智能变电站合并单元升级改造施工方案优化
2017第四届轨道交通供电系统技术大会
会议由中国电工技术学会主办，将于2017年11月28日在北京铁道大厦召开，研讨电工科技最新研究成果对轨道交通供电领域所带来的革新影响和应用前景，推进协同创新。浏览会议详情和在线报名参会请长按识别二维码。
国网山西省电力公司检修公司的研究人员王鹏敏，在2017年第9期《电气技术》杂志上撰文指出，随着智能变电站技术的日益成熟，早期试点投运的智能站在日常运行中，逐渐暴露出一些影响电网安全运行的问题。
本文主要根据合并单元的特点，以省内前期投运且近期刚刚完成施工的500千伏G智能变电站为例，按照各个电压等级，详细梳理和探讨了合并单元在升级改造中所涉及的关键技术、危险点等问题，介绍了切实可行的优化施工方案。
该改造工程的顺利完成，不仅验证了该施工方案的现场适用性，积累了相关工作经验，更对今后其他智能站的类似施工工程具有很好的参考性和借鉴作用。
近年来，智能变电站作为智能电网建设迅猛发展的重要基础和支撑，对整个电网的安全稳定运行提供了有力支撑，具有广泛的经济和社会效益，是今后变电站技术的发展趋势[1-3]。我省从2012年开始参与500千伏智能变电站的试点投运。当时站内的二次智能设备采用合并单元、智能终端方式，智能设备在场区与一次设备就近安装[1,3]。
其中的合并单元主要担负着将电压、电流互感器输出的二次模拟量转化为数字量，并将数字信号转发给保护、测控、录波、计量等设备的任务，直接关系着二次系统的安全可靠运行[1-7]。
省内前期试点的智能站在投入运行后，限于当时设计理念、科研水平、施工调试技术、专业管理经验等环节影响，合并单元与通过国网电科院检测的装置版本之间存在一些差异，如文献[6-9]所述，主要为装置的板件排列顺序以及部分采样插件的型号不一致。
此外，随着智能站运行时间的累加，发现了一些影响变电站安全运行的家族性缺陷，如文献[10-11]所述，××公司智能二次装置的GOOSE插件存在偶发性内部CAN通信中断异常，可能导致装置功能异常闭锁，且除智能终端外其余装置无运行告警信息，存在运行隐患。继电保护的这些家族性缺陷具有涉及范围广、电网安全风险高等特点，严重影响保护装置的安全可靠运行[10-11]。
针对这些在运行中暴露出的问题，国家电网公司陆续出台了继电保护“六统一”等规范性文件[6]，以促进继电保护设备规范管理，提高继电保护运行水平，保障电网安全。根据文件要求，为避免前期试点已投运智能站使用不合格产品所带来的电网安全运行隐患，加强现场缺陷设备的消缺整改，迫切需要对不满足运行要求的合并单元进行整改。但智能站属于新兴项目，关于合并单元的相关改造在省内、甚至全国还没有大规模进行，改造经验不足。
本文根据合并单元的特点，以省内前期投运且近期刚刚成功完成施工的500千伏G智能站为例，按照500kV、220kV、35kV电压等级，详细梳理和探讨了改造中涉及的关键技术、危险点等问题，介绍了切实可行的优化施工方案。
该改造工程的顺利完成，不仅验证了该施工方案的现场适用性，积累了相关工作经验，更对今后其他智能站的类似施工工程具有很好的参考性和借鉴作用。
1 500千伏智能变电站早期设计原则
省内早期投运的500千伏智能变电站均按照国家电网标准化原则设计，参照国家电网继电保护技术原则[1,6,6-9]，采用全数字化保护装置，支持IEC61850标准。站内有500kV、220kV、35kV三个电压等级。220kV及以上电压等级的继电保护及与之相关的设备、网络等按照双重化原则进行配置。
第一套保护接入第一套GOOSE网络，第二套保护接入第二套GOOSE网络，并通过相应的第一套、第二套智能终端作用于断路器第一套跳闸线圈和第二套跳闸线圈。所有保护均采用直采、直跳的方式，保护之间的闭锁重合闸、失灵启动、远跳、远方收讯等信息采用GOOSE网络传输方式。35kV采用保护测控一体化设备，按间隔单套配置。
1.1 500kV部分早期配置原则
省内早期投运的500千伏智能站500kV部分均采用3/2断路器接线方式。母线、线路、主变（高压侧）、高抗、断路器等保护均采用完全双重化配置。以第一串为例，图1为一个完整串的接线示意图，表1为对应各设备的保护装置、合并单元及智能终端配置情况。
图1 500kV部分一个完整串的接线示意图
表1 相关设备配置情况
1.2 220kV部分早期配置原则
省内早期投运的500千伏智能站220kV部分均采用双母双分段接线方式。母线、母联、分段、线路、主变（中压侧）等保护均采用完全双重化配置。图2为接线示意图，表2为对应各设备的保护装置、合并单元及智能终端配置情况。
图2 220kV部分接线示意图
表2 相关设备配置情况
1.3 35kV部分早期配置原则
省内早期投运的500千伏智能站35kV部分均采用单母线接线方式。电容器、电抗器、站用变装置均采用保测一体化装置，且单套配置。主变（低压侧）保护采用双套配置。以35kV的A母为例，图3为接线示意图，表3为对应各设备的保护装置、合并单元及智能终端配置情况。
图3 35kV部分接线示意图
表3 相关设备配置情况
2 施工方案说明
本文对合并单元升级改造的常规施工方案和提出的优化施工方案进行了详细说明。
2.1 常规施工方案
2.2.1 施工原则
按照常规性施工思路，对涉及改造的合并单元，将所在间隔的一次设备及线路轮流停电后进行改造施工。
2.2.2 具体步骤
500kV部分：按串停电后进行改造施工；220kV部分：按间隔停电后进行改造施工；35kV部分：A、B母轮流停电后进行改造施工。
2.2.3 效果预测
由于合并单元装置的升级改造属于非计划性工作，施工时需要向各级相关调度部门申请临时停电。临时停电易造成局部负荷分配不均匀、局部设备长期过负荷运行、设备运行寿命缩短等影响。
各级调度部门在综合考虑全网潮流分布情况、全年停电计划及其他各种复杂因素的情况下，对停电的批准较为慎重。此项工作在批准停电后，还需运行人员现场操作、保护人员配合、装置技术人员升级、申请调度部门批准投入、投退相关保护功能等工作流程。
整体工序复杂、耗时长、协调困难、各方人员需长期配合且精力集中，容易造成麻痹思想，形成安全隐患；且施工时危险点多、存在监管困难等问题。
2.2 优化施工方案
2.2.1 施工原则
根据智能站设备配置原则[1,3,6,15]中“220kV及以上电压等级继电保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置，每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障……
当一套保护异常或退出时不应影响另一套保护的运行”的规定，结合站内各电压等级实际设备的接线、运行情况，制定优化施工方案为：500kV、220kV部分，仅需将涉及改造合并单元所在间隔的保护装置轮流退出运行后，即可进行改造施工；35kV部分，仍按照轮停A、B母方式，停电后施工。
2.2.2 具体步骤
500kV部分：按串、分A、B网分别进行施工。以第一串为例，先升级B网。先退出第一串B网500kV保护设备，同时退出500kVI、II母母线保护B套，待该串合并单元B套升级后，投入第一串B网500kV保护设备，500kVI、II母母线保护B套暂时不投。再分别退出第二串、第三串B网500kV保护设备。
三串B网所属合并单元升级完成以后，投入500kVI、II母母线保护B套。三串A网所属合并单元升级流程与上述完全一致。
220kV部分：按A、B网分别退出的原则进行升级。例如首先退出B网进行升级，完成后，投入B网保护，再进行A网升级。35kV部分：按照A、B母轮流停电的方式，在停电后进行改造施工。
2.2.3 效果预测
此方案基本保证了在500kV和220kV电压等级范围内，不需要一次设备停电，显著地减少了负荷损失，提高了供电可靠性；施工危险点少，整体工作时间明显减少，节约了施工费用；工作流程清晰，便于监管，降低了施工难度；随着站内间隔的增多，此方案的集约化效应将更为突出，效率提升效果将更为显著。
3 案例介绍
本文以省内前期试点且近期刚刚完成改造施工的500千伏G智能站为例进行说明。该站位于省内中部电网，用于提高吕梁地区的供电能力和供电可靠性，并为国家重点工程中南铁路电力牵引站提供电源。
3.1 背景情况
由于该站500kV、220kV、35kV系统所采用合并单元均为××公司产品，全部为国家电网公司调继（2016）42号[11]中通报的××公司存在智能二次设备GOOSE插件家族性缺陷的产品。××公司部分智能二次设备GOOSE插件采用美国Xilinx(赛灵思)公司生产的型号为Spartan3A的现场可编程逻辑门阵列模块（简称FPGA）。
其输入时钟模块的设计方式可能影响内部数字时钟管理器（DCM）模块运行可靠裕度低，某些工况下会导致DCM模块失效，进而造成CAN通讯模块异常，影响GOOSE信号正确传输。
另外，由于部分装置GOOSE插件的自检机制不完善，通讯异常后不能正确告警，运行人员不能及时发现处理，对电网带来安全隐患。按照国网公司规定，对该站内涉及到的所有合并单元板卡进行程序升级改造工作。
3.2 具体施工方案
按照站内500kV、220kV、35kV三个电压等级，对比常规施工方案、优化施工方案进行说明。
3.2.1 500kV部分
该站500kV系统涉及一个完整串和两个不完整串，共七个断路器，两条带高压并联电抗器的线路和两个主变高压侧分支。1#、2#主变三侧均运行。
1）按照常规施工方案
按串停电后实施升级改造，涉及危险点如表4，共24个，危险点分布范围广，造成监管困难。所需改造工作时间如表5，共需16.9小时。
2）按照优化施工方案
按串、分A、B网进行升级。以升级第一串B网为例，涉及危险点如表6，共计7个，这样A网、B网共计14个，较原来的24个，减少了41.7%。所需工作时间如表7，共326分钟，这样，A套和B套共需652分钟，即10.9小时，较原来减少35.5%。
表4 危险点分布表
表5 改造工作所需时间分析表
注：实际施工时，工作时间会有所延长，因为存在增加装置重新配线、装置校验等工作环节。表中所列内容为最理想、最短停电时间。
表6 危险点分布表
表7 改造工作所需时间分析表
3.2.2 220kV部分
220kV系统采用双母双分段接线，涉及7条线路、2个主变中压侧支路、2个母联支路和2个分段支路。
1）按照常规施工方案
按间隔停电后实施改造，涉及危险点如表8，共计52个，工作时间如表9，共1392分，即23.2小时。
2）按照优化施工方案
按照A网、B网分别退出的原则进行。以升级B网为例，涉及危险点如表10，共计15个，这样A网、B网共计30个，较原来的52个，减少了42.3%。所需工作时间如表11，共330分。这样，A套和B套共需660分钟，即11小时，减少52.6%。
表8 危险点分布表
表9 改造工作所需时间分析表
注：当涉及母线、母联、分段间隔进行改造施工时，存在需将部分支路进行倒母操作等工作环节，会使得工作时间会有所延长。表中所列内容为最理想、最短停电时间。
表10 危险点分布表
表11 改造工作所需时间分析表
3.2.3 35kV部分
35kV系统为两台主变（低压侧）分别带35kV母线两段运行，并联电容器4组，并联电抗器2组。
按照轮停A、B母的方式，停电后升级。以升级35kV的B母为例，涉及到的危险点如表12，共计2个，所需工作时间如表13，共需6.2小时。这样，升级A母、B母共涉及危险点4个，共需12.4小时。
表12 危险点分布表
表13 改造工作所需时间分析表
3.3 改造施工结果
采用优化施工方案后，在整个升级的施工过程中，只需在35kV部分对35kV母线进行轮停，220kV、500kV部分均没有停电，显著地减少了负荷损失，提高了供电可靠性；且施工危险点少、整体工作量明显减少（全部工作可在5天内完成，500kV部分1.5天，220kV部分1.5天，35kV部分1.5天），两种施工方案对比情况如表14。
总体工作过程组织有序、流程清晰、管控有力，达到了预期效果，顺利完成了工作任务。此外，随着站内间隔的增多，整体工作的集约化效应将更为突出，工作效率提升效果将更为显著。
表14 采用两种方案对照表
4 结论
1）本文所提采用一次设备不停电、双网保护轮流退出的施工方案，经过公司、省公司及华北网调相关部门和专家的反复讨论及论证后，得到了充分肯定；经过现场的运用实践，得到了再次验证。
2）本方案基本保证了在500kV和220kV电压等级范围内，不需要一次设备停电。显著地减少了负荷损失，提高了供电可靠性；施工危险点少，总体工作时间有效缩短，节约了施工费用；工作流程清晰，便于监管，降低了此类工作的施工难度。
3）本文所提施工方案，随着站内间隔的增多，方案的集约化效应将更为突出，工作效率提升效果将更为显著。
4）本文500千伏G智能站中500kV部分的改造工程，为华北区域首家试验工程，肩负责任重大，影响范围广。此次成功经验，不仅验证了该方案的现场适用性，积累了相关工作经验，更对今后其他智能站的类似施工工程具有很好的参考性和借鉴作用。