2号主变低后备保护跳10 kVⅠ、Ⅱ段母线分段断路器回路，拆除旧远动屏后将新远动屏迁移，移动当天申请远动权限下放一天。全部改造完毕后，主控室旧屏拆除退役，旧电缆拆除、抽出。待工作结束，恢复送电。

综上所述，方案二中的第一阶段相当于110 kV及主变部分全停，可在此阶段完成全站智能设备配置的重新下装工作，其风险与方案一相比大大降低。因此，在本次综自改造中智能电子设备配置下装采用方案二。

4 综自改造危险点分析

4.1 改造第一阶段危险点分析

改造第一阶段危险点分析如下。

1）在第一阶段，110 kV 全段、1 号主变及2 号主变均停电，而10 kVⅠ、Ⅱ段各自选取一条10 kV 馈线进行负荷转供。10 kVⅠ、Ⅱ段母线分段断路器处于热备用状态，10 kVⅠ、Ⅱ段母线带电。此阶段应做好1 号主变及2 号主变低后备保护动作跳10 kVⅠ、Ⅱ段母线分段断路器的安全措施。

2）由于10 kV各保护测控装置均还未改造，所以10 kVⅠ、Ⅱ段备自投装置跳1 号主变、2 号主变10 kV 侧断路器回路在第一阶段不得接入，应分别在第二、第三阶段再进行完善。同理，1 号主变及2 号主变保护跳10 kVⅠ、Ⅱ段母线分段断路器回路、1号主变及2 号主变保护闭锁10 kVⅠ、Ⅱ段备自投回路在第一阶段也暂不接入，分别在第二阶段完善Ⅰ段部分，在第三阶段完善Ⅱ段部分。

本阶段综自改造完成后，110 kV 各间隔、1 号主变本体、2 号主变本体、主变低压侧监控业务在新后台上运行，10 kV 部分监控业务运行在旧后台，新旧远动装置同时运行。

4.2 改造第二阶段危险点分析

在改造第二阶段，将10 kVⅠ段及1 号主变停电。10 kVⅠ段母线设备测控装置与10 kVⅡ甲、Ⅱ乙段母线设备测控装置均位于10 kV Ⅱ甲母线电压互感器避雷器柜内。该柜在第二阶段属于运行间隔，考虑到10 kV 采用半轮停方式，需要在第二阶段10 kVⅠ段停电期间在10 kVⅠ段母线电压互感器避雷器柜内新增1 套母线设备测控装置，10 kVⅠ段停电时只接入Ⅰ段电压。在第三阶段10 kVⅡ段停电期间，在原10 kVⅡ甲母线电压互感器避雷器柜内更换新的母线设备测控装置并接入Ⅱ甲、Ⅱ乙段母线电压。

改造第二阶段危险点分析如下。

1）10 kV 电压并列装置。10 kV 电压并列装置位于10 kVⅠ段母线电压互感器避雷器柜内，对10 kVⅠ段进行拆除更换前，应做好防护措施，防止10 kVⅡ段母线的计量、保护装置失压。电压并列装置试验正确后，接入10 kVⅠ段电压，10 kVⅡ段电压暂不接入，待10 kVⅡ段改造后再接入。改造时要防止二次母线失压、电压回路短路、反向送电等情况发生。第二阶段改造结束时10 kV电压并列装置不具备投运条件。

2）10 kV 备自投装置。10 kV 备自投装置位于10 kVⅡ段母线隔离开关柜内，在第二阶段10 kVⅠ段母线停电改造期间，需将10 kV备自投装置的Ⅱ段电压回路隔离、在2 号主变10 kVⅡ甲开关柜内将串接的10 kV 备自投装置电流回路短接、10 kV 备自投装置跳2 号主变10 kVⅡ甲断路器回路拆除。第二阶段改造完成后，10 kV 备自投装置只完成Ⅰ段部分相关回路的完善，故不具备投运条件，待Ⅱ段停电期间备自投回路完善后方可投运。在第二阶段停电期间，完成10 kVⅠ、Ⅱ段母线分段断路器保护测控装置的更换及Ⅰ段部分回路的完善，在该阶段2 号主变保护跳10 kVⅠ、Ⅱ段母线分段断路器回路并未接入，待第三阶段2 号主变保护低压侧改造时再进行回路完善并做传动试验。

3）远动通道及后台。变电站原有模拟通道1路、网络通道2 路，改造时申请新的网络通道1 路和模拟通道1 路。将新的网络通道和模拟通道接入新远动装置。在改造的第一阶段，新远动装置、110 kV全段及2 台主变停电，无误分运行设备的风险。在第二阶段停电改造期间，对监控系统后台进行改造，采用“运行后台”及“工程后台”两个独立系统，“运行后台”控制运行设备，“工程后台”通过临时交换机只连接改造设备，严禁改动第一阶段数据库，对点工作完成后，将数据库倒至“运行后台”，拆除临时交换机，“运行后台”及“工程后台”应有明显标识并放置在不同区域。

4）1 号主变后备保护传动10 kVⅠ、Ⅱ段母线分段断路器时，应做好防止误传动进线断路器及110 kV桥断路器的安全措施。

4.3 改造第三阶段危险点分析

在改造第三阶段，将10 kVⅡ段及2 号主变停电，完成10 kV电压并列装置Ⅱ段电压的接入。第三阶段改造结束进行启动试验时，应进行电压回路核相及并列试验。

改造第三阶段危险点分析如下。

1）完善10 kV备自投装置Ⅱ段部分的回路，包括10 kVⅠ、Ⅱ段电压和电流接入，10 kV 备自投装置跳2号主变10 kV 侧断路器回路以及2号主变保护动作闭锁10 kV 备自投装置回路。注意做好隔离措施，防止10 kV 备自投装置误跳1 号主变10 kV 侧断路器。10 kV 备自投装置所接入的110 kVⅠ段母线电压端子和110 kV 山港线电流端子用红胶布覆盖，防止电压回路短路、电流回路开路。

2）完善2 号主变跳10 kVⅠ、Ⅱ段母线分段断路器回路，对该回路进行传动试验时，应做好隔离措施，防止误传动进线断路器及110 kV桥断路器。

3）新旧后台、远动装置同时运行，在新后台、新运动装置上工作，要做好防止误操作、误改数据库的防范措施，后台数据应调试核对后再录入新后台。

5 结语

计算机和通信技术的发展，推动了变电站综合自动化技术水平的提升。由于早期智能变电站综合自动化系统的设备已达到使用年限，新一轮智能变电站综自改造已陆续开展。与常规变电站相比，智能变电站综自改造面临着一些新问题。考虑到智能变电站综自改造相关的典型案例甚少，本文以某110 kV 智能变电站综自改造为例，提出了“三阶段停电”改造方案，并对智能电子设备配置下装方案以及改造各阶段的危险点进行了详细分析。

下一步将对220 kV智能变电站综自改造方案进行研究。由于220 kV智能变电站存在智能电子设备多、停电范围有限、交叉公共设备改造危险度高等新问题，如何处理上述问题并落实安全措施以有效进行安全风险管控显得非常重要，这也是下一步研究的重点。