摘要：目前我國有很多用戶側(cè)變電站，因為建設(shè)時間比較久，所有的設(shè)備幾乎都呈現(xiàn)出了老化的態(tài)勢，因此有必要對其進(jìn)行智能化改造，隨著自動化技術(shù)的發(fā)展，將傳統(tǒng)的變電站系統(tǒng)，改造為綜合化自動化系統(tǒng)已是必然的選擇。本文將結(jié)合某個傳統(tǒng)的66kV變電站的現(xiàn)狀和變電站綜合自動化系統(tǒng)分析，探討其智能改造措施，實現(xiàn)66kV變電站的無人值守。

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

0. 引言

變隨著社會的高速發(fā)展帶動之下，我國企業(yè)生產(chǎn)中對于電力能源的依賴程度逐步增大，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)該加強變電站的管理，可以保證變電站更加穩(wěn)定的運行，保證電力能源供應(yīng)。

1. 變電站運行現(xiàn)狀

近年來，我國的傳統(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)受到了極大的影響，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)主要是因為設(shè)備老化、維護(hù)不到位所形成的故障問題。從實際情況分析，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，且會導(dǎo)致長時間的停電，極大的影響城鎮(zhèn)居民的日常生活和企業(yè)的生產(chǎn)運轉(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時的監(jiān)控，因為安裝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，可以實現(xiàn)遠(yuǎn)程的管理控制。對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)手段就能夠及時發(fā)現(xiàn)變電站工作中存在的問題，能夠及時進(jìn)行維修處理。

2. 變電站綜合自動化系統(tǒng)優(yōu)勢及存在的問題

2.1. 系統(tǒng)優(yōu)勢

相較于傳統(tǒng)的常規(guī)變電站二次系統(tǒng)，變電站綜合自動化系統(tǒng)使得變電站運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。隨著計算機技術(shù)和網(wǎng)絡(luò)技術(shù)、通信技術(shù)的發(fā)展，自動化水平的提高，變電站的二次系統(tǒng)已經(jīng)基本全面實現(xiàn)了變電站綜合自動化，通過綜合自動化系統(tǒng)可以對繼電保護(hù)進(jìn)行自檢互檢，具有故障錄波、事件記錄、運行監(jiān)視和控制等功能，降低了運行維護(hù)成本，提高了變電站安全可靠運行水平。

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%；后是遠(yuǎn)動系統(tǒng)，占11.35%。

l站控層故障

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

(1)后臺系統(tǒng)硬件故障表現(xiàn)為計算機設(shè)備的死機現(xiàn)象較頻繁。主要是因為設(shè)備運行時間過長，出現(xiàn)一定程度老化問題，導(dǎo)致主板、硬盤損壞。此外，后臺機系統(tǒng)的顯示器等硬件設(shè)備損壞也較嚴(yán)重。

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

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

l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)備后絕緣點不良或者輔助接點不到位等原因?qū)е碌耐ㄐ艩顟B(tài)不能和實際有著很好的對應(yīng)。再者是測控裝置導(dǎo)致的問題，表現(xiàn)在硬件設(shè)施上，因為內(nèi)部插件或者模塊問題致使通信中斷情況時有發(fā)生。測控裝置軟件方面的問題相對較少，但出現(xiàn)的缺陷均比較嚴(yán)重，如同期定值丟失若現(xiàn)場檢查不到位易造成操作事故。現(xiàn)場也有測控裝置死機的現(xiàn)象發(fā)生，致使遙控命令不能執(zhí)行不能正常操作，斷電重啟測控裝置即恢復(fù)正常。

l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)則會導(dǎo)致嚴(yán)重的問題，很可能會致使變電站或者變電站設(shè)備數(shù)據(jù)采集工作中斷。所以必須對這類故障及時處理。分析研究網(wǎng)絡(luò)設(shè)備故障原因，往往是因為產(chǎn)品質(zhì)量低下，特別是各類集線器、交換機等等網(wǎng)絡(luò)通信設(shè)備硬件問題。

3. Acrel-1000變電站綜合自動化系統(tǒng)解決方案

3.1. 方案綜述

Acrel-1000變電站綜合自動化監(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)實現(xiàn)連接。站控層設(shè)備包括監(jiān)控主機，提供站內(nèi)運行的人機聯(lián)系界面，實現(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，仍能獨立完成間隔層設(shè)備的就地監(jiān)控功能。

針對工程具體情況，設(shè)計方案具有高可靠性，易于擴充和友好的人機界面，性能價格比好，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)雙機熱備配置。

3.2. 變電站綜合自動化系統(tǒng)智能化改造

3.2.1. 站控層問題改造

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

Acrel-1000變電站綜合自動化系統(tǒng)采用單網(wǎng)雙機熱備配置，正常情況下主機處于工作狀態(tài)，從機處于監(jiān)視狀態(tài)，一旦從機發(fā)現(xiàn)主機異常，從機將會在很短的時間之內(nèi)代替主機，實現(xiàn)主機的功能。同時系統(tǒng)滿足以下要求：

站控層平均wuguzhang間隔時間（MTBF）大于或等于20000h，間隔級測控裝置平均wuguzhang間隔時間大于或等于30000h；

站控層各工作站的CPU平均負(fù)荷率：正常時（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（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系列微機保護(hù)裝置，AM5SE系列微機保護(hù)裝置有以下幾點優(yōu)勢，有效平衡設(shè)備帶來的經(jīng)濟效益和產(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，通用性強，能在同一硬件平臺上針對不同一次設(shè)備靈活配置保護(hù)功能，實現(xiàn)35kV及以下電壓等級的變配電站及設(shè)備的保護(hù)測控功能，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）/高壓電動機/高壓電容器/母聯(lián)/PT等設(shè)備的保護(hù)和自動控制功能。

在產(chǎn)品質(zhì)量方面，裝置在國家繼電保護(hù)及自動化設(shè)備質(zhì)量監(jiān)督檢測中心的第三方型式試驗取得型式試驗報告和電磁兼容檢驗報告，通過輻射發(fā)射限值檢驗、傳導(dǎo)發(fā)射限值檢驗、射頻電磁場輻射抗擾度、靜電放電抗擾度、射頻場感應(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、工頻磁場抗擾度、交流和直流電壓暫降中斷等10 項電磁兼容檢測認(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)電流和測量電流通道可分別接三相電流；另外兩個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量功能，并與電力監(jiān)控系統(tǒng)配合實現(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，由于各個系統(tǒng)單元裝置不同產(chǎn)品存在接口問題，我們將各個系統(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. 實時監(jiān)測

Acrel-1000變電站綜合自動化系統(tǒng)，以配電一次圖的形式直觀顯示配電線路的運行狀態(tài)，實時監(jiān)測各回路電壓、電流、功率、功率因數(shù)等電參數(shù)信息，動態(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。

4.2. 報警處理

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

1）事故報警。事故狀態(tài)方式時，事故報警立即發(fā)出音響報警（報警音量任意調(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，同時彈窗顯示紅色報警條文，報警分為實時報警和歷史報警，歷史報警條文具備選擇查詢并打印的功能。

2）對每一測量值（包括計算量值），由用戶序列設(shè)置四種規(guī)定的運行限值（物理下限、告警下限、告警上限、物理上限），分別定義作為預(yù)告報警和事故報警。

3）報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警信息。

4.3. 調(diào)節(jié)與控制

操作員對需要控制的電氣設(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施監(jiān)護(hù)，避免誤操作。

操作控制分為四級：

  一級控制，設(shè)備就地檢修控制。具有高優(yōu)先級的控制權(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，將閉鎖所有其他控制功能，只進(jìn)行現(xiàn)場操作。

第二級控制，間隔層后備控制。其與第三級控制的切換在間隔層完成。

第三級控制，站控層控制。該級控制在操作員工作站上完成，具有遠(yuǎn)方/站控層的切換。

第四級控制，遠(yuǎn)方控制，優(yōu)先級低。

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)及帶電動機構(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

本項目變電站改造主要針對主變保護(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臺差動保護(hù)裝置AM5SE-D2、1臺高后備保護(hù)裝置AM5SE-TB、1臺低后備保護(hù)裝置AM5SE-TB、1臺非電量保護(hù)裝置AM5SE-FD、1臺高側(cè)測控裝置AM5SE-K、1臺低側(cè)測控裝置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)測控屏上4臺線路保護(hù)AM5SE-F，2#10kV線路保護(hù)測控屏上4臺線路保護(hù)AM5SE-F加1臺利舊的小電流接地選線裝置。

監(jiān)控主機按照單網(wǎng)雙機的方案配置，站內(nèi)配置一面監(jiān)控主機屏，值班室配置一個操作臺，正常情況下主機處于工作狀態(tài)，從機處于監(jiān)視狀態(tài)，一旦從機發(fā)現(xiàn)主機異常，從機將會在很短的時間之內(nèi)代替主機，實現(xiàn)主機的功能。。 

5.3. 改造前后現(xiàn)場對比

本項目變電站改造停電時間僅24小時，本次改造微機保護(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，同時轉(zhuǎn)換開關(guān)與壓板的位置按照原現(xiàn)場設(shè)計就近靠裝置側(cè)邊安裝。

改造前后現(xiàn)場情況如下圖，本次改造設(shè)計階段嚴(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，梳理線纜逐一對點，并對現(xiàn)場主變高低壓回路、10kV各出線回路進(jìn)行遙控測試，順利在24小時內(nèi)完成改造送電。

改造前變電站

改造后變電站

6. 結(jié)語

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

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