110kV变电站智能化改造技术研究

110kV变电站智能化改造技术研究

卢永强

广东运峰电力安装有限公司身份证号码：44062119750805xxxx

摘要：变电站作为电力系统中的重要组成部分，智能化的变革是电力系统与信息技术结合的必然选择。智能化的变电站为智能电网的稳定发展提供了基础，也使得了变电站的运行质量得到有效的改进和完善。本文结合工程实例，对110kv变电站智能化改造的施工方案、设计及改造调试中关键技术进行探讨，旨在为有关方面提供参考借鉴。

关键词：变电站；改造；调试；关键技术

引言

随着社会科技的发展，电网技术也在不断的发展，人们对电能的需求越来越高，传统变电站的运维效率已经无法适应此需求。因此，为了不断适应社会发展的需要，将变电站进行智能化升级改造势在必行，改造后的智能变电站能够实现提升运行效率、优化资源配置、降低运维成本的目的，可以有效实现对电网的智能调节和实时控制，确保电网的正常运行，进而高效提升了电力系统的安全性、稳定性，为此工作人员必须要予以高度关注。

1过程层网络结构

在某110kV变电站智能化改造项目中，严格遵循变电站设计方案、全寿命周期理念和十八项重点反事故措施等要求，采用了基于IEC61850通信标准的“三层两网”结构，整个系统的组网方式采用冗余架构。站控层采用一体化信息平台，可实现顺序控制、集中监控、源端维护等功能，通过网络报文分析仪实现设备状态可视化。

间隔层中SV、GOOSE组单网传输，通过对交换机端口进行WLAN划分，实现GOOSE/SV的分流传输，保护装置采样值通过点对点方式传输，开关量和跳闸命令采用GOOSE服务，保护装置与智能终端采用直采直跳方式。110kV两段母线均配置电压互感器合并单元及智能终端，两套电压互感器合并单元均有电压并列功能，母线上的开关单元取自各电压互感器合并单元的电压，互不干扰。110kV系统的保护测控装置在二次室集中组屏安装，10kV系统采用保护、测控、计量、录波四合一装置，集中组屏安装在二次室内。本次智能设备的形式为传统互感器与智能组建相结合的方式，实现了传统一次设备信息的数字化，用光缆代替传统一、二次设备间大量的控制电缆，装置冗余被信息冗余取代，大幅度地简化了各类装置之间的外部连接，同时也有效杜绝了电磁干扰影响二次数据等电缆传输的缺点。

2变电站不全停改造施工方案

图2110kV变电站一次接线示意图

在国家标准《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》（GB/Z29328—2012）中规定，“重要电力用户的供电电源应采用多电源、双电源或双回路供电。当任何一路或一路以上电源发生故障时，至少仍有一路电源应能对保安负荷持续供电。”该变电站05、07线路属于一级负荷，如图2所示，故改造过程中不得使110kV部分全停，110kV变电站施行不完全停电改造，改造工程的第一步就是进行10kV改造，为缩短工期，在10kV改造期间将110kVI段母线设备进行拆除，同步进行土建、一次施工，10kV出现负荷由#2主变供给，确保10kV用户用电不会中断，待110kV#1母线系统改造完成后，由#1主变供10kV母线全部负荷，此时可以进行110kV#2母线系统改造，此阶段工作完成后，全站改造完毕，即可恢复正常运行方式，整个改造过程中均保证了10kV居民用电供电不中断的要求。

3智能化改造二次屏位设计

智能化变电站因对交直流一体化电源系统、站控层设备、间隔层设备均有相应规定，保护屏柜比传统站多，造成原主控室屏位不够，故在原主控室新加两排保护屏位，第二排共面屏位用于交直流一体化电源系统，改造过程的初期，先对全站的交直流一体化电源进行安装调试，为智能化设备提供可靠电源，直流电源系统安装完成后，可将原来22P、23P、24P三面交流屏拆除，然后安装新的10kV保护屏，将10kV保护屏安装在此位置是基于这三个屏位距离10kV高压室最近，可节约大量二次电缆。

主控室第一排保护屏位安装监控主机屏、远动屏、电压并列屏、公用测控屏，GPS屏等实现全站通信及公共联络功能的保护屏，为后期110kV、10kV系统改造提供基础。结合停电时间，当进行110kV#1母线系统改造时，将原来#1主变保护屏、测控屏、原电池屏I、II均拆除，安装新的110kV线路保护屏、备自投屏等，使改造工程在不完全停电的情况下可靠进行。总体的屏位设计原则是同类型保护屏放一起，比如10kV保护屏I、II、III依次排列；主变保护、主变测控；主变10kV侧智能组件柜依次排列，交直流一体化电源屏放一起，使整个屏位布置科学合理，便于运维人员巡视与操作，使环节最简化，承载主要信号电缆或光缆走线最小，尽量避免和减少迂回，同时最大限度地避免线缆交叉。

4改造调试中关键技术研究

4.1主变联跳回路调试

#1主变跳中压侧分段在110kV#1母线改造过程中将#1主变保护装置配置好，33开关智能终端不进行配置，停运#1主变时进行调试；#2主变跳33开关在110kV#2母线系统改造过程中同步进行。主变跳各侧分段开关的组网方式如图3所示。

#1主变跳低压侧分段在110kV#1母线改造过程中完成。具体方案：53开关处运行状态，53开关保护退出，跳闸出口压板也在退出位置，办理二种工作票进行53开关的配置，极端情况下可向调度申请短时间退出#2主变跳53开关出口，断开53开关控制电源，进行#1主变低压侧试验时，直接测量53开关保护装置跳闸接点通断，以防止53开关出现误出口。

为防止调试过程中造成53开关误动，本工作需110kV#1母线系统调试工作完毕后进行，当#1主变跳53开关接入后，如需调试#1主变必须执行二次安全措施票制度。

#1主变送电投运前，检查53开关充电、过流保护均已退出后，方可投上53开关跳闸出口硬压板。

#2主变跳低压侧分段在110kV#2母线改造过程中完成，具体步骤参照#1主变，不再赘述。

4.2母线保护联调回路调试

在进行110kV#1母线系统改造过程中，因不存在与带电设备隔离，所以无需额外二次安措，但在此工作阶段，一定要把母线动作闭锁110kV备自投虚端子连接好，在进行110kV#2母线系统改造过程中就可以直接拔去组网光纤。

在进行110kV#2母线系统改造过程中，要做110kV母线保护试验应做如下安全措施。

退出跳04、05、03、01开关GS出口压板。

退出110kV母线保护装置组网GS出口压板。

拔去110kV母线保护装置背板上04、05、03、01开关GS光纤。

拔去110kV母线保护装置背板上组网GS光纤。

退出04、05、03、01开关支路投入软压板。

4.3备自投联跳回路调试

110kV备自投装置采用直采直跳方式，在进行110kV#1母线改造过程中，将04开关、03开关接入，并进行分合闸试验，在调试过程中，06开关相关虚端子由数字继电保护测试仪模拟，110kV母线保护及#1主变保护的闭锁信号由各自保护组网方式接入110kV备自投，调试完毕后投入110kV备自投检修压板，退出04跳合闸GOOSE发送软压板，退出03合闸GOOSE发送然压板，避免装置误出口，造成运行设备停电。

在进行110kV#2母线系统改造过程中应完成110kV备自投跳合闸07开关接入时，试验前应有如下安全措施：

退出110kV分段备自投跳04、合04开关GS出口压板。

退出110kV分段备自投合03开关GS出口压板。

拔去110kV备自投组网光纤。

试验完成后，将110kV备自投组网光纤插上并投上检修压板，再调试#2主变闭锁虚回路是否开入至110kV备自投装置，调试完毕后，将110kV备自投定值加用，并推出检修压板，此时即满足投运条件。

5总结

总而言之，智能化是当前变电站发展过程中的一个重要趋势，变电站智能化能够有效推动电力系统的发展，让其更加具有现代化特征。本文通过对某110kv变电站智能化改造的实际情况的研究与实践，改善了原来变电站的设备情况，提高了二次系统运行条件，新建了通信网络结构，有效提升了变电站的运行效率和稳定安全性，在传统变电站实施智能化方面取得了一定成果，可为110kV智能变电站的改造提供了可借鉴经验。

参考文献：

[1]陈珺.110kV变电站智能化改造技术研究[J].华北电力大学.2015

[2]柳鑫.浅谈500kV变电站智能化改造技术[J].现代制造.2016（33）：81-82