110 kV變電站保護改造方法分析

(國網杭州供電公司，浙江 杭州 310006)

0 引 言

110 kV變電站多為市區終端變電站，通常聯接220 kV變電站，共有110 kV進線2回。110 kV變電站很大部分為20世紀90年代投產，已運行20年以上，設備運行時間過長，老化嚴重，維護困難，為提高市區電網供電可靠性，對110 kV老舊變電站進行設備更換[1～2]。由于改造涉及變電站較多，范圍較廣，經驗總結有助于國內110 kV變電站改造工程推進。

下面總結了某110 kV變電站有限停電范圍內改造時的安全措施、改造方法、調試手段和一些注意問題，并比較了幾種改造方案，從中選取最優方案，為全國范圍內的110 kV變電站改造提供參考。

1 110 kV變電站改造方法介紹

下面將具體介紹老舊變電站接線方式及設備配置情況，并詳細介紹改造過程中的風險點、預控措施以及改造過程。

1.1 110 kV老舊變電站情況

某110 kV變電站的110 kV側為內橋接線方式，低壓側為單母三分段接線方式。該變電站配有雙回110 kV進線，兩臺110 kV 變壓器，低壓側10 kV部分為三段母線單分段方式，1號主變壓器對應10 kV Ⅰ 段母線，2號主變壓器低壓側分支一對應10 kV Ⅱ 段母線，2號主變壓器低壓側分支二對應10 kV Ⅲ 段母線，10 kV Ⅰ 段母線和Ⅱ 段母線之間配置有分段斷路器。主接線如圖1所示。

110 kV變電站老舊改造工程主要包括更換公共設備和分間隔內保護和測控裝置，老舊變電站增設故障錄波器和GPS對時裝置。

公共設備部分包括更換110 kV母線設備測控和110 kV電壓并列重動裝置，10 kV母線設備測控和10 kV電壓并列重動裝置，110 kV母線分段及備自投裝置和母線分段測控，10 kV母線分段及備自投和母線設備測控。分間隔內設備包括更換110 kV 主變壓器差動保護裝置、高后備保護裝置、主變壓器兩側測控裝置和本體測控裝置，同時主變壓器低壓側新增分支過流保護，110 kV進線測控，進線操作箱，10 kV線路、電抗器、電容器和所用變壓器保護測控裝置。

圖1 110 kV變電站主接線

1.2 輪停改造過程中風險點及控制措施

該期老舊變電站改造，為降低電網負荷壓力，采用輪停主變壓器間隔方式。第一階段110 kV停役狀態包括110 kV進線電源一斷路器線路檢修，1號主變壓器兩側斷路器檢修，1號主變壓器對應的高、低壓側母線檢修。110 kV進線電源二運行，2號主變壓器運行，2號主變壓器低壓側兩個分支均運行，10 kVⅡ段和Ⅲ段母線運行。改造過程中存在諸多風險點，尤其在改造公共設備時，拆除與停役設備相關二次回路過程中，由于安全措施落實不到位，造成運行母線失壓，運行間隔電流回路開路，誤跳運行間隔開關。下面列舉幾種典型設備更換過程中的風險點及控制措施。

1.2.1 110 kV備自投和線路測控及操作箱改造

更換110 kV備自投裝置過程中，風險點包括誤跳運行進線開關，誤拆線造成運行主變壓器高壓側電流開路和造成運行高壓側母線交流電壓失壓。預控措施包括：首先確認備自投跳運行進線開關出口硬壓板已經取下，將相關端子排跳運行進線部分上端頭用紅色絕緣膠布可靠隔離；并通過拉合停役進線開關控制電源開關，測量跳合停役進線的出口壓板電位，進一步確認出口壓板的正確性。110 kV備自投屏內進線二相關電流回路在運行，應將電流回路外側端子短接后斷開端子排連接片，斷開運行母線交流電壓端子排，并將外側密封防止誤碰。

110 kV老舊變電站，其兩條進線和橋開關測控及操作箱裝置常同屏布置，為檢修工作增加風險。更換同屏內檢修間隔測控和操作箱時，應將運行線路部分測量電壓、測量電流、遙信和遙控部分端子排可靠密封。將對應交流電壓空氣開關、直流遙信、裝置電源空氣開關和控制直流電源空氣開關可靠隔離。

1.2.2 110 kV電壓并列重動裝置改造

改造110 kV電壓并列重動屏可能造成運行母線失壓。預控措施是將運行110 kV母線電壓可靠隔離，由于舊電壓并列重動裝置采用雙位置繼電器，其掉電不會失壓，將舊電壓并列重動裝置直流電源可靠隔離后，將至110 kV一次設備的母聯斷路器位置、母聯斷路器兩側隔離開關位置、兩段母線電壓互感器隔離開關位置改接至新電壓并列重動屏。

1.2.3 10 kV備自投改造

改造10 kV母分備自投時風險點誤跳運行主變壓器低壓側斷路器，造成運行主變壓器低壓側電流開路或低壓側母線電壓短路。預控措施是將跳運行主變壓器低壓側斷路器的出口壓板取下，并將跳運行主變壓器低壓側斷路器端子排可靠隔離，通過拉合停役主變壓器低壓側控制電源方法進一步確認停役主變壓器間隔跳閘出口壓板和相關回路。將備自投柜內運行主變壓器低壓側電流回路短接，斷開運行交流母線電壓空氣開關使帶電部分可靠隔離。

1.2.4 10 kV電壓并列切換裝置改造

10 kV電壓并列切換裝置布置于10 kV分段隔離柜面板上，更換新電壓并列切換裝置前，應將運行段交流母線電壓臨時短接，防止拆除過程中由于誤斷開運行母線電壓互感器隔離開關位置開入造成10 kV運行主變壓器設備失壓。

老舊站測控裝置更換后，遙控試驗前將全站設備控制功能切換至就地位置，防止誤遙控運行設備開關。

1.3 變電站改造措施

1.3.1 10 kV間隔改造

10 kV線路、電容器、電抗器和所用變壓器開關柜間隔，采用保留二次接線倉、更換面板方式。面板上保護測控裝置和功能壓板、跳合閘出口壓板、遠近控切換把手、分合閘小開關、儲能指標燈和復歸按鈕均更換。以上相關二次回路均重新配置。由于線路間隔電能表本身有功率歷史讀數的特殊原因，電能表必須利舊。面板更換配線完成后進行絕緣測試，數據合格后，裝置送上電，新裝置支持IEC 61850《變電站通信網絡和系統》規范[3]，需修改配置IED NAME和通信地址，更新整定值，并配置遙信防抖時間、遙測死區參數、遙控保持時間等參數。新保護測控裝置需與廠站監控后臺和主站監控進行三遙信息核對，包括本間隔電壓、電流、有功功率、無功功率和功率因數核對；保護測控裝置告警、閉鎖、動作、斷路器分合閘位置、手車工作試驗位置、工作位置、開關柜接地開關位置、彈簧未儲能、控制回路斷線和輔助電源故障等遙信核對。遙控試驗包括斷路器合分閘遙控和重合閘軟壓板投退試驗。遙控試驗前，應將全站所有運行設備切換把手切至就地操作，防止由于遙控信息關聯異常，導致誤遙控運行設備，造成運行設備失電。

1.3.2 10 kV電壓并列裝置改造

10 kV電壓并列重動裝置改造措施：將運行母線電壓和運行母線電壓重動回路可靠密封；拆除停役母線電壓回路和停役母線電壓重動回路，割接至新電壓并列切換裝置；將分段斷路器位置、分段隔離柜小車工作位置構成的電壓并列回路，割接至新電壓并列重動裝置并列回路中；將分段斷路器分閘位置，分段隔離柜小車試驗位置接點并接至新電壓并列重動裝置解列回路解列把手兩端。

電壓并列重動回路搭接完成后，對二次回路進行絕緣測試，測試數據合格后，在停役母線電壓互感器柜處通入交流母線電壓，將電壓互感器小車推至工作位置，然后檢查電壓并列裝置重動指示燈，檢查重動后電壓輸出是否正常。需檢查該段母線上所有線路、電容器和電抗器保護測控裝置交流電壓采樣，檢查10 kV分段備自投、主變壓器低壓側后備保護、故障錄波器、主變壓器電能表屏和監控后臺的交流電壓采樣。為區分相別，各相電壓應設置不同數值，如分相電壓設置為10 V、20 V和30 V，零序電壓設置為15 V。

電壓重動回路驗證正確后，進一步驗證電壓并列和解列回路。電壓并列回路驗證，需將分段斷路器至合位，并將分段斷路器隔離柜推至工作位置，將并列解列開關切換至并列位置。并列條件滿足后，測量另外一段母線輸出交流母線分相和零序電壓正確。解列回路驗證時，分別拉開分段斷路器，將分段隔離小車拉至試驗位置，開關切換至解列位置，然后檢查并列裝置另外一段母線電壓輸出是否為0 V。

1.3.3 10 kV分段備自投改造

10 kV分段備自投開關柜，采用更換整個面板方法，所有保護測控裝置、電壓互感器、把手和指示燈引出線均重新配置。將運行母線電壓斷開，將運行主變壓間隔電流回路短接，將跳運行主變壓器間隔壓板和回路可靠隔離，運行主變壓器低壓側斷路器需改非自動裝置，拉開低壓側控制電源，拆除備自投跳運行主變壓器回路后將運行主變壓器低壓側控制電源恢復。配線完成經絕緣測試合格后，試驗備自投交流電壓、電流采樣，將停役側主變壓器低壓側斷路器位置和KKJ開入，同時聯動停役主變壓器低壓側斷路器和分段斷路器。

1.3.4 10 kV母線設備測控改造

10 kV母線設備測控改造：更換整個面板；廠站監控后臺和主站監控端三相交流母線電壓和零序電壓，交流采樣測試；母線電壓互感器隔離開關小車位置，母線接地小車工作位置等遙信測試；同時驗證母線接地信號正確性。

1.3.5 主變壓器保護更換

110 kV主變壓器差動保護、高后備保護和低壓側過流保護采用屏內“掏屏式”更換方式，只更換保護裝置，微調部分壓板、空氣開關、把手、按鈕和內部配線，外部電纜均利舊。差動保護采集高壓側進線、橋斷路器和低壓側分支斷路器電流，通流試驗檢驗電流采樣回路。差動保護動作出口回路驗證，包括跳高壓側進線和橋斷路器、低壓側斷路器、閉鎖高壓側分段備自投。其中閉鎖分段備自投應接入分方式閉鎖，不能接入總閉鎖回路。高后備保護采集高壓側電壓和高壓側套管電流，通流驗證電流回路。高壓側后備保護跳各側斷路器和閉鎖備自投回路驗證時，高后備動作閉鎖高壓側分段備自投也應采用分方式閉鎖。低壓側后備保護，接入低壓側電壓和電流，驗證跳低壓側分段斷路器、低壓側斷路器和閉鎖低壓側分段備自投出口回路。低壓側運行方式常采用暗備自投方式，故閉鎖低壓側備自投接入總閉鎖開入。

1.3.6 110 kV母線設備測控及電壓并列重動裝置改造

110 kV母線設備測控及電壓并列重動屏，同樣采用“掏屏式”更換方法。將運行母線電壓和運行母線電壓重動回路可靠密封，拆除停役母線電壓回路和停役母線電壓重動回路，割接至新電壓并列切換裝置；將分段斷路器位置、分段斷路器兩側隔離開關位置構成的電壓并列回路割接至新電壓并列重動裝置并列回路中；將分段斷路器分閘位置、分段斷路器兩側隔離開關分閘位置接點并接至新電壓并列重動裝置解列回路解列把手兩端。電壓并列重動回路搭接完成后，對二次回路進行絕緣測試。數據合格后，在停役母線電壓互感器柜處通入交流母線電壓，在合上電壓互感器隔離開關之前應通知調度變更設備運行狀態，再拉開母線接地開關、合上母線電壓互感器隔離開關。然后檢查電壓重動指示是否正確，檢查重動后電壓輸出是否正常。需檢查該段母線上進線和主變壓器高壓側測控裝置交流電壓采樣，并且檢查110 kV分段備自投、主變壓器高壓側后備保護、故障錄波器、電能表屏和監控后臺的交流電壓采樣。同樣為區分相別，各相電壓應設置不同數值，如分相電壓設置為15 V、25 V和35 V，零序電壓設置為15 V。

110 kV電壓重動回路驗證正確后，需進一步驗證電壓并列和解列回路。電壓并列回路驗證，需將分段斷路器至合位，并將分段斷路器兩側隔離開關合上，將并列解列把手切換至并列位置。但是由于110 kV只停役單段分段，分段斷路器近運行側母線隔離開關無法置合位，需等待該段母線停役后，方能驗證分段斷路器的該段母線側隔離開關相關并列和解列回路。合分段斷路器停役母線側隔離開關，需拉開分段斷路器停役母線側接地開關。變更一次設備狀態，需提前通知調度運行人員。并列條件滿足后，測量另外一段母線輸出交流母線分相和零序電壓。解列回路驗證時，分別拉開分段斷路器，將分段斷路器停役母線側隔離開關把手切換至解列位置，檢查并列裝置中另外一段母線電壓是否為0 V。

1.3.7 新增110 kV故障錄波器

新增110 kV故障錄波器采用異地立屏。該屏至各個間隔交流電壓、交流電流、開關位置和保護動作等開入二次電纜新鋪設。為削弱電磁干擾，新屏柜體接地銅排應使用截面積不小于50 mm2接地線與室內等電位接地網可靠連接[4]。檢測交流電壓、交流電流采樣，保護動作和跳閘位置等開入是否正確。在CT備用繞組不夠情況下，可以將故障錄波器電流串接在某保護裝置后[5-6]。

1.3.8 新增時鐘屏

新增110 kV時鐘屏采用異地立屏方式，其至各個間隔保護裝置采用B碼對時方式。

1.3.9 110 kV公用測控屏改造

110 kV公用測控屏采用異地立屏方式，需將原有所用電屏、交流電源監視回路、所用電屏不同段交流電源故障、所用電屏并列時信號接入公用測控，直流饋電屏、直流電源監視回路、直流電源屏直流電源故障、不同段直流電源并列信號、火災告警和防盜告警等信號接入公用測控，并分別驗證。

1.3.10 110 kV分段備自投改造

110 kV分段備自投柜，采用更換裝置方法。將運行母線電壓斷開，將運行主變壓器間隔電流回路短接，將跳運行主變壓器間隔壓板和回路可靠隔離，運行進線斷路器需改非自動裝置，拉開運行進線控制電源，拆除備自投跳運行進線回路后將運行進線控制電源恢復[7]。配線完成且絕緣測試合格后，進行備自投相關二次回路聯調驗證。

1.3.11 110 kV進線和分段測控及操作箱屏改造

110 kV進線和分段測控及操作箱屏，采用更換裝置、調整部分壓板和裝置引出線方式。外部輸入電纜均利舊。同屏內有運行線路測控和操作箱時，需將運行進線相關空氣開關、把手、壓板和運行部分端子排可靠密封，防止誤碰運行設備。配線完成經絕緣測試合格后，進行三遙回路驗證。對于操作箱，應結合跳合閘線圈電阻，合理調整操作板上TBJ和HBJ繼電器動作電流；由于整定時已考慮2倍的動作裕度，因此只要按照斷路器實際跳合閘電流整定，不再考慮裕度。操作箱防跳繼電器回路應該和機構防跳繼電器配合使用，盡量采用機構防跳，取消操作箱防跳。

2 變電站改造成本分析

老舊變電站改造過程中主要考慮時間成本和人力成本，下面進行具體分析。

2.1 變電站改造時間成本分析

老舊變電站改造過程中存在諸多種施工方案，下面分析3種主要施工方案。

2.1.1 方案1采用同廠家“掏屏式”更換方案

老舊設備采用利用舊屏柜和舊二次倉方式，只更換單個裝置，并完成裝置引出配線，將壓板、空氣開關和端子排部分配線采用微調方式。采用“掏屏式”方案的時間成本如表1所示，時間成本柱狀圖如圖2所示。

表1 方案1 時間成本 單位：h

表2 方案2時間成本 單位：h

圖2 方案1改造時間成本

2.1.2 方案2采用異地立屏更換方案

老舊設備采用異地立屏和更換二次倉的方式時間成本如表2所示，時間成本柱狀圖如圖3所示。

圖3 方案2時間成本

方案2適用于新舊設備均來源于相同廠家設備更換，如果不同廠家設備但是嚴格按照屏柜組裝規范設計的屏柜和二次倉時仍然適用。

2.1.3 方案3 采用不同廠家“掏屏式”更換方案

老舊設備采用利用舊屏柜和舊二次倉方式，只更換單裝置，但裝置非同一廠家設備，需完成裝置引出配線，將壓板、空氣開關和端子排部分配線大幅調整工作。方案3在應用于變壓器保護更換時與其他方案相比，時間成本差異較大，下面結合主變壓器保護更換進行分析。

2.2 主變壓器保護更換成本對比分析

針對改造方案1，如果新舊設備采用不同廠家，且設計的裝置引出線、端子排、壓板、空氣開關、把手和按鈕差異較大時，對更換成本進行對比分析。在以上情況下更換新舊設備，對于10 kV線路、電容器和電抗器影響幾乎可以忽略，但是對于110 kV部分的改造影響較大，尤其針對主變壓器保護屏內新舊設備更換。

針對主變壓器保護屏柜更換，進行對比分析。方案1.1采用異地立新屏，節省了屏內裝置、壓板、

表3 主變壓器保護更換時間3種方案分析 單位：h

空氣開關、把手和按鈕至端子排配線時間，但是立屏和新電纜鋪設需要花費大塊時間。方案1.2采用舊屏柜不動只更換保護裝置，相同廠家直接更換，節省時間最多。方案1.3采用舊屏柜不動更換不同廠家保護裝置，其內部配線和外部電纜需要調整，但可以節省立屏和新敷設電纜時間。更換主變壓器保護的3種方案耗費時間分析如表3所示。根據圖4線性分析可見，同屏內更換不同廠家主變壓器保護和異地立屏時間成本接近。

圖4 主變壓器保護改造不同方案時間成本

對整站改造時間成本對比分析，發現針對110 kV變電站二次改造工作中，10 kV部分改造采用更換面板時間成本更少，即使更換不同廠家設備，所花費時間成本接近；110 kV部分改造過程中更換相同廠家設備時間成本最少，同屏內更換不同廠家設備和異地立屏時間成本接近，在變電站內部空間充足的情況下，應采用異地立屏方案。

變壓器更換工作中，再進一步考慮改造過程中的人力成本。人力成本計算公式為

式中：p為不同工種人員時薪；t為工作時長；m為工種數；n為所需人員數量。

以110 kV主變壓器保護的保護屏改造為例，改造人員主體分為四大工種：1)輔助工，負責立屏和敷設電纜；2)二次接線工，負責舊回路隔離和外回路接線；3)廠家配線工，負責端子排內側所有配線工作；4)為調試人員，負責保護功能和二次回路調試工作。

根據式(1)可得110 kV主變壓器保護屏改造不同方案下人力資源成本，如表4所示，對比圖如圖5所示。

表4 人力資源成本

圖5 不同方案人力成本對比

對比分析主變壓器保護間隔改造成本，發現針對110 kV變電站二次改造工作，110 kV部分改造采用更換相同廠家設備時人力成本最少，同屏內更換不同廠家設備和異地立屏人力成本與其接近。綜合考慮時間成本的情況下，建議主變壓器間隔改造優先采用異地立新屏方式。

3 結 語

通過對110 kV老舊變電站改造，針對不同設備改造方案進行分析，提出了通用版本的改造和聯調方法。通過對比分析不同改造方案，在新舊設備相同廠家、相關配線改動微小的情況下，優先采用“掏屏式”更換方案；在新舊設備不同廠家、相關配線改動較大的情況下，推薦異地立新屏的方案。該方案具有通用型，為國內110 kV老舊變電站改造提供了便利，提高了工作效率，縮短了停電時間，降低了電網運行維護風險。