变电站综合自动化改造及安全管控探讨

黄文彪

（广东电网公司 汕尾供电局，广东 汕尾 516600）

0 引 言

变电站是电力系统的核心构成，起着电网发电、输电、配电、变电、用电及调度6大维度的调配统控作用。随着集中监控和微机保护的全面使用，一些早期投入使用的自动化变电站的监控系统、保护系统、故障信息系统以及录波系统等已经达到了更换年限，其功能也无法满足新的自动化管理要求。变电站的综合自动化改造是未来电网公司快速提升电网自动化水平，提高电网事故快速处理能力和电网运营能力的重要手段，关于变电站综合自化改造的探讨具有一定的现实意义[1-3]。

1 变电站综合自动化改造概述

我国部分自动化变电站建设时间早，系统联动性较差，存在各种数据分离、运行监控不全面、设备运行基础数据捕获利用能力弱以及与运维人员的交互不够友好等问题。随着智能技术和大数据技术的发展，变电站运行也朝着智能化和集约化的方向发展。例如调度自动化、智能远动机以及智能录波器等的应用，可以实现数据的即时采集与智能分析，进而辅助故障判断、风险预测及远程操控，实现事故第一时间的预判与处理[4]。

综合自动化改造是一项非常复杂的工程，主要是新旧设备的替换，也可能涉及到大量的设备倒闸操作、一次设备改造以及二次专业技术改造等。开展综合自动化改造工作时必须对设备停电时间和安全风险控制措施进行详细的探讨，确保施工过程中不会发生计划外的停电或其他事故[5]。

2 茅湖站的设备现状

500 kV 茅湖站投运于2006年，现有500 kV 主变3台，500 kV主接线采用3/2断路器接线，共7回出线。220 kV主接线为双母线双分段接线，共8回出线、两个分段间隔、两个母联间隔及两个主变变中间隔。35 kV部分按变压器单元接线，连接无功补偿装置，不带地方负荷。每台主变单独设置35 kV母线，不设分段断路器。二次设备采用下放布置方式，共设1个主控制室、1个主控楼计算机室、3个500 kV继电器小室、1个220kV 继电器小室以及1个35 kV主变小室。保护装置、监控后台及测控装置为南瑞继保有限公司的产品，全站综合自动化系统采用103规约，使用分布式的故障测距装置和故障录波装置。

2.1 改造原则

根据广东电网公司生产技术部对500 kV茅湖变电站综合自动化改造工程的施设批复，结合变电站改造的相关规范进行改造。改造中坚持精准、规范以及合理等原则，多维度探讨改造方案的可适应性与可实施性，在总结变电站综合自动化改造相关经验的基础上制定茅湖变电站综合自动化改造的最佳方案，以实现少人值班或无人值班的改造目标，坚持全站保护信息智能化和故障信息采集统一化的原则，提高全站的运维效率，保护信息上送的规范化，确保高质量安全改造。

2.2 改造内容

此次茅湖变电站综合自动化改造主要涉及站内的保护屏、测控屏、直流系统、交流配电屏、同步相量测量系统、视频环境监控系统、二次公用等屏柜以及通信机房内的保护复接接口屏的改造与更换，同时对场地部分端子箱、断路器汇控箱内元器件以及端子排进行更换，增加场地电缆沟二次接地铜排。新上1套变电站计算机监控系统，系统采用双以太网，主机/操作员工作站和智能远动机均按双重化配置，更换500 kV线路保护、500 kV断路器保护屏以及500 kV母差保护屏。将全站故障录波屏更换为智能录波器，更换1套直流系统，更换交流不间断电源系统，新配置1套500 kV线路故障测距装置，新上1套视频及环境监控系统。

3 改造过程

3.1 改造前的准备工作

由于本工程为改造工程，施工作业范围附近基本都是运行设备，施工安全要求极高，因此开工前必须详细勘察茅湖站，了解现场的各种情况和安全注意事项，仔细审核施工图纸和现场实际情况，确保施工图纸与现场设备一一对应。根据现场实际情况制定停电计划，并完成停电计划报批。依据现场勘察结果编写施工方案和拆接线等专项方案，并完成审批。按照停电计划和施工计划完成设备材料的准备，完成进站手续和开工报审手续。

3.2 第一阶段改造

第一阶段改造的重点是土建部分和电气部分。土建部分的改造包括端子箱基础开挖及制作、端子箱安装、动力箱更换以及新直流系统充电屏馈线屏室的改动等。电气部分的改造主要是变电站的公用设备改造，包括备用屏位安装、新智能远动机通道调试、新监控后台系统安装、后台数据库制作、新保信子站与省调、中调通道调试、新直流系统充电屏馈线屏安装以及蓄电池与充电机屏之间电缆的敷设等。

3.3 第二阶段改造

第二阶段改造主要是500 kV线路间隔保护改造，主要进行相关间隔的二次回路措施单核查、线路保护屏和测控屏的更换、二次电缆或网线等的敷设和接线、断路器保护屏和断路器端子箱更换、保护单体调试及验收、保护回路传动及验收。

3.4 第三阶段改造

因#3主变保护于2017年投产，未达到使用年限，本次改造暂不涉及。第三阶段主要改造任务是茅湖变电站#1和#2主变保护屏更换、主变测控屏更换以及主变故障录波装置的更换，同时接入新的系统，配合相关二次电缆敷设和接线。改造依次为核查主变的二次回路措施单；更换主变保护屏、主变测控屏以及主变故障录波屏；敷设相关二次控制电缆、网线及二次接线；调试验收新主变保护屏单体、主变保护二次回路、主变保护屏信号与站端监控及调度联调情况；核对保信子站数据库修改情况、主变保护屏信号与保信主站对接情况以及主变投产前回路接入情况。

3.5 第四阶段改造

第四阶段改造的重点是500 kV母差和母线接口屏。更换500 kV 1M母差保护I屏、500 kV 1M母差保护II屏、500 kV 2M母差保护I屏以及500 kV 2M母差保护II屏并接入新一代综合自动化系统。由于500 kV母差保护改造涉及的回路较多，因此本次改造专门编制了茅湖站500 kV母差拆接线方案，施工人员在继保人员的监护下严格按照方案步骤开展工作。

3.6 第五阶段改造

第五阶段的改造分别为220 kV线路间隔保护改造和220 kV母差屏改造。更换220 kV线路保护屏和测控屏，接入新系统，更换线路开关端子箱，进行相关二次电缆敷设和接线。安装220 kV 1M-2M母差保护I、220 kV 1M-2M母差保护II、220 kV 5M-6M母差保护I、220 kV 5M-6M母差保护II并接入新一代综合自动化系统，拆除旧屏。由于220 kV母差改造涉及所有线路的刀闸位置回路、跳闸回路、失灵回路以及联跳回路等，改造异常复杂，因此在总施工方案的基础上专门编制了《220kV母差保护改造施工方案》，确保整个220 kV母差改造过程中不会出现影响茅湖站运行的事故。

3.7 第六阶段改造

第六阶段改造的重点是35 kV区域保护改造。首先完成35 kV继保室待更换的新保护屏安装及电缆敷设、接线；其次完成35 kV继保室交换机屏及对时扩展屏的安装、调试；再次安装新的35 kV区域的公用屏，35 kV母线测控屏，并完成以上设备的调试、验收，为35 kV区域的改造做好准备；最后更换35 kV 电容器保护测控屏、开关端子箱并接入新综自系统，拆除旧保护屏。

4 改造安全风险分析及应对

4.1 安全风险分析

变电站综合自动化改造是综合性工程，安全影响因素较多。变电站综合自动化改造的常见安全影响因素主要有4个方面。第一，改造方案不合理。如果改造方案缺乏针对性，后期的施工部署往往很被动，加大了安全管理难度。特别是方案中没有充分考虑电缆等临时条件的因素，会导致改造方案与实际脱节。第二，施工图纸存在问题。变电站综合自动化改造对图纸的设计准度要求极高，如果图纸出现问题，设计不理想或者施工者对图纸解读有偏差等，都会对改造安全造成威胁。第三，保护屏改造存在风险。变电站综合自动化改造对于屏位的备用设计会有暂时性的过渡措施，如临时跳通等，一定程度上增加了变电站综合自动化改造的安全风险。第四，拆接线作业引发的安全风险。变电站综合自动化改造中会涉及大量的二次线拆接工作，作业人员凭借经验难以应对大量拆接作业存在的风险，拆接作业必须编制针对性的方案。

4.2 安全管控建议

由于变电站综合自动化改造中存在多种影响安全管理的因素，因此必须多措并举做好改造安全管控工作。

首先，做好变电站综自改前期准备工作。通过前期准备到位夯实综合自动化改造的施工基础，重点做好设计图纸的设计深度管理，审读施工图时必须对比分析新旧设备差异、根据现场实际需求来完善差异，准确反映设备接线位置。此外，做好施工方案的审核，施工方案编写时必须以实际勘察为依据，对重要施工环节和重要风险进行细化分析，针对复杂环节必须编制专项方案。

其次，严格按照工程项目施工规范进行改造。针对直流系统要参考直流系统反事故措施技术规范，防止出现直流接地的问题。同时积极做好技术交底工作，避免误碰运行设备和误拆运行带电接线造成直流短路或设备失压等。针对新设备的接入，应提前完成新设备单体调试，按照新接入方案核对好电缆编号并测量电缆芯绝缘度，一切到位后才能接入设备。针对母差失灵和主变联跳等重要回路，应根据现场一次设备运行方式提前制定防误动安全措施。

再次，在监控系统的更换工作中需要注意新旧系统之间的过渡对变电站造成的影响，做好安全防范措施。例如，做好后台数据库的备份和更新，防止新老后台出现数据不兼容的问题，造成数据丢失。运行人员及时进行新后台使用的技术交底，以防发生电网故障时运行人员不熟悉后台系统导致无法快速处理事故。500 kV茅湖变电站监控系统改造中和改造完成后的系统连接图如图1和图2所示。

图1 茅湖站监控系统改造过程中系统连接图

图2 茅湖站监控系统改造完成后系统连接图

最后，保护改造完成后的回路传动。采用逐一间隔运行方式，保证除开展传动的间隔设备外，全站其他间隔断路器“远方/就地”开关必须打在就地位置，隔离刀闸遥控出口压板在“断开”位置，确保不因监控后台数据库配置错误或二次接线错误引发设备误跳闸。

5 结 论

变电站综合自动化改造异常复杂，具体改造中存在较大的施工难度和较多的安全隐患。因此，做好变电站综合自动化改造工程，要把控好设计图纸的设计深度，细致审核改造施工方案与各种专项方案，有效识别和控制风险。施工过程中要动态分析变电站综自改过程中存在的问题并及时加以解决。验收阶段，必须按照验收标准及流程开展设备调试和验收，确保二次回路正确，最终实现变电站综合自动化改造安全可控。