就地化保护智能运维检修模式研究

杨剑友，赵张磊，奚洪磊，周震宇，陈 刚

（国网浙江省电力有限公司温州供电公司，浙江 温州 325000）

0 引言

以信息数字化为特征的智能变电站应用，推动了继电保护技术革新，但智能变电站在运行过程中暴露出一些问题，需要进一步解决完善。一是继电保护速动性降低。当前220 kV及以下变电站依然采用经合并单元采样、智能终端跳闸的过渡方案，增加了中间处理环节，导致快速保护动作时间延长了5～10 ms。二是继电保护可靠性降低。据有关数据统计，智能变电站保护及相关装置平均缺陷率为1.901次/百台·年，较同期常规站保护装置缺陷率（1.167 次/百台·年）高 62.90%[1-3]。

智能变电站SCD（变电站配置描述）文件描述全站一次、二次设备连接关系，一旦出错将直接影响继电保护动作的正确性。与保护无关的控制功能和信息功能变动都需要对SCD文件进行修改，客观上增大了继电保护不正确动作的风险。智能变电站以光缆和软件逻辑代替常规二次回路后，二次“虚回路”无法直观可见，检修隔离无明显断开点，现场工作安全风险增大[4]。当前，国内外二次设备厂商积极布局推进就地化保护的调研、研制和测试等工作。取消合并单元及智能终端等中间环节，继电保护装置靠近一次设备安装，就地电缆直采直跳的就地化保护方案，已成为解决上述问题的有效途径。

目前就地化保护装置运维检修技术及管理经验尚处于空白状态，特别是无人值守模式推广应用后，就地化保护智能运维管理模式可提高劳动生产效率，减少运维成本，随着就地化保护在新一代智能变电站中的推广，适应就地二次设备全新的运维检修模式的研究显得迫在眉睫[5-8]。本文针对现阶段智能变电站运维检修中存在的不足并结合就地化保护装置的特点，给出了就地化保护智能运维检修技术方案。

1 常规运维检修模式

继电保护是电网安全的重要屏障，继电保护的失效将会导致电网故障的范围扩大，影响电网安全稳定运行。因此，对变电站中继电保护装置及其二次回路进行状态监测和定期维护是目前保证继电保护设备可靠运行的有效方式[9-11]。

由于智能变电站采用户外安装的过程层设备数量多、户外防护等级低、光口多发热量大，同时与继电保护相关的二次回路均较为复杂，导致对其可靠性难以进行有效监测。目前变电运维人员需对设备插件温度和户外装置空调系统开展定期巡视与记录。而检修人员由于对继电保护设备及其二次回路的可靠性无法进行准确的状态评价，通常采用的是预防性计划检修，通过按照继电保护检验规程对继电保护装置及二次回路进行检修试验，以确保装置元件完好、功能正常，确保回路接线及定值正确[12-15]。但是到2018年，国家电网有限公司110 kV及以上的变电站数量已达到1.7万座，而相关的运维检修人员数量历年来则基本保持在1万人左右，人均设备维护与定期检修的工作量大，并且仍有逐年上升的趋势。面对电网规模的不断扩大，对于维护站点数量多的单位，继电保护人员的配置情况已不能满足设备运维检修工作的需求，传统运维检验模式工作量大、工作强度高也成为继电保护设备运维检修过程中突出的问题。

2 就地化保护方案及其特点

采用就地化保护的智能变电站有别于由户内保护装置和户外合并单元、智能终端组成的传统智能变电站，其保护装置贴近一次设备，采用无防护安装方式。交流采样和开入开出等信息均采用电缆传输，而跨间隔、跨装置间的信息（如启动失灵、启动远方跳闸和闭锁重合闸等）采用过程层保护专网进行GOOSE（面向通用对象的变电站事件）信息传输。现场装置均无液晶面板，通过保护专网将装置信息上送至智能管理单元，从而实现数据信息处理与分析。以220 kV全类型就地化保护组网为例（如图1所示），包含线路保护、主变压器保护、母线差动保护、智能管理单元、过程层隔离装置各2套，构成保护装置和保护专网双重化配置。其中第一套保护装置接入保护专网A1和A2。A1和A2保护专网负责将SV（采样值）、GOOSE和MMS（制造报文系统）信息传输至第一套管理单元。保护专网A1与保护专网B1间的跨网信息（如闭锁重合闸）通过过程层隔离装置进行传递。

图1 220 kV全类型就地化保护结构示意

3 就地化保护智能运检方案

根据就地化保护的接口标准统一，体积小便于更换和保护专网信息集中上送等特点，在日常的设备巡检和维护时，可实现集中式设备信息查看、智能化设备故障诊断与状态评估的全新运维模式。当装置需要例行测试和紧急消缺时，可实现“工厂化智能调试+更换式快速检修”的全新检修方案。

3.1 智能化运维模式

3.1.1 智能诊断分析

就地化保护装置现场为无液晶设计，相关保护装置信息已通过保护专网统一上送至智能管理单元。由于各信息均集成于一处，可大幅提高运维人员的设备巡视效率。设备日常巡视时，可在管理单元完成设备异常信息（硬件故障、通道故障、板件温度告警）查看、装置定值核对以及采样值和差流的检查。除了以上对设备信息的基础监测功能外，智能管理单元还可实现对现场就地化保护的故障智能诊断和状态评测：

（1）根据装置的告警信息、监测信息及其它巡检信息对装置硬件的运行状态进行评估，并根据监测信息的统计变化趋势进行故障预警。

（2）根据装置上送的各板件温度，可实现温度历史数据查询和数据变化曲线动态展示，通过设置温度预警值，实现装置温度的越限告警。

（3）电源电压的越限告警和历史数据查询，变化曲线动态展示。

（4）装置过程层保护专网、装置环网的端口发送/接收光强和光纤纵联通道光强的越限告警和历史数据查询功能。

（5）装置差动电流的越限告警和历史数据查询功能。

（6）现场一次、二次设备同源多数据进行比较，实现双重化开入信息不一致监测；双AD（模拟-数字）输入信息不一致监测；自诊断功能配置一致性监测的对象，可实现告警信息点、告警级别、告警方式的正确性判断，并按分类、分级进行告警和可视化展示。

（7）依据保护输出的中间节点信息，结合站内其他信息，对保护隐性故障进行智能诊断分析，并给出评估数据和处理意见。

综上所述，以就地化保护为基础，智能管理单元为平台，构建的设备故障智能诊断和状态评测系统，可充分挖掘设备运行数据及历史数据。通过对模拟量、开入量、开出量的同源数据进行在线实时比较，并结合设备历史数据的统计分析结果，可定期生成就地化保护装置的运行状态综合评价报告，为运检人员制定设备巡视和检修计划提供数据支撑。在装置发生故障时，可依托该系统进行分析判断将故障点快速定位至板件级。

3.1.2 防误操作校核

在就地化保护运行期间，需要通过智能管理单元对现场装置进行修改定值、切换定值区、投退软压板、一键式备份、一键式下装等控制类操作。因此，智能管理单元需要对相关操作进行防止误操作的校核，其主要通过装置身份校核和主动式综合防误检测完成。

装置身份校验系统如图2所示，以运维人员专用的射频卡（或UKey）为媒介，可将需要操作设备的身份识别代码通过电子口令卡管理单元写入其中。在智能管理单元上进行控制操作时，将自动比对系统中保存的该设备身份信息和射频卡中读取的身份信息，如一致方可允许继续操作，否则立即告警并禁止操作。该身份校验系统具有运维人员操作权限和设备一致性的双重校验，可有效降低运维人员误操作的可能性。

图2 身份校验系统

主动式综合防误检测根据智能管理单元的功能划分，仅对相关的二次设备操作进行防误操作判断。其相关判断逻辑如下：

（1）一次系统运行判断，如退出主变保护装置低压侧子机的功能压板时，主变低压侧断路器应分位，且低压侧电流采样值为0，避免低压侧运行时误退主变保护低压侧子机的相关功能。其他如母差保护退间隔GOOSE接受软压板和间隔保护退GOOSE发送软压板均需要进行对应间隔一次状态的判断。

（2）特殊功能的防误逻辑判断，如进行不停电传动时，系统可比对实时负荷，防止重负荷时进行传动对系统稳定造成影响，同时对控制回路和闭锁重合闸等重要告警信号进行核对，确认无异常后，方可进行不停电传动使能压板的操作。

3.2 更换式检修方案

就地化保护在运行期间发生故障时，其主要采取以下的检修模式可分为以下几步（如图3所示）：在调试检修中心预先完成装置的一键配置和测试；到达现场后进行装置整机更换；装置投运后进行不停电传动；最后完成自动带负荷试验。

图3 就地化保护检修流程

3.2.1 一键配置和测试

就地化保护工厂化调试检修中心配置了保护检测平台，其具有就地化保护标准航插接口，免接线，使用方便快捷，可对不同类型的就地化保护进行交流采集功能、遥信、保护功能、通信功能、校时功能自动测试和装置配置文件的一键式下装。该测试平台检测方案灵活，可对单台装置进行测试、也可多台装置进行并行测试。测试过程自动化程度高，相关功能测试均可一键完成，并自动生成测试报告，可极大地提高就地化保护装置的测试效率。

3.2.2 现场装置整机更换

保护装置采用在就地化端子箱侧壁安装的方式，并通过航空插连接端子排与装置。更换前需首先断开航空插的连接。航空插为标准化设计，在特殊情况时可实现不同厂家间装置的快速更换。在拆卸航空插时，通过特殊的机械结构设计，可实现电流回路头尾自动短接，为更换过程提供安全保障；同时，其外观采用不同色带和容错键位的技术防误设计，有效降低现场检修人员“误接线”的风险。装置整机在安装时，采用“先挂后拧”的步骤（如图4所示）：首先将装置通过螺丝紧固在挂板上；然后将挂板通过卡扣固定在背板上；最后用螺丝将挂板与背板固定。

图4 就地化保护装置挂件结构

该安装方法方便操作，可满足现场安装及检修单人更换作业的需求。

3.2.3 不停电传动

在现场装置更换完成投运后，为验证该装置出口回路的正确性，可进行不停电传动试验。在智能管理单元处，进入对应装置的不停电传动界面，在不能影响保护装置原有逻辑与功能的前提下，装置按相发出短时跳闸命令，并结合装置的重合闸功能，快速恢复该间隔供电。如遇下列情况，装置将自动闭锁不停电传动功能：保护装置遇到PT断线、CT断线、通道异常等任何告警；系统发生扰动导致保护启动；连续进行传动操作，间隔时间小于1 min；在重合闸选择“停用”方式或者重合闸处于放电状态。

3.2.4 带负荷试验

对于停电更换仅进行过一次设备通流通压试验的保护装置和紧急消缺不停电更换的保护装置，需通过智能管理单元进行自动带负荷试验检验其电压电流回路的正确性。该试验模块可显示所需间隔的三相电压、电流的幅值、相位，并以功角关系法原理图形式显示，通过程序内部判断CT和PT变比、CT相序、极性的正确性，给出试验结论。

3.2.5 实际更换案列

某线路保护报通信故障，智能管理单元设备运维诊断系统判断为装置CPU模块损坏，需要进行整机更换，其整过处理过程及耗时如表1所示。而原智能变电站和常规站的保护，现场采用更换插件的消缺方案，处理完成后，需根据所更换的插件类型进行现场调试，如通流通压试验，保护逻辑试验、传动试验、带负荷试验等，其整体耗时在3 h。而采用“工厂智能调试+更换式快速检修”的全新检修方案，现场更换和调试时间可控制在1 h以内，大幅提高检修效率，缩减停电时间，保证电网的可靠运行[16]。

表1 处理过程及耗时

4 结语

采用就地化保护的智能变电站可真正实现保护装置相关信息集中式查看，设备状态智能诊断，工厂化智能测试，现场更换式快速检修的全新运维检修模式。但是智能管理单元操作界面仍较为复杂，需进一步简化操作步骤，从而降低运维难度和学习门槛；就地化二次设备现场检修，如何在户外严苛的自然环境（如下雨或冰雪天）下快速准确完成，仍需在后续的运维检修方案中完善[17]。