摘要：电网发展方式已经转向智能化，新上的智能变电站越来越多，智能变电站在设计原理及设备类型方面与常规变电站区别较大，这种变化对安全运维提出了新的要求，为了保证倒闸操作的准确性和安全性本文对智能变电站倒闸操作进行危险点分析并提出相应对策。
关键词：智能变电站；倒闸操作；风险点
一、智能变电站主要特点
（1）设备交互信息数字化
智能变电站一个最重要的变电就是使用了电子互感器。电子互感器与传统互感器相比根本上避免了磁路饱和的问题，具有绝缘结构简单、体积小、质量轻、动态范围广等优点，由于二次信号通过光纤传输，也避免了互感器二次TA开路和TV短路等危险。
电子互感器将互感器采集的模拟量的电压、电流量转化为数字量，提供给保护、测控等装置使用，实现了智能变电站全站信息数字化。目前存在部分变电站采用传统互感器加合并单元的方式来实现信息的数字化。信息的数字化使变电站设备间信息交互更为便捷、高效，同时也提高了二次设备间信息的共享性。
（2）设备沟通联系网络化
智能变以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，在设计上采用了IEC61850规约，变电站架构一般是“三层两网”，其中三层为过程层、间隔层和站控层，两网为过程层网络和站控层网络。过程层与间隔层的联系与常规变电站明显不同，传统变电站过程层和间隔层是通过二次电缆进行联系的，而智能变是通过光纤及交换机建网络进行联系。
智能变电站的过程层主要包括断路器、隔离开关、互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子设备，过程层是一、二设备的结合面，完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等；间隔层包括保护装置、测控装置、监测智能电子设备，实现对过程层设备的控制、监测、保护功能，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能；站控层主要包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等子系统，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制、闭锁操作等功能[1]。
智能变电站设备间信息交互语言主要是SV和GOOSE，对应的智能设备是合并单元和智能终端。SV是基于发布/订阅机制的采样值，主要传输电压、电流等采样值。GOOSE是面向通用的变电站事件主要传输的是设备的控制命令及设备位置信息。为了便于二次设备的检修，在保护装置上设有SV接收软压板和GOOSE开入、出口软压板，来实现保护装置同合并单元、智能终端的通断。
（3）设备倒闸操作智能化
基于设备信息沟通的数字化和网络化，智能变电站实现了很多高级功能。目前引入的顺序控制操作模式提高了操作效率，顺序控制是根据预先设定的操作逻辑和防误闭锁规则，完成一系列电气单元连续自动控制的操作模式。顺序控制能有效的减少操作时间和停电时间，并且能有效的降低误操作的概率，从而降低电网事故率，避免大面积停电。
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二、智能变电站倒闸操作风险点及对策
（1）保护压板操作风险
智能变电站设计上的特点，导致智能变电站保护装置保护软压板数量大大增多，硬压板的数量减少。软压板操作上的不直观性，设备间联系的复杂性大大增大了运维人员压板误操作的概率。
当一条线路需要停电检修时，运维人员需要将一次设备转冷备用状态，合上线路侧接地刀闸将线路转为检修。如果合并单元需要检修，那么需要将合并单元检修压板投入并且将该合并单元对应的母差保护装置的该间隔SV接收软压板退出，否则母差保护装置会因该间隔的SV信息置检修态而闭锁母差保护。这种设备间联系的复杂性容易导致运维人员因操作压板不当而造成严重事故。2014年《国网甘肃电力“10.19”330千伏永登变电站全停事件》就是由于运维人员漏退SV接收软压板导致的。
为了防止类似事故发生一定要明确保护装置、合并单元、智能终端三者之间的联系。由于合并单元给间隔保护、母差保护提供电压、电流等信息，因此合并单元检修要注意对线路保护及母差保护的影响，避免合并单元检修造成保护闭锁。智能终端相当于传统变电站中的操作箱，并且智能终端向间隔保护及母差保护提供刀闸位置信息，因此当智能终端检修时要注意对母差保护刀闸位置的影响，避免因刀闸位置未接入造成母差保护误动作。
（2）一次设备操作的风险
智能变电站一次设备目前多为GIS设备，与常规敞开式变电站相比较节省了占地面积，绝缘性能增强。但是GIS设备在观察设备实际位置时不够直观，大多通过机械位置指示来判断设备操作到位，而无法看到设备实际位置，这种不直观性给倒闸操作带来潜在风险。由于GIS设备的封闭性，在对设备进行验电时只能通过间接法验电，也就是通过设备的位置指示和带电显示装置来判断设备是否带点，这种验电的不直观性也是倒闸操作的一个潜在风险点。
对于这种不直观性，在倒闸操作过程中，对一次设备位置的判断要严格按照《国家电网电力安全工作规程》规定执行，对无法进行直接验电的设备、高压直流输电设备和雨雪天气时的户外设备，可以进行间接验电，即通过设备的机械位置指示、电器指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。判断时，至少应有两个非同样原理或非同源的指示发生对应变化，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已无电[2]。也就是说在对GIS设备操作后位置检查时一定要通过多种指示来确认设备操作到位。
同时在日常运维中，一定要确保带电显示装置的良好，确保线路检修前线路无电，条件具备时一定要用验电器进行线路验电。笔者在工作遇到过GIS设备线路侧刀闸送电后某一相没有接通的情况，但是刀闸机械位置指示及电气指示都正确，最后用户侧反应才发现线路缺相运行，因此建议GIS设备送电后检查线路侧带电显示装置，确保设备操作到位。
三、结束语
倒闸操作的正确与否不仅关系到电网的安全运行也影响着操作人员的人身安全，为了确保智能变倒闸操作的正确性，运维要明确智能变各装置之间的逻辑关系，在进行一次设备的操作中，做好设备操作后位置的检查。
参考文献
[1]刘振亚.智能电网技术[M].北京：中国电力出版社，2010.170.
[2]Q/GDW1799.1-2013，国家电网公司电力安全工作规程变电部分[S].
论文作者:周巍岩
论文发表刊物:《电力设备》2017年第14期
论文发表时间:2017/9/19
标签：设备论文; 变电站论文; 操作论文; 智能论文; 压板论文; 互感器论文; 位置论文; 《电力设备》2017年第14期论文;