东莞供电局 523000
摘要：智能电网是未来电网必然发展方向，我国已迈入了智能电网全面建设时期。目前国家电网公司已经批复的第一批和第二批智能化变电站项目数十座，南方电网已批复在建的智能化变电站项目数十座。但是作为智能化变电站投运后最为关键的运行维护技术，全国乃至全世界都还处于摸索阶段， 研究适应智能化变电站现场的运行维护技术变得至关重要且迫在眉睫。
关键词：智能化变电站；运行检修；设备维护
1智能化变电站技术特点分析
（1）智能化变电站运行管理架构智能化变电站的基本架构如图 2-2 所示。
智能化变电站是由智能型的电气设备组成， 并且每个智能变电站都要具备一个智能处理核心。智能电网生成操作策略后，调度台会对每个智能电网发出调度指令。调度指令无需再被人为地一步步分解，因为处理核心能够接收调度指令，并将调度指令分解成独立的操作步骤。在命令智能设备完成操作之前，智能处理核心还要将智能设备的信息反馈给调度中心，而且能对操作可能带来的风险进行提示。之后，智能处理核心将在得到调度确认后，处理核心授权操作直接执行。接着智能设备接收到具体指令，并作出相应操作后，智能核心再将执行结果会返回给调度。因此，整个过程中，调度人员只需要将操作命令发送给智能化变电站，变电站便会自动操作、自动汇报。在这个过程中的每个指令、步骤及结果都能自动地被处理核心记录在数据库中，也就是说智能化变电站还实现了自动记录。便捷、安全和快速的电网运行方式由此得以实现。
（2）智能化变电站设备管理构架
通过前面对现有变电站设备管理现状的分析和智能化变电站设备管理的讨论，我们知道变电站设备管理的变革势在必行。设备管理和运行方式的结合是必须的也是必然的趋势。设备管理要做到为调度运行服务，也就必须要做到设备检测、风险预测和辅助决策。
（3）设备管理中心的信息体系架构
设备管理中心的信息体系要从两个方面进行构架。一个是智能化变电站的信息工作站；另一个是设备管理中心。所谓信息工作站是从整个智能化变电站的角度出发的一个信息平台。通过信息工作站，智能化变电站能够对站内外的信息进行加工，从而形成局部决策。信息工作站是智能化变电站的信息融合中心。所谓设备管理中心是指这样一个平台，在这样的平台上实现各个智能化变电站之间的事项的决策。是一个更高层次上的平台。这两个平台相辅相成构成了支持智能化变电站的信息体系架构。
（4）基于智能电网的设备管理流程
在谈到设备管理和运行方式向结合的时候，分析了设备管理需要从具体技术、具体设备的专业管理模式变革成着眼于整个变电站和整个电网的管理模式的必然性和必要性。
2智能化变电站运行检修及维护技术研究
2.1智能变电站设备运维技术要求
智能化变电站的建设和投运，为变电站设备运行与管理提供了新的模式，即设备管理上升至变电站层次，使变电站具有自主管理能力，自动报告站内设备的状态，自动向管理人员提出检修、试验等方面的请求，并给出相应的时限和建议，其大大提高设备管理的及时性和有效性。随着智能化变电站新技术的应用，设备和系统的运行维护，作为管理的一个重要方面，也提出了更高的要求，尤其对于运行维护单位和人员更应重视，设备再好，技术再先进，缺少了有效的运维管理手段是不会发挥出其应有的效果的。下面对具体的运维技术要求进行具体分析：
（1）对运行维护的管理提出要求
智能化变电站中智能设备和系统的应用，专业技术要求更高，运行维护模式和人员的配置也提出了要求。因此智能化变电站智能设备维护要求、检测手段、检测指标、作业流程和方法等需要明确清晰，且需具备一定的可操作性。
（2）对设备和系统稳定性提出要求
设备和系统首先要保证稳定，才能谈其具体功能，如果出现死机、死锁、重发及误发等等问题，相对于常规站及综自站，智能站的故障排查和处理更为复杂，且智能化应用更依赖于数据信息的可靠、准确性，否则将严重影响系统安全。
（3）对运维人员技能的具体要求
智能化变电站中，一、二次系统相互融合，多种应用相互关联，对运行维护人员提出更高的要求，如运维人员需要了解知识面广，但当前自动化专业运行维护人员存知识面不足、基础不牢等问题，尤其在网络通信基础、计算机系统等方面欠缺，常规站、综自站应对通讯问题、设备问题都存在问题，更何况智能化变电站。
（4）对设备厂家提出要求
鉴于现阶段设备厂家的技术尚无法满足实际需求，如：缺乏缺陷/故障处理手段、作业流程不规范及系统配置不完整的现象经常在现场出现、缺乏程序版本管理和问题排查的手段等等。
（5）对设备系统之要求
作为智能电网的重要节点的智能化变电站，设备和系统问题都会直接影响到电网的安全，尤其是在智能电网的架构下，各种智能应用的不断推广和应用，对信息的稳定性、可靠性、实时性等品质要求也越来越高。
2.2间隔层设备巡检
（1）继电保护装置
继电保护装置作为电网安全稳定运行的守护神，选择性、可靠性、灵敏性、速动性的原则是其一直遵循的原则。在智能化变电站中，保护装置的上述特性要求不但没有降低，反而由于智能化变电站的特点被要求得更高。这主要是由于一次智能设备的应用和强大的信息系统的要求的原因，例如，在智能站中，电子式互感器取代了传统的电磁式互感器，断路器、变压器等一次设备也都加装了智能单元。这些使得继电保护装置和其他设备间的信息的模式发生了变革，保护装置与外界的连接介质全部由光纤所取代，信息全部由网络化设备进行传递。
新的测试方法主要着眼于如下几个方面：
1）IEC61850 和 GOOSE 报文的提出，使得变电站的通讯模式发生了翻天覆地的变化。GOOSE 报文方式取代了传统保护主要采用接点直接跳闸的方式，通过通信网络给智能终端发出跳闸命令并传递相互之间的启动闭锁信号。基于这种新的方式，我们要考察期其可靠性，主要要考察运行检修扩建的安全性和网络的可靠性上。
2）智能电网中由于输入到保护装置中的不再是模拟量信号，而是光数字信号。因此，随之产生了光数字保护测试仪，它可以直接从保护装置的光纤以太网口输入光数字形式的测试量。虽然和传统测试仪提供的模拟信号相比，这样的数字信号没有误差，因此对零漂、采样精度的检验都可以省略。但是对于跨间隔保护装置（如母线保护、变压器差动保护等），必须考虑不同间隔间数据传输的同步性，否则将很难满足保护功能的要求。得跨间隔数据同步性的测试尤为重要。
3）和传统模拟量采集的变化相同，传统的状态量信号也由 24V 或者 220V 的直流状态信号变成了优先级别有差异的 GOOSE 报文，并通过网络传输得以实现。整组传动试验来验证保护装置输出、输入信号的实时性与正确性是必不可少的。
4）由于保护装置和外界都是通过光纤联系的，因此和传统的测试相比，增加了对对保护装置与外界联系的光纤以太网的性能的测试。例如光收发器件的功率测试，光纤以太网通道的误码率测试。 这两个测试可以验证光纤以太网的物理连接的可靠性和正确性。借助网络负载模拟器、网络分析仪或是网络仿真分析软件可以来实现网络性能的测试。
5）智能单元与合并单元是智能电网新增的设备，他们本身性能的测试主要要来验证合并单元能否有效、正确地发送相应一次电流、电压数字信号；智能单元能否有效、正确地上传与下达各种保护和控制报文， 并根据控制与保护命令对一次设备做出相应的操作。
（2）故障录波器
电力系统故障录波器的主要任务是记录电力系统大扰动（如系统振荡、各种短路故障、电压崩溃、频率崩溃等）发生后的系统电压和电流及其导出量，例如系统无功功率、有功功率以及系统频率变化的全过程，是研究现代电网不可缺少的工具。
随着 GOOSE 模式的逐步应用，变电站逐步实现了全面的数字化。这也对录波器提出了更高的要求，即要求录波器能够提供开入的数字化接入，由集中式进化到分散式，并开始实现模拟量组网。此外，为了更好地满足智能化变电站对录波的需求，要求录波装置能全面支持 IEC 61850 协议，可集中录波也可分布组网录波。录波数据采用镜像双存储模式，启动判据灵敏且可靠。
（3）远动装置
系统运行特性参数和电气设备的监控系统（SCADA）和采集是变电站自动化监控系统的核心组成部分。变电站SCADA系统的基本组成单元之一就是远动终端设备RTU。
RTU 负责采集变电站中系统运行工况和各电力设备的状态量和模拟量，通过监测信号模块将这些数据动态地实时地传送给集控中心，并将集控中心的调度和控制命令反馈给变电站，实现集控中心对变电站的遥测、遥信、遥调、遥控功能。服务于变电站自动化系统的 RTU 还有电能综合质量测量、变配电故障信息数据采集处理、断路器实时在线监测等功能。
2.2站控层设备巡检
（1）网络交换机
①装置电源指示灯及仪表指示运行监视灯应亮，通信指示灯应正确，无闪烁现象；
②网络分析仪确定网络工作正常；
③检查设备工作温度，在正常的工作范围内。
（2）各种服务器及工作站
①设备是否正常工作，存在死机想象；
②设备有无异常声音、振动等。
3智能化变电站维护技术研究
3.1 一次设备的维护
（1）电子式电压互感器
①电压指示不平衡，一相为零；另两相电压不升高，则为一相采集异常。
②一相电压降低或为零，另两相电压升高或升高为线电压，则为一相接地故障。
③内部有放电声，则为内部故障所引起。
④合并单元采集器指示灯闪亮，则为光纤回路、采集器故障所引起。
⑤当电子式电压互感器数据采集异常时，根据保护现场运行规程规定采取防止保护及自动装置误动的技术措施，并通知相关人员检查处理。停运电子式电压互感器时，应慎重考虑有关保护及自动装置的退出运行，防止引起保护和自动装置的误动作，应确保计量不出现异常和遗漏。
（2）电子式电流互感器
①电子式电流互感器本体发热。
②内部有火花放电声或其他异常声音。
③当采集器指示灯显示异常或保护发信号。
1）注：当出现以上三种现象时根据保护现场运行规程规定退出相应的保护，防止误动、拒动。并向相关部门汇报，该元件由设备专工联系生产厂家进行更换处理。
2）当电子互感器本体故障应整体更换电子互感器，不需更换合并单元。当合并单元故障应更换合并单元，不需更换电子互感器。
3）停电检修时，先将合并单元电源关掉，送电前再将电源合上，防止激光电源长期工作，影响电子式互感器寿命。
（3）合并单元
①合并单元指示灯闪亮、采样异常时，检查合并单元工作电源应正常，同时立即汇报调度、生产调度及有关部门，并按保护规程规定处理。
②后台测控所上送合并单元所对应采样值不对，检查光纤连接是否可靠，合并单元工作是否正常。检查后及时向调度和有关部门汇报，并按保护及自动化规程规定处理。
③后台测控所上送对应合并单元的通讯告警，应检查该合并单元电源工作是否正常。检查后及时向调度和有关部门汇报，并按保护及自动化规程规定处理。
④停运 TV、TA 时，应按照保护、自动化专业规程规定进行处理，光电互感器内部有故障，需要处理时，应断开合并单元电源开关。
（4）SF6 电子式互感器
①设备故障跳闸后，先使用 SF6 分解气体快速测试装置，对设备内气体进行检测，以确定内部有无放电。
②故障设备解体检查前，也应先进行 SF6 分解气体检测，以确认内部是否放电，由于气体分解后有毒性应做好防护措施。对初步判定没有内部放电的设备，则先进行工频耐压试验或局部放电测量，然后再解体；对已查明存在放电的设备，则直接解体检查，不必进行耐压试验，以免再次放电影响正确分析。
3.2二次设备的维护
二次设备负责监视，测量，控制，保护，调节智能化变电站的正常运行，以往传统变电站对二次设备巡视和检查已不能满足电力发展的要求， 因此需要对二次设备的维护提出具体的要求。
1）监控系统
①全站的 SCD 配置文件集成正确，各装置的 MMS 数据集配置正确，特别是要加强版本管理。
②站控层 GOOSE 逻辑闭锁配置应正确，全站的逻辑闭锁功能应验证正确。
③应重点检查全站 SCD 配置文件，结合实际的操作功能检查。测控的遥测精度可通过数字化测试仪加量或通过常规测试仪加合并器输出的方式进行检测。
④程序化操作功能应满足单间隔、多间隔、保护功能投退等程序化操作的要求。
⑤站控层的验收应重点验收保护软压板控制、定值区切换控制及定值召唤正确，远方控制软压板和定值区后，后台应能自动刷新当前定值区和软压板的状态，满足无人站值班的要求。
2）保护装置
交流数据的数字化，装置开入开出信息的网络化，光纤网络的大量应用，开关的智能化、全站协议的统一带来了智能化变电站的快速发展。使得智能化变电站的保护装置（线路、母差、主变、备自投等）在结构和实现方式上与传统保护有了较大的差别，给保护装置的运行维护带来了差异。主要体现如下：
①全站采用光纤代替了电缆，来传输各种信息，因此要求光纤接头应可靠连接，尾纤在屏内的弯曲半径大于 3cm，光纤应无打折、破损现象；光纤应有明确、唯一的名称，需注明两端设备、端口名称，光纤敷设时预留的备用光纤芯和备用法兰头应加装保护套。
②保护装置、自动装置等智能组件应备份各种参数设置，防止由于设置信息丢失而造成的设备异常。
③室外智能终端箱应具备温度控制装置，箱内温度应保持在 5-50℃之间、湿度应小于 75%。
④保护装置的交流输入部分已不存在 CT 开路、PT 短路的危险，但
保护装置采样异常时，应先检查光纤连接是否可靠并且良好，再检查合并单元是否有告警信息，对于跨间隔保护还应检查数据集中器是否正常，最后检查数据采集器及本体是否异常，中间环节较多，问题多发且不易定位。
⑤保护装置所需的开入开出量均通过光纤点对点或组网传输，通过虚端子进行连接，其所代表的状态只可观察，不可测量，给运行分析带来了难度。传输信息量较大，对数据通信要求较高。
⑥智能化变电站的保护装置设有大量的控制投退类压板，操作不当，易出现保护不正确动作的情况。
4总结
本文针对这些关键问题，就智能化变电站运行检修技术，维护技术，做了详尽地分析和研究。基于对智能化变电站运行巡检技术的要求和规定，提出了针对一次设备、二次设备和在线监测装置维护的技术。
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论文作者:黄永发
论文发表刊物:《基层建设》2017年第17期
论文发表时间:2017/10/27
标签：变电站论文; 设备论文; 智能论文; 设备管理论文; 单元论文; 光纤论文; 电网论文; 《基层建设》2017年第17期论文;