浅谈智能化变电站安全与检修技术

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1、浅谈智能化变电站安全与检修技术　　摘要：智能化变电站中数字化的保护装置可直接与监控后台通过IEC　61850规约进行数据通信，性能优越的网络设备保证保护信息传送的及时性和可靠性，保护上送的信息量也无数量限制。从现行的智能化变电站特点出发，分析并结合智能变电站现场运行的影响和变化，依据实践经验，对智能化变电站运行与维护检修工作进行讨论。　　关键词：智能变电站；安全工作；检修措施　　中图分类号：TD611+.2文献标识码：A　　1.1　运行巡视、监视　　智能化变电站中数字化的保护装置可直接与监控后台通过IEC　61850规约进

2、行数据通信，性能优越的网络设备保证保护信息传送的及时性和可靠性，保护上送的信息量也无数量限制。全面的保护信息有利于事故及异常分析，但也容易造成刷屏现象，干扰运行人员的监盘工作。　　针对监控后台信息量大的情况可采取以下措施：（1）监控后台应做好信号的分类分级，将重要的信号做成传统光字牌形式，提供运行人员重点监视；（2）采用智能告警窗口，针对大量的告警信号，监控系统进行智能分析，提供分析后的数据，辅助运行人员进行决策；（3）对未复归信号设置专门窗口或发出智能告警提示，方便运行人员查询异常未返回信号，以免遗漏重要信号；（4）对检

3、修设备试验过程中产生的大量干扰信号，采用“检修态”7品质加以屏蔽，检修报文应不触发音响告警，不影响运行人员的正常监盘工作。　　另外，装置与后台MMS　通信因长时间中断而失去监控，应作为紧急缺陷处理，查找通信中断原因，若由保护装置引起，宜重启保护装置，重启前根据相关预案做好安全措施，按指导书进行操作。　　1.2　倒闸操作　　在满足遥控操作和程序操作技术条件的前提下，智能化变电站中一、二次设备程序化操作可通过在监控后台预先设定操作顺序、操作对象、执行条件和执行成功校验，由后台自动实现一系列的批操作。其降低了运行人员的工作强度，

4、提高效率，并最大程度上降低了人为误操作事故发生的概率。但也存在如下缺点：（1）程序化操作票库的维护工作量大，倒闸操作过程中人为误操作因素转移到了程序化操作票库的建立和维护过程中；（2）针对一次设备的程序化控制，后台执行成功的校验条件只能依靠被操作设备的遥信和相关的遥测信息，需解决二次辅助接点不可靠和一次设备操作不到位的问题。　　针对程序化操作典型操作票库（　典票库）　维护工作量大的情况，应开发安全可靠　容易上手的智能开票系统，通过可视化的图元开票方式进行典票库的建立和维护工作，图元的数据关联由系统自动进行，无需人工配置，从

5、源头上避免了人工配置操作对象错误。同时，监控系统应在典票库上设置安全防护措施，防止系统故障时丢失或不经意间的修改；在运行管理上，制定程序化操作典型票维护的工作规定；在检修管理上，应明确何种工作可能影响程序化操作典票库，应如何校验。7　　一次设备遥控操作执行后，可以根据遥信量或相关的遥测量进行操作后状态识别。对于非GIS设备，必须由人工在现场核对一次设备，条件允许和技术成熟时，可采用智能机器人、固定摄像头等手段通过图像识别技术进行设备是否操作到位的辅助判断。二次设备遥控操作执行后，监控系统应根据保护软压板的遥信变位信息加以校

6、验；定值区切换后，也应根据保护定值区号的实施遥测进行校验。　　监控后台应完整记录所有操作步骤，并包含各类操作信息，包括操作方式、操作人员、操作时间等。　　程序化操作应具备急停功能和转常规操作功能，操作票打印格式既可以满足程序化操作又满足常规操作的要求，现场需具备程序化操作转常规操作的流程规定。　　1.3　二次设备异常处理　　按照统计规律，保护装置、智能终端等微机设备的异常，一般可通过重启装置的方式来消除。因此，为缩短异常处理时间，运行人员可进行初期处理，采用重启装置的方法尝试使设备恢复正常。这点在变电站位置偏远，专业人员无

7、法及时到达时较具有现实意义。同时在“大检修”体系中，运行人员也需要学会分析和处理简单的缺陷异常。　　在二次设备异常处理或装置重启时，具体的安全措施和操作流程，需要专业人员提供事故预案或操作手册进行指导。　　2　检修工作安全措施　　2.1　检修试验的安全措施　　（1）按调度指令将保护改信号，取下相应GOOSE　出口压板，从逻辑上保证检修装置不会误出口跳闸；7　　（2）对于重要保护装置（　如母差失灵，主变三侧联跳等），在保护改信号时，既取下检修装置的发送压板，也取下运行设备的接收压板，这样即使检修装置出现逻辑异常也不会误跳运行

8、设备；　　（3）断开检修装置的GOOSE　网络接口，实现真正意义上的物理隔离，此安全措施由检修人员执行；　　（4）投“检修态”压板，利用报文的检修品质区分检修设备和正常设备，以及利用　“检修一致”的原则进行保护联调。该方式未将试验系统和运行系统进行隔离，因此要求“检修”态的设置具有高度的可靠性，装置必须