變隨著社會的高速發展帶動之下，我國企業生產中對于電力能源的依賴程度逐步增大，生產生活的電力供應存在的矛盾更大。為了能夠確保企業生產生活中電力能源充足，應該加強變電站的管理，可以保證變電站更加穩定的運行，保證電力能源供應。

1、變電站運行現狀

近年來，我國的傳統變電站故障發生率比較高，導致居民生活、企業生產受到了極大的影響，這就需要深入分析該電力系統內的故障問題和發生原因，發現主要是因為設備老化、維護不到位所形成的故障問題。從實際情況分析，傳統變電站所出現的故障問題比較嚴重，維修難度較高，且會導致長時間的停電，極大的影響城鎮居民的日常生活和企業的生產運轉。當前變電站主要是通過無人值班的變電模式來進行管理，該方式具備一定的性，并不需要設置值班人員就能夠完成實時的監控，因為安裝了科技水平較高的現代化變電設備，僅需要少量的工作人員協助就能夠完成從操作，可以實現遠程的管理控制。對于無人值班的管理方式，工作人員在控制中心只需要通過科學手段就能夠及時發現變電站工作中存在的問題，能夠及時進行維修處理。

2、變電站綜合自動化系統優勢及存在的問題

2.1 系統優勢

相較于傳統的常規變電站二次系統，變電站綜合自動化系統使得變電站運維管理上更加便捷和安全可靠，能夠在很大程度上提高變電站的工作效率，促進電網系統的現代化發展。隨著計算機技術和網絡技術、通信技術的發展，自動化水平的提高，變電站的二次系統已經基本全面實現了變電站綜合自動化，通過綜合自動化系統可以對繼電保護進行自檢互檢，具有故障錄波、事件記錄、運行監視和控制等功能，降低了運行維護成本，提高了變電站安全可靠運行水平。

2.2 存在問題

隨著電力系統的發展，變電站越來越多，隨之而來的就是設備的故障，依據故障發生位置分析原因，根據近年來電網變電站綜合自動化系統故障發生的部位相關資料表明，站控層故障最多，占45.39%；其次是間隔層，占30.50%；再次是網絡層，占12.76%；最后是遠動系統，占11.35%。

站控層故障

站控層故障數量居多的原因主要表現在后臺系統硬件故障、后臺系統參數設置錯誤、前置機軟件故障等。

(1)后臺系統硬件故障表現為計算機設備的死機現象較頻繁。主要是因為設備運行時間過長，出現一定程度老化問題，導致主板、硬盤損壞。此外，后臺機系統的顯示器等硬件設備損壞也較嚴重。

(2)后臺系統參數設置錯誤表現為報文名稱定義不清，主畫面顯示、分畫面顯示與實際不一致。主要是由于自動化系統信息量巨大，新建、改/擴建工程驗收傳動不到位引起的。此外，報文名稱的不規范也是造成此類缺陷的主要原因。

(3)前置機軟件故障主要表現在不明原因的死機、應用程序走死。一般重新啟動就能恢復。

間隔層故障

間隔層設備故障主要由兩方面造成。間隔層出現最多的是二次回路問題。表現為每次操作設備后絕緣點不良或者輔助接點不到位等原因導致的通信狀態不能和實際有著很好的對應。再者是測控裝置導致的問題，表現在硬件設施上，因為內部插件或者模塊問題致使通信中斷情況時有發生。測控裝置軟件方面的問題相對較少，但出現的缺陷均比較嚴重，如同期定值丟失若現場檢查不到位易造成操作事故。現場也有測控裝置死機的現象發生，致使遙控命令不能執行不能正常操作，斷電重啟測控裝置即恢復正常。

網絡設備故障

由相關資料顯示，當下網絡通信設備問題還不是太嚴重，但是如果一出現則會導致嚴重的問題，很可能會致使變電站或者變電站設備數據采集工作中斷。所以必須對這類故障及時處理。分析研究網絡設備故障原因，往往是因為產品質量低下，特別是各類集線器、交換機等等網絡通信設備硬件問題。

網絡設備故障

由相關資料顯示，當下網絡通信設備問題還不是太嚴重，但是如果一出現則會導致嚴重的問題，很可能會致使變電站或者變電站設備數據采集工作中斷。所以必須對這類故障及時處理。分析研究網絡設備故障原因，往往是因為產品質量低下，特別是各類集線器、交換機等等網絡通信設備硬件問題。

3、變電站綜合自動化系統解決方案

3.1 方案綜述

Acrel-1000變電站綜合自動化監控系統在邏輯功能上由站控層、間隔層二層設備組成，并用分層、開放式網絡系統實現連接。站控層設備包括監控主機，提供站內運行的人機聯系界面，實現管理控制間隔層設備等功能，形成全站監控，并與遠方監控、調度中心通信；間隔層由若干個二次子系統組成，在站控層及站控層網絡失效的情況下，仍能獨立完成間隔層設備的就地監控功能。

針對工程具體情況，設計方案具有高可靠性，易于擴充和友好的人機界面，性能價格比，監控系統由站控層和間隔層兩部分組成，采用分層分布式網絡結構，站控層網絡采用TCP/IP協議的以太網。站控層網絡采用單網雙機熱備配置。

3.2 變電站綜合自動化系統智能化改造

3.2.1 站控層問題改造

站控層采用Acrel-1000變電站綜合自動化系統實現電力設備的監控和管理。并融入當前國內外的計算機技術、網絡技術、通信技術、信息處理技術、變配電自動化技術等技術，實現遙測、遙信、遙控、遙調等功能。滿足用戶對電力系統的保護、監控及電能質量的全部要求。

Acrel-1000變電站綜合自動化系統采用單網雙機熱備配置，正常情況下主機處于工作狀態，從機處于監視狀態，一旦從機發現主機異常，從機將會在很短的時間之內代替主機，實現主機的功能。同時系統滿足以下要求：

站控層平均間隔時間（MTBF）大于或等于20000h，間隔級測控裝置平均間隔時間大于或等于30000h；

站控層各工作站的CPU平均負荷率：正常時（任意30min內）小于或等于30％，電力系統故障（10s內）小于或等于50％；

網絡平均負荷率：正常時（任意30min內）小于或等于20％，電力系統故障（10s內）小于或等于40％；

3.2.2 間隔層問題改造

在變電站變配電系統中可配置AM5SE系列微機保護裝置，AM5SE系列微機保護裝置有以下幾點優勢，有效平衡設備帶來的經濟效益和產品自身的技術含量以及產品的品質問題。

在產品設計方面，裝置具有統一的硬件，包括電源模塊、CPU模塊、開入開出模塊、控制回路模塊、模擬量采集、通信模塊等；整體采用模塊化設計，通用性強，能在同一硬件平臺上針對不同一次設備靈活配置保護功能，實現35kV及以下電壓等級的變配電站及設備的保護測控功能，包括35kV進線/主變壓器（一般容量2000kVA以上）/PT/母聯、10kV進線/饋線/配電變壓器（一般容量2000kVA以下）/高壓電動機/高壓電容器/母聯/PT等設備的保護和自動控制功能。

在產品質量方面，裝置在國家繼電保護及自動化設備質量監督檢測中心的第三方型式試驗取得型式試驗報告和電磁兼容檢驗報告，通過輻射發射限值檢驗、傳導發射限值檢驗、射頻電磁場輻射抗擾度、靜電放電抗擾度、射頻場感應傳導騷擾抗擾度、電快速瞬變脈沖群抗擾度、慢速阻尼振蕩波抗擾度、浪涌抗擾度、工頻磁場抗擾度、交流和直流電壓暫降中斷等10 項電磁兼容檢測認證，其中快速瞬變、靜電放電、浪涌抗干擾性能均達到Ⅳ級要求。

在接口資源方面，裝置具有12路模擬量通道，可選擇為保護電流、測量電流、電壓輸入；交流電壓輸入端口應可接相電壓，也可接線電壓或零序電壓或不平衡電壓，適應各種PT接線方式。保護電流和測量電流通道可分別接三相電流；另外兩個交流電流通道可以接零序電流、不平衡電流或者線路電流。具有零序電流和零序電壓測量功能，并與電力監控系統配合實現小電流接地選線功能。

3.2.3 數據通信問題改造

變電站綜合自動化系統需采集站內設備信息集中分析管理，由于各個系統單元裝置不同產品存在接口問題，我們將各個系統單元裝置通信接口經規約轉換裝置轉換為開放的、統一的接口標準，讓用戶可以根據自己的需求選擇合適的接口。

4、系統功能

4.1 實時監測

Acrel-1000變電站綜合自動化系統，以配電一次圖的形式直觀顯示配電線路的運行狀態，實時監測各回路電壓、電流、功率、功率因數等電參數信息，動態監視各配電回路斷路器、隔離開關、地刀等合、分閘狀態及有關故障、告警等信號。

4.2 報警處理

監控系統具有事故報警功能。事故報警包括非正常操作引起的斷路器跳閘和保護裝置動作信號；預告報警包括一般設備變位、狀態異常信息、模擬量或溫度量越限等。

1）事故報警。事故狀態方式時，事故報警立即發出音響報警（報警音量任意調節），操作員工作站的顯示畫面上用顏色改變并閃爍表示該設備變位，同時彈窗顯示紅色報警條文，報警分為實時報警和歷史報警，歷史報警條文具備選擇查詢并打印的功能。

2）對每一測量值（包括計算量值），由用戶序列設置四種規定的運行限值（物理下限、告警下限、告警上限、物理上限），分別定義作為預告報警和事故報警。

3）報警方式具有多種表現形式，包括彈窗、畫面閃爍等但不限于以上幾種方式，用戶根據自己的需要添加或修改報警信息。

4.3 調節與控制

操作員對需要控制的電氣設備進行控制操作。監控系統具有操作監護功能，允許監護人員在操作員工作站上實施監護，避免誤操作。

操作控制分為四級：

級控制，設備就地檢修控制。具有優先級的控制權。當操作人員將就地設備的遠方/就地切換開關放在就地位置時，將閉鎖所有其他控制功能，只進行現場操作。

第二級控制，間隔層后備控制。其與第三級控制的切換在間隔層完成。

第三級控制，站控層控制。該級控制在操作員工作站上完成，具有遠方/站控層的切換。

第四級控制，遠方控制，優先級。

原則上間隔層控制和設備就地控制作為后備操作或檢修操作手段。為防止誤操作，在任何控制方式下都需采用分步操作，即選擇、返校、執行，并在站級層設置操作員、監護員口令及線路代碼，以確保操作的安全性和正確性。對任何操作方式，保證只有在上一次操作步驟完成后，才進行下一步操作。同一時間只允許一種控制方式有效。

納入控制的設備有：35kV及以下斷路器；35kV及以下隔離開關及帶電動機構的接地開關；站用電380V斷路器；主變壓器分接頭；繼電保護裝置的遠方復歸及遠方投退連接片。

5、變電站綜自系統改造方案

5.1 系統架構

本項目變電站采用66kV單回路市電進線單母線的方式接入電網，通過12500kVA主變壓器降壓為10kV供站內各種回路配電使用。

5.2 設備選型

本項目變電站改造主要針對主變保護、站內10kV開關柜二次以及監控系統后臺進行改造，小電流接地選線裝置由于剛換不就，本次改造利舊。

主變保護屏屏柜設立在電氣監控室，屏柜上裝設1臺差動保護裝置AM5SE-D2、1臺高后備保護裝置AM5SE-TB、1臺低后備保護裝置AM5SE-TB、1臺非電量保護裝置AM5SE-FD、1臺高側測控裝置AM5SE-K、1臺低側測控裝置AM5SE-K、1只變壓器溫控儀ARTM-8及轉換開關、壓板、空氣開關等其他控制設備。

線路保護屏按照10kV分段原則，分為兩面屏柜，1#10kV線路保護測控屏上4臺線路保護AM5SE-F，2#10kV線路保護測控屏上4臺線路保護AM5SE-F加1臺利舊的小電流接地選線裝置。

監控主機按照單網雙機的方案配置，站內配置一面監控主機屏，值班室配置一個操作臺，正常情況下主機處于工作狀態，從機處于監視狀態，一旦從機發現主機異常，從機將會在很短的時間之內代替主機，實現主機的功能。

5.3 改造前后現場對比

本項目變電站改造停電時間僅24小時，本次改造微機保護組屏柜二次線纜根據原二次圖紙梳理，考慮線纜敷設，設計階段保留背部接線端子位置不變，僅調整裝置到屏柜的內部走線，同時轉換開關與壓板的位置按照原現場設計就近靠裝置側邊安裝。

改造前后現場情況如下圖，本次改造設計階段嚴格按照原圖紙梳理，考慮施工方便，施工階段嚴格按照施工規范，梳理線纜逐一對點，并對現場主變高低壓回路、10kV各出線回路進行遙控測試，順利在24小時內完成改造送電。

改造前變電站

改造后變電站

6、結語

變電站綜合自動化改造工程是老舊變電站改造工程，通過變電站綜合自動化改造，能夠做到變電站數據和調度室數據的實時與統一，使遙控更為準確，并且能夠在變電站綜合自動化系統中存儲每一個信號數據，為了今后電網發生故障時，能夠調用實時發信數據和曾經動作信號進行分析，為事故信號判斷帶來便利。