丁曉輝 張星 趙東森

引言：本文對某站110kV系統(tǒng)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(fā)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(jīng)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(wǎng)規(guī)模的不斷擴大，超高壓變電站大量增加，進一步增大了環(huán)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(qū)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(wǎng)銀川行政區(qū)總負荷的14.2%?，F(xiàn)110kV系統(tǒng)運行的設備為常規(guī)一次設備，設備受風沙雨雪侵蝕嚴重有明顯老化現(xiàn)象，對于電網(wǎng)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(tǒng)單母線運行，為保證電網(wǎng)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(jù)現(xiàn)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(xù)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(lián)100間隔進行改造，確保在后續(xù)改造過程中可以順利進行倒閘操作。其余間隔在后續(xù)施工順序由現(xiàn)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(lián)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(tǒng)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(lián)開關，無法用常規(guī)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(tǒng)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(lián)開關功能的類似母聯(lián)設備，進行倒閘操作。但這個想法是否能夠實現(xiàn)，需要對現(xiàn)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(tǒng)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(lián)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(lián)開關，但母聯(lián)100開關已處在檢修狀態(tài)，無法實現(xiàn)正常功能。對于專用臨時母聯(lián)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(lián)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(lián)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(lián)間隔。

3、將117母差保護跳閘回路接至跳母聯(lián)位置。

4、將117開關位置接入母差保護母聯(lián)開關位置處。

變電站110kV母差保護為BP-2B母差保護，其母聯(lián)CT極性需以II母為正。根據(jù)實際情況在將117作為母聯(lián)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(lián)，完成倒閘操作功能。

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

采用母聯(lián)100進行合環(huán)操作時，校核如下圖2所示：

圖2母聯(lián)100合環(huán)時潮流校核圖

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

圖3臨時母聯(lián)合環(huán)時潮流校核圖

通過與母聯(lián)100合環(huán)時的潮流圖對比分析可得：110kV系統(tǒng)在專用臨時母聯(lián)開關117開關處合環(huán)時，110kV I母與II母之間的功率在正常范圍內，滿足安全穩(wěn)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(tǒng)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(fā)生故障，則造成110kV系統(tǒng)全停后果，預計損失負荷293MW左右，占寧夏電網(wǎng)銀川行政區(qū)總負荷12.2%，根據(jù)國網(wǎng)公司下發(fā)《國家電網(wǎng)公司安全事故調查規(guī)程》中“2.2.5.1造成電網(wǎng)減供負荷100兆瓦以上者。”的條例，進入五級電網(wǎng)事件[3]。

采取措施：詳細制定變電站反事故預案。通過110kV系統(tǒng)聯(lián)絡線通道，恢復變電站重要負荷。聯(lián)絡關系為，220kV施工變電站110kV系統(tǒng)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(lián)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(jīng)過旁路-4刀閘與旁路母線與電源點相聯(lián)系，并沒有經(jīng)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(xiàn)差流，可能引起線路跳閘[4]。經(jīng)繼電保護專業(yè)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(jīng)過多次改動，可靠性降低，可能出現(xiàn)誤動作情況；所以新設備啟動風險大，任意設備元件出現(xiàn)問題都有可能引發(fā)運行母線故障，導致嚴重電網(wǎng)事故發(fā)生。

采取措施：在進行變電站110kV系統(tǒng)新設備啟動過程中，應盡可能避免新設備與運行的母線發(fā)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(tài)，所以110kV I母線處于獨立運行狀態(tài)，滿足硬隔離的先決條件。

2、母聯(lián)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(tài)，不能用母聯(lián)100對母線進行充電，而是選擇主變容量較小，設備運行狀態(tài)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(fā)生故障，則屬于母線近區(qū)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(tài)，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(lián)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(fā)生負荷損失情況，避免了事故的擴大，確保電網(wǎng)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(xù)使用專用臨時母聯(lián)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(lián)100的母差保護二次回路沒有恢復，所以必須等母聯(lián)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(jīng)對各間隔的開關及刀閘進行了充電驗證，且母聯(lián)100的功能已經(jīng)恢復正常，所以可以用母聯(lián)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(fā)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(tǒng)正常運行方式。

變電站110kV系統(tǒng)HGIS設備改造工程第一階段順利完工。后續(xù)改造過程中母聯(lián)100可以進行正常倒閘操作，屬于常規(guī)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(fā)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(jīng)驗。

參考文獻

[1]李堅.電網(wǎng)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(wǎng)運行與管理技術問答，北京：中國電力出版社，2007.

[3]國家電網(wǎng)安監(jiān).國家電網(wǎng)公司安全事故調查規(guī)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(tǒng)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(tǒng)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(wǎng)寧夏電力公司銀川供電公司）