（毕节供电局贵州毕节551700）
摘要：随着新的科学技术在供电系统中的不断的应用，越来越多的智能变电站投入电力系统运行，一次设备的智能化及二次系统信息网络化传输等新技术的应用使得智能站的运维模式发生根本性变革，传统运维模式体现出了诸多不适应性。分析智能变电站运行维护管理工作中存在的问题并加以解决，是本文的出发点和着力点，旨在保障智能变电站安全稳定、经济可靠运行，减少或消除智能变电站发生故障时对系统带来的不利影响。
关键词：智能变电站；运行维护；管理；措施
1、智能变电站运行维护中存在的问题
1.1运行可靠性有待提升
（1）智能站试点初期使用的电子式互感器（含光学互感器）缺陷频发，容易受到外界环境的影响。高压电子互感器在运行的过程中常因受周围磁场的影响而导致信号输出不稳定，造成继电保护装置不正确动作或异常告警。且电子式互感器目前普遍使用厂家“私有协议”（基于IEC60870-5-1标准的FT3帧格式进行了自定义扩展），导致不同厂家的电子式互感器及合并单元间不能完全互联互通，也为测试仪加量试验检测带来一定困难。
（2）目前部分智能站采用“网采”模式，在“网采”模式下，保护功能实现依赖于外部同步对时系统，一旦同步对时系统设备发生故障，将导致失去需要相量同步的所有保护功能，故在目前的设备及技术水平下不宜推广“网采”模式。
1.2运维人员技术水平有待提高
（1）智能站将电信号变为数字信号，增加了合并单元、智能终端，过程层交换机，各装置报警信号大量增加，硬压板均变为软压板、保护功能投退通过软压板，由于检修人员技术力量薄弱、运行人员对智能设备不熟悉，当发生缺陷时不能像常规变电站这样熟练处理。
（2）智能站告警信息量大，定义混乱不统一，由于变电站大部分已经实现调控一体化，不利于监控。智能站的报文信息量较大，尤其是通道状态、GOOSE、SV信息较多，且各厂家关于同一信号定义规则不同，运维人员对该信息的熟悉及经验判断上不够，增加了设备出现异常时处理的难度。
1.3运维成本高
（1）早期采用“网采网跳”模式的智能站缺陷频发，消缺困难。智能变电站由于设备质量，设计等问题，在投运前存在部分缺陷难以在验收中发现，如电子式互感器、合并单元设备质量差、户外温度对合并单元、智能终端的影响等问题，需一次设备长期带电运行后才能被发现。当发生缺陷后，由于大部分需更换设备等需要大量资金，造成消缺困难。
（2）目前电网公司多数运维人员一般只能处理光纤、电源等问题，若涉及装置的缺陷需要修改程序或重新导入配置文件，则需要厂家现场处理，消缺成本较高且时间较长。
1.4保护速动性问题
电子互感器进行数据传输需要在短时间内完成。这是一个系统且庞杂的过程，在进行数据传输的过程中不仅需要交换机的帮助，还需要通过合并单元才能够实现。这就使得数据传输的时间在无形之中被延长，在一定程度上降低了效率。因此，终端处理的时候会使快速保护动作时限受到一定的影响，此现象在对系统稳定性有较高要求的220kV及以上电压等级电网有较大影响。
1.5缺乏成熟的智能站运维支撑系统
在智能变电站技术背景下，信息网络化传输等新技术的引入使得二次系统可靠性的内涵发生了很大的变化，二次系统的结构和运行模式发生根本性变革，二次系统风险点等需要重新理解和认识，相应地，二次系统传统运维模式也体现出诸多不适应性，而与智能变电站技术这一发展趋势相适应的二次系统运维支撑体系尚未成熟，二次系统安全运行面临严重挑战，明显地制约了智能变电站的推广进程。
2、智能变电站运行维护管理措施
2.1加强智能站配置文件管理
结合实际工作需求，对智能站的SCD、CID等配置文件进行全面管理，明确各级人员的职责和修改、审核的流程。配置文件应从验收阶段开始纳入运行管控范围，对于配置文件的任何修改、变更均应严格把关，并通过必要的试验验证修改的正确性，确保配置文件准确、运维风险可控。
对新、改、扩建智能站工程，组织相关专业技术人员运用可视化SCD工具开展对SCD文件的审查管理工作。
2.2加强智能站的运行监视
按照数字化变电站保护相关设备告警信息分级分类的相关规范要求完成告警信息的分类分级，告警信息应能有效监视、及时处理。运行人员发现保护装置、MU同步时钟、GOOSE网络等重要二次设备异常、告警后应立即汇报值班调度员，并通知二次专业人员处理。
2.3开展“网采”风险防范试点站改造
对早期110kV变电站采用“网采”模式的变电站进行改造，及时总结，对存量智能站的“网采”风险防范起到借鉴作用。试点成功后根据试点经验开展“网采”风险防范改造推广。
2.4加强智能站缺陷管理
认真分析智能站缺陷（特别注重电子式互感器及合并单元缺陷），总结归纳查找共性问题，提前消除隐患。对于可能导致较高电压等级设备失去主保护或关键设备保护拒动的缺陷及异常应制定应急处置预案；通过开展智能站的缺陷分析会等及时总结智能站缺陷处理经验。
2.5规范二次系统告警信息分级分类
严格按照智能站设备告警信息分级分类相关规定优化显示智能站（尤其是无人值守站）告警信息，确保集控运行人员及时准确处理，在集控站端对同类型装置的告警信息进行合并优化显示，同时变电站就地监控应保留完整设置模式的告警信息，以便维护人员查找缺陷并及时处理。
2.6加快智能站二次运维支撑系统建设
由于智能站采用大量光纤及虚回路代替了常规站的可见二次回路，告警信息量比常规站多，因此运维人员在面对大量告警信息时理解其意义、定位告警设备、查找告警原因上存在难度。在处理设备缺陷时，若涉及到虚回路、配置、软件等时，检修维护人员检测处理手段及技能较为有限，常常需依靠厂家技术人员。因此急需配置二次运维管理支撑系统，该系统一般应具备虚回路可视化、装置健康状态评估、SCD管控、二次设备自动巡视等主要功能，依据统一的数据传输规范借助通信网络将二次系统的全景信息汇总到变电站内的在线管理集中控制单元，并对数据进行分析、处理，将信息远传到调度主站端，并提供智能查询或者智能诊断相关功能，从而减少运维人员对现场二次设备的巡视频率，提高设备的精细化管理水平。
2.7加强人员培训
智能站采用大量光纤及虚回路代替了常规站的可见二次回路，因此对专业人员的技能提出了更高的要求，目前专业人员的培训仍采用组织培训班及传统“师带徒”现场培训模式为主，缺乏系统性、多层次的培训计划，故在智能站发展初期运维人员对相关知识培训需求比较强烈，现场可根据运维中存在的问题以及反馈的培训需求，结合智能站检测试验室设备条件和智能站的特点进行有针对性的培训，同时可邀请设备厂家参与编写侧重于提升运维技能的培训教材，也可组织运维人员赴数字化设备厂家进行培训学习等。
2.8加强经验交流
我国关于智能变电站的应用还处于起步阶段，各方面积累的经验也较少，所以智能变电站管理部门之间必须要积极的交流和沟通，只有这样才能更好的提高能力和水平。每个智能变电站的管理部门要对自身出现的问题和策略进行记录，总结工作中的经验，通过不断的沟通交流、推动自身更快的发展，增强智能变电站运维管理的整体的水平和应对突发事件的能力。
3、结论
作为智能电网的重要支撑，智能变电站是当前电力行业发展的最新动向。随着我国电网智能变电站的逐步投入运行，我们必须对智能变电站运维关键技术进行掌握，及时总结先进的运维经验，提高智能变电站运维水平，加强智能变电站运维管理，确保智能变电站安全稳定可靠运行。
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