智能变电站检修运维相关问题

GXF360 2017-05-20

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智能变电站检修运维相关问题

郑同伟，胡永强

（国网北京市电力公司检修公司，北京丰台 100069）

摘要：自2011年220 kV左安门变电站智能化改造后，北京电网开始步入智能化时代，随后220 kV未来城第二代智能站建成投运，其中电子式电压互感器、电流互感器、站域保护等新型智能设备的采用，标志着电网的智能化水平进一步提高。装置投运后面临的校验问题随之而来，工作票的填写、二次安全措施的布置、保护校验项目及内容如何开展都提出全新的安全要求。2015年正值220 kV左安门（扩大外桥）、怀柔北（双母接线）、温泉（双母接线）变电站的变压器、220 kV线路保护的校验，对上述内容总结了安全措施的变化及相关建议，希望能对以后的运维工作提出指导意见。

关键词：智能变电站；校验；安全措施

1 智能变电站与传统变电站的不同

智能变电站，即采用先进、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。

很多文献及资料，从技术角度阐述了智能变电站与传统变电站的差异，如智能传感技术的应用、信息共享技术的应用、数字采样技术、网络传输技术及同步技术；在这里，抛开理论知识，单纯从检修人员与运维人员角度来看，两者不同主要有以下几点。

传输介质的变化。光缆（光纤）取代了电缆，数字信号代替了模拟信号，大大提高了采样精度和信号传输的可靠性，大幅度减少了二次接线，避免了传统互感器和电缆连接的固有问题。传统电流互感器饱和问题、线圈绕组数不足问题，在电子式、光电流互感器采用后不复存在；而电缆的接地问题，在过程层与间隔层也大大减少。

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，220 kV线路间隔层面为例：传统变电站内保护、测控装置屏均单独安置于二次设备室，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220 kV左安门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%。

综合自动化系统的变化。常规变电站因功能不同，常设多台服务器，如SCADA服务器、视频服务器、安防服务器、五防服务器等；而智能变电站仅设智能一体化平台，将原有的视频、安防、五防、辅助设施等功能集于一平台，功能模块化，大大减少了服务器的数量，同时各模块数据的共享化，为智能变电站的高级应用提供了基础，因此顺序控制、消防联动、在线油色谱监测得到应用，提高了变电站运维监视水平。同时网络结构得到优化，原站内设备通信各厂家协议不同，站控层常设多台规约转换器（保护管理机），网络结构环节多；而智能变电站内设备通信共同使用IEC 61850标准，网络结构得到简化，信息环节少，通信更加稳定。

2 智能变电站在装置及运维方面的转变

智能变电站通过光缆（光纤）的信息化传输，在站内设备之间实现了网络化和智能化的管理，信息在传输的过程中，可以通过处理，有效地将模拟信号转化为数字信号，这样对设备工作情况进行监视、控制、测量、调节和保护的二次回路变成虚回路形式，和常规变电站相比，它的运行和维护的转变必然带来更好的效益，同时也带来了新的问题，如图1、图2所示。具体表现在以下几个方面。

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。

图1 传统变电站结构

图2 智能变电站结构

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。

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。

2 新问题及建议

保护、测控装置“置检修状态”功能发生变化。常规变电站中“置检修状态”压板，功能主要为防止故障信息对正常信息的干扰，对信号起屏蔽作用；而智能变电站中“置检修状态”压板功能为将“test”位置1，装置间可互换信息但不能互操作。但装置间有硬压板可进行操作，一体化平台没有压板操作，因此在装置投入置检修后，监控无法再进行操作。建议厂家升级一体化平台功能，对监控系统至测控装置的操作报文中的“test”位置1，以达到在装置做完技术隔离措施后仍能完成监控后台的拉合操作。

开关防跳功能传动难度加大。常规变电站中无论采用保护防跳还是机构防跳，传动防跳时只需将控制开关保护合闸状态，采用保护输出跳闸脉冲，检查开关跳闸情况及红绿灯指示变化情况，用于检查防跳功能是否正常；而智能变电站中测控装置至智能终端、保护装置至智能终端均采用光纤连接，因此无二次回路进行合闸脉冲的保持，因此无法从测控装置进行传动，需在智能终端至合闸线圈间进行，增加了传动难度，同时只能通过开关跳合情况进行检查，二次回路在智能终端的开入指示无法直观地进行显示。

装置内部软压板数据集描述欠佳。智能变电站中软压板数量少则十几个多则几十个，以变压器保护为例，因考虑装置的通用性，在软压板的描述中常用“高压侧1分支接收软压板”“备用接收软压板”等；在实际工程因此描述无法更改，因此在日常操作中需对软压板的功能进行详细的额外说明，增加了运维人员和检修人员的辨识难度。因此建议软压板数据集的描述可更改，针对不同变电站可进行修改，如“高压侧1分支接收软压板”可更改为“2201接收软压板”，以便压板功能更直观。

装置光纤插拔和延时的影响。智能变电站在间隔检修时，从安全角度考虑，检修人员经常采取拔掉跳闸相关的光纤，以达到有“可视断点”的目的，但频繁的插拔会损坏光纤及接口；同时部分保护厂家的保护装置在光纤插拔后，后产生延时的变化，影响保护装置的运行，需重启装置才能保证装置正确出口。因此建议在间隔检修时，应优先考虑采用软压板、控制字、检修压板的投退来达到执行安全措施的目的。