智能变电站运行维护特点及注意事项

曹雅怀，李众，马晓飞，薛锋，陈兵

(1． 国网湖南省电力公司检修公司，湖南 长沙410004;2． 国网湖南省电力公司株洲供电分公司，湖南 株洲412000)

1 岗市变电站结构

1.1 智能化一次设备

500kV 第4 串采用南自PSET6500CTDW 型有源式光互感器实现电压、电流的数字化;就地智能终端实现断路器的智能化;断路器在线监测装置采集断路器SF6密度、微水含量、打压次数、分、合闸时间等数据建立模型运算，实现断路器在线运行性能分析;主变及高抗采用油气在线分析装置实时监测充油设备内部运行状况;避雷器实时监测装置根据动作次数，泄漏电流大小、性质判断其内部绝缘等性能;智能监控机器人，实现可见光和红外智能监控巡视。这些智能化在线状态监测装置可以科学判断一次设备运行状态，识别故障早期征兆，实现一次设备智能化。

1.2 网络化二次设备

目前已完成的第4 串智能化改造其过程层GOOSE、SV 配置独立双网，线路保护、断路器保护、稳控装置采用双重化配置分别接入A，B 网。500 kV 母差保护单配置，接过程层A 网。线路保护、断路器保护、500 kV 母差保护、稳控装置直采直跳(目前稳控的出口跳闸开关未完成智能化改造，稳控无出口跳闸;断路器失灵保护非直跳断路器的跳令经GOOSE 网络交换机传送)。录波装置双网单台配置，分别接SV 和GOOSE 的A，B 网。第4 串间隔网络简图如图1 所示〔1〕。

图1 岗市变电站500 kV 第4 串间隔层A 套网络图

500kV 第4 串数字化测控装置从GOOSE，SV 网交换机订阅本间隔的采样值和开关量上传至后台监控等站控层;保护信息通过MMS 网上传至站控层。实现站控层数据采集和监视控制、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能〔1〕。

2 智能变电站操作特点

2.1 检修状态压板定义

常规保护检修状态压板作用是屏蔽装置的故障、动作信息，不上传给站控层。智能变电站各智能装置都配置了相应“检修状态”硬压板，实现了设备检修过程中不影响运行设备。装置“检修状态”压板投入后，其SV/GOOSE 报文打上“检修”标记，运行设备不响应检修设备发送过来的数据。所有智能装置只响应与本装置状态一致的报文〔2〕。

例如:当标记为检修状态的5042 断路器保护在校验失灵保护时，失灵启动运行的5041 断路器跳闸令发出，因5041 断路器智能终端(岗市变500 kV 失灵保护直采直跳，其它跳闸信号传至GOOSE 网交换机再转发到线路保护发远跳令及母差启动母差跳闸)没有标记为“检修”，两者状态不一致，5041 断路器智能终端将不响应5042 断路器保护装置发的永跳令，达到不误跳目的。

所以正常运行设备不能置检修;需检修设备必须置检修，否则会影响运行设备。

2.2 过程层

智能变电站断路器2 个智能终端与跳、合闸回路一一对应，所有跳、合闸GOOSE 命令都需经断路器对应的智能终端转换为电信号，然后经硬压板去控制断路器。当智能终端上断路器跳、合闸硬压板〔3－4〕断开后，所有跳、合闸命令将不能发送至断路器〔6－7〕。除非一次设备转检修或智能操作箱异常时硬压板才可停用，保护装置投退只操作装置功能软压板、GOOSE出口(跳闸、合闸、启动失灵等)软压板〔5〕。

2.3 间隔层

间隔层保护、控制装置间光纤联系，相互传输光信号，二次回路变成“虚回路”。控制电气连接的硬压板变成了控制光信号的软压板。

1.2.1 调查问卷 由课题组根据研究目的并参照国内外同类研究而设计，内容包括：人口学资料、生活饮食习惯、社会经济状况、疾病史、用药史、家人情况、临床症状。由经过培训的医务人员进行面访式调查，并由经过统一专业培训的护士同步进行基础人体测量和抽血。

SV 接收软压板:此压板投入，保护装置才响应合并单元上送的采样值。此压板退出时，相当于间隔退出，方便合并单元的检修，特别是针对多间隔的保护装置。GOOSE 跳、合闸压板:此压板投入，GOOSE 跳合闸信号正确变位，退出时，GOOSE 信号保持不变。软压板在后台监控系统投退，当保护装置与后台通讯不上时可以直接在装置投退〔6〕。

SV，GOOSE 软压板在功能上与传统的硬压板相同，投退原则也类似，掌握保护装置每块软压板所控制的功能，确保压板正确投退、装置正常运行。表1为石岗线第1 套PCS931 线路保护装置软压板及其功能。当5043 断路器转冷备用时，应退出石岗线数字化线路保护软压板:即5043 开关电流接收软压板、5043 智能终端GOOSE 接收软压板、跳开关5043 出口GOOSE 发送软压板、启开关5043 失灵且闭重GOOSE发送软压板等。

表1 PCS931 数字化保护SV，GOOSE 软压板清册及功能说明

2.4 站控层

顺控操作是指将操作任务下达到计算机监控系统，通过计算机监控系统自动完成，每操作一步由监控系统设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位后自动执行下一指令，直至执行完所有操作指令。由前文分析可知，除了智能终端硬压板，一次设备及软压板操作都可在监控后台进行。通过顺控操作，可将除间隔层硬压板外的所有设备按预先拟好的操作票改变其状态。另外，全站隔离开关、接地刀闸应用GOOSE 传输机制实现的逻辑防误和本间隔电气节点防误的方式为顺控操作提供安全保障。顺控操作通过程序一键让设备自动操作到所要求的终态，无需运行人员从场地与保护室间来回穿梭，减少运维人员操作量，避免误操作，提高操作效率〔7〕。

顺控操作前应检查待操作设备电机电源、控制电源都已给上，操作方式已切至后台控制。操作前、后均应在监控画面上核对软压板实际状态，操作后应在保护装置上检查软压板状态无误。当设备未切至远控、控制电源未投、电机电源未投或有保护动作信号等情况时，顺控操作会终止，应能正确判断终止原因，确保操作正常进行。

3 异常信号的分析和处理

智能变电站一次设备中母线分配电能、断路器开合电流、互感器采集电流电压量的作用并未改变，其二次设备保护、监测及控制一次设备的功能也并未改变，只是之间的传输介质变为光缆，实现的过程不一样。故异常分析和处理只针对智能站特有的故障情况。

3.1 GOOSE，SV 断链分析

GOOSE 信号在正常传输时以心跳报文时间T0不间断发送，当大于2T0时间未收到GOOSE 信号，则判断GOOSE 断链，接收端GOOSE 不变位，保持原数据。保护装置以4 kHz 的采样频率实时接收SV 信号，当数据超时、解码出错、采样计数器出错时判SV 断链，接收端无电流电压值〔7〕。因为不同的链路传输的数据不一样，故影响范围也不相同，必须非常清楚各链路中传输的数据，才能准确迅速地采取措施，防止保护误动或拒动。

分析PCS931 断链对装置影响，并参照文献〔5〕中对保护有影响的异常应退出保护装置原则，提出一些处理方法，见表2。

表2 PCS931 数字化保护断链情况分析

3.2 合并单元异常分析

合并单元是将来自二次转换器的电流电压数据进行时间相关组合的物理单元〔5〕。合并单元异常就相当于常规站TA、TV 异常。当合并单元异常时不能正确反应采集到的二次电压电流值，使保护拒动或误动、监控无法看到实时潮流、计量错误等。

双重化配置的保护装置单套合并单元故障只需退出对应保护装置的所有出口软压板，设备不会失去保护;针对计量、测控装置，都是单台配置，接入SV，GOOSE A 网，当B 网合并单元异常时，不会影响计量和测控;当A 网异常时:应做好记录，月底抄录电量计算平衡时要充分考虑合并单元异常情况，防算错电量。

3.3 智能终端异常分析

智能终端与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等间隔层二次设备采用光纤连接，实现一次设备与二次设备信号的光电转换。智能终端异常，不能反映一次设备状态，也不能控制一次设备。首先应退出智能终端跳闸出口压板及重合闸出口压板，其次，二次电压切换需要利用刀闸位置，220 kV母差失灵保护通过刀闸位置判断运行方式，将刀闸位置切至强制位置。

3.4 网络交换机异常处置

一些涉及多间隔的保护采取直接跳闸(如失灵保护等)，而是通过GOOSE 网交换机转发给相应装置，当GOOSE 网交换机异常时，有可能无法转发跳令或误发跳令至保护装置。应停用对应的保护功能，并尽快通知检修人员处理。

另一方面，数字化测控装置从GOOSE，SV 网交换机订阅本间隔的采样量和开关量上传至后台监控等站控层;当GOOSE 网或SV 网交换机异常时，测控将无法订阅到采样值和开关量，后台无法看到设备真实运行情况，不利于运维人员监盘，须尽快处理。

4 运行维护注意事项

4.1 智能一次设备巡视维护重点

对于智能化一次设备重点针对以下几个方面进行巡视维护:核对在线监测装置采集数据是否与现场一致，有无异常运行情况，确保智能在线装置能准确监测设备运行状况。电子式互感器除了常规的巡视维护外，针对有源式电子互感器，应检查其光电源有无异常。智能设备对环境条件要求较高，特别是户外设备，在日常巡视中，应密切关注智能柜的温湿度，保证就地智能设备在正常的环境下运行。

4.2 智能二次设备巡视维护重点

二次设备网络化、传输数字化。针对光纤易断的特性、在维护过程中应做好防断裂措施，定期查看网络分析仪和网络交换机，检查变电站网络通讯状态;网络化的二次设备建立在标准的同一时钟源下，所以智能装置的GPS对时要作为重点巡视对象;查看保护及测控电压、电流采样值最为合并单元的重点巡视项目〔5〕。智能终端直接控制断路器跳、合闸，在巡视维护过程中应注意防误碰、误动二次线缆。

变电站智能化后的“虚回路”使二次回路看不见、摸不着，倒闸操作、正常运行设备状态监测只能通过信号灯来监视。因此运规中应对合并单元、智能终端、保护装置信号灯动作含义、正常状态进行明确定义，并制作设备巡视维护卡，已便了解、掌握、应用，做好智能站维护工作。

5 总结

智能变电站相比常规变电站，在操作方面通过程序化控制减少人为误操作;在维护方面应用智能化在线监测装置等让维护变得简单。装置间用光纤替代复杂的电缆联系，减少了可能的异常环节，但同时也将清晰可见的二次回路模糊化、抽象化，增加了理解和掌握的难度。在运行维护过程中，需要创造性地开展一些革新活动，推动智能变电站的运维工作。

〔1〕湖南省电力勘测设计院． 湖南500 kV 岗市变综自系统智能化改造方案〔R〕． 2010．

〔2〕国家电网公司． Q/GDW 441—2010 智能变电站继电保护技术规范〔S〕． 北京:中国电力出版社，2010．

〔3〕国家电网公司． Q/GDW 394—2009 330 kV～750 kV 智能变电站设计规范〔S〕． 北京:中国电力出版社，2009．

〔4〕国网湖南省电力公司． 湖南电网智能变电站继电保护验收规范〔S〕． 2012．

〔5〕国家电网公司． Q/GDW 751—2012 变电站智能设备运行维护导则〔S〕． 北京:中国电力出版社，2012．

〔6〕国家电网公司． Q/GDW 750—2012 智能变电站运行管理规范〔S〕． 北京:中国电力出版社，2012．

〔7〕国家电网公司． Q/GDW Z 410—2010 国家电网公司指导性技术文件〔S〕． 北京:中国电力出版社，2010．