張展耀，俞伊麗，接曉霞，戴 濤，呂志林，楊 珊

（國(guó)網(wǎng)舟山市供電公司，浙江 舟山 316000）

0 引言

變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)將保護(hù)裝置、測(cè)量?jī)x表、信號(hào)系統(tǒng)、遠(yuǎn)動(dòng)裝置等二次設(shè)備進(jìn)行優(yōu)化組合，并利用先進(jìn)的計(jì)算機(jī)、通信等技術(shù)，實(shí)現(xiàn)對(duì)變電站設(shè)備的全面監(jiān)測(cè)、實(shí)時(shí)控制以及與調(diào)度端通信等功能［1］。隨著變電站從常規(guī)綜合自動(dòng)化、數(shù)字化進(jìn)入智能化新階段，最早一批投入的智能變電站面臨設(shè)備老化、技術(shù)落后、備品備件停產(chǎn)等問(wèn)題，為保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，變電站綜合自動(dòng)化設(shè)備達(dá)到規(guī)定運(yùn)行年限后必須進(jìn)行改造。

與常規(guī)變電站相比，智能變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)改造時(shí)（以下簡(jiǎn)稱(chēng)“綜自改造”）存在新舊變電站配置描述文件（substation configuration description，SCD）共存、公共設(shè)備安全隔離、新舊裝置通信配合等危險(xiǎn)點(diǎn)管控問(wèn)題，如何處理上述問(wèn)題以有效進(jìn)行風(fēng)險(xiǎn)預(yù)控成為當(dāng)下重要研究課題［2-4］。現(xiàn)有文獻(xiàn)著重研究各電壓等級(jí)常規(guī)變電站綜自改造方案的設(shè)計(jì)［5-7］，并對(duì)常規(guī)變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)的智能化改造方案進(jìn)行比較與分析［8］，但智能變電站綜自改造相關(guān)方面的研究較少。

本文以某110 kV 智能變電站綜自改造項(xiàng)目為例，全方位分析如何合理安排停電作業(yè)計(jì)劃以規(guī)避現(xiàn)場(chǎng)工作中的運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。首先，介紹該智能變電站設(shè)備的配置情況、綜自改造工程停電計(jì)劃及主要工作內(nèi)容。然后，提出兩種智能電子設(shè)備配置下裝方案，并對(duì)其優(yōu)缺點(diǎn)進(jìn)行比較分析，以確定最佳方案。最后，分析綜自改造“三階段停電”方案的主要危險(xiǎn)點(diǎn)，并提出具體安全防范措施。

1 變電站基本概況

1.1 一次設(shè)備概述

某110 kV 變電站是一座戶(hù)內(nèi)早期智能變電站，配置2 臺(tái)主變壓器（以下簡(jiǎn)稱(chēng)“主變”），均為自冷有載調(diào)壓雙繞組變壓器，其中1 號(hào)主變低壓?jiǎn)畏种В?號(hào)主變低壓雙分支。該變電站110 kV系統(tǒng)主接線(xiàn)為內(nèi)橋接線(xiàn)，有2 回110 kV 進(jìn)線(xiàn)；10 kV 系統(tǒng)主接線(xiàn)為單母三分段接線(xiàn)，其中10 kV Ⅱ甲母線(xiàn)與Ⅱ乙母線(xiàn)采用硬連接相連。

1.2 二次設(shè)備概述

該變電站110 kV 部分及1號(hào)、2號(hào)主變兩側(cè)智能電子設(shè)備（保護(hù)裝置、合并單元、智能終端、測(cè)控裝置）具體配置情況如圖1所示。

圖1 智能電子設(shè)備配置圖

每臺(tái)主變配置雙套電量保護(hù)、單套非電量保護(hù)以及單套測(cè)控裝置，其中主變非電量保護(hù)集成于主變本體智能終端，主變本體配置雙套合并單元。主變10 kV側(cè)配置雙套合并單元、單套智能終端以及單套測(cè)控裝置。110 kV 山港線(xiàn)未配置保護(hù)裝置，在本次改造中將拆除原110 kV山興線(xiàn)保護(hù)裝置。110 kV山港線(xiàn)、110 kV 山興線(xiàn)及110 kV 橋斷路器均配置雙套合并單元、單套智能終端以及單套測(cè)控裝置。110 kV母線(xiàn)配置雙套合并單元，用于采集110 kVⅠ、Ⅱ段母線(xiàn)電壓。

2 綜自改造主要工作

該變電站綜自改造主要對(duì)其站控層設(shè)備、測(cè)控裝置、10 kV 間隔設(shè)備進(jìn)行改造，但不涉及一次設(shè)備及通信設(shè)備的改造。站內(nèi)主變保護(hù)裝置、合并單元、智能終端均不更換。

綜自改造主要工作包括：更換全站測(cè)控裝置；更換站內(nèi)2 臺(tái)監(jiān)控主機(jī)；更換遠(yuǎn)動(dòng)裝置，含Ⅰ區(qū)數(shù)據(jù)通信網(wǎng)關(guān)機(jī)2 套，Ⅱ區(qū)數(shù)據(jù)通信網(wǎng)關(guān)機(jī)1 套，雙機(jī)雙通道切換裝置2 臺(tái)；更換全部10 kV 就地保護(hù)測(cè)控裝置及安全自動(dòng)裝置；更換全站間隔層、站控層交換機(jī)等；全站智能裝置SCD 重新配置、裝置配置重新下裝。綜自改造流程如圖2所示。

圖2 綜自改造流程

3 智能電子設(shè)備配置下裝方案

因新、舊監(jiān)控系統(tǒng)的生產(chǎn)廠家不同，為防范不可預(yù)知的風(fēng)險(xiǎn)，原則上全站SCD 按整站二次改造模式重新設(shè)計(jì)，且全站智能電子設(shè)備配置需要重新下裝。

考慮到智能電子設(shè)備配置下裝涉及到公共設(shè)備（例如110 kV 備自投裝置、110 kV 內(nèi)橋智能終端、110 kV母線(xiàn)合并單元、110 kV內(nèi)橋合并單元等）的安全隔離問(wèn)題，需要設(shè)計(jì)一套合理的配置下裝方案以規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)。

3.1 方案一

方案一采用變電站半停方式進(jìn)行綜自改造。半停方式是指第一階段進(jìn)行110 kV Ⅰ段母線(xiàn)、山港線(xiàn)、1號(hào)主變及10 kVⅠ段母線(xiàn)的停電改造，第二階段進(jìn)行110 kV Ⅱ段母線(xiàn)、山興線(xiàn)、2 號(hào)主變及10 kVⅡ段母線(xiàn)的停電改造。改造設(shè)備包括合并單元、智能終端、保護(hù)及測(cè)控裝置、監(jiān)控后臺(tái)、遠(yuǎn)動(dòng)裝置。第一階段完成全站SCD 配置，分階段采用“全軟半硬”方式對(duì)相應(yīng)裝置進(jìn)行配置下裝。下面對(duì)半停方式下配置下裝的危險(xiǎn)點(diǎn)進(jìn)行分析。

該變電站110 kV內(nèi)橋智能終端虛端子回路圖如圖3 所示。全站110 kV 內(nèi)橋智能終端單套配置，且與110 kVⅠ、Ⅱ段設(shè)備同時(shí)有虛回路連接（Ⅰ段1 號(hào)主變保護(hù)跳110 kV 橋斷路器、Ⅱ段2 號(hào)主變保護(hù)跳110 kV 橋斷路器）。第一階段停電改造后，由于110 kV 內(nèi)橋智能終端與2 號(hào)主變第一、二套保護(hù)之間的虛回路（虛回路功能為保護(hù)直跳）未完善，故110 kV內(nèi)橋智能終端不具備投運(yùn)條件。

圖3 110 kV內(nèi)橋智能終端虛端子回路圖

110 kV 備自投裝置虛端子回路圖如圖4 所示。110 kV 備自投裝置與Ⅰ、Ⅱ段設(shè)備也同時(shí)有虛回路連接，當(dāng)?shù)谝浑A段停電改造后，110 kV 備自投裝置與110 kV 山興線(xiàn)智能終端及合并單元之間的虛回路（虛回路功能為保護(hù)直采直跳）、110 kV 備自投裝置與2 號(hào)主變第一、二套保護(hù)之間的虛回路（虛回路功能為主變保護(hù)閉鎖備自投）未完善，因此110 kV備自投裝置不具備投運(yùn)條件。

圖4 110 kV備自投裝置虛端子回路圖

110 kVⅠ段母線(xiàn)第一套合并單元和110 kV內(nèi)橋第一套合并單元的虛端子回路圖分別如圖5 和圖6所示。在第一階段末，110 kVⅠ段母線(xiàn)第一套合并單元和110 kV 內(nèi)橋第一套合并單元同時(shí)與1號(hào)、2號(hào)主變的第一套保護(hù)有虛回路連接，所以改造110 kVⅠ段母線(xiàn)第一套合并單元和110 kV內(nèi)橋第一套合并單元時(shí)，要將2號(hào)主變第一套保護(hù)退出。

圖5 110 kVⅠ段母線(xiàn)第一套合并單元虛端子回路圖

圖6 110 kV內(nèi)橋第一套合并單元虛端子回路圖

110 kV Ⅱ段母線(xiàn)第一套合并單元和110 kV 內(nèi)橋第二套合并單元的虛端子回路圖分別如圖7 和圖8所示。在第二階段初，110 kVⅡ段母線(xiàn)第一套合并單元和110 kV 內(nèi)橋第二套合并單元均與1號(hào)、2號(hào)主變的第二套保護(hù)有虛回路連接，所以改造110 kV Ⅱ段母線(xiàn)第一套合并單元和110 kV內(nèi)橋第二套合并單元時(shí)，要將1號(hào)主變第二套保護(hù)退出。

圖7 110kVⅡ段母線(xiàn)第一套合并單元虛端子回路圖

圖8 110 kV內(nèi)橋第二套合并單元虛端子回路圖

改造時(shí)間節(jié)點(diǎn)之所以分別放在第一階段末和第二階段初，是為了減少2號(hào)主變第一套保護(hù)和1號(hào)主變第二套保護(hù)的停運(yùn)時(shí)間。

3.2 方案二

方案二中變電站綜自改造分為3 個(gè)階段：第一階段110 kV 全段、1 號(hào)主變、2 號(hào)主變停電，第二階段1 號(hào)主變及10 kVⅠ段停電，第三階段2 號(hào)主變及10 kVⅡ段停電。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)勘查情況，綜自改造工程具體施工計(jì)劃如下。

1）準(zhǔn)備階段（不停電）。在主控室進(jìn)行新增屏柜的基礎(chǔ)施工，新增110 kV母線(xiàn)設(shè)備及公用測(cè)控屏、數(shù)據(jù)通信網(wǎng)關(guān)屏（遠(yuǎn)動(dòng)屏），新增二次電纜、光纜、網(wǎng)線(xiàn)（不接入），進(jìn)行后臺(tái)重新配置，完成停電拆屏前的準(zhǔn)備工作。

2）第一階段。將1 號(hào)主變、2 號(hào)主變、110 kV 全段停電。進(jìn)行1號(hào)主變及2號(hào)主變本體改造，在主控室完善1 號(hào)主變測(cè)控屏、2 號(hào)主變測(cè)控屏、新110 kV母線(xiàn)設(shè)備及公用測(cè)控屏，完善新數(shù)據(jù)通信網(wǎng)關(guān)屏（除10 kV 外），進(jìn)行監(jiān)控主機(jī)屏改造，更換3 臺(tái)舊交換機(jī)，在110 kV 就地柜內(nèi)更換110 kV 線(xiàn)路測(cè)控裝置和110 kV 內(nèi)橋測(cè)控裝置，更換110 kVⅠ段母線(xiàn)設(shè)備測(cè)控裝置及第一套母線(xiàn)合并單元。

3）第二階段。將10 kVⅠ段停電，1號(hào)主變陪停。在10 kVⅠ段母線(xiàn)電壓互感器避雷器柜內(nèi)新增1 套Ⅰ、Ⅱ段母線(xiàn)設(shè)備測(cè)控裝置，二次線(xiàn)只接入Ⅰ段設(shè)備相關(guān)回路，Ⅱ段的線(xiàn)敷設(shè)至Ⅱ段開(kāi)關(guān)柜，舊的10 kVⅠ、Ⅱ段母線(xiàn)設(shè)備測(cè)控裝置保持運(yùn)行，不能停電，進(jìn)行10 kVⅠ段線(xiàn)路保護(hù)測(cè)控裝置改造、1號(hào)主變低壓側(cè)改造，完善新110 kV母線(xiàn)設(shè)備及公用測(cè)控屏10 kVⅠ段部分，完善新數(shù)據(jù)通信網(wǎng)關(guān)屏10 kVⅠ段部分，更換預(yù)留間隔10 kV Ⅱ、Ⅲ段母線(xiàn)分段斷路器隔離開(kāi)關(guān)柜內(nèi)的間隔層交換機(jī)。完善1 號(hào)主變低后備保護(hù)跳10 kV Ⅰ、Ⅱ段母線(xiàn)分段斷路器回路，需注意此時(shí)10 kVⅠ、Ⅱ段母線(xiàn)分段斷路器不能合閘。

4）第三階段。將10 kVⅡ段停電，2號(hào)主變陪停。完善新增的Ⅰ、Ⅱ段母線(xiàn)設(shè)備測(cè)控裝置Ⅱ段部分，進(jìn)行10 kVⅡ段線(xiàn)路保護(hù)測(cè)控裝置改造、2號(hào)主變低壓側(cè)改造，完善2號(hào)主變低后備保護(hù)跳10 kVⅠ、Ⅱ段母線(xiàn)分段斷路器回路，拆除舊遠(yuǎn)動(dòng)屏后將新遠(yuǎn)動(dòng)屏遷移，移動(dòng)當(dāng)天申請(qǐng)遠(yuǎn)動(dòng)權(quán)限下放一天。全部改造完畢后，主控室舊屏拆除退役，舊電纜拆除、抽出。待工作結(jié)束，恢復(fù)送電。

綜上所述，方案二中的第一階段相當(dāng)于110 kV及主變部分全停，可在此階段完成全站智能設(shè)備配置的重新下裝工作，其風(fēng)險(xiǎn)與方案一相比大大降低。因此，在本次綜自改造中智能電子設(shè)備配置下裝采用方案二。

4 綜自改造危險(xiǎn)點(diǎn)分析

4.1 改造第一階段危險(xiǎn)點(diǎn)分析

改造第一階段危險(xiǎn)點(diǎn)分析如下。

1）在第一階段，110 kV 全段、1 號(hào)主變及2 號(hào)主變均停電，而10 kVⅠ、Ⅱ段各自選取一條10 kV 饋線(xiàn)進(jìn)行負(fù)荷轉(zhuǎn)供。10 kVⅠ、Ⅱ段母線(xiàn)分段斷路器處于熱備用狀態(tài)，10 kVⅠ、Ⅱ段母線(xiàn)帶電。此階段應(yīng)做好1 號(hào)主變及2 號(hào)主變低后備保護(hù)動(dòng)作跳10 kVⅠ、Ⅱ段母線(xiàn)分段斷路器的安全措施。

2）由于10 kV各保護(hù)測(cè)控裝置均還未改造，所以10 kVⅠ、Ⅱ段備自投裝置跳1 號(hào)主變、2 號(hào)主變10 kV 側(cè)斷路器回路在第一階段不得接入，應(yīng)分別在第二、第三階段再進(jìn)行完善。同理，1 號(hào)主變及2 號(hào)主變保護(hù)跳10 kVⅠ、Ⅱ段母線(xiàn)分段斷路器回路、1號(hào)主變及2 號(hào)主變保護(hù)閉鎖10 kVⅠ、Ⅱ段備自投回路在第一階段也暫不接入，分別在第二階段完善Ⅰ段部分，在第三階段完善Ⅱ段部分。

本階段綜自改造完成后，110 kV 各間隔、1 號(hào)主變本體、2 號(hào)主變本體、主變低壓側(cè)監(jiān)控業(yè)務(wù)在新后臺(tái)上運(yùn)行，10 kV 部分監(jiān)控業(yè)務(wù)運(yùn)行在舊后臺(tái)，新舊遠(yuǎn)動(dòng)裝置同時(shí)運(yùn)行。

4.2 改造第二階段危險(xiǎn)點(diǎn)分析

在改造第二階段，將10 kVⅠ段及1 號(hào)主變停電。10 kVⅠ段母線(xiàn)設(shè)備測(cè)控裝置與10 kVⅡ甲、Ⅱ乙段母線(xiàn)設(shè)備測(cè)控裝置均位于10 kV Ⅱ甲母線(xiàn)電壓互感器避雷器柜內(nèi)。該柜在第二階段屬于運(yùn)行間隔，考慮到10 kV 采用半輪停方式，需要在第二階段10 kVⅠ段停電期間在10 kVⅠ段母線(xiàn)電壓互感器避雷器柜內(nèi)新增1 套母線(xiàn)設(shè)備測(cè)控裝置，10 kVⅠ段停電時(shí)只接入Ⅰ段電壓。在第三階段10 kVⅡ段停電期間，在原10 kVⅡ甲母線(xiàn)電壓互感器避雷器柜內(nèi)更換新的母線(xiàn)設(shè)備測(cè)控裝置并接入Ⅱ甲、Ⅱ乙段母線(xiàn)電壓。

改造第二階段危險(xiǎn)點(diǎn)分析如下。

1）10 kV 電壓并列裝置。10 kV 電壓并列裝置位于10 kVⅠ段母線(xiàn)電壓互感器避雷器柜內(nèi)，對(duì)10 kVⅠ段進(jìn)行拆除更換前，應(yīng)做好防護(hù)措施，防止10 kVⅡ段母線(xiàn)的計(jì)量、保護(hù)裝置失壓。電壓并列裝置試驗(yàn)正確后，接入10 kVⅠ段電壓，10 kVⅡ段電壓暫不接入，待10 kVⅡ段改造后再接入。改造時(shí)要防止二次母線(xiàn)失壓、電壓回路短路、反向送電等情況發(fā)生。第二階段改造結(jié)束時(shí)10 kV電壓并列裝置不具備投運(yùn)條件。

2）10 kV 備自投裝置。10 kV 備自投裝置位于10 kVⅡ段母線(xiàn)隔離開(kāi)關(guān)柜內(nèi)，在第二階段10 kVⅠ段母線(xiàn)停電改造期間，需將10 kV備自投裝置的Ⅱ段電壓回路隔離、在2 號(hào)主變10 kVⅡ甲開(kāi)關(guān)柜內(nèi)將串接的10 kV 備自投裝置電流回路短接、10 kV 備自投裝置跳2 號(hào)主變10 kVⅡ甲斷路器回路拆除。第二階段改造完成后，10 kV 備自投裝置只完成Ⅰ段部分相關(guān)回路的完善，故不具備投運(yùn)條件，待Ⅱ段停電期間備自投回路完善后方可投運(yùn)。在第二階段停電期間，完成10 kVⅠ、Ⅱ段母線(xiàn)分段斷路器保護(hù)測(cè)控裝置的更換及Ⅰ段部分回路的完善，在該階段2 號(hào)主變保護(hù)跳10 kVⅠ、Ⅱ段母線(xiàn)分段斷路器回路并未接入，待第三階段2 號(hào)主變保護(hù)低壓側(cè)改造時(shí)再進(jìn)行回路完善并做傳動(dòng)試驗(yàn)。

3）遠(yuǎn)動(dòng)通道及后臺(tái)。變電站原有模擬通道1路、網(wǎng)絡(luò)通道2 路，改造時(shí)申請(qǐng)新的網(wǎng)絡(luò)通道1 路和模擬通道1 路。將新的網(wǎng)絡(luò)通道和模擬通道接入新遠(yuǎn)動(dòng)裝置。在改造的第一階段，新遠(yuǎn)動(dòng)裝置、110 kV全段及2 臺(tái)主變停電，無(wú)誤分運(yùn)行設(shè)備的風(fēng)險(xiǎn)。在第二階段停電改造期間，對(duì)監(jiān)控系統(tǒng)后臺(tái)進(jìn)行改造，采用“運(yùn)行后臺(tái)”及“工程后臺(tái)”兩個(gè)獨(dú)立系統(tǒng)，“運(yùn)行后臺(tái)”控制運(yùn)行設(shè)備，“工程后臺(tái)”通過(guò)臨時(shí)交換機(jī)只連接改造設(shè)備，嚴(yán)禁改動(dòng)第一階段數(shù)據(jù)庫(kù)，對(duì)點(diǎn)工作完成后，將數(shù)據(jù)庫(kù)倒至“運(yùn)行后臺(tái)”，拆除臨時(shí)交換機(jī)，“運(yùn)行后臺(tái)”及“工程后臺(tái)”應(yīng)有明顯標(biāo)識(shí)并放置在不同區(qū)域。

4）1 號(hào)主變后備保護(hù)傳動(dòng)10 kVⅠ、Ⅱ段母線(xiàn)分段斷路器時(shí)，應(yīng)做好防止誤傳動(dòng)進(jìn)線(xiàn)斷路器及110 kV橋斷路器的安全措施。

4.3 改造第三階段危險(xiǎn)點(diǎn)分析

在改造第三階段，將10 kVⅡ段及2 號(hào)主變停電，完成10 kV電壓并列裝置Ⅱ段電壓的接入。第三階段改造結(jié)束進(jìn)行啟動(dòng)試驗(yàn)時(shí)，應(yīng)進(jìn)行電壓回路核相及并列試驗(yàn)。

改造第三階段危險(xiǎn)點(diǎn)分析如下。

1）完善10 kV備自投裝置Ⅱ段部分的回路，包括10 kVⅠ、Ⅱ段電壓和電流接入，10 kV 備自投裝置跳2號(hào)主變10 kV 側(cè)斷路器回路以及2號(hào)主變保護(hù)動(dòng)作閉鎖10 kV 備自投裝置回路。注意做好隔離措施，防止10 kV 備自投裝置誤跳1 號(hào)主變10 kV 側(cè)斷路器。10 kV 備自投裝置所接入的110 kVⅠ段母線(xiàn)電壓端子和110 kV 山港線(xiàn)電流端子用紅膠布覆蓋，防止電壓回路短路、電流回路開(kāi)路。

2）完善2 號(hào)主變跳10 kVⅠ、Ⅱ段母線(xiàn)分段斷路器回路，對(duì)該回路進(jìn)行傳動(dòng)試驗(yàn)時(shí)，應(yīng)做好隔離措施，防止誤傳動(dòng)進(jìn)線(xiàn)斷路器及110 kV橋斷路器。

3）新舊后臺(tái)、遠(yuǎn)動(dòng)裝置同時(shí)運(yùn)行，在新后臺(tái)、新運(yùn)動(dòng)裝置上工作，要做好防止誤操作、誤改數(shù)據(jù)庫(kù)的防范措施，后臺(tái)數(shù)據(jù)應(yīng)調(diào)試核對(duì)后再錄入新后臺(tái)。

5 結(jié)語(yǔ)

計(jì)算機(jī)和通信技術(shù)的發(fā)展，推動(dòng)了變電站綜合自動(dòng)化技術(shù)水平的提升。由于早期智能變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)的設(shè)備已達(dá)到使用年限，新一輪智能變電站綜自改造已陸續(xù)開(kāi)展。與常規(guī)變電站相比，智能變電站綜自改造面臨著一些新問(wèn)題?？紤]到智能變電站綜自改造相關(guān)的典型案例甚少，本文以某110 kV 智能變電站綜自改造為例，提出了“三階段停電”改造方案，并對(duì)智能電子設(shè)備配置下裝方案以及改造各階段的危險(xiǎn)點(diǎn)進(jìn)行了詳細(xì)分析。

下一步將對(duì)220 kV智能變電站綜自改造方案進(jìn)行研究。由于220 kV智能變電站存在智能電子設(shè)備多、停電范圍有限、交叉公共設(shè)備改造危險(xiǎn)度高等新問(wèn)題，如何處理上述問(wèn)題并落實(shí)安全措施以有效進(jìn)行安全風(fēng)險(xiǎn)管控顯得非常重要，這也是下一步研究的重點(diǎn)。