摘要：智能变电站近些年大量投运，在电网中所占比例越来越重，是电网未来发展的主要方向。智能变电站中引入了大量通信技术和网络技术，增加了变电站（尤其是保护系统）运维的不可控性，如何充分利用变电站数字化、标准化的特点，将劣势转变为优势，实现对二次系统运行状况的掌控，真正发挥智能变电站的优势，成为了一个重要的课题。本文针对当前智能变电站二次设备操作安全性存在的两大问题，提升智能变电站二次设备操作安全性。
关键词：智能站；二次设备；异常；分析与处理
智能变电站的出现，实现了二次系统过程层模拟量和开关量的信息共享化，使得单一信息体可被多个设备采集并利用。但从继电保护可靠性能方面来说，多个设备同时获取同一信息的配置方案最大的缺点便是源侧设备的不可替代性，如母线合并单元、过程层交换机等。此类源侧设备一旦故障，将会影响多台设备甚至整个同电压等级的二次设备。从智能变电站日常维护中设备缺陷的统计数据里可以发现，由于母线合并单元装置故障导致多套保护装置二次失压的现象屡见不鲜，以致保护部分功能丧失、遥测无法正常监测，甚至保护不正确动作等严重后果。为此，必须寻找合理的改进方案来弱化母线合并单元对整个过程层网络的影响，从而达到提高继电保护可靠性的目的。
1 当前智能变电站二次设备操作存在的问题及分析
1.1 保护装置与操作员站软压板无编号
目前，各继电保护装置厂家的保护装置在出厂时软压板均未设计编号，许多智能站在调试阶段也并未根据现场运维需求增加编号便投入运行，使得二次操作面临诸多问题。
1.1.1 增加了操作票的填写工作量。在填写倒闸操作票的二次操作部分时，每一个压板的投退都要单独列为一个操作项进行填写，不仅增加了工作量，相应地实际操作复诵，会拉长操作时间。
1.1.2 存在误操作的安全隐患。继电保护装置实际运用中有大量备用软压板，且无法删除；变压器保护、母差保护等跨间隔保护装置中同类型的软压板名称极其相近；保护装置软压板不连续使用。这三大问题都有可能造成操作人员看错压板而导致误操作，引起保护的误动或拒动，甚至导致严重安全事故。
1.2 缺乏保障二次设备操作安全的技术措施
2015年9月某220kV变电站220千伏开关合并单元更换工作中，恢复220千伏Ⅰ-Ⅱ段母线及Ⅲ-Ⅳ段母线A套差动保护，在退出Ⅰ-Ⅱ段母线A套差动保护“投检修”压板后，操作批量投入各间隔的“GOOSE发送软压板”和“间隔投入软压板”，由于“GOOSE发送软压板”和“间隔投入软压板”投入顺序颠倒，引起Ⅰ-Ⅱ段母线母差保护动作。
2 异常处理方法
2.1 多功能测控装置
智能变电站中，间隔层设备从网络中获取一次设备的原始数据，原来冗繁的模拟量采集插件改由1～2个组网口实现，极大地节省了空间。与此同时，高速以太网技术可实现大容量数据的实时传输，模块化设计理念保证同一装置各功能模块的相对独立性，这些均为多功能测控装置的实现提供了有力技术支撑。
装置纵向整合，能够实现本间隔的测控、计量以及同步相量测量功能的多功能测控装置，在重庆大石220kV智能变电站中多功能测控装置已经投入了运行。
变电站单间隔多功能测控装置是以变电站内一个间隔为监控对象的智能监控设备，实现测控、PMU、计量、录波等装置的功能整合。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆它既能够实现本间隔的交流采样、状态信号采集、同期操作、刀闸控制、全站防误闭锁功能，又能够实现广域同步相量的测量、录波、校核计量、电能质量监测等功能。
2.2 故障录波器、网络报文记录分析装置的整合
在智能变电站中，故障录波和网络记录分析仪的设置屏位较多，一个220kV变电站中故障录波柜最多达到4面，网络记录分析仪柜也有2面，不仅屏位浪费、增加小室面积，而且功能相对分散，没有达到信息共享、综合分析的效果。
在智能变电站建设中，故障录波、网络记录分析仪单独配置，分别有着各自的数据采集设备，硬件投资重复，不符合“信息共享、功能集成”的智能变电站设计理念。彼此功能过于独立，无法将信息综合分析，不但运行和维护成本较高，而且有悖未来大电网信息综合分析决策的发展。
根据对故障录波、网络记录分析仪共性的分析，两者数据源、功能性质一致，将故障录波、网络记录分析仪整合是必要的。整合后可以节省投资、节约空间、减少连接线缆和交换机接口、更可以实现以二次系统故障的综合分析，不仅符合“节约环保、功能集成、配置优化”设计理念，且顺应大电网大集中的发展形势。
2.3 推进压板编号规则
由于同一个智能变电站采用的保护装置厂家、型号各异，造成人机交互界面、开发程序与代码规约等软件均不同。这给软压板统一编号造成困难，例如北京四方公司生产的CSC系列保护装置其功能软压板无法增加编号，只能在操作员站单方面设置编号。为改善目前缺乏智能变电站软压板编号的统一标准和规约的情况，实现真正的“六统一”，可基于本文提出的编号规则，将软压板统一编号及命名纳入产品标准，在装置的开发阶段便做到产品标准与行业规约的一致性，现场调试阶段只需根据各个变电站的实际情况和运维需要修改名称。
2.4装置本体管理
继电保护系统的主要设备包括继电保护装置、合并单元、智能终端、交换机、光纤和电源系统。它们的质量直接关系着继电保护系统的可靠性。交换机和光纤在军工、工业等领域已应用广泛，其技术已较成熟。合并单元、智能终端是智能变电站的新运行设备，没有大量的运行经验积累。智能站继电保护装置变化较多，一是其数据采样和同步方法发生变化，要求 SV 数据传输延时固定，而交换机数据传输延时的不稳定性决定了保护装置必须采用直采，直跳是为了满足保护动作快速、可靠性的要求；二是装置插件变化，增加了很多通信类插件，且这类插件内部有处理器，在进行插件更换的同时还需要进行软件配置，从运行情况看，此类插件的故障几率远高于其他插件。
2.5 实现监视信息的可视化展示
对继电保护的虚端子配置、编辑进行可视化操作，并可对先后不同版本的SCD文件中虚端子情况进行自动比较和可视化显示，使继保工程师可以与传统电缆连接方式一样直观看到保护的连接情况，并能够自动进行校核。对继电保护的逻辑进行可视化展示，并在事故后结合监测告警、开关量及录波数据，回演故障及保护动作过程。
2.6SCD 配置文件
二次回路是继电保护功能实现的关键，其正确性和完整性直接关系着继电保护装置的可靠性和正动率。智能变电站以光纤代替电缆后，信息高度集成和共享，二次回路的信息流向、连接关系全部由 SCD 配置文件配置决定，因此对 SCD 文件完整性、正确性的全过程把控显得非常重要。SCD 文件的把控分为两部分，一是文件本身正确性把控，二是文件执行结果正确性把控，即对装置实例化配置文件的正确性把控。
目前的把控手段主要有试验验证和离线可视化审查。除了应用可视化工具对 SCD 文件进行离线审查外，虚端子表、MAC 地址分配表、VLAN划分表作为 SCD 文件组态、配置完成的基础，它们的正确性审查也可间接作为 SCD 文件正确性把控的依据。
结束语
对正常运行信息和故障信息进行收集整理，并进行信息过滤和预处理，然后按照不同主站的定制需求向调度端主站转发，实现故障分析等高级应用。
参考文献：
[1]国家电网公司.智能变电站建设技术[M].北京：中国电力出版社，2011.
[2]苏麟，孙纯军，禇农.智能变电站过程层网络构建方案研究[J].电力系统通信，2010，7：10-16.
论文作者:陈金妹
论文发表刊物:《电力设备》2016年第16期
论文发表时间:2016/11/9
标签：变电站论文; 压板论文; 智能论文; 设备论文; 操作论文; 装置论文; 保护装置论文; 《电力设备》2016年第16期论文;