浅析河北邯郸供电公司110千伏北汪站综自改造运行方式及二次应对措施

张 凯

（华北电力大学，河北 保定 071002）

浅析河北邯郸供电公司110千伏北汪站综自改造运行方式及二次应对措施

张 凯

（华北电力大学，河北 保定 071002）

本文针对2013年北汪变电站整体综自改造施工作业中，一、二次可能出现的运行方式展开分析，对北汪变电站综合自动化改造过程中可能出现的问题进行了详细剖析，并制定出切实可行的安全措施和技术措施，保证了大型技术改造过程中对安全的可控。

变电；综合自动化；改造；安全措施

根据河北邯郸供电公司北汪变电站2013年技术改造计划及变电设备（又称一次设备）运行方式安排，施工班组对北汪变电站进行了详细的现场勘察，编写了完整的《北汪站综自改造总体思路》。本文从前期准备开始，分阶段地对整个施工过程进行了分析和安排，通过分析变电设备可能出现的运行方式，提出了针对一次设备运行方式的二次作业方案，使整个技术改造过程清晰而富有条理。

1 第一阶段：10kV倒切阶段

110 kV北汪站的基本情况：110kV采用内桥接线，2台变压器，35kV及10kV部分为单母线分段。本次综合自动化改造伴随着10kV配电室和主控室新建工作，变电站可利用空间较小制约了施工进度，需要拆除占用原10kV场地。为防止前期准备工作对用户造成长时间停电，施工将分步进行，即将10kV1段所有负荷通过电缆倒切，利用10kV2段供电，然后拆除10kV1段配电装置及其二次回路电缆，利用腾空场地建设新的主控室和10kV配电室。在此期间，1#变仅带35kV部分，10kV部分拆除，2#变正常运行，此时二次运行方式不需要改变。

2 第二阶段：1#变停电阶段

（1）110kV及主变部分安全措施考虑：

1）1 #变停电后，断开1#主变压器调压端子箱升、降、停、公共电源及风控箱过负荷启动通风连线，防止在回撤电缆时造成人员触电（检查主变过负荷闭锁调压回路接线方式，切断电源点）。

2）在110kV备自投处断开1#变跳101开关联线（防止直流接地短路及误跳101开关），断开1#主变161位置及闭锁联线。

3）在1#变测控装置处断开分头位置显示联线，断开161、311、011开关信号电源联线，断开311-9、111-9信号电源;断开11-7信号电源，断开1#变本体信号电源，及温度测量回路，保留101开关、110kV自投信号联线（101开关、110kV自投采用原装置运行）。

4）在原1#变保护屏处断开161、311、011操作电源，断开1#变保护电源（断开至端子箱处控制电缆，需采取防误投措施），断开1#变本体、调压重瓦斯跳闸联线，断开110kV自投跳、合161开关联线。

5）将原1#变保护屏至101开关端子箱的差动电缆断开，核实正确性。在110kV1#PT端子箱处并接新主控室1#PT时，将11-7切换重动敞开接点短接，常闭接点断开，强制动作，确保110kVPT紧急并列。

6）原2#变至新301保护2#B跳301开关敷设临时电缆联线。

（2）35kV及10kV部分安全措施考虑：

1）在原1#公共测控屏处，断开1#PT刀闸信号电源，断开301、361、363等信号电源（包括原2#公共测控屏）。

2）35 kV在1#PT端子箱并接新主控室1#PT时，将11-7切换重动敞开接点短接，常闭接点断开，强制动作，确保35kVPT紧急并列，并将原35kV2#消弧线圈控制装置用35kV 1#2#PT电压断开接。

3）在原301、361、363保护屏处断开各自保护电源、控制电源、信号电源、PT电源，主电源仍环网运行。将原35kV2#消弧线圈控制装置用301常开接点切至端子箱DL位置。

4）10 kV为新建配电室，1段送电后，各线路保护投入，1、2段全部运行，001自投具备投运条件，但不运行，012开关1方式暂不运行，因此2#B跳001开关可不考虑，PT并列采用新装置。1段母线拆除工作安全措施已经考虑，本期重点考虑2方式下相应的安全措施电源点拆除。

3 第三阶段：1#变恢复运，2#变停电改造阶段

（1）新1#变运行后二次运行方式主要有：

1）110 kV和35kVPT并列采用原设备，新1#PT电压在1#PT端子箱处并接，采取强制切换继电器动作措施，以防特殊情况下并列。

2）301 开关保护采用新保护运行，2#变跳301开关回路已敷设临时电缆；2#变35kV消弧线圈控制装置301常开接点已考虑改接至DL位置，装置35kV I、II PT电压暂不变，待全部改造完毕考虑。

3）10 kV所有线路在1#变恢复运行后全部运行，且都由011开关供电，012开关暂不运行，1#变保护跳001开关回路正常接入，2#变无需跳001开关，10kV PT并列采用新装置，应实验并列回路。

4）1 #变停电后，VQC装置停运并拆除，恢复运行后，1#低周应传动完毕具备运行条件，1#主变过负荷联切应传动完毕具备运行条件。

（2）2#变改造停电阶段

2#变停电改造安全措施的制定可参照1#变停电阶段的安全措施，它们有很大的相似度。在运行的设备上需要进行详细分析，并写入实施方案。

4 第四阶段：2#变改造完毕恢复运行阶段

（1）110kVPT并列采用新设备，新2#PT电压、切换回路在2#PT端子箱处正常接入，原回路拆除；101开关充电保护和101自投改用用新装置，拆除1#变跳101回路、原110自投跳合161回路、161位置及手跳闭锁回路等临时电缆，相应新回路接入传动正确，101保护及自投应具备投运条件。

（2）35kV部分PT并列采用新设备，1#PT、2#PT电压及切换回路恢复正常，临时措施拆除；301开关保护采用新保护运行，2#变跳301开关回路临时电缆拆除，切入新2#变；2#变35kV消弧线圈控制装置35kV I、II PT电压应切入新主控室，直流电源最终切至一体化电源。

（3）10kV部分2#变恢复运行后，012开关运行，2#变保护跳001开关回路正常接入，001开关将分列运行，001自投应具备投运条件。

（4）2#变恢复运行后，2#低周应传动完毕具备运行条件，2#主变过负荷联切应传动完毕具备运行条件，待调度通知。

5 第五阶段：一体化电源切入及公共信号回路切入阶段

由于一体化电源到货较晚，在2#变改造完毕后，应着重考虑原主控室旧屏拆除工作。经统计北汪变电站需要拆除1#、2#测控屏、后台机屏、1#主变保护屏、101保护及自投屏、2#主变保护1、2屏、电度表屏、VQC屏等共10面屏。一体化电源柜需要安装10面屏，同时完成保护电源、控制电源、35kV消弧线圈控制装置及端子箱继电器电源的切入工作。此外一体化电源的切入还要注意交流电源、一体化电源信号网线、48V电源监视、所变电流电压监视、直流电源监视、消防以及大门用电等问题。

结语

通过以上5个阶段的一、二次运行方式的分析，全站在改造过程中的安全措施及操作方法清晰明了，按照这一思路进行综合自动化改造，各阶段的工作将更加有续、安全地开展，防止了在变电站综自改造过程中，由于考虑不周或遗忘埋下安全隐患，保证了综自改造大型作业现场的安全平稳进行，保证了电网的安全稳定运行。

[1]电网调度自动化厂站端调试检修[Z].

TM63

B

10.13612/j.cnki.cntp.2014.04.052