220kV某智能变电站保护改造作业经验及问题探讨

220kV某智能变电站保护改造作业经验及问题探讨

罗昕宇 侯瑞雯

昆明供电局，云南 昆明，650051

摘要：南网总调在2021年建立V2.1版本智能变电站继电保护标准技术体系，但由于标准建立时间较短，保护改造类工作较少，作业经验、标准流程和注意事项还尚未完善。本文对220kV某智能变电站保护改造工作中总结的作业经验、发现的问题以及注意事项进行了探讨，为后续改造工作安全顺利进行提供保障。

关键词：智能变电站；保护改造；优化改进

前言

2021年起，南网总调全面规范智能变电站继电保护技术要求，建立V2.1版本智能站继电保护标准技术体系，此后总调要求新建变电站原则上必须按照新标准配置继电保护。从云南电网昭通供电局500kV明通变电站开始，标准智能变电站数量快速增加，各地市供电局均总结了一些相关的基建验收及运维经验，并对建设、运维中发现的技术问题持续改进，不断完善标准体系。但由于标准智能变电站均为2年内新建，在运变电站中保护改造目前还很少；同时虽然南方电网采用了“模采网跳”的方式，交流电流、电压回路仍然为电缆接线，但是保护设备功能、回路实现方式以及网络结构都有极大的变化。智能变电站保护改造还属于“摸着石头过河”的阶段，作业方法和标准流程尚未成熟。

220kV某智能变电站是个一次主接线为内桥接线的终端变电站，在2021年由非标准智能站改造为V2.1版本智能站。但改造前后均未配置线路保护，存在线路保护故障范围扩大，无法重合闸、故障切除不及时等隐患；同时中调要求完善220kV备自投双重化配置，2023年下达了该站220kV线路保护及第二套220kV备自投加装项目。该项目是某供电局第一个V2.1标准智能站保护改造项目，在改造中总结了改造经验，同时遇到可以进行持续优化的问题，便于后续改造项目实施。

一、保护改造作业管控

智能站保护改造与常规站改造中屏柜安装、电缆接线、信号核对等方面与常规站相同，按照常规站改造进行作业即可。但是智能站保护与常规站存在较多差异，改造时应多加注意，否则可能造成运行设备误动或者拒动。

1.过程层交换机配置注意事项

智能站保护改造时，SCD中GOOSE虚回路发生改变，除链路所接装置外，链路中涉及的过程层交换机也需要同时下装配置，下装完成后需要重启交换机。而在运行变电站中，过程层交换机上必然接有运行链路，在下装及重启，或者如果下装配置错误时可能会有误发信号的风险。考虑A1/A2、B1/B2网双重化配置，应当逐台下装，在下装前检查装置和后台无异常，下装和重启时作为安措短时拔出涉及可能误动运行设备（保护装置、安自装置、智能终端）的过程层光纤，重启后检查交换机配置、GOOSE信号正确后恢复过程层光纤，恢复后检查装置和后台检查无异常信号后方可配置下一台交换机。

由于智能站刀闸、开关位置是由智能终端通过虚回路传递给测控装置，因此在下装、重启过程层交换机时可能会造成链路中断，运行间隔的部分信号无法正常上送，因此在下装和重启前需要封锁涉及运行间隔的数据，在上报检修申请时也需要同时申请封锁配置交换机所接测控以及智能终端设备相关数据。

2.光模块配置预留不足

此次由于变电站是内桥接线，主变与线路共用断路器，需要在断路器智能终端上新启用光口用于线路保护联系。但组网时发现装置预留光口未配置光模块，临时取用过程层交换机光模块才未延误工期。目前新建站保护装置等设备厂家配置光模块基本按照投产设计时数量配置，未预留备用光模块，后续改造或光模块损坏时无法快速更换。当情况紧急时，可以与保护厂家和过程层交换机厂家确认光模块功率匹配后，拔出过程层交换机百兆口备用模块使用，后续及时补充。同时在新建站或者新装保护时，建议设计预留2个或2个以上光模块以备不时之需。

3.CCD配置文件CRC校验码多次确认

本次工作中需要增加主变保护闭锁线路保护重合闸的虚回路。在主变保护下装新配置CCD文件后，下装软件显示下装成功，但是检查装置版本时发现CCD文件中CRC校验码与SCD文件不一致，下装异常。后用SCD文件重新生成CCD文件再次下装，下装后CCD文件CRC校验码与SCD文件一致后进行调试，调试正常。

对于智能变电站来说，开入、开出回路的连接基本上都是通过过程层网络通信连接。配置完虚回路后，保护、测控装置、智能终端会根据自身装置内的既定程序动作并向对应端口发送信号，而其他装置会根据CCD文件配置接收对应端口中的数据，丢弃未配置数据。在虚回路配置完成后每一台装置会生成唯一的CCD校验码，校验码将标识CCD文件版本配置正确与否。在配置文件下装后，应及时检查装置内CCD文件的校验码是否正确，以确认CCD文件是否正确下装。如CCD文件未正确下装，可能造成保护功能失效发生保护误动、拒动事件。

二、改造中建议后续优化改进的问题

1.建议调度监控主站配置检修不一致筛选功能

按照智能变保护通用技术规范中“当装置检修压板退出时，若接收的数据带检修位，装置不应点告警灯，但应上送“GOOSE某检修不一致”变位信息的要求，运行装置如果与检修设备存在GOOSE链路时，运行装置会报送“GOOSE某检修不一致”信号。但此时可能对调度监盘产生干扰：调度不清楚运行设备检修不一致信号是否正常，在改造期间多次询问现场，而如果工作期间不应发生检修不一致的间隔上送了检修不一致可能会误以为正常。建议在调度监控界面新增一个检修状态界面，对检修设备置位，通过预制逻辑自动判断检修不一致是否正常，屏蔽正常不一致信号，发生超出检修设备范围的检修不一致状态时告警。

2.建议调度远动主站设置检修品质信号识别功能

在智能变电站中检修压板是一道相当重要的安全措施，但是检修压板会让装置发送报文品质位置位，在调度自动核对系统能识别，但远动前置机会丢弃报文，造成信号无法核对，此时调度不认可自动核对系统对点结果。因此只能在核对信号时短时退出检修压板，但对于智能变电站保护来说就少了很重要的一道安全措施。同时部分智能站信号是通过虚回路上送，实际做信号时无法通过断开过程层光纤进行。建议远动上送信号时能够识别智能站检修设备对信号点，让信号能在检修压板投入时上送信号，否则对现场工作可能产生误动风险。

3.长园深瑞PRS-7789ILB-DG-N智能终端ICD固有缺陷

长园深瑞PRS-7789ILB-DG-N分相智能终端中没有三相分、合位虚端子，只有各相分位位置。而备自投装置需要取断路器三相分合位，由于虚端子不具备类似远动合成功能，因此无法通过三相分相位置合成。而对比北京四方分相智能终端CSD-601ILB-DG-N,同是分相智能终端，但在智能终端内通过程序合成了三相分合位虚端子。

此次加装220kV第二套备自投，由于B套智能终端没有三相位置，因此通过回路合成三相分合位信号后接到刀闸位置开入，并试验刀闸位置开入收到变位信号后发出光信号时间满足断路器、刀闸变位要求（防抖后变位时间小于10ms）后，将此刀闸位置开入虚端子关联至第二套备自投的断路器分合位端子使用。

后续建议长园深瑞智能终端更新ICD文件配置，补充三相分合位虚端子，以便满足分相断路器变电站中备自投、安稳装置使用要求。

三、总结

目前随着超期服役变电站保护改造以及电网规模扩张，V2.1版本的智能变电站数量越来越多，保护改造工作与综自变电站有很大不同。当下工作仍需要进行技术分析总结，形成标准的改造体系和流程，才能有效管控保护改造工作的风险，正确安全完成改造工作。