摘 要：目前我國(guó)有很多用戶側(cè)變電站，因?yàn)榻ㄔO(shè)時(shí)間比較久，所有的設(shè)備幾乎都呈現(xiàn)出了老化的態(tài)勢(shì)，因此有必要對(duì)其進(jìn)行智能化改造，隨著自動(dòng)化技術(shù)的發(fā)展，將傳統(tǒng)的變電站系統(tǒng)，改造為綜合化自動(dòng)化系統(tǒng)已是必然的選擇。本文將結(jié)合某個(gè)傳統(tǒng)的66kV變電站的現(xiàn)狀和變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)分析，探討其智能改造措施，實(shí)現(xiàn)66kV變電站的無人值守。

關(guān)鍵詞：66kV變電站；綜合自動(dòng)化系統(tǒng)；智能化改造；無人值守；

0.引言

變隨著社會(huì)的高速發(fā)展帶動(dòng)之下，我國(guó)企業(yè)生產(chǎn)中對(duì)于電力能源的依賴程度逐步變大，生產(chǎn)生活的電力供應(yīng)存在的矛盾更大。為了能夠確保企業(yè)生產(chǎn)生活中電力能源充足，應(yīng)該加強(qiáng)變電站的管理，可以保證變電站更加穩(wěn)定的運(yùn)行，保證電力能源供應(yīng)。

1.變電站運(yùn)行現(xiàn)狀

近年來，我國(guó)的傳統(tǒng)變電站故障發(fā)生率比較高，導(dǎo)致居民生活、企業(yè)生產(chǎn)受到了影響，這就需要深入分析該電力系統(tǒng)內(nèi)的故障問題和發(fā)生原因，發(fā)現(xiàn)主要是因?yàn)樵O(shè)備老化、維護(hù)不到位所形成的故障問題。從實(shí)際情況分析，傳統(tǒng)變電站所出現(xiàn)的故障問題比較嚴(yán)重，維修難度較高，且會(huì)導(dǎo)致長(zhǎng)時(shí)間的停電，影響城鎮(zhèn)居民的日常生活和企業(yè)的生產(chǎn)運(yùn)轉(zhuǎn)。當(dāng)前變電站主要是通過無人值班的變電模式來進(jìn)行管理，并不需要設(shè)置值班人員就能夠完成實(shí)時(shí)的監(jiān)控，因?yàn)榘惭b了科技水平較高的現(xiàn)代化變電設(shè)備，僅需要少量的工作人員協(xié)助就能夠完成從操作，可以實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程的管理控制。對(duì)于無人值班的管理方式，工作人員在控制中心只需要通過科學(xué)手段就能夠及時(shí)發(fā)現(xiàn)變電站工作中存在的問題，能夠及時(shí)進(jìn)行維修處理。

2.變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)優(yōu)勢(shì)及存在的問題

2.1.系統(tǒng)優(yōu)勢(shì)

相較于傳統(tǒng)的常規(guī)變電站二次系統(tǒng)，變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)使得變電站運(yùn)維管理上更加便捷和安全可靠，能夠在很大程度上提高變電站的工作效率，促進(jìn)電網(wǎng)系統(tǒng)的現(xiàn)代化發(fā)展。隨著計(jì)算機(jī)技術(shù)和網(wǎng)絡(luò)技術(shù)、通信技術(shù)的發(fā)展，自動(dòng)化水平的提高，變電站的二次系統(tǒng)已經(jīng)基本實(shí)現(xiàn)了變電站綜合自動(dòng)化，通過綜合自動(dòng)化系統(tǒng)可以對(duì)繼電保護(hù)進(jìn)行自檢互檢，具有故障錄波、事件記錄、運(yùn)行監(jiān)視和控制等功能，降低了運(yùn)行維護(hù)成本，提高了變電站安全可靠運(yùn)行水平。

2.2.存在問題

隨著電力系統(tǒng)的發(fā)展，變電站越來越多，隨之而來的就是設(shè)備的故障，依據(jù)故障發(fā)生位置分析原因，根據(jù)近年來電網(wǎng)變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)故障發(fā)生的部位相關(guān)資料表明，站控層故障多，占45.39%；其次是間隔層，占30.50%；再次是網(wǎng)絡(luò)層，占12.76%；最后是遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)，占11.35%。

?站控層故障

站控層故障數(shù)量居多的原因主要表現(xiàn)在后臺(tái)系統(tǒng)硬件故障、后臺(tái)系統(tǒng)參數(shù)設(shè)置錯(cuò)誤、前置機(jī)軟件故障等。

(1)后臺(tái)系統(tǒng)硬件故障表現(xiàn)為計(jì)算機(jī)設(shè)備的死機(jī)現(xiàn)象較頻繁。主要是因?yàn)樵O(shè)備運(yùn)行時(shí)間過長(zhǎng)，出現(xiàn)一定程度老化問題，導(dǎo)致主板、硬盤損壞。此外，后臺(tái)機(jī)系統(tǒng)的顯示器等硬件設(shè)備損壞也較嚴(yán)重。

(2)后臺(tái)系統(tǒng)參數(shù)設(shè)置錯(cuò)誤表現(xiàn)為報(bào)文名稱定義不清，主畫面顯示、分畫面顯示與實(shí)際不一致。主要是由于自動(dòng)化系統(tǒng)信息量巨大，新建、改/擴(kuò)建工程驗(yàn)收傳動(dòng)不到位引起的。此外，報(bào)文名稱的不規(guī)范也是造成此類缺陷的主要原因。

(3)前置機(jī)軟件故障主要表現(xiàn)在不明原因的死機(jī)、應(yīng)用程序走死。一般重新啟動(dòng)就能恢復(fù)。

?間隔層故障

間隔層設(shè)備故障主要由兩方面造成。間隔層出現(xiàn)多的是二次回路問題。表現(xiàn)為每次操作設(shè)備后絕緣點(diǎn)不良或者輔助接點(diǎn)不到位等原因?qū)е碌耐ㄐ艩顟B(tài)不能和實(shí)際有著很好的對(duì)應(yīng)。再者是測(cè)控裝置導(dǎo)致的問題，表現(xiàn)在硬件設(shè)施上，因?yàn)閮?nèi)部插件或者模塊問題致使通信中斷情況時(shí)有發(fā)生。測(cè)控裝置軟件方面的問題相對(duì)較少，但出現(xiàn)的缺陷均比較嚴(yán)重，如同期定值丟失若現(xiàn)場(chǎng)檢查不到位易造成操作事故。現(xiàn)場(chǎng)也有測(cè)控裝置死機(jī)的現(xiàn)象發(fā)生，致使遙控命令不能執(zhí)行不能正常操作，斷電重啟測(cè)控裝置即恢復(fù)正常。

?網(wǎng)絡(luò)設(shè)備故障

由相關(guān)資料顯示，當(dāng)下網(wǎng)絡(luò)通信設(shè)備問題還不是太嚴(yán)重，但是如果一出現(xiàn)則會(huì)導(dǎo)致嚴(yán)重的問題，很可能會(huì)致使變電站或者變電站設(shè)備數(shù)據(jù)采集工作中斷。所以需要對(duì)這類故障及時(shí)處理。分析研究網(wǎng)絡(luò)設(shè)備故障原因，往往是因?yàn)楫a(chǎn)品質(zhì)量低下，特別是各類集線器、交換機(jī)等等網(wǎng)絡(luò)通信設(shè)備硬件問題。

3.Acrel-1000變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)解決方案

3.1.方案綜述

Acrel-1000變電站綜合自動(dòng)化監(jiān)控系統(tǒng)在邏輯功能上由站控層、間隔層二層設(shè)備組成，并用分層、開放式網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)連接。站控層設(shè)備包括監(jiān)控主機(jī)，提供站內(nèi)運(yùn)行的人機(jī)聯(lián)系界面，實(shí)現(xiàn)管理控制間隔層設(shè)備等功能，形成全站監(jiān)控，并與遠(yuǎn)方監(jiān)控、調(diào)度中心通信；間隔層由若干個(gè)二次子系統(tǒng)組成，在站控層及站控層網(wǎng)絡(luò)失效的情況下，仍能獨(dú)立完成間隔層設(shè)備的就地監(jiān)控功能。

針對(duì)工程具體情況，設(shè)計(jì)方案具有高可靠性，易于擴(kuò)充和友好的人機(jī)界面，性價(jià)比高，監(jiān)控系統(tǒng)由站控層和間隔層兩部分組成，采用分層分布式網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，站控層網(wǎng)絡(luò)采用TCP/IP協(xié)議的以太網(wǎng)。站控層網(wǎng)絡(luò)采用單網(wǎng)雙機(jī)熱備配置。

3.2.變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)智能化改造

3.2.1.站控層問題改造

站控層采用Acrel-1000變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)電力設(shè)備的監(jiān)控和管理。并融入當(dāng)前國(guó)內(nèi)外計(jì)算機(jī)技術(shù)、網(wǎng)絡(luò)技術(shù)、通信技術(shù)、信息處理技術(shù)、變配電自動(dòng)化技術(shù)等技術(shù)，實(shí)現(xiàn)遙測(cè)、遙信、遙控、遙調(diào)等功能。滿足用戶對(duì)電力系統(tǒng)的保護(hù)、監(jiān)控及電能質(zhì)量的全部要求。

Acrel-1000變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)采用單網(wǎng)雙機(jī)熱備配置，正常情況下主機(jī)處于工作狀態(tài)，從機(jī)處于監(jiān)視狀態(tài)，一旦從機(jī)發(fā)現(xiàn)主機(jī)異常，從機(jī)將會(huì)在很短的時(shí)間之內(nèi)代替主機(jī)，實(shí)現(xiàn)主機(jī)的功能。同時(shí)系統(tǒng)滿足以下要求：

站控層平均wu故障間隔時(shí)間（MTBF）大于或等于20000h，間隔級(jí)測(cè)控裝置平均wu故障間隔時(shí)間大于或等于30000h；

站控層各工作站的CPU平均負(fù)荷率：正常時(shí)（任意30min內(nèi)）小于或等于30％，電力系統(tǒng)故障（10s內(nèi)）小于或等于50％；

網(wǎng)絡(luò)平均負(fù)荷率：正常時(shí)（任意30min內(nèi)）小于或等于20％，電力系統(tǒng)故障（10s內(nèi)）小于或等于40％；

3.2.2.間隔層問題改造

在變電站變配電系統(tǒng)中可配置AM5SE系列微機(jī)保護(hù)裝置，AM5SE系列微機(jī)保護(hù)裝置有以下幾點(diǎn)優(yōu)勢(shì)，有效平衡設(shè)備帶來的經(jīng)濟(jì)效益和產(chǎn)品自身的技術(shù)含量以及產(chǎn)品的品質(zhì)問題。

在產(chǎn)品設(shè)計(jì)方面，裝置具有統(tǒng)一的硬件，包括電源模塊、CPU模塊、開入開出模塊、控制回路模塊、模擬量采集、通信模塊等；整體采用模塊化設(shè)計(jì)，通用性強(qiáng)，能在同一硬件平臺(tái)上針對(duì)不同一次設(shè)備靈活配置保護(hù)功能，實(shí)現(xiàn)35kV及以下電壓等級(jí)的變配電站及設(shè)備的保護(hù)測(cè)控功能，包括35kV進(jìn)線/主變壓器（一般容量2000kVA以上）/PT/母聯(lián)、10kV進(jìn)線/饋線/配電變壓器（一般容量2000kVA以下）/高壓電動(dòng)機(jī)/高壓電容器/母聯(lián)/PT等設(shè)備的保護(hù)和自動(dòng)控制功能。

在產(chǎn)品質(zhì)量方面，裝置在國(guó)家繼電保護(hù)及自動(dòng)化設(shè)備質(zhì)量監(jiān)督檢測(cè)中心的第三方型式試驗(yàn)取得型式試驗(yàn)報(bào)告和電磁兼容檢驗(yàn)報(bào)告，通過輻射發(fā)射限值檢驗(yàn)、傳導(dǎo)發(fā)射限值檢驗(yàn)、射頻電磁場(chǎng)輻射抗擾度、靜電放電抗擾度、射頻場(chǎng)感應(yīng)傳導(dǎo)騷擾抗擾度、電快速瞬變脈沖群抗擾度、慢速阻尼振蕩波抗擾度、浪涌抗擾度、工頻磁場(chǎng)抗擾度、交流和直流電壓暫降中斷等10 項(xiàng)電磁兼容檢測(cè)認(rèn)證，其中快速瞬變、靜電放電、浪涌抗干擾性能均達(dá)到Ⅳ級(jí)要求。

在接口資源方面，裝置具有12路模擬量通道，可選擇為保護(hù)電流、測(cè)量電流、電壓輸入；交流電壓輸入端口應(yīng)可接相電壓，也可接線電壓或零序電壓或不平衡電壓，適應(yīng)各種PT接線方式。保護(hù)電流和測(cè)量電流通道可分別接三相電流；另外兩個(gè)交流電流通道可以接零序電流、不平衡電流或者線路電流。具有零序電流和零序電壓測(cè)量功能，并與電力監(jiān)控系統(tǒng)配合實(shí)現(xiàn)小電流接地選線功能。

3.2.3.數(shù)據(jù)通信問題改造

變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)需采集站內(nèi)設(shè)備信息集中分析管理，由于各個(gè)系統(tǒng)單元裝置不同產(chǎn)品存在接口問題，我們將各個(gè)系統(tǒng)單元裝置通信接口經(jīng)規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置轉(zhuǎn)換為開放的、統(tǒng)一的接口標(biāo)準(zhǔn)，讓用戶可以根據(jù)自己的需求選擇合適的接口。

4.系統(tǒng)功能

4.1.實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)

Acrel-1000變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)，以配電一次圖的形式直觀顯示配電線路的運(yùn)行狀態(tài)，實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)各回路電壓、電流、功率、功率因數(shù)等電參數(shù)信息，動(dòng)態(tài)監(jiān)視各配電回路斷路器、隔離開關(guān)、地刀等合、分閘狀態(tài)及有關(guān)故障、告警等信號(hào)。

4.2.報(bào)警處理

監(jiān)控系統(tǒng)具有事故報(bào)警功能。事故報(bào)警包括非正常操作引起的斷路器跳閘和保護(hù)裝置動(dòng)作信號(hào)；預(yù)告報(bào)警包括一般設(shè)備變位、狀態(tài)異常信息、模擬量或溫度量越限等。

1）事故報(bào)警。事故狀態(tài)方式時(shí)，事故報(bào)警立即發(fā)出音響報(bào)警（報(bào)警音量任意調(diào)節(jié)），操作員工作站的顯示畫面上用顏色改變并閃爍表示該設(shè)備變位，同時(shí)彈窗顯示紅色報(bào)警條文，報(bào)警分為實(shí)時(shí)報(bào)警和歷史報(bào)警，歷史報(bào)警條文具備選擇查詢并打印的功能。

2）對(duì)每一測(cè)量值（包括計(jì)算量值），由用戶序列設(shè)置四種規(guī)定的運(yùn)行限值（物理下限、告警下限、告警上限、物理上限），分別定義作為預(yù)告報(bào)警和事故報(bào)警。

3）報(bào)警方式具有多種表現(xiàn)形式，包括彈窗、畫面閃爍等但不限于以上幾種方式，用戶根據(jù)自己的需要添加或修改報(bào)警信息。

4.3.調(diào)節(jié)與控制

操作員對(duì)需要控制的電氣設(shè)備進(jìn)行控制操作。監(jiān)控系統(tǒng)具有操作監(jiān)護(hù)功能，允許監(jiān)護(hù)人員在操作員工作站上實(shí)施監(jiān)護(hù)，避免誤操作。

操作控制分為四級(jí)：

一級(jí)控制，設(shè)備就地檢修控制。具有優(yōu)先級(jí)的控制權(quán)。當(dāng)操作人員將就地設(shè)備的遠(yuǎn)方/就地切換開關(guān)放在就地位置時(shí)，將閉鎖所有其他控制功能，只進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)操作。

二級(jí)控制，間隔層后備控制。其與第三級(jí)控制的切換在間隔層完成。

三級(jí)控制，站控層控制。該級(jí)控制在操作員工作站上完成，具有遠(yuǎn)方/站控層的切換。

四級(jí)控制，遠(yuǎn)方控制，優(yōu)先級(jí)低。

原則上間隔層控制和設(shè)備就地控制作為后備操作或檢修操作手段。為防止誤操作，在任何控制方式下都需采用分步操作，即選擇、返校、執(zhí)行，并在站級(jí)層設(shè)置操作員、監(jiān)護(hù)員口令及線路代碼，以確保操作的安全性和正確性。對(duì)任何操作方式，保證只有在上一次操作步驟完成后，才進(jìn)行下一步操作。同一時(shí)間只允許一種控制方式有效。

納入控制的設(shè)備有：35kV及以下斷路器；35kV及以下隔離開關(guān)及帶電動(dòng)機(jī)構(gòu)的接地開關(guān)；站用電380V斷路器；主變壓器分接頭；繼電保護(hù)裝置的遠(yuǎn)方復(fù)歸及遠(yuǎn)方投退連接片。

5.Acrel-1000變電站綜自系統(tǒng)改造方案

5.1.系統(tǒng)架構(gòu)

本項(xiàng)目變電站采用66kV單回路市電進(jìn)線單母線的方式接入電網(wǎng)，通過12500kVA主變壓器降壓為10kV供站內(nèi)各種回路配電使用。

5.2.設(shè)備選型

本項(xiàng)目變電站改造主要針對(duì)主變保護(hù)、站內(nèi)10kV開關(guān)柜二次以及監(jiān)控系統(tǒng)后臺(tái)進(jìn)行改造，小電流接地選線裝置由于剛換不就，本次改造利舊。

主變保護(hù)屏屏柜設(shè)立在電氣監(jiān)控室，屏柜上裝設(shè)1臺(tái)差動(dòng)保護(hù)裝置AM5SE-D2、1臺(tái)高后備保護(hù)裝置AM5SE-TB、1臺(tái)低后備保護(hù)裝置AM5SE-TB、1臺(tái)非電量保護(hù)裝置AM5SE-FD、1臺(tái)高側(cè)測(cè)控裝置AM5SE-K、1臺(tái)低側(cè)測(cè)控裝置AM5SE-K、1只變壓器溫控儀ARTM-8及轉(zhuǎn)換開關(guān)、壓板、空氣開關(guān)等其他控制設(shè)備。

線路保護(hù)屏按照10kV分段原則，分為兩面屏柜，1#10kV線路保護(hù)測(cè)控屏上4臺(tái)線路保護(hù)AM5SE-F，2#10kV線路保護(hù)測(cè)控屏上4臺(tái)線路保護(hù)AM5SE-F加1臺(tái)利舊的小電流接地選線裝置。

監(jiān)控主機(jī)按照單網(wǎng)雙機(jī)的方案配置，站內(nèi)配置一面監(jiān)控主機(jī)屏，值班室配置一個(gè)操作臺(tái)，正常情況下主機(jī)處于工作狀態(tài)，從機(jī)處于監(jiān)視狀態(tài)，一旦從機(jī)發(fā)現(xiàn)主機(jī)異常，從機(jī)將會(huì)在很短的時(shí)間之內(nèi)代替主機(jī)，實(shí)現(xiàn)主機(jī)的功能。。

5.3.改造前后現(xiàn)場(chǎng)對(duì)比

本項(xiàng)目變電站改造停電時(shí)間僅24小時(shí)，本次改造微機(jī)保護(hù)組屏柜二次線纜根據(jù)原二次圖紙梳理，考慮線纜敷設(shè)，設(shè)計(jì)階段保留背部接線端子位置不變，僅調(diào)整裝置到屏柜的內(nèi)部走線，同時(shí)轉(zhuǎn)換開關(guān)與壓板的位置按照原現(xiàn)場(chǎng)設(shè)計(jì)就近靠裝置側(cè)邊安裝。

改造前后現(xiàn)場(chǎng)情況如下圖，本次改造設(shè)計(jì)階段嚴(yán)格按照原圖紙梳理，考慮施工方便，施工階段嚴(yán)格按照施工規(guī)范，梳理線纜逐一對(duì)點(diǎn)，并對(duì)現(xiàn)場(chǎng)主變高低壓回路、10kV各出線回路進(jìn)行遙控測(cè)試，順利在24小時(shí)內(nèi)完成改造送電。

改造前變電站

改造后變電站

6.結(jié)語

變電站綜合自動(dòng)化改造工程是老舊變電站改造工程，通過變電站綜合自動(dòng)化改造，能夠做到變電站數(shù)據(jù)和調(diào)度室數(shù)據(jù)的實(shí)時(shí)與統(tǒng)一，使遙控更為準(zhǔn)確，并且能夠在變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)中存儲(chǔ)每一個(gè)信號(hào)數(shù)據(jù)，為了今后電網(wǎng)發(fā)生故障時(shí)，能夠調(diào)用實(shí)時(shí)發(fā)信數(shù)據(jù)和曾經(jīng)動(dòng)作信號(hào)進(jìn)行分析，為事故信號(hào)判斷帶來便利。

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