智能化变电站与二次设备就地化运行分析

岳全中

（国网江苏省电力有限公司检修分公司 南京 211102）

引言

本文根据生产实际情况列举了智能化变电站的缺点；分析了二次设备就地化实施的必要性；介绍了就地化保护技术方案；总结了二次设备就地化存在的不足，提出了部分建议。

1 目前智能化变电站存在的缺点

智能站采用三层两网结构，设备较多，链路较复杂，调试验收以及运行维护较困难，同时随着越来越多的智能站不断投入运行，在实际生产中也暴露出一些缺点。

1.1 合并单元运行可靠性较差

智能站中合并单元的主要作用是将电流电压模拟量转化为数字量供保护、测控、故录、网分、计量等使用。江苏某220kV智能站合并单元双AD采样不一致出错，导致一套220kV母差保护被闭锁。国网内因合并单元异常导致的问题比较多，正因如此，国网公司规定新建500kV智能变电站一律取消合并单元[1]。

1.2 过程层网络可靠性较差

智能站过程层GOOSE网网主要传输遥控遥信等信号，SV网主要传输遥测量，过程层网络异常后果较严重。浙江某220kV智能站过程层网络因报文出错，导致形成网络风暴，最终过程层网络瘫痪。另外智能站内过程层交换机数量较多，交换机死机的现象时有发生[2]。

1.3 保护速动性降低

智能站的保护和一次设备之间增设了合并单元和智能终端，中间数据传输和转化环节过多，根据中国电科院的测试，智能站继电保护与常规站相比，保护动作速度普遍慢4-7ms。

1.4 人员承载力不足

智能站二次设备技术门槛高，调试、运维、检修难度大。国网公司内智能站因人员技术水平不足导致电网事故时有发生。西藏某220kV智能站母差保护改跳闸时，因先放上出口软压板后放上元件投入软压板导致母差误动。

2 二次设备就地化实施的必要性

当前智能站存在不足之处，国网公司组织制定了《国家电网公司继电保护技术发展纲要》，提出了变电站二次设备就地化的理念。采用电缆直采直跳，减少中间环节耗时。贴近一次设备安装，解决长电缆传输信号带来的问题。即插即用，减少现场调试安装时间。免工程配置，简化调试运维。实现接口标准化、信息共享化、元件保护专网化[3]。

3 就地化保护技术方案

3.1 本间隔保护就地化方案

两套保护相互独立，均具备完整的后备保护功能，采用电缆直接采样、直接跳闸。通过GOOSE网发布本装置的跳闸信号及其它状态信号。夸间隔通信通过GOOSE网实现。保护取消液晶面板，户外无防护安装在断路器汇控柜附近。

3.2 跨间隔就地化方案

母线保护和主变保护采用有限集中式设计，子机间采用双向双环网光纤通信；保护从采集、传输、运算均物理独立；自检信息、定值校验码等均在双环网中传输，传输机制简单，网络通信可靠性高。失灵启动、远跳、闭重、失灵联跳经GOOSE网络传输方式。子机不依赖外部对时系统。

3.3 智能管理单元

智能管理单元实现对就地化保护的设置操作和信息查看。功能包括实现变电站内就地化保护的装置界面集中展示、配置管理、保护设备状态监测、定值比对、故障信息管理、系统诊断、操作校核、带负荷试验、过程层自动配置等。

4 二次设备就地化的不足及建议

4.1 增加一次设备停电几率

因设备高度集成化、接口标准化，装置任何异常都可能需要更换整个保护装置，维护成本增加，并且增加了一次设备的停电几率[4]。

4.2 智能管理单元的通信稳定性有待验证

智能管理单元是变电站的集中式人机接口设备，同时管理和操作站内不同厂家、不同型号的保护装置，由于它们的配置、参数设置、通信方式等不尽相同，因此智能管理单元与不同厂家的通信稳定性有待验证。

4.3 建议测控就地化

国网公司对就地化保护制定了相关技术规范，但是对测控装置和计量的就地化尚未提出要求。建议国网公司尽快制定测控装置就地化规范[5]。

5 结语

综上所述，本文笔者就电气高压试验设备现状及其技术改进措施展开粗浅的探讨，以期为广大同行在今后高压试验工作上提供一些有益的参考。