安科瑞1000变电站综合自动化系统在营口某66kV变电站改造应用分析

安科瑞 徐浩竣

江苏安科瑞电器制造有限公司

摘 要：目前我国有很多用户侧变电站，因为建设时间比较久，所有的设备几乎都呈现出了老化的态势，因此有必要对其进行智能化改造，随着自动化技术的发展，将传统的变电站系统，改造为综合化自动化系统已是必然的选择。本文将结合某个传统的66kV变电站的现状和变电站综合自动化系统分析，探讨其智能改造措施，实现66kV变电站的无人值守。

关键词：66kV变电站；综合自动化系统；智能化改造；无人值守；

0. 引言

变随着社会的高速发展带动之下，我国企业生产中对于电力能源的依赖程度逐步变大，生产生活的电力供应存在的矛盾更大。为了能够确保企业生产生活中电力能源充足，应该加强变电站的管理，可以保证变电站更加稳定的运行，保证电力能源供应。

1. 变电站运行现状

近年来，我国的传统变电站故障发生率比较高，导致居民生活、企业生产受到了影响，这就需要深入分析该电力系统内的故障问题和发生原因，发现主要是因为设备老化、维护不到位所形成的故障问题。从实际情况分析，传统变电站所出现的故障问题比较严重，维修难度较高，且会导致长时间的停电，影响城镇居民的日常生活和企业的生产运转。当前变电站主要是通过无人值班的变电模式来进行管理，并不需要设置值班人员就能够完成实时的监控，因为安装了科技水平较高的现代化变电设备，仅需要少量的工作人员协助就能够完成从操作，可以实现远程的管理控制。对于无人值班的管理方式，工作人员在控制中心只需要通过科学手段就能够及时发现变电站工作中存在的问题，能够及时进行维修处理。

2. 变电站综合自动化系统优势及存在的问题

2.1. 系统优势

相较于传统的常规变电站二次系统，变电站综合自动化系统使得变电站运维管理上更加便捷和安全可靠，能够在很大程度上提高变电站的工作效率，促进电网系统的现代化发展。随着计算机技术和网络技术、通信技术的发展，自动化水平的提高，变电站的二次系统已经基本实现了变电站综合自动化，通过综合自动化系统可以对继电保护进行自检互检，具有故障录波、事件记录、运行监视和控制等功能，降低了运行维护成本，提高了变电站安全可靠运行水平。

2.2. 存在问题

随着电力系统的发展，变电站越来越多，随之而来的就是设备的故障，依据故障发生位置分析原因，根据近年来电网变电站综合自动化系统故障发生的部位相关资料表明，站控层故障多，占45.39%；其次是间隔层，占30.50%；再次是网络层，占12.76%；最后是远动系统，占11.35%。

l 站控层故障

站控层故障数量居多的原因主要表现在后台系统硬件故障、后台系统参数设置错误、前置机软件故障等。

(1) 后台系统硬件故障表现为计算机设备的死机现象较频繁。主要是因为设备运行时间过长，出现一定程度老化问题，导致主板、硬盘损坏。此外，后台机系统的显示器等硬件设备损坏也较严重。

(2) 后台系统参数设置错误表现为报文名称定义不清，主画面显示、分画面显示与实际不一致。主要是由于自动化系统信息量巨大，新建、改/扩建工程验收传动不到位引起的。此外，报文名称的不规范也是造成此类缺陷的主要原因。

(3) 前置机软件故障主要表现在不明原因的死机、应用程序走死。一般重新启动就能恢复。

l 间隔层故障

间隔层设备故障主要由两方面造成。间隔层出现多的是二次回路问题。表现为每次操作设备后绝缘点不良或者辅助接点不到位等原因导致的通信状态不能和实际有着很好的对应。再者是测控装置导致的问题，表现在硬件设施上，因为内部插件或者模块问题致使通信中断情况时有发生。测控装置软件方面的问题相对较少，但出现的缺陷均比较严重，如同期定值丢失若现场检查不到位易造成操作事故。现场也有测控装置死机的现象发生，致使遥控命令不能执行不能正常操作，断电重启测控装置即恢复正常。

l 网络设备故障

由相关资料显示，当下网络通信设备问题还不是太严重，但是如果一出现则会导致严重的问题，很可能会致使变电站或者变电站设备数据采集工作中断。所以需要对这类故障及时处理。分析研究网络设备故障原因，往往是因为产品质量低下，特别是各类集线器、交换机等等网络通信设备硬件问题。

3. Acrel-1000变电站综合自动化系统解决方案

3.1. 方案综述

Acrel-1000变电站综合自动化监控系统在逻辑功能上由站控层、间隔层二层设备组成，并用分层、开放式网络系统实现连接。站控层设备包括监控主机，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层设备等功能，形成全站监控，并与远方监控、调度中心通信；间隔层由若干个二次子系统组成，在站控层及站控层网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。

针对工程具体情况，设计方案具有高可靠性，易于扩充和友好的人机界面，性能价格比优越，监控系统由站控层和间隔层两部分组成，采用分层分布式网络结构，站控层网络采用TCP/IP协议的以太网。站控层网络采用单网双机热备配置。

3.2. 变电站综合自动化系统智能化改造

3.2.1. 站控层问题改造

站控层采用Acrel-1000变电站综合自动化系统实现电力设备的监控和管理。并融入当前国内外计算机技术、网络技术、通信技术、信息处理技术、变配电自动化技术等技术，实现遥测、遥信、遥控、遥调等功能。满足用户对电力系统的保护、监控及电能质量的全部要求。

Acrel-1000变电站综合自动化系统采用单网双机热备配置，正常情况下主机处于工作状态，从机处于监视状态，一旦从机发现主机异常，从机将会在很短的时间之内代替主机，完全实现主机的功能。同时系统满足以下要求：

站控层平均无故障间隔时间（MTBF）大于或等于20000h，间隔级测控装置平均无故障间隔时间大于或等于30000h；

站控层各工作站的CPU平均负荷率：正常时（任意30min内）小于或等于30％，电力系统故障（10s内）小于或等于50％；

网络平均负荷率：正常时（任意30min内）小于或等于20％，电力系统故障（10s内）小于或等于40％；

3.2.2. 间隔层问题改造

在变电站变配电系统中可配置AM5SE系列微机保护装置，AM5SE系列微机保护装置有以下几点优势，有效平衡设备带来的经济效益和产品自身的技术含量以及产品的品质问题。

在产品设计方面，装置具有统一的硬件，包括电源模块、CPU模块、开入开出模块、控制回路模块、模拟量采集、通信模块等；整体采用模块化设计，通用性强，能在同一硬件平台上针对不同一次设备灵活配置保护功能，实现35kV及以下电压等级的变配电站及设备的保护测控功能，包括35kV进线/主变压器（一般容量2000kVA以上）/PT/母联、10kV进线/馈线/配电变压器（一般容量2000kVA以下）/高压电动机/高压电容器/母联/PT等设备的保护和自动控制功能。

在产品质量方面，装置在国家继电保护及自动化设备质量监督检测中心的第三方型式试验取得型式试验报告和电磁兼容检验报告，通过辐射发射限值检验、传导发射限值检验、射频电磁场辐射抗扰度、静电放电抗扰度、射频场感应传导骚扰抗扰度、电快速瞬变脉冲群抗扰度、慢速阻尼振荡波抗扰度、浪涌抗扰度、工频磁场抗扰度、交流和直流电压暂降中断等10 项电磁兼容检测认证，其中快速瞬变、静电放电、浪涌抗干扰性能均达到Ⅳ级要求。

在接口资源方面，装置具有12路模拟量通道，可选择为保护电流、测量电流、电压输入；交流电压输入端口应可接相电压，也可接线电压或零序电压或不平衡电压，适应各种PT接线方式。保护电流和测量电流通道可分别接三相电流；另外两个交流电流通道可以接零序电流、不平衡电流或者线路电流。具有零序电流和零序电压测量功能，并与电力监控系统配合实现小电流接地选线功能。

3.2.3. 数据通信问题改造

变电站综合自动化系统需采集站内设备信息集中分析管理，由于各个系统单元装置不同产品存在接口问题，我们将各个系统单元装置通信接口经规约转换装置转换为开放的、统一的接口标准，让用户可以根据自己的需求选择合适的接口。

4. 系统功能

4.1. 实时监测

Acrel-1000变电站综合自动化系统，以配电一次图的形式直观显示配电线路的运行状态，实时监测各回路电压、电流、功率、功率因数等电参数信息，动态监视各配电回路断路器、隔离开关、地刀等合、分闸状态及有关故障、告警等信号。

4.2. 报警处理

监控系统具有事故报警功能。事故报警包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号；预告报警包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量或温度量越限等。

1）事故报警。事故状态方式时，事故报警立即发出音响报警（报警音量任意调节），操作员工作站的显示画面上用颜色改变并闪烁表示该设备变位，同时弹窗显示红色报警条文，报警分为实时报警和历史报警，历史报警条文具备选择查询并打印的功能。

2）对每一测量值（包括计算量值），由用户序列设置四种规定的运行限值（物理下限、告警下限、告警上限、物理上限），分别定义作为预告报警和事故报警。

3）报警方式具有多种表现形式，包括弹窗、画面闪烁等但不限于以上几种方式，用户根据自己的需要添加或修改报警信息。

4.3. 调节与控制

操作员对需要控制的电气设备进行控制操作。监控系统具有操作监护功能，允许监护人员在操作员工作站上实施监护，避免误操作。

操作控制分为四级：

第一级控制，设备就地检修控制。具有优先级的控制权。当操作人员将就地设备的远方/就地切换开关放在就地位置时，将闭锁所有其他控制功能，只进行现场操作。

第二级控制，间隔层后备控制。其与第三级控制的切换在间隔层完成。

第三级控制，站控层控制。该级控制在操作员工作站上完成，具有远方/站控层的切换。

第四级控制，远方控制，优先级低。

原则上间隔层控制和设备就地控制作为后备操作或检修操作手段。为防止误操作，在任何控制方式下都需采用分步操作，即选择、返校、执行，并在站级层设置操作员、监护员口令及线路代码，以确保操作的安全性和正确性。对任何操作方式，保证只有在上一次操作步骤完成后，才进行下一步操作。同一时间只允许一种控制方式有效。

纳入控制的设备有：35kV及以下断路器；35kV及以下隔离开关及带电动机构的接地开关；站用电380V断路器；主变压器分接头；继电保护装置的远方复归及远方投退连接片。

5. Acrel-1000变电站综自系统改造方案

5.1. 系统架构

本项目变电站采用66kV单回路市电进线单母线的方式接入电网，通过12500kVA主变压器降压为10kV供站内各种回路配电使用。

5.2. 设备选型

本项目变电站改造主要针对主变保护、站内10kV开关柜二次以及监控系统后台进行改造，小电流接地选线装置由于刚换不就，本次改造利旧。

主变保护屏屏柜设立在电气监控室，屏柜上装设1台差动保护装置AM5SE-D2、1台高后备保护装置AM5SE-TB、1台低后备保护装置AM5SE-TB、1台非电量保护装置AM5SE-FD、1台高侧测控装置AM5SE-K、1台低侧测控装置AM5SE-K、1只变压器温控仪ARTM-8及转换开关、压板、空气开关等其他控制设备。

线路保护屏按照10kV分段原则，分为两面屏柜，1#10kV线路保护测控屏上4台线路保护AM5SE-F，2#10kV线路保护测控屏上4台线路保护AM5SE-F加1台利旧的小电流接地选线装置。

监控主机按照单网双机的方案配置，站内配置一面监控主机屏，值班室配置一个操作台，正常情况下主机处于工作状态，从机处于监视状态，一旦从机发现主机异常，从机将会在很短的时间之内代替主机，完全实现主机的功能。

5.3. 改造前后现场对比

本项目变电站改造停电时间仅24小时，本次改造微机保护组屏柜二次线缆根据原二次图纸梳理，考虑线缆敷设，设计阶段保留背部接线端子位置不变，仅调整装置到屏柜的内部走线，同时转换开关与压板的位置按照原现场设计就近靠装置侧边安装。

改造前后现场情况如下图，本次改造设计阶段严格按照原图纸梳理，考虑施工方便，施工阶段严格按照施工规范，梳理线缆逐一对点，并对现场主变高低压回路、10kV各出线回路进行遥控测试，顺利在24小时内完成改造送电。

6. 结语

变电站综合自动化改造工程是老旧变电站改造工程，通过变电站综合自动化改造，能够做到变电站数据和调度室数据的实时与统一，使遥控更为准确，并且能够在变电站综合自动化系统中存储每一个信号数据，为了今后电网发生故障时，能够调用实时发信数据和曾经动作信号进行分析，为事故信号判断带来便利。