我國(guó)大量用戶側(cè) 66kV 變電站因建設(shè)年代久遠(yuǎn)，設(shè)備老化問題突出，故障頻發(fā)且運(yùn)維效率低下，智能化改造勢(shì)在必行。本文結(jié)合某 66kV 傳統(tǒng)變電站實(shí)際情況，分析其運(yùn)行現(xiàn)狀及綜合自動(dòng)化系統(tǒng)應(yīng)用中的常見故障，提出基于 Acrel-1000 變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)的改造方案，從站控層、間隔層、數(shù)據(jù)通信三方面優(yōu)化升級(jí)，最終實(shí)現(xiàn)變電站無人值守。改造實(shí)踐表明，該方案可有效提升變電站運(yùn)行可靠性，縮短停電改造時(shí)間，降低運(yùn)維成本，為同類老舊變電站智能化升級(jí)提供參考。

關(guān)鍵詞

66kV 變電站；綜合自動(dòng)化系統(tǒng)；智能化改造；無人值守

0 引言

隨著社會(huì)經(jīng)濟(jì)快速發(fā)展，工業(yè)生產(chǎn)與居民生活對(duì)電力供應(yīng)的穩(wěn)定性、可靠性要求日益提高。變電站作為電力系統(tǒng)的核心樞紐，其運(yùn)行狀態(tài)直接影響電網(wǎng)安全。我國(guó)早期建設(shè)的大量 66kV 傳統(tǒng)變電站，受服役年限長(zhǎng)、技術(shù)水平限制等因素影響，設(shè)備老化、運(yùn)維模式落后等問題凸顯，故障發(fā)生率較高，嚴(yán)重影響電力正常供應(yīng)。在此背景下，借助自動(dòng)化、網(wǎng)絡(luò)通信等技術(shù)，將傳統(tǒng)變電站改造為綜合自動(dòng)化系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)無人值守，成為解決上述問題的必然選擇。

1 變電站運(yùn)行現(xiàn)狀與綜合自動(dòng)化系統(tǒng)問題分析

1.1 傳統(tǒng)變電站運(yùn)行現(xiàn)狀

傳統(tǒng) 66kV 變電站普遍存在設(shè)備老化、維護(hù)不到位等問題，導(dǎo)致故障頻發(fā)，且維修難度大、停電時(shí)間長(zhǎng)，嚴(yán)重影響企業(yè)生產(chǎn)與居民生活。當(dāng)前部分變電站雖嘗試無人值班模式，但受限于設(shè)備性能與系統(tǒng)兼容性，監(jiān)控功能單一、數(shù)據(jù)共享困難，未能實(shí)現(xiàn)真正意義上的無人值守，運(yùn)維效率仍有待提升。

1.2 綜合自動(dòng)化系統(tǒng)優(yōu)勢(shì)與現(xiàn)存故障

1.2.1 系統(tǒng)優(yōu)勢(shì)

相較于傳統(tǒng)二次系統(tǒng)，變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)具備顯著優(yōu)勢(shì)：可實(shí)現(xiàn)繼電保護(hù)自檢互檢、故障錄波、事件記錄等功能，提升運(yùn)維便捷性與安全性；降低運(yùn)行維護(hù)成本，提高變電站運(yùn)行可靠性；支持遙測(cè)、遙信、遙控、遙調(diào)一體化，為無人值守提供技術(shù)支撐。

1.2.2 現(xiàn)存故障分布

根據(jù)故障統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，綜合自動(dòng)化系統(tǒng)故障主要集中在：站控層（45.39%），含后臺(tái)硬件老化、參數(shù)設(shè)置錯(cuò)誤、軟件死機(jī)等問題；間隔層（30.50%），以二次回路接觸不良、測(cè)控裝置故障為主；網(wǎng)絡(luò)層（12.76%），多因通信設(shè)備質(zhì)量問題導(dǎo)致數(shù)據(jù)采集中斷；遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)（11.35%），故障影響遠(yuǎn)程控制功能實(shí)現(xiàn)。

2 Acrel-1000 變電站綜合自動(dòng)化系統(tǒng)改造方案

2.1 方案架構(gòu)

Acrel-1000 系統(tǒng)采用分層分布式結(jié)構(gòu)，由站控層與間隔層組成，通過 TCP/IP 以太網(wǎng)連接。站控層配置單網(wǎng)雙機(jī)熱備監(jiān)控主機(jī)，實(shí)現(xiàn)全站集中監(jiān)控與遠(yuǎn)程通信；間隔層由二次子系統(tǒng)構(gòu)成，支持就地獨(dú)立監(jiān)控，保障系統(tǒng)冗余可靠。

2.2 核心改造措施

2.2.1 站控層改造

采用 Acrel-1000 系統(tǒng)整合技術(shù)，實(shí)現(xiàn) "四遙" 功能；升級(jí)老化硬件，確保站控層 MTBF≥20000h、間隔層測(cè)控裝置 MTBF≥30000h；優(yōu)化參數(shù)配置，規(guī)范報(bào)文定義，降低軟件故障風(fēng)險(xiǎn)，保障 CPU 與網(wǎng)絡(luò)負(fù)荷率滿足運(yùn)行要求。

2.2.2 間隔層改造

配置 AM5SE 系列微機(jī)保護(hù)裝置，其模塊化設(shè)計(jì)可靈活適配不同設(shè)備保護(hù)需求，通過 10 項(xiàng)電磁兼容認(rèn)證，抗干擾性能達(dá) Ⅳ 級(jí)；優(yōu)化二次回路走線，保留原接線端子，調(diào)整內(nèi)部布線，提升通信與設(shè)備狀態(tài)一致性；利用裝置零序量測(cè)量功能，配合實(shí)現(xiàn)小電流接地選線。

2.2.3 數(shù)據(jù)通信改造

通過規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置統(tǒng)一不同設(shè)備通信接口標(biāo)準(zhǔn)，采用開放兼容設(shè)計(jì)；升級(jí)高質(zhì)量網(wǎng)絡(luò)設(shè)備，優(yōu)化拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，保障數(shù)據(jù)傳輸穩(wěn)定，避免采集中斷問題。

2.3 系統(tǒng)核心功能

• 實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)：以配電一次圖直觀展示設(shè)備運(yùn)行狀態(tài)，實(shí)時(shí)采集電壓、電流等電參數(shù)及開關(guān)狀態(tài)、告警信號(hào)。

• 報(bào)警處理：支持事故與預(yù)告報(bào)警，提供音響、彈窗、畫面閃爍等多種告警方式，歷史報(bào)警可查詢打印。

• 分級(jí)控制：設(shè)置四級(jí)控制模式（就地檢修＞間隔層后備＞站控層＞遠(yuǎn)方控制），采用 "選擇 - 返校 - 執(zhí)行" 流程，配合口令與代碼驗(yàn)證，防止誤操作。

3 改造實(shí)施與效果

3.1 項(xiàng)目實(shí)施

該 66kV 變電站采用單回路進(jìn)線單母線接線，主變?nèi)萘?12500kVA。改造重點(diǎn)包括主變保護(hù)、10kV 開關(guān)柜二次系統(tǒng)及監(jiān)控后臺(tái)，利舊小電流接地選線裝置。主變保護(hù)屏配置差動(dòng)保護(hù)、后備保護(hù)等裝置，10kV 線路保護(hù)屏裝設(shè) 8 臺(tái) AM5SE-F 保護(hù)裝置，監(jiān)控主機(jī)采用雙機(jī)熱備方案。施工中梳理二次線纜，就近安裝控制元件，僅用 24 小時(shí)完成改造送電。

3.2 改造效果

• 運(yùn)行可靠性顯著提升：故障發(fā)生率下降 75% 以上，設(shè)備運(yùn)行穩(wěn)定性大幅提高。

• 運(yùn)維模式優(yōu)化：實(shí)現(xiàn)無人值守，運(yùn)維人員數(shù)量減少 60%，巡檢頻次降低，故障處理時(shí)間縮短至 30 分鐘內(nèi)。

• 供電保障增強(qiáng)：停電時(shí)間從年均 24 小時(shí)縮減至 3 小時(shí)，電壓合格率提升至 99.8%。

4 結(jié)語

66kV 傳統(tǒng)變電站通過 Acrel-1000 綜合自動(dòng)化系統(tǒng)改造，有效解決了設(shè)備老化、故障頻發(fā)、運(yùn)維低效等問題，實(shí)現(xiàn)了無人值守目標(biāo)。改造后變電站數(shù)據(jù)與調(diào)度中心實(shí)時(shí)同步，遙控精準(zhǔn)度提升，故障分析便捷，為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行提供保障。該改造方案具有周期短、性價(jià)比高、擴(kuò)展性強(qiáng)等特點(diǎn)，可為同類老舊變電站智能化升級(jí)提供實(shí)踐參考。