智能变电站运维中的问题及对策

智能变电站运维中的问题及对策

0智能电网,协同发展根据国家网络设局“25”规划，重点建设强大的智能电网，并将各级电网调整发展，建立一个具有自动化、自动互动特征的强大智能电网。随着智能化变电站的大量投入运行,有必要通过对现有的智能变电站运维工作中出现的情况及问题进行分析探讨,更好地指导智能化变电站运维工作的开展。1变电站技术应用目前江苏省电力公司新建投运的220kV及以上智能化变电站有4座,分别为西泾变电站、广汇变电站、常熟南变电站、天目湖变电站。变电站综合运用光纤设备、智能模块、网络通信、在线监测、一体化电源等新技术,全面实现了主系统到辅助系统智能化。在智能系统的应用上,共分为综合自动化系统、设备状态在线监测系统和智能监测与辅助控制系统。1.1连锁层：mms法智能变电站二次组网方式一般采用图1网络结构:采用图1网络结构后,实现了智能化变电站的“三层两网”结构,在间隔层设备之间以及间隔层与过程层设备之间通过SV网和GOOSE网络连接,间隔层与站控层之间通过MMS网络连接。继电保护通过MMS网络可以实现软压板投退、定值区切换等操作;同时保护运行状况、告警信息、事件记录等均通过MMS网络送至监控主机、保护子站和远动装置。相对于常规保护,取消硬接点告警输出,所有告警信息均以报文形式传送。1.2ad采样单元把传统的电磁式互感器更换为电子式互感器,相应二次回路大量简化,相对于传统的流变多组次级的电缆引出转变成几根光纤的输出。由于智能化变电站一般均采用双AD采样机制,采用相应双重化的保护配置,因此目前对于OCT一般采用4个光敏环输出,分别由4个电气单元输出至相应合并单元,对应EVT一般采用2个电气模块输出至相应合并单元。从合并单元输出的电流及电压回路的多少,取决于保护装置的采集方式。1.3后台监控画面的操作相对于传统意义的倒闸操作,操作人员的面向对象发生了较大变化,所涉及的日常操作均由在后台监控画面中实现,变化最大的是保护装置的压板操作采用了软压板方式,取消了保护屏柜上的二次压板。另外,采用顺控操作后,倒闸操作所关注的重点也就实现了过程控制向初始目标状态控制的转变,杜绝了运维人员误操作的可能性。2运营维护注意事项2.1控制压板执行要求(1)压板运维人员不得随便变更保护装置的初始化状态状态。一般来说,保护装置远方修改定值压板应在退出状态,远方控制压板应在投入状态,远方切换定值区压板应在投入状态。(2)正常运行的智能组件严禁投入“置检修”压板。(3)设备开关检修时,应退出本间隔保护失灵启动压板,退出母差装置本间隔投入压板。(4)设备从开关检修改冷备用或保护启用前,应检查间隔中各智能组件的“置检修”压板已取下。(5)禁止通过投退智能终端的断路器跳合闸压板的方式投退保护。2.2保护系统无保护运行光电互感器一旦失去直流工作电源,会导致继电保护、测控装置等无法正确反映一次设备的运行工况,致使一次设备无保护运行。按照双重化配置原则,目前分别由2组直流电源分别供OCT的电气单元提供工作电源,一旦某一路电源失却,则会造成所对应的一套元件保护以及母差保护无响应采样信息造成保护装置闭锁。为此,当发生直流接地时,不能随意对以上电源回路进行拉路检查,若需要停用以上电源时,则需要先申请停用对应的保护装置。2.3故障类型及分布智能化变电站采用了全光纤式电流互感器,以数字量的输出方式代替了模拟量的输出方式,具有环保、安全、测量精度高等优点。但由于该类型设备暂无大规模、长时间应用的运行经验,投运以来在变电站发生的主要问题均集中在全光纤式电流互感器及其相应附属装置上。据初步统计,500kV常熟变电站南区智能化设备自投运一年多来,共出现故障及异常20起。其中合并单元故障及异常5起;智能终端故障及异常9起;光CT、光PT故障及异常5起;测控装置异常1起。220kV西泾变智能化设备投运近2年来,共出现故障27起。其中合并单元故障及异常5起;光CT、光PT故障(含电气单元)及异常15起;交换机故障7起。可见,电子式互感器的稳定性以及合并单元等电子设备电磁兼容性等问题,是目前智能化变电站运维过程中所面临的主要问题。2.4大量设备运行环境发生改善随着在智能化变电站内大量交换机和微机系统的应用以及智能装置的就地布置,使得设备发热显著增加,同时大量智能装置的就地布置又使得设备运行环境较差,增大了设备出现故障的概率。例如,220kV西泾变电站自投运至今网络分析仪瘫痪已不下10次,每次厂家来处理好后,过3-4天就又瘫痪了,后经改造屏门并加装通风风扇后恢复正常运行。3建设和设备维护建议3.1智能变电站接电缆接入方式智能变电站的建设应以安全、可靠、简洁实用为原则,以提高运维人员工作效率及设备装备水平为导向。目前,在采用常规电流、电压互感器情况下,建议采样环节尽量采用直接电缆接入方式,减少中间环节(合并单元MU)过多而带来的可靠性下降问题。另一方面,建议技术支撑单位加强智能变电站电子式互感器等关键技术的科技攻关,提高电子式互感器设备的可靠性,待技术成熟稳定后再推广使用。此外,建议进一步提升智能变电站在线监测装置入网检测技术水平,提高在线监测设备运行的可靠性及监测信号的可用率;扩展与其他如PMS、SCADA等系统的信息接口,增加信息共享的程度,提高在线监测高级应用的功能,真正实现各类监测数据的可信度,为智能辅助决策提供依据。3.2规范控画面的转向智能变电站监控画面及系统功能未有统一的标准、模式,造成后台厂家设置监控画面互不统一,特别是对于所有信息量均采用报文的方式上报,对于信息如何规范也提出了具体的要求。另外,对于保护装置在监控后台软压板的设置也需要进行规范和明确。为此建议制定统一的标准及规范,进一步提升运维工作效率。3.3光纤对口口的定位智能化变电站中,屏柜间的硬连接减少,光纤取而代之,随之变电站的交换机数量增加。交换机上端口数量比较多,光纤的连接具有随意性,如果不能对每个端口连接的光纤进行定位,将给以后的运行维护工作带来极大的不便,并可能对设备的运行造成影响。因此,建议一方面要求施工方对端口光纤进行定位,同时要求设计单位施工图纸中包含相应的内容。另一方面,需要加强基建阶段的施工环境管理,杜绝土建施工与设备安装同步进行,防止粉尘等对光纤设备接口造成影响。3.4电子资料的管理和保管针对智能变电站图纸资料管理的新特点,建议做好以下几个方面:一是明确电子资料管理的范围和对象,保证电子资料的完整性。二是重要电子资料应该统一管理,并有专人保管。三是每座智能变电站的电子资料应使用单独的存储介质,并不得挪做它用,防止受到病毒或者恶意代码的破坏。四是电子资料应定期进行备份。五是当系统改造、扩建、升级需修改配置文件时,应经过严格的审批流程,修改前后应进行备份,保管好电子资料对设备的安全运行和日常维护非常重要。3.5辅助系统集成应用目前智能化变电站中各类辅助设施均实现了数据的远传及监视功能,但往往是不同厂家各自为政,造成不同辅助系统单独配置服务器的情况,大大增加了变电站二次屏柜的占用空间。建议将变电站设备在线监测以及防火、防盗、通风、环境监测等辅助系统进行有效整合并集成应用,这样才能充分发挥辅助系统作用。同时,当智能变电站普及后,可以建立一套统一的变电站辅助系统主站,对所有变电站进行统一监视并实现控制功能。4运行工况及热性能通过对智能化变电站运维过程中出现的主要