电气二次设计在变电站综合改造中的应用研究

0引言

随着电力网络的飞速发展,变电站作为网络的重要基础设施,面临着不断增长的容量需求和可靠性要求。然而,许多变电站建设历史较为久远,变电站内综自装置已运行多年,设备老化以致难以满足新时期的供电需求。为保障变电站的安全稳定运行,对既有变电站综合装置进行改建已成为重要工作之一。电气二次设计作为变电站综合改建的关键环节,在优化设备选型、提升设备性能、保障供电可靠性等方面发挥着至关重要的作用。本文将围绕电气二次设计在变电站综合改造中的应用展开研究,旨在为相关工程实践提供有益参考。

1 电气二次设计的概念与范畴

电气二次设计是电力系统变电站设计中的重要组成部分,主要涉及变电站的监控、保护、控制、测量、信号及自动化系统等非一次设备(非主电路)部分的设计。其核心目标是确保变电站安全、可靠、高效运行,并实现智能化管理。主要包括继电保护系统、监控与 自动化系统、测量与计量系统、控制与信号系统、站用电及直流电源系统、通信与网络系统、防雷与接地等子系统的设计与优化。通常电气二次设计需根据变电站规模(如110、220 kv)、主接线形式(双母线、单母线分段等)确定二次系统要求,并给出保护配置、自动化系统架构、通信方案,最后绘制图纸、配置装置参数、编写技术规范书等[1]。在日常工程实践中,电气二次设计还需对保护传动试验、自动化系统联调等提出相应指导意见。

2 变电站综自装置现状分析

近年来,变电站面临着日益增长的容量需求和可靠性挑战,变电站综自装置元件老化、保护配置不合理等已成为普遍问题,降低了变电站的可靠性。许多老旧变电站的综自装置已运行10年以上,保护装置异常信号频发,究其原因:1)老旧装置硬件性能衰退,导致误动、拒动风险增加,影响电网安全;2)由于老旧装置技术落后,难以满足现代电网需求;3)传统综自装置缺乏智能化功能(如 自适应保护、远程诊断),无法支持新型电力系统的灵活调度;4)部分变电站仍采用非IEC 61850标准的通信架构,难以实现设备互联和数据共享;5)保护装置为同一厂家产品,不满足双重化配置要求,需改造为不同厂家的保护装置。因此,既有老旧变电站综自装置亟需开展全面的改扩建,通过优化设备布局、升级主要设备、完善智能运维手段等途径,全面提升变电站供电能力和可靠性水平。

3 电气二次设计在变电站改建中的具体应用

3.1 南方某变电站现状

南方某220 kv变电站始建于2003年,中途历经扩建、局部一/二次设备改造,现配置3× 180 MvA主变压器,一次系统采用220 kv双母单分段接线(含7回出线)、110 kv双母单分段接线(含12回出线),具体如图1所示。

经现场勘查与技术评估,二次系统存在显著缺陷:1)在继电保护方面,5回110 kv线路保护装置自2004年投运至今已严重超期,110 kv母线保护装置长期超限运行,导致动作可靠性下降;2)监控系统因多期扩建存在异构化问题,现场共存4种型号测控装置,跨系统通信协议不统一制约功能集成;3)辅助系统设备老化尤为突出,2004年部署的视频监控系统无法满足当前高清巡检需求,2013年投运的同步时钟装置也存在精度不足问题;4)主控室空间资源严重受限,仅余两面备用屏位,难以支撑新增设备部署,迫使改造方案需兼顾技术升级与空间优化。

3.2各系统设计思路

3.2.1继电保护系统

继电保护系统落实双重化配置要求,依据《南方电网继电保护通用技术规范》更换超期装置,110 kv线路保护及母线保护按单套设计,220 kv主变保护按两套独立系统设计,同步强化后备保护逻辑以提升动作选择性[2]。

1)220 kv电压等级保护系统改造遵循设备寿命周期管理原则,对未达运行年限的核心设备予以保留。投运的220 kv母线保护装置因技术状态良好继续沿用,仅针对原设计中缺失的独立母联保护功能进行补强。具体实施中,新增操作箱采用南瑞继保CZX-12GN型操作单元。改造后实测保护动作时间≤25 ms,复合电压闭锁灵敏度提升至0.9un,显著增强了母线故障切除的可靠性。

2)110 kv系统改造聚焦超期服役设备替换与特殊接线保护创新。针对运行达20年的5回老旧线路保护,全面更换为符合企业标准的光纤差动保护装置。睦焦I/Ⅱ线、睦西线、睦乐甲线新装置采用南瑞继保PCS-943A-N及许继WXH-813A-N型光纤差动保护设备,对应配置南瑞继保MUX-2MD型、许继OTEC-2MG型专用2 Mb/s电复用接口装置,保证通道传输误码率控制在10-9 以下,确保全线动作时间≤30 ms。尤其在睦石T接景园线工程中,首次在该站引入三端光纤差动保护技术,选配国电南瑞NSR-304GT-N型装置并启用双光口设计;该装置通过实时比较三侧电流向量和实现故障定位,利用同步采样技术将通道传输时差压缩至≤3 μs。通过采用双光口通道冗余机制,当景园站至石牌站直连通道中断时, 自动切换至经睦岗站中转的迂回通道,切换过程不触发保护闭锁(通道示意图如图2所示)。该装置经RTDS仿真验证,区内故障动作时间40 ms,区外故障可靠制动系数≥1.5,解决了T接线保护灵敏度不足的难题。

3.2.2监控系统

本项目监控系统架构以将IEC 61850协议统一为核心目标,构建“站控层-间隔层”二级分布式架构。站控层部署2台NS5000型操作员工作站,并通过双星型拓扑千兆以太网连接间隔层设备;间隔层保留未超期设备,新增新型测控装置36台,实现全站1 092个遥信点与586个遥测点的标准化接入。通过系统优化首先实现了远动功能深度整合,取消独立保信子站,其故障信息采集功能由新增武汉中元华电ZH-5D-DM-N录波通过C1网直接接入保护装置实现,保信数据上送延时压缩至500 ms以内;其次实施空间资源再造,通过将10 kv段原安装的21只电能表迁移至对应开关柜二次室,将主控室3面10 kv电能表屏改造为站用交流电源屏位;最后建立分层控制体系,后台监控系统设置五级操作权限,遥控命令传输采用MMS报文加密机制,报文端到端传输时间≤4 ms,遥信采集周期缩短至2ms,显著提升事件顺序记录(SOE)分辨率至1 ms级。经RTDS闭环测试,新系统在3 000点全数据刷新工况下CPU负载率≤35%。

3.2.3辅助系统

该项目辅助系统升级涵盖故障录波、备自投及安全防护三大核心模块。故障录波系统重构为分布式架构,通过丰富基础配置将装置采样率提升至100KHz,从而实现多代设备兼容,具体体现在以下方面:1)通过配置G.703同向接口转换模块,将2014年投运的#3主变中元华电ZH—2型录波装置无缝接入新系统,实现全站故障数据的集中解析与精准诊断,事件记录分辨率达0.1 ms;2)备自投装置创新引入“电压—电流—相位”三重判据闭锁逻辑,动作时间压缩至280 ms,同时使其具备负荷过载联切功能;3)安全防护体系新建二次安防拓扑严格遵循“双机双网”架构,通过白名单机制将非法访问拦截率提升至99.99%。经动模测试,新系统在模拟母线故障工况下录波完整率100%,备自投动作正确率100%,防火墙抗DDoS攻击能力达500万包/s。

4 效果分析

1)该变电站改造项目通过系统性技术升级,实现变电站二次系统整体性能的跨越式提升。在设备可靠性维度,保护装置寿命符合率由改造前的62%跃升至100%。监控系统兼容性创新地首次实现将原多种异构通信协议全面统一标准,使数据采集周期压缩至2 ms,SOE分辨率达1 ms级,达到国内先进水平。

2)空间资源重构成效显著,通过拆除3面电能表屏、取消独立保信子站屏、优化屏柜布局等措施将主控室备用屏位从2面增至15面。故障录波自动化水平也得到大幅提升,新建录波系统整合原分散的4套录波装置,构建“2管理机+3采集屏+1原录波屏”架构,创新应用暂态扰动识别算法,使得故障数据分析效率提升8倍。经168h试运行验证,保护正确动作率100%,监控系统CPU负载率≤35%,屏位利用率提高350%,为后续扩容预留充足弹性空间。具体改造效果如表1所示。

5 结束语

本文系统研究了电气二次设计在变电站改扩建中的应用,针对既有变电站普遍存在的设备老旧、布局不合理、可靠性不足等问题,提出了一系列行之有效的优化设计方法。通过合理选择综自设备、优化设备布局、升级关键技术参数等措施,可显著提升变电站综自设备的可靠性和设备利用率,为不断增长的电力电网容量需求提供有力支撑。案例分析与实验结果表明,电气二次设计在改扩建工程中发挥着至关重要的作用,采用本文提出的设计方法,首先可使变电站全站设备通信协议统一;其次采用模块化实施,创新采用分电压等级轮停方案,显著降低改造过程停电风险;最后通过自动化技术提升,集成三端差动保护、集中录波等高级应用,攻克T接线保护等历史难题。未来还需进一步加强变电站电气二次设计的智能化、模块化研究,综合应用在线监测、故障诊断、智能调节等先进技术,为智能变电站的建设提供理论基础和实践指导,全面提升变电站的供电性能和服务水平。

[参考文献]

[1] 王磊,田雨,邹瑞睿,等.基于u—Net双层融合模型的电气二次图纸图元匹配算法[J]. 自动化与仪表,2025,40(4):126—131.

[2] 尹江红,陈宾毅,马全霞,等.110kv新叶变电站一键顺控技术改造与应用研究[J].红水河,2025,44(3):141—146.

《机电信息》2025年第19期第4篇