摘要：与一般性变电站相比，智能变电站优势十分明显，我国应用的智能变电站数量众多，并且采用了大量新技术，技术在应用的同时需要对其可靠性予以关注。结合智能变电站管理工作经验，从两个方面对智能变电站可靠性进行检测。检修策略存在的差异可能会导致系统可用性存在差异，状态检修工作实践证明，智能变电站比一般性变电站更加复杂，对系统可靠性产生的不利影响也更大，但是相比之下，智能变电站能够采用更加先进的检修策略，使得结构复杂性方面的缺陷得以弥补，可靠性得以提升。
关键词：智能变电站；保护；检修；策略；分析
1导言
IEC 61850标准的应用对于国网公司智能电网的战略推进起到了重要技术支撑作用，基于的IEC 61850标准的智能变电站工程应用自2009年以来获得了快速发展，随着新一代智能变电站的扩大试点及就地化智能变电站技术的应用推进，预计“十三五”期末智能变电站总量将达到8 000座，我国已成为智能变电站建设和投运数量最多的国家。
2智能变电站保护系统的检修模型
2.1保护系统功能分解
保护系统的基本功能在于当电力系统出现故障时能够及时发出跳闸命令，而在元件运行处于非正常状态时发出警告信号。智能变电站保护系统基于传统保护系统并有一定创新，由此可以依据保护工作基本原理将系统分为三个子系统，并且是相互独立的，系统相互配合从而完成工作。对于智能变电电站而言，保护功能最大的变化在于逻辑系统，智能变电站逻辑系统可以将其分解为分布于不同硬件的互相通信逻辑节点。当其中一个或者是多个节点无法正常工作时，功能就可能会出现降级，由此可知，系统保护功能需要兼顾硬件与逻辑系统对保护功能产生的影响。
2.2系统数据获取
对系统可用性进行分析，其数据包括信息管理系统，维修工作报告，运行报告，现场运行相关信息，经验信息，预试检修相关信息等。随着监测技术的应用，信息来源应该进一步扩大，从而使分析工作结果更加的可靠。可用性分析基础数据获取，主要是利用系统保护监测功能实现的，依据表中流程收集数据。与传统方法相比，数据收集效率能够明显提升并且数据真实性与可靠性也能得保障。
2.3检修策略
长期以来我国电力设备在检修工作方面都是以计划维修工作为主，定期检修作为辅助，在线监视系统应用，智能变电站检修逐渐变为以视情维修为主，辅以故障维修，检修工作效率与质量有了明显提升。但是由于各区域实际情况存在差异，因此工作需要结合到具体情况，灵活开展，如某些地区检修工作，每年春防春检为主，月检，季检为辅。
2.4计划停运与非计划停运
计划停运主要是由视情维修与计划维修导致的，非计划停运则是由故障维修导致的。检查策略的先进性体现在通过对计划停运进行合理安排，从而使非计划停运时间减少，对总的停运时间进行控制。对于保护系统而言，还可以对非计划停运作进一步细分，一是事故已经发生，二是事故还没有发生。系统自检与运行巡视能够将事故类非计划停运概率降低。与常规变电站相比，智能变电站光纤回路的自检能力良好。
3仿真分析
3.1仿真系统结构
智能变电站的网络包括变电站层网络和过程层网络。由于过程层网络用于传输与保护功能休戚相关的采样值信号和跳闸信号，本文仅讨论过程层组网方式。根据国内现有实践情况，本文讨论如下组网方式：一是“网采网跳”，即采样值(SV)和通用面向对象变电站事件(GOOSE)均通过交换机网络传输。本方式符合IEC 61850标准对过程层网络通信的要求，网络结构最为简单，但由于依赖交换机和外部同步源，其可靠性受到质疑。二是“直采网跳”，即SV采用光纤直连方式，但跳闸GOOSE采用交换机组网方式。本方式消除了保护对于外部同步的依赖。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆三是“直采直跳”，即SV和跳闸GOOSE皆采用光纤直连方式。该方式牺牲了组网的简单性和信息共享，但消除了保护对于交换机和外部同步源的依赖。
3.2仿真参数设置
一是所有元件的故障和修复时间均服从指数分布。二是智能变电站中保护装置的可靠性不应低于常规保护。前者虽然新增了SV、GOOSE等插件，但同时减少了常规保护中的模拟量和开关量插件，故可靠性参数可接近于常规保护。根据文献，本文设置其故障率l为0.01/a。三是合并单元、智能终端、交换机、同步时钟的可靠性不应低于保护装置。四是通信介质包含光纤、光纤接口、光模块等。采用交换机组网方式时，由于光模块数量较少而温升较低，使得误码率、丢包率较低，设定故障率为0.0033/a，采用点对点方式时，设定故障率为0.005/a。五是电子式互感器目前可靠性仍较差，设定其MTTF仅为保护装置的一半；而常规互感器作为成熟设备，其MTTF设定为保护的一倍。
3.3系统可用性计算
利用蒙特卡洛仿真进行可用性计算。对于常规保护系统，由于它代表了常规变电站的情形，故仅考虑了定期检修策略，并被视作比较基准。一是MTTFF。平均首次故障时间(mean time to first failure，MTTFF)表示可修复系统第一次故障的平均时间。二是停运时间。总停运时间DownT可用来衡量系统失效带来的停电损失。DownT由计划停运时间和非计划停运时间组成。由于非计划停运由纠正性维修导致，后果更为严重，本文用非计划停运时间DownCMT表征系统故障给电力公司带来的损失。三是停运次数。总停运次数DownFN包括计划停运次数和非计划停运次数。其中，非计划停运次数DownCMN反映了事故抢修的次数，而事故抢修往往具有准备时间短、修理时间长、工作仓促、修理后故障率较高等问题。
一是检修策略对系统可用性影响很大。如果采用传统的定期检修策略，智能变电站中各种组网方式的可用性普遍低于常规的“电采电跳”方式；而若采用状态检修策略，各种组网方式的可用性就可以超过常规系统。这说明，采用状态检修是在智能变电站条件下提升系统可靠性的主要技术手段。二是采用定期检修时，在各种组网方式中，直采直跳可用性最高，网采网跳最差；采用状态检修后，用于系统可用性水平均很高，不同组网方式之间在可用性方面的差异变得很小。这也从侧面说明，先进检修策略对于提高系统可用性的意义将超过组网方式。三是状态检修之所以能大幅度提高系统可用性，关键原因是可以降低非计划停运发生的概率，同时明显减少不必要的计划停运。MTTFF得到大幅度提高，原因也是由于状态检修可以在元件发生功能性故障之前检测到潜在故障，从而降低非计划停运的概率。四是状态检修的效果在很大程度上取决于所采用的状态监视手段能否及时发现潜在故障，以及P-F间隔的确定。本文仿真中假定当保护系统元件的剩余寿命低于50%时即可发现潜在故障。由于目前对保护系统状态监视的理论研究和实践应用还不充分，保护系统还存在一些难以监测的复杂故障模式，故上述假设仍缺乏依据，需要做进一步研究。
4结论
智能变电站由于系统结构复杂，应用组件较多，通过状态检修方法解决电力系统中的故障，前提在于对保护系统监测方法与故障特点进行分析。智能电网构建的关键就在于智能变电站，为确保电力系统的稳定性，就需要增强继电保护设备的可靠性，从而为社会经济发展提供正常的电力供应。
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论文作者:李涛
论文发表刊物:《电力设备》2018年第11期
论文发表时间:2018/8/6
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