智能变电站检修运维相关问题

2017-03-10张利峰

环球市场 2017年23期

关键词：压板测控保护装置

张利峰

内蒙古电力(集团)有限责任公司

智能变电站检修运维相关问题

张利峰

内蒙古电力(集团)有限责任公司

在现代社会的发展中，不仅仅是经济实力在提高，同时，社会建设也具有明显的加快。在众多的建设中，电力系统的建设是十分重要的，对于保证人们日常的用电稳定具有非常重要的作用。依靠信息化技术的进步，积极发展智能电网，适应未来可持续发展的要求，成为全球电力工业的共同选择。智能变电站是智能电网的主要环节之一，是智能电网基础运行参量采集和管控执行点。基于此，本文借鉴国网智能站的经验，探讨了智能变电站检修运维相关问题，并为我区智能变电站发展提供发展思路。

智能电站；检修；运维

引言

2009年，国家电网公司颁布了《智能变电站技术导则》，其中明确定义了智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，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，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。

1 智能变电站与常规变电站结构区别

1.1 屏柜布置及组屏方案的变化

站控层设备宜集中布置于二次设备室，间隔层设备宜集中布置于二次设备室，智能终端宜分散布置于装置场地。以一次设备为GIS设备，220KV线路间隔层而为例：传统变电站内保护、测控装置屏均单独布置于二次设备室，保护测控相互独立组屏；而智能变电站内智能终端、合并单元等智能装置均就地安装于设备区或设备室内的GIS汇控柜内，保护、测控集中组屏安装于GIS设备区内。以某220KV变电站智能化改造屏柜方案为例，常规屏数需要108面柜，按智能站组屏方案大约仅需要60面柜，且备用柜数量与常规组柜方案相当，总体节省度达44%。

1.2 GPS对时系统的区别

常规变电站GPS对时系统保障全站内各装置时间统一性，以便于故障记录、分析，保护动作。智能变电站GPS时间同步系统不仅关系到本站内时间统一性，还是实现站域、区域统一实时控制的安全基础。当全球时间调整时，变电站内各装置会自动与标准时间对时，同步异常时，检查对时回路光纤和全站对时时钟有无异常。

1.3 信息通信系统的区别

智能变电站具有信息高度数字化、数据高度共享等特点，强调网络通信的重要性，变电站配置两套不同型号的网络通信记录分析系统，通过网络监听装置实时监视、记录MMS网、SV/GOOSE网的通信报文，同时在站控层设置网络通信报文分析装置对网络流量、端口状况进行分析。智能变电站较常规变电站，配置更大量的网络交换机，除此之外，采用更大量的光纤，又将智能终端就地安装，减少二次电缆的使用。

1.4 交直流电源系统的区别

智能变电站较常规变电站，采用电源一体化管理手段，使用深圳某公司生产的一体化电源装置，该装置将站用交流系统、直流系统、不间断电源UPS系统、通信电源系统、一体化电源系统监控系统等几部分集成。由后台监控系统对一体化电源的运行状态进行实时监测，发生异常及时报警。

2 智能变电站特点

2.1 数字化通道智能电站是基于设备集成化、功能模块化、检测便捷法、数字化的思路修建。使用标准的数字化、信息化接口实现了数据流通过虚端子在指定功能模块的数据集内相互传输，从而构成完整的数据通道。软压板作为智能电站中控制数字化通道的设备，可以关闭或打开数字通道，从而保护、检测间隔层设备。

2.2 检修机制设备状态在线检测是智能变电站与传统变电站最核心的区别之一，智能化设备通过对故障信号和数据流的处理，在运行状态异常时对设备进行故障分析，对故障的部位、严重程度和发展趋势做出的判断，可在早期对故障设备进行预警，并根据分析诊断结果在设备发生故障之前进行维修。

3 智能变电站检修思路

3.1 保护装置

保护装置出现故障后，需要及时地将原因找到，并将具体情况汇报给调度人员，在调度人员同意后重新启动保护装置。保护装置重新启动以后如果能够正常运行，需要将跳闸出口软压板恢复到正常的工作状态，将处理结果及时地上报给调度人员；如果不能恢复正常运行，需要及时地给检修人员和调度人员汇报有关的重启情况，按照调度人员的指令对保护装置的运行模式进行调整。

3.2 合并单元

合并单元的自诊断功能比较完善，确保在装置内部异常、通讯异常、通讯中断、采集单元异常、电压异常以及电源中断时不会有错误的信号发出。自检信息和异常信号可以通过合并单元进行传输，检修人员对这些异常信息进行仔细分析以后，可以对合并单元出现的故障进行初步诊断，对同一时间点的采样报文进行分析后，合并单元出现的故障就会被发现，进而采取最佳的办法进行解决。

3.3 智能终端

智能终端出现故障后一定要及时将原因查明，并将具体情况汇报给值班调度。调度人员同意重新启动智能终端后，需要先将相关的安全保护措施提前准备好，智能终端重启的相关情况及时地上报给检修人员和调度人员。智能终端GOOSE出现断链的情况后，保护装置会记住GOOSE断链前一次的设备情况，这就使得其他的保护装置不会发送报文，使保护装置的功能不受到任何的影响。

3.4 GOOSE配置

GOOSE配置出现故障以后保护装置会错误的发送异常信号，从而使保护装置出现误动或者是拒动的情况。要想对其进行及时的处理，就要将现场调试和出厂联调工作做好，对配置版本、GOOSE控制引用、目的地址、数据集、GOOSE标识以及应用标识等进行认真检查，确保所有的GOOSE参数满足装置的使用需求。

4 新一代智能变电站检修机制

4.1 SV报文检修处理机制目前SV主要有两种格式，即IEEE-8的FT3格式和IEC61850-9-2的网络报文格式。SV报文检修处理机制主要针对合并单元电压、电流采样与保护装置交互时检修处理机制。当合并单元装置检修压板投入时，发送SV报文中采样值数据的品质q的test位应为true；SV接收端装置应将接收的SV报文中的test位与装置自身检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将该信号用于保护逻辑，否则应不参加保护逻辑的计算。对于状态不一致的信号，接收端装置仍显示其幅值。若保护配置为双重化，保护配置的接收SV控制块的所有合并单元也应双重化配置。两套保护和合并单元在物理和保护上都完全独立，一套合并单元检修不影响另一套保护和合并单元的运行。

4.2 MMS报文检修处理机制

MMS报文检修机制主要针对站控层报文的检修处理机制。保护测控装置等将相关内容及检修压板状态通过站控层网络送站控层综合服务器，综合服务器根据上送报文中的品质位状态判断报文是否为检修报文，并根据判断结果作出相应处理。当报文为检修报文时，报文内容应不显示在简报窗中，不发出音响告警；但应该刷新画面，保证画面的状态与实际相符。检修报文应存储，并可通过单独的窗口进行查询。

5 智能变电站运维管理

5.1 安全隔离措施：常规变电站继电保护、测控装置均设有硬压板，用于控制保护功能、跳合闸出口的投退；跳合闸回路至跳合闸线圈采用的是二次电缆，因此有继电保护、测控装置进行检修时，可通过硬压板的投退、二次回路的拆除进行技术隔离，而这种技术措施是直观可见的；而智能变电站中，保护、测控装置的硬压板已改为软压板形式实现；保护、测控装置至智能终端的跳合闸回路也是虚回路，在投退时，只能通过查看装置内部报文或开入量进行校验，这种技术措施是不可见的。

5.2 设备操作方面：常规变电站的开关、刀闸操作可以监控系统遥控、测控装置手把两种手段(汇控柜就地操作，因无继电保护运行，正常操作禁止使用)，因此在监控系统出现问题时，可由测控装置手把进行拉合；而智能变电站中测控装置与智能终端的连接由光纤实现，因此操作手把取消，在监控系统出现问题无法拉合后，将直接影响操作进度。

5.3 设备验收方面：常规变电站对设备验收包括装置、二次回路等验收，验收的环节大多直观可见；而智能变电站对设备工作的监视、控制、测量、保护等均由SCD配置工作完成，因此在设备验收时应对上述的数据模型的一致性进行测试、验收，增加了调试验收的难度，同时验收的范围也大幅增加。