智能变电站运维常见问题及解决思路

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　　摘要：本文介绍了近年来智能变电站运维过程中存在的问题及解决思路，以提升现有智能站运行及操作安全性，同时对于新建变电站提出了设计或施工参考。
　　关键词：智能变电站;SCD;合并单元;解决思路
　　Abstract： This paper introduces the problems and solutions in the operation and maintenance of intelligent substation， in order to improve the operation and operation safety of existing intelligent stations. At the same time， it proposes design or construction reference for new substation.
　　Keywords： intelligent substation; SCD; merging unit; solution
　　0 引言
　　国家电网公司于2009年正式启动智能变电站建设，截至目前已建成智能站5000余座。
　　随着智能变电站的飞速发展，在运维过程中发现的问题也越来越多。例如智能变电站数据采集设备高度集成，单一设备异常影响范围较大;光纤网络新型IED设备故障率相对较高;SCD文件管控困难;信息传输可视化程度低等问题严重影响变电站设备及电网安全稳定运行。此文基于笔者在工作中遇到的实际问题，分析产生问题的原因并给出解决思路。
　　1 智能变电站的概念
　　变电站的发展经历了几个阶段：传统变电站、综合自动化变电站、数字化变电站和智能变电站[1]。智能化变电站是数字化变电站的升级和发展，在数字化变电站的基础上，结合智能电网的需求，对变电站自动化技术进行充实以实现变电站智能化功能[2]。智能变电站利用可靠、环保、先进、高效的智能设备[3]，主要包含合并单元、智能终端、数字化保护等新型设备，采用“三层两网”信息高度共享的数字化网络，同时配置了功能相对完善的在线监测系统和辅助控制系统，在提升运检便利性和经济、节能、环保等方面取得了一定成效。
　　2 智能变电站常见问题
　　2.1光纤网络问题
　　智能变电站采用光纤网络通讯，现场熔接环节较多，工艺要求高。部分现场存在不按照二次回路光纤相关标准及规范进行施工的现象，且受施工人员技术水平影响，熔接质量难以管控，加之光纤回路存在易压折等问题，出现故障后对保护及自动化系统的正常运行安全影响较大。
　　2.2合并单元故障影响大
　　智能变电站二次设备按间隔配置，保护、测控、录波和计量等均通过同一合并单元采集模拟量，合并单元故障时，保护、测控、录波和计量等均无法正常运行，甚至造成保护误动。例如间隔合并单元故障会导致该间隔保护及母线保护误动，造成大面积停电。母线电压合并单元故障会导致多套保护距离元件、方向元件退出，影响电网安全稳定运行。合并单元故障率高主要原因是合并单元硬件不够成熟、软件缺陷多导致。
　　2.3配置文件管理混乱
　　缺乏统一的SCD文件等配置文件管控手段，配置文件大多分散保存于检修人员及厂家人员手中，容易导致各版本混乱，对后期保护校验、改造、扩建工作的正确性造成严重隐患。且目前大部分智能设备内运行的配置文件采用厂家私有格式，厂家人员难以保证装置内运行的文件与归档SCD文件相对应。
　　2.4保护装置问题
　　智能变电站保护装置取消了大部分功能及所有出口硬压板，仅保留了检修状态、远方操作等硬压板，相应增加了功能、GOOSE接收、GOOSE发送、SV接收软压板。投运时间较久的保护装置，不符合继电保护信息规范，给设备运维管理带来较大困难。保护装置内的软压板或GOOSE信号命名采用出厂默认形式，未修改成对应的具体名称，运行检修人员不能直观理解其含义，导致忽略关键的压板操作或重要告警提示，对设备安全运行造成隐患。
　　3 智能变电站常见问题的解决思路
　　3.1光纤网络问题解决思路
　　对于已经投运的变电站，如遇到光纤链路中断故障率高的情况，可增设预置光缆，结合消缺、停电或技改进行更换。
　　对于新建未投运的变电站，应按照《继电保护光纤回路标识编制方法》和《智能变电站光纤回路建模及编码技术规范》进行设计和建设。加强施工过程技术监督及中间环节验收，并应按照智能变电站二次回路光纤安装施工的相关标准及规范进行验收，严控现场施工规范。
　　3.2合并单元故障解决思路
　　对于已投运变电站，合并单元采用早期不成熟产品，如存在运行稳定性差、故障频繁或已停产等问题，应更换为成熟可靠且经过入网检测的合并单元;涉及系统稳定的高电压等级智能变电站，当采用常规互感器且次级绕组足够，应改为二次电缆直接接入保护装置。
　　对于新建未投运变电站设计原则，按照330kV及以上电压等级变电站保护、测控使用电缆直采、GOOSE跳闸模式，220kV及以下变电站保护SV直采、GOOSE直跳（均不经过交换机）方式开展建设。
　　3.3配置文件管理混乱的解决思路
　　对于已投运变电站，完善SCD配置文件管理规定，对管控流程的执行情况进行监督。加快SCD管控系统的建设与应用，确保已投运的智能变电站SCD文件全部在系统内归档，后期对配置文件的使用和修改均执行严格的管控流程，将智能设备配置文件上传至SCD管控系统，用于备份，确保源端唯一性。对于采用私有格式配置文件的设备，应结合装置检修或技改对过程层程序进行升级，使其支持CCD配置文件格式。
　　对于新建未投运变电站，应执行过程层CCD配置文件标准，并支持上送CCD配置文件的校验码，应与SCD配置文件中对应的校验码一致。
　　3.4保护装置问题
　　对于已投运变电站，结合停电检修对保护压板和告警信号命名进行修改，确保含义明确无歧义，核查设备实际运行状态与监控系统内显示相符。
　　对于新建未投运变电站，按照最新设计规范建设，统一保护装置压板、告警信号等内容。
　　4 结论
　　本文列举了智能变电站运维中常见的一些问题，针对问题提出了解决思路，为日后现场运维中遇到类似问题提供了解决方法，进而提升现有变电站运行及操作安全性。文中同时针对问题提出了新建变电站提升方法，防止该类问题在新建变电站中再次出现，为日后智能站新建工作提供了借鉴。
　　参考文献：
　　[1]李伟.浅谈智能变电站与常规变电站的区别及优点[J]. 行知部落， 2015（5）：101-101.
　　[2].智能化变电站的概念及架构[M]. 2018（7）：2-2.
　　[3]杨瑩.智能变电站功能构架及设计原则[J]. 科技与创新， 2017（6）.
　　作者简介：
　　卜宏涛（1988-），男，本科，工程师，从事继电保护工作。
　　刘有涛（1993-），男，本科，助理工程师，从事继电保护工作。
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