智能变电站的运行维护技术分析

广东电网有限责任公司汕尾供电局 钟岳坤

站在电力企业角度来看，全面推动智能电网建设能够充分实现智能化操作控制，根据电网实际运行数据对其进行动态采集与实时共享，继而为电网创建稳定、安全的运行环境。但是，在智能变电站运维方面，因为部分技术问题带来的限制，致使运维管理工作效率难以取得有效进步，削弱了电力系统供电能力，影响了供电系统稳定运行，长此以往会造成输电质量大幅下降，不利于社会秩序正常发展。基于此，相关部门应提高对智能变电站运维管理工作的重视，完善与优化运维管理体系，增强运维技术高效性与科学性。

1 智能变电站三层两网

1.1 智能变电站中的三层

在智能变电站的设施中，“三层两网”是整个系统正常运行的核心关键，“三层”由站控层、间隔层、过程层组成。通过网络对信息的获取，站控层主要负责对变电站信息的分析以及调控，通过连续刷新数据库的方式保证信息的时效性，并定期将数据移动到历史信息库；在后续的工作中，针对变电站运营的需要，根据调控中心的命令调取需要的历史文件，并传送到过程层、间隔层的运行中；同时，站控层还具备全站运行闭锁监控、人机联系以及对过程层、间隔层维护装置，修正不适当参数的功能。同时，过程层中的设备运行状况及对命令的反映执行及控制，则通过智能终端由系统进行直接监测。间隔层是保护装置的集合，其中部署有测控装置、电能表、安全自动装置及智能录波器等设备，保证间隔层数据信息的准确及指令的正常施行，如逻辑控制功能的判别及运算，可以充分激发其通讯传输功能，加强间隔层与其他两层的网络通信。

1.2 智能变电站中的两网

中央交换器及间隔交换器是站控层网络设备的两大分类。中间交换器借助数据网络实现对监控主机综合应用服务器、大数据服务器，间隔内的保护、测控系统以及其他智能电子设备实现并联。而间隔交换器则在与中间交换器等设备间，利用光红连成了一个物理网路。在站控层和间隔层之间，通信协议采用的是MMS，因此业内称之为MMS网，同时，也可将VLAN（虚拟局域网）进行分割划分，形成不同的通道[1]。在过程层中，GOOSE网和SV网共同构成改层的网络。一般情况下，GOOSE网参与和过程层及间隔层间的数据置换工作，以监测并控制设备的运行状态。针对不同的电压标准，GOOSE网选择的类型也不尽相同，例如可以在不小于220kV的电压等级下选择双网，采用GOOSE点对点的通讯方式实现本间隔智能终端与安全保护器间的通讯连接。而SV网络则负责在对过程层和间隔层上的设备之间传送采样值，通过点对点的方式将安全保护器与间隔层中的合并单元连接上SV数据。

2 智能变电站与传统变电站的区别

2.1 实现了自动保护装置投入和退出的改变

传统变电站在对系统实施科学防护时，通常会选择硬压板的防护方式，通过接地片这类硬件防护装置对系统实施防护，并呈现可见状态；但进入智能变电站阶段后，变电站内人员仅需使用屏幕控制台就可以更好的进行系统维护工作，这种软压板维护形式变得不再可见。此外，这种系统相对强大的功能，为变电站远程无人监控智能管理系统的发展提供了坚实的基础。

2.2 检修板的作用发生了变化

一般情况下，变电站检测板的基本功能就是分析、检查、消除系统故障，避免故障信号的干扰对监控信息造成不良影响。如变电站在检验状态压板施工的过程中就可以有效地减少操作误差，因为只要将检修面板正反二面都印上检修字样，就可以大大增加信息提取施工的便捷性。但总体来说，当检修状态压板配备有保护装置后，在重复使用时只需智能操作系统没有产生变化，跳闸现象就不会再重复发生。

2.3 设备验收方面发生了变化

在智能变电站的运行中，关于电气设备及其工作状态的管理、检测、监控、调度及整修，都需要用到SCD配置工具。在测量过程中，如果出现数据模型内外方面呈现一致的情况，就需要采用变电所的联合调制，来实现工程量的最优化调整。

3 智能变电站运行维护问题

3.1 安全性问题

以往变电站多采用点对点方式进行通讯，这种通讯方式一般会具有较高的信号传递可靠性，并且可以通过局部优势实现信息交换。而当前智能变电站通讯框架大部分都是对等的，能结合互联网对整个变电站LED信息进行全方面管理。然而，只要LED遭到破坏且没有及时对其进行处理，就会产生大量不稳定因素，不利于智能变电站正常运转。除此之外，变电站的信息互交框架在多数设备内部都无法设置隔离点，只能利用应用程序来有效实现隔离作用，一定程度上增强了互交框架的集中控制性，对整个系统安全起到了保障作用。

3.2 稳定性问题

在智能变电站的日常运行中，需要足够的能源支撑有源电子变压器，保障其有电力长期保持在稳定状态。一旦出现停电，就会导致系统稳定性大大降低。此外，在气候、湿度和其他外界条件的影响下，不稳定现象发生率会在光学互感器的玻璃和光纤之间大幅提高[2]。

3.3 保护问题

与旧式变电站传感器相比，电子互感器需要通过交换机支持数据的采集及传输工作，采用合并单元的方法进行工作，但这样会造成传输效果下降。而智能终端因为位于接近闸门的位置，因此容易存在一些隐患，针对这种情况，智能变电站断路器的工作时长在传统变电站配置的基础上进行了一定的延长。据统计，平均推迟时间约为（6±1）ms，也因此智能变电站一次设备配置的保护装置可以达到更好电缆控制效果，然而由于其工作过程容易遭受周围环境的强烈环境影响，尤其是在潮湿和高温等方面，后续保养也面临着一定难度，检测人员需要着重注意这方面的检查。

3.4 可靠性问题

在智能变电站中，一般会使用电子互感器取代原来的电流互感器和电压互感器，在使用过程中直接接通到外部电源，一旦发生突然断电、线路故障等问题，电子互感器就会自行切断或迅速终止工作，对变电站保护系统的安全性也有一定影响，一定程度上增加电子互感器的工作难度。所以，电子互感器是智能变电站的关键构成部分，对变电站维护安全性起着决定性作用，有关研究人员应加强对智能变电站的分析力度。

4 智能化变电站运行维护策略

4.1 一次设备运行维护

智能变电站一次设备在设计上具有规模大，构造复杂的特点，也因此在运行上具有较高的不稳定性，容易被环境影响造成设备损坏。因此，周期性的针对一次设备的检查和维护工作务必到位，最大程度上提高其运行的安全指标，保证设备运行安全性与稳定性，通过科学手段对现有故障进行有效解决，做到早诊断、早处理。然而值得注意的是，工作人员可以通过对继电保护工具编号的方式，创建与优化系统维护流程，确保维护工作按照流程的既定顺序完成，防止出现漏检或传输错误。

4.2 二次设备运行维护

二次设备由于其特殊性，必须具备监测、调节以及保护功能，只有这样才能进一步确保智能变电站在实际运作中保持平稳的运行状态。所以，单纯采用传统检测与维护方法是远远无法达到当前变电站发展需求的。从二次设备维护角度来说，应对压板工作状态进行严格监控，考虑到现今变电站所用压板特性较为相同，可以对压板进行统一编制，制定压板编号，结合二次设备压板分类与配套统计，严格遵守压板投入使用原则。在维修过程中对压板进行检查与维护，避免发生意外事故，影响变电站稳定运行。与此同时，还要在对监测系统进行优化与完善，确保保护装置与网络交换机正常运行，达到智能变电站日常运行要求。

4.3 革新既有维护技术

智能变电站主要是在传统变电站基础上实现的，而现阶段的运营维修技术也从传统技术上逐渐提升而来。但是，随着系统结构与智能变电站交互方式的改变，现有技术手段已经无法有效适应运营与维修方面的技术需求。所以，应当努力革新现行的运维技术，及时改善运维质量。尤其是对研究技术人员，要加大对保护装置维修技术的研究，以提高整个体系的综合技术水平。同时，科学地运用整定技术，严格执行有关标准，正确运用智能理念，将新技术有效融入维护管理工作当中。受智能变电站发展时间限制，在维护技术方面还存在部分不足，相关部门需要加强技术开发。

4.4 加强主动引导式研发

对未来智能变电站的开发研究中，在系统架构方面，科研部门应该加大对CIS室内SF6集成式智能断路器、气体绝缘母线、110kV双母线界限以及小车式开关柜的研究发展力度，对现有功能单元进行科学协调，利用调试推动智能变电站协调发展。另外，研究人员还应该多采用数字技术与控制技术，对运行进行科学管理，促使其从原先被动运行模式转变为指导性研究模式，进一步提高运行与维护水平，为增强智能变电站架构稳定性与安全性奠定基础。

5 智能变电站检修硬压板案例详解

智能变电站检测硬压板也具有很重要的意义。根据智能站检测机制，人们可以通过投退装置的检测硬压板，来区分为智能电站检测装置区和运行装置区。范围确定后，就无法进行装置之间信号的跨区交换。因此为了确保智能站投产后二次装置安全平稳运转，检修硬压板的验收工作显得尤为重要。以下为根据案例，探讨了智能电站检修硬压板的验收细则。

装置报警与报文质量检测：在检修硬压板投入使用之前，要确保装置上附有品质信息标签；保护液晶屏或者指示灯等装置界面需要有清晰的显示效果。在所有种类的报文中，表行报文检修状态的Test位都是固有配置，变电站可以通过对Test位状态的对比，对收到的信息时效性进行判断，保证信息的真实有效。此外，在装置检修硬压板的反馈报文中，若Test位应置True，则与报文因数信息一并发送到接受终端。因此，在对检修硬压板功能进行验收时，在常规方向外，

还应根据装置液晶屏中显示的报文品质位信息，判别检修硬压板功能的良好性。针对不同厂家设备，报文品质因数结构不同。表1为南瑞继保装置，对其结构做简要说明：

表1 南瑞继保装置结构说明

其中，Link表示链路状态（正常/中断）；Test：接收报文检修状态（True/False）；Valid：装置本身发送数据有效性（YES/NO）。因此，保护装置上，GOOSE报文品质因数常见数值如下：

（1）品质因数显示为5（101），表示正常工况。具体含义：链路正常、装置收到的报文检修态为False、装置自身检修硬压板未投入。

（2）品质因数显示为4（100），表示接收的数据无效，不参与保护逻辑运算。具体含义：链路正常、装置收到的报文检修态为False、装置自身检修硬压板投入。

（3）品质因数显示为6（110），表示接收的数据无效，不参与保护逻辑运算。具体含义：链路正常、装置收到的报文检修态为True、装置自身检修硬压板未投入。

（4）品质因数显示为7（111），表示设备处于调试工况。具体含义：链路正常、装置收到的报文检修态为True、装置自身检修硬压板投入。

SV采样检修状态测试：在采样显示与装置检修状态相同的情况下，应当将采样值计算到保护逻辑中；否则，应闭锁相关保护并发出报警信息。如图1所示。

图1 SV采样检修状态测试

根据智能站检修机制可知，以上应验证的功能属于SV检修机制范畴。即，改变采样值与装置自身检修状态，观察保护装置实现以下功能：检修状态一致时，与采样值相关的保护能够可靠动作；检修状态不一致时，与采样值相关的保护闭锁/开放，并发告警信号。

6 结语

由此可见，本文主要围绕智能变电站运维技术具体应用开展了详细分析，在充分了解现阶段变电站所存在不足的前提下，通过科学手段有效解决运维技术标准较高等问题，并阐述了智能变电站管理维护技术在系统中的实际运用。现今，对变电站进行维修管理过程中，可以利用维修时所获取的信息与数据，尽可能增强管理人员与维修人员综合能力与素质，明确工作要点内容，实现变电站运维管理科学发展，为提高变电站运行可靠性与安全性夯实基础。