關于某變電站110kV系統HGIS設備改造工程的分析

丁曉輝 張星 趙東森

引言：本文對某站110kV系統HGIS設備改造項目過程進行詳細分析。從施工方案的制定、施工存在問題及解決措施方面，具體的分析各類問題發生的原因及產生的風險，并制定了相應的解決措施，通過對具體工程案例的詳細分析說明，為此類工程的順利實施奠定基礎及改造經驗。

引言

HGIS（Hybrid Gas Insulated Switchgear）是一種介于GIS和AIS之間的新型高壓開關設備。與GIS設備的結構相比，HGIS的母線是外露的不裝于SF6氣室，因而接線清晰、簡潔、緊湊，安裝及維護檢修方便，運行可靠性高[1]。

隨著電網規模的不斷擴大，超高壓變電站大量增加，進一步增大了環境和占地的壓力，使得變電站主設備的選型就非常重要。HGIS具有占地少，運行可靠性高，抗污穢及抗震能力強等特點。尤其在風沙較大的西北地區HGIS設備得到廣泛的應用。

一、工程簡介

1.1工程概況

工程所在的220kV變電站位于寧夏銀川市，變電站容量420MVA，共三臺主變#1、#2主變120MVA，#3主變180MVA，正常情況下最大負荷可達341MW，占寧夏電網銀川行政區總負荷的14.2%。現110kV系統運行的設備為常規一次設備，設備受風沙雨雪侵蝕嚴重有明顯老化現象，對于電網的安全運行存在嚴重隱患，因此急需進行改造，計劃將原有設備拆除，更換為HGIS設備。

本次110kV設備改造工程主要涉及2期項目共計16個110kV HGIS間隔改造；其中銀川供電局負責7個間隔改造，分別為：111線路、112線路、113線路、114線路、120線路、122線路及備用間隔121線路。各間隔的工作均為拆除間隔斷路器、-1、-2、-3隔離開關，安裝HGIS設備。

1.2施工方案

為保證工程順利實施，綜合考慮施工、運維、保護及調度等多方面因素，整個改造工程預計130天，并分為7個階段，每個階段20天，均需進行三次倒母線，時間安排大致為I母2天，II母17天，I母1天。在此期間變電站110kV系統單母線運行，為保證電網安全及可靠供電，需要制定詳細合理的施工方案、操作方案、事故預案及新設備啟動方案。

根據現場設備布局情況，119間隔、118間隔位于道路邊緣，因施工安裝新設備后，原有道路被施工破壞，無法進行正常使用。故本次施工應首先從119間隔、118間隔開始，以保證后續工程可以順利實施；其次，改造過程中需要頻繁進行倒母線操作，故需將母聯100間隔進行改造，確保在后續改造過程中可以順利進行倒閘操作。其余間隔在后續施工順序由現場布局決定。

二、工程中存在問題及解決措施

通過對施工方案的分析可以看出，該項工程施工的主要問題有以下幾點：

2.1負荷轉移問題

施工過程中存在大量負荷無法轉移的事實，大量負荷的轉移不僅施工風險大，而且容易造成甩負荷致使用戶失電的情況。

采取措施：嚴控變電站負荷。第一階段停電期間，預計變電站最大負荷為341MW，主變容量配置為：1#主變（120MW）、2#主變（120MW）、3#主變（180MW）。將其中煉油二變（32MW）負荷與牽引變（16MW）負荷轉移至其他220kV變電變。屆時由該變電站供電的負荷減至293MW。通過方式調整，盡可能減小此變電站故障的影響及事故等級，保證鐵路牽引變及重要用戶供電。

2.2頻繁倒閘問題

變電站更換母聯100開關及隔離開關為HGIS設備，需將100間隔拆除。在此期間，110kV系統I與II母需要輪流停電檢修，需要進行倒閘操作，但此時已失去母聯開關，無法用常規操作對母線進行倒閘操作，給工程改造帶來極大困難。

采取措施：縱觀整個110kV系統間隔，有一備用間隔117，再有旁路開關140。故考慮利用旁路開關140、旁路母線以及備用間隔117開關串在一起，組成一個具有母聯開關功能的類似母聯設備，進行倒閘操作。但這個想法是否能夠實現，需要對現場設備進行實際檢測，要求滿足繼電保護設備的正常運行，還要對該項操作進行系統安全校核。為此制定三步方案：

第一步：設備檢查。安排檢修人員對備用間隔117設備、旁路開關140及旁路母線進行定檢工作，檢查所有設備是否可以進行操作，確保其設備的良好性，以利于正常操作的順利進行。

第二步：與保護設備的配合檢查。對于組合而成的專用臨時母聯開關是否能與保護設備進行配合進行檢查。因母差保護在正常動作過程中需首先跳開母聯開關，但母聯100開關已處在檢修狀態，無法實現正常功能。對于專用臨時母聯開關是無法滿足母差保護的正常運行，所以必須進行二次回路的改造工作。因倒閘操作結束后，旁路140要恢復帶路功能，所以考慮117開關作為臨時母聯100開關，并對其進行臨時命名，旁路間隔140及旁路母線視為-1刀閘作為硬連接，以滿足倒閘操作需要。接線如下圖1所示：

圖1旁路13140間隔與13117備用間隔接線圖

專用臨時母聯開關必須具備的條件：

1、封住140母差電流。

2、將117母差保護電流回路倒接至母聯間隔。

3、將117母差保護跳閘回路接至跳母聯位置。

4、將117開關位置接入母差保護母聯開關位置處。

變電站110kV母差保護為BP-2B母差保護，其母聯CT極性需以II母為正。根據實際情況在將117作為母聯在倒閘操作時，一次設備必須將140掛接I母，117掛接于II母線，通過旁母及13140、13117形成母聯，完成倒閘操作功能。

第三步：電力系統安全穩定性校核。用專用臨時母聯進行倒閘操作，在此之前從未發生過，存在安全風險隱患，所以必須對其進行電力系統安全穩定性校核[2]。

采用母聯100進行合環操作時，校核如下圖2所示：

圖2母聯100合環時潮流校核圖

采用117、140及旁路母線組成的專用臨時母聯開關進行合環操作時，校核如下圖3所示：

圖3臨時母聯合環時潮流校核圖

通過與母聯100合環時的潮流圖對比分析可得：110kV系統在專用臨時母聯開關117開關處合環時，110kV I母與II母之間的功率在正常范圍內，滿足安全穩定性校核，可以進行正常操作。

2.3運行方式薄弱問題

在施工中有長達100多天的110kV系統單母線運行方式，該運行方式薄弱，供電可靠性降低。若運行母線發生故障，則造成110kV系統全停后果，預計損失負荷293MW左右，占寧夏電網銀川行政區總負荷12.2%，根據國網公司下發《國家電網公司安全事故調查規程》中“2.2.5.1造成電網減供負荷100兆瓦以上者。”的條例，進入五級電網事件[3]。

采取措施：詳細制定變電站反事故預案。通過110kV系統聯絡線通道，恢復變電站重要負荷。聯絡關系為，220kV施工變電站110kV系統故障全停，通過A變電站—110kV變電站B—施工站110kV旁母—112線路、116線路、121線路進行供電，如下圖4所示：

圖4聯絡關系接線圖

此種方式下，變電站A線路5107（型號LGJ-300/20）輸送容量131.46MW。供電的變電站有：變電站B（30MW）、變電站C（30MW）、變電站D（20MW）、牽引變E（16MW），共計負荷96MW。反帶線路是直接經過旁路-4刀閘與旁路母線與電源點相聯系，并沒有經過站內開關與電流互感器，所以站內線路保護設備將失去應有功能，所有線路由5107保護裝置保護其正常運行。

在此特別說明：112線路配置光纖縱差保護，所以必須將其線路光纖縱差保護退出運行，否則線路一帶負荷即會出現差流，可能引起線路跳閘[4]。經繼電保護專業整定此特殊運行方式下的臨時定值，校核計算后，此方式確實可行。

2.4新設備啟動風險問題

本次更換的新設備為HGIS設備。各間隔斷路器與-1、-2、-3刀閘之間有相對獨立的絕緣氣室，且不能直接觀察到刀閘是否正常，新設備100開關未進行充電試驗，可能存在拒動情況；母差保護二次回路經過多次改動，可靠性降低，可能出現誤動作情況；所以新設備啟動風險大，任意設備元件出現問題都有可能引發運行母線故障，導致嚴重電網事故發生。

采取措施：在進行變電站110kV系統新設備啟動過程中，應盡可能避免新設備與運行的母線發生直接性接觸；預先考慮故障情況下母差保護誤動作導致的影響，并采取控制措施。所以將新設備啟動分為兩次。

第一次新設備啟動：

1、在新設備與II母線安裝完畢后，進行第一次新設備啟動。此時新設備與I母線之間的引流導線處于未接狀態，所以110kV I母線處于獨立運行狀態，滿足硬隔離的先決條件。

2、母聯100是新設備，可靠性較低。新設備啟動前，110kV II母線處于冷備狀態，不能用母聯100對母線進行充電，而是選擇主變容量較小，設備運行狀態良好的#2主變中壓側102開關對II母線進行充電，以檢查母線是否可以正常運行。

3、本次新投運設備均是站內設備。距離母線很近，若發生故障，則屬于母線近區故障，故障短路電流會很大。而主變中后備保護切除故障的時限比較長，考慮長時限的短路電流有可能會燒毀主變，因此，必須更改主變后備保護定值，以保證主變的安全性[5]。

由以上幾項考慮可得，在滿足條件后，將110kV II母轉為冷備狀態，新設備運行于II母線，重新整定#2主變中后備保護定值，用#2主變中壓側102開關對II母線、119間隔、118間隔及母聯100間隔進行充電，確保母線、各間隔開關、-1、-2及-3刀閘設備良好。若新設備有故障，則#2主變中壓側開關102迅速跳開隔離故障，這樣即保護#2主變的安全性，也有效的保證I母線的正常運行，不會發生負荷損失情況，避免了事故的擴大，確保電網的正常運行。若無異常情況，則第一次新設備啟動順利完成。

第二次新設備啟動：

第一次新設備啟動順利完成后，繼續使用專用臨時母聯開關進行倒閘操作，110kV I母線轉檢修，進行引流導線的接入。此時母聯100的母差保護二次回路沒有恢復，所以必須等母聯100的母差保護功能恢復正常后，才可進行第二次的新設備啟動。

具備以上條件后，方可開始第二次新設備啟動。第一次已經對各間隔的開關及刀閘進行了充電驗證，且母聯100的功能已經恢復正常，所以可以用母聯100開關對110kV I母線進行充電，但之前必須退出110kV母差保護，可能存在CT極性錯誤引發母差保護誤動作的問題。待母線運行正常后，對各間隔進行母差保護極性測試，測試正確后，恢復110kV系統正常運行方式。

變電站110kV系統HGIS設備改造工程第一階段順利完工。后續改造過程中母聯100可以進行正常倒閘操作，屬于常規工程項目，故不再進行論述。

本文主要分析HGIS設備改造工程過程，從施工方案的制定、施工存在問題及解決措施等方面，具體的分析各類問題發生的原因及產生的風險，并制定了相應的解決措施，通過對具體工程案例的詳細分析說明，為此類工程的順利實施奠定基礎及改造經驗。

參考文獻

[1]李堅.電網運行及調度技術問答， 第二版.北京：中國電力出版社，2012.8.

[2]賈偉.電網運行與管理技術問答，北京：中國電力出版社，2007.

[3]國家電網安監.國家電網公司安全事故調查規程，北京：中國電力出版社，2011.

[4]國家電力調度通信中心.電力系統繼電保護實用技術問答（第二版）[M].北京：中國電力出版社，2006.

[5]江蘇省電力公司.電力系統繼電保護原理與實用技術[M]. 北京：中國電力出版社，2006.

（作者單位：國網寧夏電力公司銀川供電公司）