浅谈智能变电站的二次运行维护与检修_智能变电站的运行维护
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浅谈智能变电站的二次运行维护与检修
浅谈智能变电站的二次运行维护与检修
[摘要]：本文通过比较传统变电站与智能变电站二次设备构建上的不同，阐述了智能变电站在二次运行维护与检修方面所要掌握的方法和注意点。
[关键词]：智能变电站 二次设备 运行维护与检修
中图分类号：TM411+.4文献标识码： A
1引言
基于IEC61850标准的智能变电站是以数字化变电站为依托，通过采用先进的传感、信息、通信、控制、人工智能等技术，建立全站所有信息采集、传输、分析、处理的数字化统一应用平台，实现变电站的信息化、自动化、互动化。它以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能。智能变电站的二次设备的构造和功能与传统变电站存在很大的差异，因此智能变电站的发展变革了传统变电站的二次运行及检修模式。
2智能变电站设备组成过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，完成对一次设备的监测、控制等相关的功能，包括实时运行电气量测采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。
间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。
站控层由主机、操作员站、远动通信装置、保护故障信息子站和其他功能站构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。
3装置之间的联系方式
智能变电站用光纤以网络通信代替了传统的电缆硬接线，GOOSE、最新【精品】范文 参考文献
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SV输入输出信号为网络上传递的变量，智能变电站中的GOOSE相当于传统变电站中的二次直流电缆，SV相当于传统变电站中的二次交流电缆。层与层之间的联系通过SV网和GOOSE网进行，SV网主要是交流采样数据的传输，GOOSE网是用来传输控制及信号数据。与传统变电站二次设备相比，智能变电站的交流采样部分增设了合并单元，而直流操作及信号采集部分又增设了智能终端设备，同时彻底改变了变电站内二次设备之间的联系方式，传统变电站内二次设备之间传输的主要是接点及模拟信号，用控制电缆进行传输，智能变电站内二次设备之间传递的是数字信号，靠光纤传输，同时还需配置大量的数据交换设备。
4智能变电站与传统变电站的二次设备运行与检修的不同
4.1装置的检验与故障查找
传统变电站二次交流及直流回路通过控制电缆连接，其原理与接线关系可以通过二次图纸直观体现。变电站的装置检验，主要根据装置具体功能，经交流输入端子、直流端子提供相应的故障模拟量或开关量信息，检验装置的各种逻辑功能及开入开出信号是否符合现场运行需要。智能变电站用光纤以网络通信代替了传统的电缆硬接线，因此智能变电站装置的检验无法通过外加故障模拟量或开关量信息进行，只能通过计算机与装置的调试接口连接，直接向装置输入相关数字量信号检验装置的各种保护动作逻辑及输入输出地正确性。在运行维护与检修中，以往的查点对信号的工作变成了对配置文件参数与配置的核对，因此检修人员需学会查看配置文件及掌握配置方法。传统变电站的日常运行维护中，万用表和钳形电流表是二次检修人员不可或缺的仪表，交流电流回路故障主要通过钳形电流表测量回路电流与装置采样值比较，从而判断交流电流回路的故障点，交流电压回路及直流回路故障则通过万用表测量相关接点电位查找故障所在。在智能变电站中由于装置与装置之间的联系完全靠网络通信维系，一旦发生故障除了通过装置本生地各种告警信息判断故障外，二次检修人员还必须掌握利用计算机进行信息报文的收发，以便更有效地判断故障点。当然，由于在智能变电站中，网络交换机等通信设备大量使用，因此二次检修人员应具备对相关通信设备进行运行维护的技能。
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4.2带负荷试验
带负荷试验是检验具备方向保护功能或需采集多路电流回路保护装置的电流、电压间极性关系的一项试验。传统变电站引起电流、电压极性关系错误主要是由于流变、压变二次输出反接或连接错误，如果接线错误，则在带负荷试验中相位关系反映非常明显。智能变电站中保护的数据采集模块前移至合并单元，所有二次交流数据必须通过合并单元处理后再通过光纤传送至保护、测控装置，由于各间隔二次数据的采集处理环节相互独立，且在传变过程中存在延时，因此处理不好就会使各间隔输出数据失去同时性，导致装置误发信号甚至误动作：
110kV某变站是一座110kV／10kV两个电压等级的终端变电站，2011年11月该变电站进行数字化改造，该变电站的110kV系统电流、电压互感器全部使用电子式互感器，10kV系统互感器仍是电磁式互感器。该变电站改造完成之后，运行中发现随着供电负荷的不断提高，主变差动保护差流也在增大，甚至大过差流越限值，导致差流越限告警。由于高压侧电流采样使用光纤信号传输，我们无法检测二次电流值，而低压侧电流测试结果与装置显示相当，无异常。查看差动保护电流采样值发现差流有时高达0.32A，并且高、低压侧角差异常，正常运行高、低压对应相相差应在150°左右（主变为星／三角-11点接线），但装置显示对应相相差140°左右。经过多方现场排查，终于找出了原因：由于本变电站主变高压侧是电子式互感器、低压侧是电磁式互感器，导致两侧的电流采集存在差异。高压侧电流的采集：①由电子式互感器的传感模块负责采集、调理并转换成数字信号通过光纤传给合并单元。②合并单元负责将各相远端模块传来的数字信号进行同步合并处理后传给保护装置。低压侧电流只需经过合并装置将模拟信号转成数字信号就可以传给保护装置。由此可以看出，高压侧电流经过两次采样后才能到达保护装置，而低压侧电流只需经过一次采样。所有装置采样都会存在一个固有延时约0.75ms（厂家提供数据），这样高压侧两次采样延时约1.5ms，低压侧采样延时约0.75ms，两侧相差0.75ms，导致采样不同步。可以计算出一个周波的角度差为：（0.75／20）*360=13.5° 厂家现场对差动保护程序经行了升级
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处理，对所差角度进行了补偿，补偿后差流降至0.1A左右。数字式互感器对我们来说是一个全新的事物，但检修人员没能从根本上去认识它，对于电磁式互感器，差动保护带负荷试验时，检修人员首先关注的是差流，总认为一旦接线错误，角度差会非常明显。对于小的角度差通常认为负荷较小形成的测量误差。
4.3设备的运行维护
4.3.1传统变电站通信系统的组成：
1、保护及自动装置与总控之间的通信；
2、总控与主站及后台机的通信。通信中断不会影响保护及自动装置的功能，也不会影响在变电站内对一次设备的操作。因此，通信中断对运行中的一二次设备不会造成太大的影响。
4.3.2智能变电站通信系统的组成：
1、站控层与间隔层之间的通信；
2、间隔层与过程层之间的通信。其中站控层与间隔层之间的通信相当于传统变电站的总控与主站及后台机的通信。间隔层与过程层之间的通信则是取代了传统变电站控制电缆的传输功能。一旦间隔层与过程层之间的通信中断，则该间隔的二次部分完全瘫痪，对一次设备的保护、监控等所有功能全部丧失。
4.3.3运行维护注意点：日常的运行维护中，运行检修人员应及时更新观念，传统变电站中在运行维护中往往存在“重装置轻通信”的弊病，在智能变电站中，如果装置通信中断，则保护控制装置就成了无本之木，失去作用。另外，智能变电站中将原来110kV及以下保护测控一体化装置的交流采样部分划归至合并单元，而直流操作及接点输入输出部分划归至智能终端，对于一台断路器而言，保护及自动装置的跳、合闸信号通过GOOSE网传至智能终端。在智能终端处，分别设计一块跳闸、合闸压板。对于传统变电站，一次设备运行，本间隔部分保护及自动装置检修时，只需退出该套保护及自动装置的跳、合闸压板就不会对运行中设备造成影响。但在智能变电站中，一台断路器只对应一组跳、合闸压板，因此智能通过断开GOOSE网的方法来断开检修设备与运行设备的联系。
5结束语
智能电网的兴起，几乎颠覆了原有对二次系统的认识，在二次运行维护与检修方面需要掌握更多的知识点，许多新设备、新名词不断
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涌出，运行维护人员只有不断加强自身学习，在平时的工作中勤于探索，更新自己的思维方式，才能顺应现代技术发展的潮流。
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