黃文彪

（廣東電網(wǎng)公司 汕尾供電局，廣東 汕尾 516600）

0 引 言

變電站是電力系統(tǒng)的核心構(gòu)成，起著電網(wǎng)發(fā)電、輸電、配電、變電、用電及調(diào)度6大維度的調(diào)配統(tǒng)控作用。隨著集中監(jiān)控和微機保護(hù)的全面使用，一些早期投入使用的自動化變電站的監(jiān)控系統(tǒng)、保護(hù)系統(tǒng)、故障信息系統(tǒng)以及錄波系統(tǒng)等已經(jīng)達(dá)到了更換年限，其功能也無法滿足新的自動化管理要求。變電站的綜合自動化改造是未來電網(wǎng)公司快速提升電網(wǎng)自動化水平，提高電網(wǎng)事故快速處理能力和電網(wǎng)運營能力的重要手段，關(guān)于變電站綜合自化改造的探討具有一定的現(xiàn)實意義[1-3]。

1 變電站綜合自動化改造概述

我國部分自動化變電站建設(shè)時間早，系統(tǒng)聯(lián)動性較差，存在各種數(shù)據(jù)分離、運行監(jiān)控不全面、設(shè)備運行基礎(chǔ)數(shù)據(jù)捕獲利用能力弱以及與運維人員的交互不夠友好等問題。隨著智能技術(shù)和大數(shù)據(jù)技術(shù)的發(fā)展，變電站運行也朝著智能化和集約化的方向發(fā)展。例如調(diào)度自動化、智能遠(yuǎn)動機以及智能錄波器等的應(yīng)用，可以實現(xiàn)數(shù)據(jù)的即時采集與智能分析，進(jìn)而輔助故障判斷、風(fēng)險預(yù)測及遠(yuǎn)程操控，實現(xiàn)事故第一時間的預(yù)判與處理[4]。

綜合自動化改造是一項非常復(fù)雜的工程，主要是新舊設(shè)備的替換，也可能涉及到大量的設(shè)備倒閘操作、一次設(shè)備改造以及二次專業(yè)技術(shù)改造等。開展綜合自動化改造工作時必須對設(shè)備停電時間和安全風(fēng)險控制措施進(jìn)行詳細(xì)的探討，確保施工過程中不會發(fā)生計劃外的停電或其他事故[5]。

2 茅湖站的設(shè)備現(xiàn)狀

500 kV 茅湖站投運于2006年，現(xiàn)有500 kV 主變3臺，500 kV主接線采用3/2斷路器接線，共7回出線。220 kV主接線為雙母線雙分段接線，共8回出線、兩個分段間隔、兩個母聯(lián)間隔及兩個主變變中間隔。35 kV部分按變壓器單元接線，連接無功補償裝置，不帶地方負(fù)荷。每臺主變單獨設(shè)置35 kV母線，不設(shè)分段斷路器。二次設(shè)備采用下放布置方式，共設(shè)1個主控制室、1個主控樓計算機室、3個500 kV繼電器小室、1個220kV 繼電器小室以及1個35 kV主變小室。保護(hù)裝置、監(jiān)控后臺及測控裝置為南瑞繼保有限公司的產(chǎn)品，全站綜合自動化系統(tǒng)采用103規(guī)約，使用分布式的故障測距裝置和故障錄波裝置。

2.1 改造原則

根據(jù)廣東電網(wǎng)公司生產(chǎn)技術(shù)部對500 kV茅湖變電站綜合自動化改造工程的施設(shè)批復(fù)，結(jié)合變電站改造的相關(guān)規(guī)范進(jìn)行改造。改造中堅持精準(zhǔn)、規(guī)范以及合理等原則，多維度探討改造方案的可適應(yīng)性與可實施性，在總結(jié)變電站綜合自動化改造相關(guān)經(jīng)驗的基礎(chǔ)上制定茅湖變電站綜合自動化改造的最佳方案，以實現(xiàn)少人值班或無人值班的改造目標(biāo)，堅持全站保護(hù)信息智能化和故障信息采集統(tǒng)一化的原則，提高全站的運維效率，保護(hù)信息上送的規(guī)范化，確保高質(zhì)量安全改造。

2.2 改造內(nèi)容

此次茅湖變電站綜合自動化改造主要涉及站內(nèi)的保護(hù)屏、測控屏、直流系統(tǒng)、交流配電屏、同步相量測量系統(tǒng)、視頻環(huán)境監(jiān)控系統(tǒng)、二次公用等屏柜以及通信機房內(nèi)的保護(hù)復(fù)接接口屏的改造與更換，同時對場地部分端子箱、斷路器匯控箱內(nèi)元器件以及端子排進(jìn)行更換，增加場地電纜溝二次接地銅排。新上1套變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)，系統(tǒng)采用雙以太網(wǎng)，主機/操作員工作站和智能遠(yuǎn)動機均按雙重化配置，更換500 kV線路保護(hù)、500 kV斷路器保護(hù)屏以及500 kV母差保護(hù)屏。將全站故障錄波屏更換為智能錄波器，更換1套直流系統(tǒng)，更換交流不間斷電源系統(tǒng)，新配置1套500 kV線路故障測距裝置，新上1套視頻及環(huán)境監(jiān)控系統(tǒng)。

3 改造過程

3.1 改造前的準(zhǔn)備工作

由于本工程為改造工程，施工作業(yè)范圍附近基本都是運行設(shè)備，施工安全要求極高，因此開工前必須詳細(xì)勘察茅湖站，了解現(xiàn)場的各種情況和安全注意事項，仔細(xì)審核施工圖紙和現(xiàn)場實際情況，確保施工圖紙與現(xiàn)場設(shè)備一一對應(yīng)。根據(jù)現(xiàn)場實際情況制定停電計劃，并完成停電計劃報批。依據(jù)現(xiàn)場勘察結(jié)果編寫施工方案和拆接線等專項方案，并完成審批。按照停電計劃和施工計劃完成設(shè)備材料的準(zhǔn)備，完成進(jìn)站手續(xù)和開工報審手續(xù)。

3.2 第一階段改造

第一階段改造的重點是土建部分和電氣部分。土建部分的改造包括端子箱基礎(chǔ)開挖及制作、端子箱安裝、動力箱更換以及新直流系統(tǒng)充電屏饋線屏室的改動等。電氣部分的改造主要是變電站的公用設(shè)備改造，包括備用屏位安裝、新智能遠(yuǎn)動機通道調(diào)試、新監(jiān)控后臺系統(tǒng)安裝、后臺數(shù)據(jù)庫制作、新保信子站與省調(diào)、中調(diào)通道調(diào)試、新直流系統(tǒng)充電屏饋線屏安裝以及蓄電池與充電機屏之間電纜的敷設(shè)等。

3.3 第二階段改造

第二階段改造主要是500 kV線路間隔保護(hù)改造，主要進(jìn)行相關(guān)間隔的二次回路措施單核查、線路保護(hù)屏和測控屏的更換、二次電纜或網(wǎng)線等的敷設(shè)和接線、斷路器保護(hù)屏和斷路器端子箱更換、保護(hù)單體調(diào)試及驗收、保護(hù)回路傳動及驗收。

3.4 第三階段改造

因#3主變保護(hù)于2017年投產(chǎn)，未達(dá)到使用年限，本次改造暫不涉及。第三階段主要改造任務(wù)是茅湖變電站#1和#2主變保護(hù)屏更換、主變測控屏更換以及主變故障錄波裝置的更換，同時接入新的系統(tǒng)，配合相關(guān)二次電纜敷設(shè)和接線。改造依次為核查主變的二次回路措施單；更換主變保護(hù)屏、主變測控屏以及主變故障錄波屏；敷設(shè)相關(guān)二次控制電纜、網(wǎng)線及二次接線；調(diào)試驗收新主變保護(hù)屏單體、主變保護(hù)二次回路、主變保護(hù)屏信號與站端監(jiān)控及調(diào)度聯(lián)調(diào)情況；核對保信子站數(shù)據(jù)庫修改情況、主變保護(hù)屏信號與保信主站對接情況以及主變投產(chǎn)前回路接入情況。

3.5 第四階段改造

第四階段改造的重點是500 kV母差和母線接口屏。更換500 kV 1M母差保護(hù)I屏、500 kV 1M母差保護(hù)II屏、500 kV 2M母差保護(hù)I屏以及500 kV 2M母差保護(hù)II屏并接入新一代綜合自動化系統(tǒng)。由于500 kV母差保護(hù)改造涉及的回路較多，因此本次改造專門編制了茅湖站500 kV母差拆接線方案，施工人員在繼保人員的監(jiān)護(hù)下嚴(yán)格按照方案步驟開展工作。

3.6 第五階段改造

第五階段的改造分別為220 kV線路間隔保護(hù)改造和220 kV母差屏改造。更換220 kV線路保護(hù)屏和測控屏，接入新系統(tǒng)，更換線路開關(guān)端子箱，進(jìn)行相關(guān)二次電纜敷設(shè)和接線。安裝220 kV 1M-2M母差保護(hù)I、220 kV 1M-2M母差保護(hù)II、220 kV 5M-6M母差保護(hù)I、220 kV 5M-6M母差保護(hù)II并接入新一代綜合自動化系統(tǒng)，拆除舊屏。由于220 kV母差改造涉及所有線路的刀閘位置回路、跳閘回路、失靈回路以及聯(lián)跳回路等，改造異常復(fù)雜，因此在總施工方案的基礎(chǔ)上專門編制了《220kV母差保護(hù)改造施工方案》，確保整個220 kV母差改造過程中不會出現(xiàn)影響茅湖站運行的事故。

3.7 第六階段改造

第六階段改造的重點是35 kV區(qū)域保護(hù)改造。首先完成35 kV繼保室待更換的新保護(hù)屏安裝及電纜敷設(shè)、接線；其次完成35 kV繼保室交換機屏及對時擴(kuò)展屏的安裝、調(diào)試；再次安裝新的35 kV區(qū)域的公用屏，35 kV母線測控屏，并完成以上設(shè)備的調(diào)試、驗收，為35 kV區(qū)域的改造做好準(zhǔn)備；最后更換35 kV 電容器保護(hù)測控屏、開關(guān)端子箱并接入新綜自系統(tǒng)，拆除舊保護(hù)屏。

4 改造安全風(fēng)險分析及應(yīng)對

4.1 安全風(fēng)險分析

變電站綜合自動化改造是綜合性工程，安全影響因素較多。變電站綜合自動化改造的常見安全影響因素主要有4個方面。第一，改造方案不合理。如果改造方案缺乏針對性，后期的施工部署往往很被動，加大了安全管理難度。特別是方案中沒有充分考慮電纜等臨時條件的因素，會導(dǎo)致改造方案與實際脫節(jié)。第二，施工圖紙存在問題。變電站綜合自動化改造對圖紙的設(shè)計準(zhǔn)度要求極高，如果圖紙出現(xiàn)問題，設(shè)計不理想或者施工者對圖紙解讀有偏差等，都會對改造安全造成威脅。第三，保護(hù)屏改造存在風(fēng)險。變電站綜合自動化改造對于屏位的備用設(shè)計會有暫時性的過渡措施，如臨時跳通等，一定程度上增加了變電站綜合自動化改造的安全風(fēng)險。第四，拆接線作業(yè)引發(fā)的安全風(fēng)險。變電站綜合自動化改造中會涉及大量的二次線拆接工作，作業(yè)人員憑借經(jīng)驗難以應(yīng)對大量拆接作業(yè)存在的風(fēng)險，拆接作業(yè)必須編制針對性的方案。

4.2 安全管控建議

由于變電站綜合自動化改造中存在多種影響安全管理的因素，因此必須多措并舉做好改造安全管控工作。

首先，做好變電站綜自改前期準(zhǔn)備工作。通過前期準(zhǔn)備到位夯實綜合自動化改造的施工基礎(chǔ)，重點做好設(shè)計圖紙的設(shè)計深度管理，審讀施工圖時必須對比分析新舊設(shè)備差異、根據(jù)現(xiàn)場實際需求來完善差異，準(zhǔn)確反映設(shè)備接線位置。此外，做好施工方案的審核，施工方案編寫時必須以實際勘察為依據(jù)，對重要施工環(huán)節(jié)和重要風(fēng)險進(jìn)行細(xì)化分析，針對復(fù)雜環(huán)節(jié)必須編制專項方案。

其次，嚴(yán)格按照工程項目施工規(guī)范進(jìn)行改造。針對直流系統(tǒng)要參考直流系統(tǒng)反事故措施技術(shù)規(guī)范，防止出現(xiàn)直流接地的問題。同時積極做好技術(shù)交底工作，避免誤碰運行設(shè)備和誤拆運行帶電接線造成直流短路或設(shè)備失壓等。針對新設(shè)備的接入，應(yīng)提前完成新設(shè)備單體調(diào)試，按照新接入方案核對好電纜編號并測量電纜芯絕緣度，一切到位后才能接入設(shè)備。針對母差失靈和主變聯(lián)跳等重要回路，應(yīng)根據(jù)現(xiàn)場一次設(shè)備運行方式提前制定防誤動安全措施。

再次，在監(jiān)控系統(tǒng)的更換工作中需要注意新舊系統(tǒng)之間的過渡對變電站造成的影響，做好安全防范措施。例如，做好后臺數(shù)據(jù)庫的備份和更新，防止新老后臺出現(xiàn)數(shù)據(jù)不兼容的問題，造成數(shù)據(jù)丟失。運行人員及時進(jìn)行新后臺使用的技術(shù)交底，以防發(fā)生電網(wǎng)故障時運行人員不熟悉后臺系統(tǒng)導(dǎo)致無法快速處理事故。500 kV茅湖變電站監(jiān)控系統(tǒng)改造中和改造完成后的系統(tǒng)連接圖如圖1和圖2所示。

圖1 茅湖站監(jiān)控系統(tǒng)改造過程中系統(tǒng)連接圖

圖2 茅湖站監(jiān)控系統(tǒng)改造完成后系統(tǒng)連接圖

最后，保護(hù)改造完成后的回路傳動。采用逐一間隔運行方式，保證除開展傳動的間隔設(shè)備外，全站其他間隔斷路器“遠(yuǎn)方/就地”開關(guān)必須打在就地位置，隔離刀閘遙控出口壓板在“斷開”位置，確保不因監(jiān)控后臺數(shù)據(jù)庫配置錯誤或二次接線錯誤引發(fā)設(shè)備誤跳閘。

5 結(jié) 論

變電站綜合自動化改造異常復(fù)雜，具體改造中存在較大的施工難度和較多的安全隱患。因此，做好變電站綜合自動化改造工程，要把控好設(shè)計圖紙的設(shè)計深度，細(xì)致審核改造施工方案與各種專項方案，有效識別和控制風(fēng)險。施工過程中要動態(tài)分析變電站綜自改過程中存在的問題并及時加以解決。驗收階段，必須按照驗收標(biāo)準(zhǔn)及流程開展設(shè)備調(diào)試和驗收，確保二次回路正確，最終實現(xiàn)變電站綜合自動化改造安全可控。