关于某变电站110kV系统HGIS设备改造工程的分析

引言：本文对某站110kV系统HGIS设备改造项目过程进行详细分析。从施工方案的制定、施工存在问题及解决措施方面，具体的分析各类问题发生的原因及产生的风险，并制定了相应的解决措施，通过对具体工程案例的详细分析说明，为此类工程的顺利实施奠定基础及改造经验。

引言

HGIS（Hybrid Gas Insulated Switchgear）是一种介于GIS和AIS之间的新型高压开关设备。与GIS设备的结构相比，HGIS的母线是外露的不装于SF6气室，因而接线清晰、简洁、紧凑，安装及维护检修方便，运行可靠性高[1]。

随着电网规模的不断扩大，超高压变电站大量增加，进一步增大了环境和占地的压力，使得变电站主设备的选型就非常重要。HGIS具有占地少，运行可靠性高，抗污秽及抗震能力强等特点。尤其在风沙较大的西北地区HGIS设备得到广泛的应用。

一、工程简介

1.1工程概况

工程所在的220kV变电站位于宁夏银川市，变电站容量420MVA，共三台主变#1、#2主变120MVA，#3主变180MVA，正常情况下最大负荷可达341MW，占宁夏电网银川行政区总负荷的14.2%。现110kV系统运行的设备为常规一次设备，设备受风沙雨雪侵蚀严重有明显老化现象，对于电网的安全运行存在严重隐患，因此急需进行改造，计划将原有设备拆除，更换为HGIS设备。

本次110kV设备改造工程主要涉及2期项目共计16个110kV HGIS间隔改造；其中银川供电局负责7个间隔改造，分别为：111线路、112线路、113线路、114线路、120线路、122线路及备用间隔121线路。各间隔的工作均为拆除间隔断路器、-1、-2、-3隔离开关，安装HGIS设备。

1.2施工方案

为保证工程顺利实施，综合考虑施工、运维、保护及调度等多方面因素，整个改造工程预计130天，并分为7个阶段，每个阶段20天，均需进行三次倒母线，时间安排大致为I母2天，II母17天，I母1天。在此期间变电站110kV系统单母线运行，为保证电网安全及可靠供电，需要制定详细合理的施工方案、操作方案、事故预案及新设备启动方案。

根据现场设备布局情况，119间隔、118间隔位于道路边缘，因施工安装新设备后，原有道路被施工破坏，无法进行正常使用。故本次施工应首先从119间隔、118间隔开始，以保证后续工程可以顺利实施；其次，改造过程中需要频繁进行倒母线操作，故需将母联100间隔进行改造，确保在后续改造过程中可以顺利进行倒闸操作。其余间隔在后续施工顺序由现场布局决定。

二、工程中存在问题及解决措施

通过对施工方案的分析可以看出，该项工程施工的主要问题有以下几点：

2.1负荷转移问题

施工过程中存在大量负荷无法转移的事实，大量负荷的转移不仅施工风险大，而且容易造成甩负荷致使用户失电的情况。

采取措施：严控变电站负荷。第一阶段停电期间，预计变电站最大负荷为341MW，主变容量配置为：1#主变（120MW）、2#主变（120MW）、3#主变（180MW）。将其中炼油二变（32MW）负荷与牵引变（16MW）负荷转移至其他220kV变电变。届时由该变电站供电的负荷减至293MW。通过方式调整，尽可能减小此变电站故障的影响及事故等级，保证铁路牵引变及重要用户供电。

2.2频繁倒闸问题

变电站更换母联100开关及隔离开关为HGIS设备，需将100间隔拆除。在此期间，110kV系统I与II母需要轮流停电检修，需要进行倒闸操作，但此时已失去母联开关，无法用常规操作对母线进行倒闸操作，给工程改造带来极大困难。

采取措施：纵观整个110kV系统间隔，有一备用间隔117，再有旁路开关140。故考虑利用旁路开关140、旁路母线以及备用间隔117开关串在一起，组成一个具有母联开关功能的类似母联设备，进行倒闸操作。但这个想法是否能够实现，需要对现场设备进行实际检测，要求满足继电保护设备的正常运行，还要对该项操作进行系统安全校核。为此制定三步方案：

第一步：设备检查。安排检修人员对备用间隔117设备、旁路开关140及旁路母线进行定检工作，检查所有设备是否可以进行操作，确保其设备的良好性，以利于正常操作的顺利进行。

第二步：与保护设备的配合检查。对于组合而成的专用临时母联开关是否能与保护设备进行配合进行检查。因母差保护在正常动作过程中需首先跳开母联开关，但母联100开关已处在检修状态，无法实现正常功能。对于专用临时母联开关是无法满足母差保护的正常运行，所以必须进行二次回路的改造工作。因倒闸操作结束后，旁路140要恢复带路功能，所以考虑117开关作为临时母联100开关，并对其进行临时命名，旁路间隔140及旁路母线视为-1刀闸作为硬连接，以满足倒闸操作需要。接线如下图1所示：

图1旁路13140间隔与13117备用间隔接线图

专用临时母联开关必须具备的条件：

1、封住140母差电流。

2、将117母差保护电流回路倒接至母联间隔。

3、将117母差保护跳闸回路接至跳母联位置。

4、将117开关位置接入母差保护母联开关位置处。

变电站110kV母差保护为BP-2B母差保护，其母联CT极性需以II母为正。根据实际情况在将117作为母联在倒闸操作时，一次设备必须将140挂接I母，117挂接于II母线，通过旁母及13140、13117形成母联，完成倒闸操作功能。

第三步：电力系统安全稳定性校核。用专用临时母联进行倒闸操作，在此之前从未发生过，存在安全风险隐患，所以必须对其进行电力系统安全稳定性校核[2]。

采用母联100进行合环操作时，校核如下图2所示：

图2母联100合环时潮流校核图

采用117、140及旁路母线组成的专用临时母联开关进行合环操作时，校核如下图3所示：

图3临时母联合环时潮流校核图

通过与母联100合环时的潮流图对比分析可得：110kV系统在专用临时母联开关117开关处合环时，110kV I母与II母之间的功率在正常范围内，满足安全稳定性校核，可以进行正常操作。

2.3运行方式薄弱问题

在施工中有长达100多天的110kV系统单母线运行方式，该运行方式薄弱，供电可靠性降低。若运行母线发生故障，则造成110kV系统全停后果，预计损失负荷293MW左右，占宁夏电网银川行政区总负荷12.2%，根据国网公司下发《国家电网公司安全事故调查规程》中“2.2.5.1造成电网减供负荷100兆瓦以上者。”的条例，进入五级电网事件[3]。

采取措施：详细制定变电站反事故预案。通过110kV系统联络线通道，恢复变电站重要负荷。联络关系为，220kV施工变电站110kV系统故障全停，通过A变电站―110kV变电站B―施工站110kV旁母―112线路、116线路、121线路进行供电，如下图4所示：

图4联络关系接线图

此种方式下，变电站A线路5107（型号LGJ-300/20）输送容量131.46MW。供电的变电站有：变电站B（30MW）、变电站C（30MW）、变电站D（20MW）、牵引变E（16MW），共计负荷96MW。反带线路是直接经过旁路-4刀闸与旁路母线与电源点相联系，并没有经过站内开关与电流互感器，所以站内线路保护设备将失去应有功能，所有线路由5107保护装置保护其正常运行。

在此特别说明：112线路配置光纤纵差保护，所以必须将其线路光纤纵差保护退出运行，否则线路一带负荷即会出现差流，可能引起线路跳闸[4]。经继电保护专业整定此特殊运行方式下的临时定值，校核计算后，此方式确实可行。

2.4新设备启动风险问题

本次更换的新设备为HGIS设备。各间隔断路器与-1、-2、-3刀闸之间有相对独立的绝缘气室，且不能直接观察到刀闸是否正常，新设备100开关未进行充电试验，可能存在拒动情况；母差保护二次回路经过多次改动，可靠性降低，可能出现误动作情况；所以新设备启动风险大，任意设备元件出现问题都有可能引发运行母线故障，导致严重电网事故发生。

采取措施：在进行变电站110kV系统新设备启动过程中，应尽可能避免新设备与运行的母线发生直接性接触；预先考虑故障情况下母差保护误动作导致的影响，并采取控制措施。所以将新设备启动分为两次。

第一次新设备启动：

1、在新设备与II母线安装完毕后，进行第一次新设备启动。此时新设备与I母线之间的引流导线处于未接状态，所以110kV I母线处于独立运行状态，满足硬隔离的先决条件。

2、母联100是新设备，可靠性较低。新设备启动前，110kV II母线处于冷备状态，不能用母联100对母线进行充电，而是选择主变容量较小，设备运行状态良好的#2主变中压侧102开关对II母线进行充电，以检查母线是否可以正常运行。

3、本次新投运设备均是站内设备。距离母线很近，若发生故障，则属于母线近区故障，故障短路电流会很大。而主变中后备保护切除故障的时限比较长，考虑长时限的短路电流有可能会烧毁主变，因此，必须更改主变后备保护定值，以保证主变的安全性[5]。

由以上几项考虑可得，在满足条件后，将110kV II母转为冷备状态，新设备运行于II母线，重新整定#2主变中后备保护定值，用#2主变中压侧102开关对II母线、119间隔、118间隔及母联100间隔进行充电，确保母线、各间隔开关、-1、-2及-3刀闸设备良好。若新设备有故障，则#2主变中压侧开关102迅速跳开隔离故障，这样即保护#2主变的安全性，也有效的保证I母线的正常运行，不会发生负荷损失情况，避免了事故的扩大，确保电网的正常运行。若无异常情况，则第一次新设备启动顺利完成。

第二次新设备启动：

第一次新设备启动顺利完成后，继续使用专用临时母联开关进行倒闸操作，110kV I母线转检修，进行引流导线的接入。此时母联100的母差保护二次回路没有恢复，所以必须等母联100的母差保护功能恢复正常后，才可进行第二次的新设备启动。

具备以上条件后，方可开始第二次新设备启动。第一次已经对各间隔的开关及刀闸进行了充电验证，且母联100的功能已经恢复正常，所以可以用母联100开关对110kV I母线进行充电，但之前必须退出110kV母差保护，可能存在CT极性错误引发母差保护误动作的问题。待母线运行正常后，对各间隔进行母差保护极性测试，测试正确后，恢复110kV系统正常运行方式。

变电站110kV系统HGIS设备改造工程第一阶段顺利完工。后续改造过程中母联100可以进行正常倒闸操作，属于常规工程项目，故不再进行论述。

本文主要分析HGIS设备改造工程过程，从施工方案的制定、施工存在问题及解决措施等方面，具体的分析各类问题发生的原因及产生的风险，并制定了相应的解决措施，通过对具体工程案例的详细分析说明，为此类工程的顺利实施奠定基础及改造经验。

参考文献

[1]李坚.电网运行及调度技术问答， 第二版.北京：中国电力出版社，2012.8.

[2]贾伟.电网运行与管理技术问答，北京：中国电力出版社，2007.

[3]国家电网安监.国家电网公司安全事故调查规程，北京：中国电力出版社，2011.

[4]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问答（第二版）[M].北京：中国电力出版社，2006.

[5]江苏省电力公司.电力系统继电保护原理与实用技术[M]. 北京：中国电力出版社，2006.

（作者单位：国网宁夏电力公司银川供电公司）