劉小川

（西山煤電馬蘭礦，山西 古交 030200）

1 概況

目前，針對變電站穩(wěn)定可靠運行問題，以提高保護的速動性與可靠性為主要目的。由此有文獻提出線路保護[1-2]、變壓器保護[3-4]、母線保護[5-8]、故障錄波系統(tǒng)[9]等各種保護方案，以探索變電站整體二次設備就地化后對系統(tǒng)網(wǎng)絡架構的影響[10]。但是以上分析僅限于變電站獨立間隔業(yè)務中，未從全站和整體角度對變電站的運行可靠性，進行分析和總結。

變電站作為電力系統(tǒng)主要構成元素，承擔著承上啟下功能，不但嚴格執(zhí)行系統(tǒng)上級發(fā)出的命令，還作為數(shù)據(jù)采集的主管控制來源。作為智能電網(wǎng)的主要支撐單元，新式變電站作為舊式改造升級變電站的基礎上，主要增添了高速網(wǎng)絡的信息傳輸通道，更好更方便地傳輸數(shù)字信息，依托站內(nèi)穩(wěn)定運行的一、二次智能設備，通過互操作以及系統(tǒng)信息的在線共享，實現(xiàn)通信模型的一體化，從而實現(xiàn)系統(tǒng)保護運行控制、信息采集管理、在線測量監(jiān)視的一體化自動操作,以文獻[11]各二次設備可靠性數(shù)據(jù)為基礎對變電站穩(wěn)定運行進行分析。

2 變電站的架構分析

分層分布式排布的北二35kV變電站在基礎架構上，與當前提出的智能變電站二次系統(tǒng)架構大體一致。可將其從整體架構上分為相關的設備層、過程層、站控層。對應的結構圖如圖1所示：

圖1 一體化變電站監(jiān)控系統(tǒng)架構示意圖

從監(jiān)控系統(tǒng)的結構圖中可以看出：該變電站的站控結構主要由兩層對應的網(wǎng)絡、三層相關的設備所構成。

間隔層與過程層通過過程層網(wǎng)絡連接連接起來，通過相關設備，使采集到的信息有效傳輸，進而實現(xiàn)站內(nèi)的變電站層與間隔層的連接設備通信順暢。以IEC61850標準分析變電站架構，可以認為過程層網(wǎng)絡主要傳輸兩類核心數(shù)據(jù)：分別是GOOSE報文和SAV采樣值報文。站內(nèi)的全部數(shù)據(jù)通過這兩類報文實現(xiàn)有效傳輸。其中，GOOSE報文主要是上傳開關量實時信息和對下級保護發(fā)出的命令控制分合閘，SAV采樣值報文則是上送電壓、電流值等實時的交流數(shù)據(jù)信息。

3 變電站保護系統(tǒng)的失效因素分析

3.1 故障類型分析

變電站內(nèi)常見故障包括：數(shù)據(jù)處理和邏輯判斷失誤，引發(fā)的保護裝置誤動，進而對保護系統(tǒng)造成的誤動或拒動故障；站內(nèi)合并單元系統(tǒng)采集的插值錯誤以及系統(tǒng)實時數(shù)據(jù)采集誤差，而導致的保護系統(tǒng)誤動；此外，還包括合并單元系統(tǒng)的自檢出故障，引發(fā)的保護退出，導致的系統(tǒng)相關的保護退出以及通信光纜斷裂引發(fā)的傳輸通道故障，而導致的信息傳輸失敗，繼而導致系統(tǒng)的繼電保護拒動。所有可能故障對系統(tǒng)的影響中，除光纖和交換機故障對系統(tǒng)的影響外，其余對系統(tǒng)的影響都可以認為系統(tǒng)發(fā)生的誤動和拒動發(fā)生概率相同，對應的誤動率和拒動率都為系統(tǒng)對應重要元件故障率的一半。站內(nèi)系統(tǒng)的二次設備對應的平均修復時間，統(tǒng)一記為24小時，設備的修復率記為1/（24/8760）=365次/年。由此可得站內(nèi)各二次設備運行的可靠性數(shù)據(jù)值，見表1：

表1 站內(nèi)各二次設備的可靠性數(shù)據(jù)

由表1可以看出，站內(nèi)的系統(tǒng)合并單元、保護裝置以及智能終端，對變電站的穩(wěn)定運行影響較大。

3.2 采樣和挑鬧方式對站內(nèi)的保護系統(tǒng)可靠性影響

站內(nèi)保護系統(tǒng)運行可靠性，主要由主要設備性能以及系統(tǒng)結構的運行方式等多種因素決定。為了體現(xiàn)系統(tǒng)運行方式對保護有效性的影響，可以認為當不同運行方式下，設備性能大體相同。以本站的線路保護系統(tǒng)為例，研究采樣方式和跳間方式對本站保護有效性的影響。其中對應的不同保護邏輯結構，在保護的動作時間上以及其保護范圍上，都具有多重復雜的配合，本文主要以保護的硬件可靠性為基準，同時忽略站內(nèi)不同保護邏輯結構上的配合關系，當發(fā)生本級保護系統(tǒng)拒動時，故障部分可以由后備保護或上一級保護進行切除，以保證系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。

站內(nèi)主要設備在采用不同采樣、跳闡方式，所對應的系統(tǒng)可靠性框圖，如圖2，框圖中英文縮寫對應的設備見表2：

表2 對應的設備中英文縮寫

圖2 站內(nèi)線路保護系統(tǒng)的可靠性框圖

當站內(nèi)系統(tǒng)的線路保護采用直采網(wǎng)跳以及網(wǎng)采網(wǎng)跳模式下，變電站的運行的可靠性分析數(shù)據(jù)見表3：

表3 站內(nèi)單套線路保護系統(tǒng)的運行可靠性

從表3中可看出，變電站的保護運行方式采用直接采樣、直接跳間的運行方式下，繼保系統(tǒng)的可靠性最穩(wěn)定，原因是變電站的繼保系統(tǒng)直采直跳不依賴于系統(tǒng)外部的運行時鐘源，并且站內(nèi)繼保系統(tǒng)接線方式簡單，GOOSE報文和SAV采樣值報文不需要經(jīng)過站內(nèi)的交換機系統(tǒng)進行存儲轉發(fā)。

4 站內(nèi)保護系統(tǒng)對一次系統(tǒng)供電能力的可靠性影響

在分析變電站的供電可靠性過程中，主要做了如下的簡化、假設：

1）由于站內(nèi)各主要元件的平均故障率偏低，因此可以不考慮兩個及以上的設備元件一同發(fā)生故障的情況。

2）設備的元件之間相互獨立。包括保護系統(tǒng)所涉及的站內(nèi)合并單元、系統(tǒng)智能終端以及保護裝置位于不同位置，其任一元件的失效可以認為是獨立的個體行為。

3）電壓／電流互感器處于理想工作狀態(tài)。

4）同一間隔之間包括的兩套保護系統(tǒng)之間彼此獨立工作，互不影響。

5）當站內(nèi)保護系統(tǒng)拒動，則站內(nèi)的后備保護必須成功動作，從而切除故障。

6）若系統(tǒng)內(nèi)發(fā)生斷路器拒動，則由斷路器的失靈保護動作，以切除故障。

7）對于可能來自不同廠家或批次的主要設備元件，由于其具有不同的制造工藝，以及不同的安裝位置，分析時統(tǒng)一認為同類型的設備元件，具有相同的工作性能，即具有相同的可靠性。

8）不考慮系統(tǒng)內(nèi)信息傳遞的延時，以現(xiàn)有的站內(nèi)設備通信性能，最苛刻的時延限制為基準。

從而得到變電站內(nèi)電力一次元件的可靠性數(shù)據(jù)見表4：

表4 變電站內(nèi)電力一次元件的可靠性數(shù)據(jù)

由此，對比故障率，可以看出：變電站內(nèi)的隔離開關的故障率最低，架空線路的故障率最高；對比故障修復率，可以看出：變壓器的故障修復率最低，架空線的故障修復率最高；對比故障修復時間可以看出：架空線耗時最短，但是變壓器耗時最長。

5 結 論

通過對北二35kV變電站相關二次設備運行可靠性分析，詳細介紹有關變電站系統(tǒng)架構，以及保護系統(tǒng)的構成，并針對實際變電站內(nèi)的工作參數(shù)，采用可靠性框圖法分析不同模式下，變電站的線路保護、變壓器保護和母線保護的有效性、工作條件下的拒動率及設備元件的誤動率等系統(tǒng)相關的可靠性參數(shù)。

探討了不同保護動作情況下，變電站系統(tǒng)保護對于電氣主接線可靠性的影響，并分析各一次設備在不同可靠性判據(jù)下，其有效性、故障率、故障修復率、故障修復時間等參數(shù)，從而得到變電站運行可靠性的相關數(shù)據(jù)。