方案以及线路、母线、变压器保护的二次信息交互图入手，重点对“220kV系统A、B套轮停”、“单母线轮停”二种不停电或部分停电的技术方案进行了详细的分析阐述，为今后合并单元、智能终端的不停电改造提供了较好参考应用价值。
【关键词】合并单元 智能终端 智能变电站
1 引言
按照《国调中心关于河南电网500kV菊城智能变电站多套差动保护误动情况的通报》（调继〔2013〕293号）文件的相关要求，湖北电网需要对汪营、禹王、宫台等15座220kV已投运智能变电站中的合并单元和智能终端进行整改。对于220kV及以上已投运智能变电站中的合并单元和智能终端的整改，常规的做法是采用变电站全停的方式进行改造，但是湖北电网部分220kV智能变电站在系统所处地位较为重要，不能采用全部停电的方式进行改造，只能采用部分停电和不停电的方式进行。本文结合湖北电网220kV智能变电站现有的实际情况以及电网的系统结构，对合并单元、智能终端采取停电和系统单母线轮停方式进行整改的可行性、技术实施难点、安全隐患进行了分析和探讨。
2 改造的工作内容
由于湖北电网已投运的15座220kV智能变电站中，合并单元、智能终端均不满足《模拟量输入式合并单元专业检测检验合格产品公告》中合格产品的装置型号、版本、校验码要求，所以此次改造需要更换原有装置，修改相关配线，更换部分插件以及升级软件程序，若装置ICD模型文件发生变化，还需要重新进行虚端子的连接，SCD文件的配置，CID文件的下装等工作。同时，按照《智能变电站合并单元测试规范》和智能变电站继电保护检验规程》规程的要求，还应开展合并单元和智能终端的单体检验调试，并对各间隔合并单元与母线合并单元进行级联测试。
3 改造技术方案分析
按照“一次设备投运，电力设备不允许无保护运行”的原则，结合系统停电的方式，初步拟定“全停电”、“单母线轮停”两种停电方式进行改造，具体方案分析如下。
3.1 方案1：全站停电方式
即220kV智能变电站全站采用220kV、110kV、35kV一次系统全部停电的方式进行改造。
方案优点：采用此方案，改造实施技术难点小，隔离措施少，安全系数高。按照正常的流程完成装置的更换、配置，再按照相关规程、设计等对各个环节开展详细验证调试，可多个工作面、点同时开展，工作时间整体相对较短。
方案缺点：停电范围广，停电时间长，电网架构变薄弱，给电网的安全运行带来较大风险。
3.2 方案2：220kV系统单母线轮停方式
一次系统采用单母线轮停的方式，将220kV各单元间隔分成两部分，分别倒至不同母线，采用单母线轮流停电的方式进行改造。此方案主要是为220kV重要负荷供给、系统停电难度较大的变电站设计考虑的。
3.2.1 可行性分析
（1）更换智能终端可行性分析。从图1可见，各220kV线路间隔智能终端的GOOSE组网方案只与220kV母线保护和对应线路保护有关联；220kV母联间隔智能终端的GOOSE组网方案只与220kV主变、母线和对应母联充电保护有关联；220kV主变高压侧间隔智能终端的GOOSE组网方案只与220kV母线保护和对应主变保护有关联，220kV系统的A、B套保护均完全独立，装置的检验、调试工作完全可以逐套进行，不影响相关线路、母线、变压器另一套（B套）保护的跳合闸功能。
对于110kV、35kV间隔（不含主变），由于智能终端均采用单套配置，按照“一次设备投运不允许无保护运行”的原则，当间隔智能终端更换时，相关保护不能出口跳闸，等效退出运行，故改造时其一次系统必须采取停电的方式。
（2）合并单元更换可行性分析。当保护设备需要多个合并单元提供的电压、电流量（如母差、变压器保护等），由于不同合并单元的设计原理不尽相同，对采样值传输过程中各环节的延时补偿方式、方法存在差异，容易造成电压与电流之间产生不同延时，并由此产生相角差，直接影响保护装置的正确动作。因此，在合并单元的改造、调试过程中，需要开展级联采样同步性能的测试，对合并单元的延时补偿方式、方法进行分析和调整，确保数据采样同步。
级联的采样同步性能测试需要同时在母线合并单元和相关间隔合并单元通入模拟交流量，通过合并单元测试仪比较模拟电压（电流）量与数字电压（电流）量之间的相位差是否满足技术要求。
为确保试验正常进行，应同时停用母线合并单元和间隔合并单元。由于220kV母线合并单元和220kV各间隔（线路、母联、主变）合并单元均配置为双套（如图2所示），除测量、计量回路外，A、B各套合并单元至线路、母联、变压器保护和母差保护的回路完全独立，所以，对于220kV合并单元的更换可采用A、B套轮停的方式。
另外，220kV主变保护的采样同步测试中，需要用高压侧母线合并单元对主变高、中、低三侧的合并单元进行同步级联测试，考虑到主变中、低压侧的合并单元、母线合并单元也要更换，而且均为独立配置的A、B两套，所以可将主变三侧合并单元、各侧母线合并单元的更换同步进行，从而可以主变高压侧电压为基准，做好主变保护各侧合并单元的同步性，并在此基础上做好中、低压侧级联母线电压合并单元的同步性能测试。
由于110kV、35kV线路保护间隔使用的母线合并单元为A套，所以可采用主变保护采样同步调试中已经调整完毕的A套母线电压合并单元为基准，对各间隔的电流合并单元进行调整。
综上分析，更换220kV间隔的合并单元、智能终端理论上可以采用单母线轮停的方式进行。
3.3.2 实施步骤及内容
（1）一次系统方面：将全站220kV#1母线所有线路间隔停运，母联间隔停运，220kV#2母线的线路间隔保持运行。二次系统方面：220kV#1母线所有线路间隔由于一次系统停运，A、B两套线路保护、合并单元、智能终端也配套停运；A、B两套220kV母联保护停运；220kV#2母线所有线路间隔，其B套线路保护、合并单元、智能终端配套停用，A套线路保护、合并单元、智能终端保持运行加用；220kV主变B套保护停用，主变高、中、低三侧B套合并单元、智能终端停用，220kV主变A套保护，主变高、中、低三侧A套合并单元、智能终端保持运行加用，220kV母线B套差动保护停用，220kV母线A套差动保护均保持运行加用；220kV母线合并单元B 套停用，A套保持运行加用；220kV#1母线停运，其#1母线智能终端停用；单母线轮停方式第一阶段相关保护、合并单元、智能终端投停状态示意图如图3所示。
（2）更换改造220kV#1母线所有停电线路及母联间隔的合并单元、智能终端；更换改造220kV#2母线运行线路间隔B套合并单元以及运行变压器间隔高、中、低三侧的B套合并单元；更换改造220kV、110kV及35kV母线B套合并单元；更换改造220kV#1母线智能终端。
由于220kV#1母线所有线路及220kV母联已经停电，此时可对其A、B两套合并单元、智能终端的单体进行调试，开展相关回路的验证、整组试验等相关调试工作。智能终端应对停用间隔的开出进行传动实验，包括测控的遥控、保护整组传动；四遥量实验按监控中心要求进行全面验证。同时，还应对其B套系统的级联试验开展测试，对合并单元的角差、比差、切换、并列逻辑等进行重点测试，对于其A套系统的级联试验，由于A母线合并单元处于运行状态，此阶段暂不进行。
对于220kV#2母线运行的所有线路及变压器间隔，由于一次系统及A 套二次保护系统（保护、合并单元、智能终端）均处于运行状态，只能开展其B套系统对应合并单元、智能终端的单体调试、回路验证、级联测试试验，对主变间隔合并单元的角差、比差、切换、并列逻辑以及高、中、低三侧的同步实验应进行重点测试。
除此之外，还应进行220kV母线B套差动保护的级联同步测试试验和相关回路的验证、整组试验等相关调试工作。（母差保护跳220kV#2母线相关间隔的回路可用压板电位翻转的方法测试）
（3）调试、验收合格后，加用220kV母线B套差动保护，停用220kV母线A套差动保护；将220kV#1母线相关线路间隔送电投运，加用对应B套线路保护，A套保护保持停运状态；220kV#1母线智能终端、B套母线合并单元投运，将220kV#2母线上的所有线路、主变间隔停运，220kV母联间隔继续保持停运，停用220kV#2母线对应线路、主变保护的A、B两套保护、合并单元、智能终端；停用220kV#2母线智能终端，主变停运前，将相关负荷倒走，停用220kV主变中、低压侧间隔、110kV线路、母联以及35kV间隔及其相关保护、合并单元、智能终端，停用110kV、35kV母线合并单元、智能终端，如图4所示。
（4）更换改造220kV#2母线所有线路间隔，变压器高、中、低三侧的A套电流合并单元，220kV、110kV及35kV母线A套电压合并单元，220kV线路间隔、母联间隔、变压器间隔高中低压侧A套智能终端，220kV、110kV及35kV母线智能终端，110kV线路间隔、母联间隔的A套电流合并单元、智能终端，35kV间隔A套电流合并单元、智能终端。
由于220kV#2母线所有线路及220kV主变已经停电，此时可对其220kV#2母线所有线路A套、主变高中低三侧A套合并单元、智能终端进行单体调试，开展相关回路的验证、遥控及整组传动试验等相关调试工作。同时，还应对其进行A套系统的级联试验，包括220kV#2母线所有线路A套合并单元的角差、比差、切换、并列逻辑以及主变间隔A套系统高、中、低三侧的同步测试。
110kV、35kV侧线路间隔的合并单元、智能终端进行单体调试，开展相关回路的验证、遥控及整组传动试验、级联同步测试等相关调试工作。
对于220kV#1母线运行的所有线路间隔，由于其A套系统对应合并单元、智能终端的单体调试已经完成，只需对其A系统的二次回路、级联测试等进行调试。
同时，开展220kV母线A套差动保护的级联同步测试试验和相关回路的验证、整组试验等相关调试工作。（母差保护跳220kV#1母线相关间隔的回路可用压板电位翻转的方法测试）
（5）调试、验收合格后，全站220kV、110kV、35kV系统恢复正常方式运行，相关合并单元、智能终端、保护正常投运加用。
3.3.3 方案优缺点及问题分析
优点：
间隔停电方案对整站的影响范围相对较小，调试周期短。
缺点及问题分析：
（1）方案实施较为复杂，安全风险高，技术难点大，安全措施较多。
（2）该方案第一阶段中，部分220kV间隔处于运行状态，由于线路、母线、母联间隔的位置状态、测量、计量回路与A套合并单元和智能终端相关联（如图2所示），所以，停用相关单套合并单元和智能终端后，监控系统将收不到对应装置的状态、测量、计量信息，需提前做好设备的监控措施。
（3）220kV任一母线智能终端停用后，由于母线智能终端跨GOOSE双网，处于运行的220kV母线合并单元收不到PT刀闸位置（有些厂家的母线合并单元的并列需要PT刀闸的位置）会出现GOOSE通讯中断告警，需要母线合并单元厂家确认，合并单元在通讯中断告警后的并列逻辑及报文输出是否有影响（需将并列把手处于解列状态，防止母线失压）。
（4）更换运行母线智能终端、合并单元的第一阶段，由于一次设备处于运行状态，应特别注意外部二次回路的防措，避免接线时造成运行刀闸、地刀、断路器的误出口以及运行CT的开路。
（5）由于湖北电网220kV线路重合闸方式一般采用单套单重方式，所以采用A、B套轮停方案，应注意运行线路重合闸出口功能的切换。
（6）部分厂家更换装置后，模型与前期不一致，导致测控订阅智能终端开关、刀闸位置的虚端子发生改变，会影响间隔五防和全站五防。
（7）母线保护必须退出相应停用间隔的MU压板或间隔投入压板，否则会因试验中检修而闭锁保护；同时在更换停运间隔智能终端时，虽然MU压板退出，但仍会出现母线保护订阅GOOSE通讯中断告警，期间母差保护会一直处于告警状态，虽不影响保护功能，但在运行时需注意区分该告警和其他告警。
（8）全站SCD文件必须一次完成，防止多次改动后造成轮停过程中前面已经验证过的配置发生改变，使得最终的SCD文件不一致，给后期的运行维护带来隐患。
（9）220kV母线保护B套系统无法对220kV#1母线所有间隔进行带机构传动断路器试验，220kV母线保护A套系统无法对220kV#2母线所有间隔进行带机构传动断路器试验，存在一定的安全隐患。
4 结论及建议
综上所述，湖北电网220kV智能变电站合并单元、智能终端的整改可以采用“全站停电”以及“单母线轮停”两种方案进行改造。系统一次网架坚强，变电站全停影响范围小的变电站建议采用“全站停电”方案；对于系统网架薄弱，变电站全停容易造成暂稳、限负荷出力等影响范围较大的变电站，建议采用“单母线轮停”方案。建议所有厂家在更换合并单元、智能终端设备时，ICD模型文件及虚端子应尽量保持不变，最大程度减少保护、测控的配置和调试工作。建议在智能变电站的设计中再增加A、B两套母线合并单元，这样在母线轮停方案改造中，可以分片停电进行改造，大大增加改造的方便性、安全性。
参考文献
[1]Q/GDW 691-2011，智能变电站合并单元测试规范[S].北京：国家电网公司，2011.
[2] Q/GDW 1809-2012，智能变电站继电保护检验规程[S].北京：国家电网公司，2012.
[3]李春亮，王智.智能变电站保护装置电压与电流采样非同步问题分析[J]吉林电力，2013，41（229）15-16.
[4]Q/GDW11051-2013，智能变电站二次回路性能测试规范[s].北京：国家电网公司，2013.
作者简介
张浩（1977-），男，湖北省武汉市人，硕士研究生学位。从事电力系统继电保护运行分析方面的研究。
张艳（1975-），女，大学本科学历。现为湖北省汉新发电有限公司高级工程师，主要从事电力系统继电保护设备的调试和研究。
作者单位
1.国网湖北省电力公司电力调度控制中心 湖北省武汉市 430077
2.湖北省汉新发电有限公司 湖北省汉川市 432321
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