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1、2.3.4 变电环节2.3.4.1 智能化发展现状一、数字化变电站推广应用水平温州电力公司在IEC61850(DL/T860)标准及数字化变电站建设方面尚处于起步阶段，2009年上半年根据省公司生产部的统一要求开展试点应用，旨在通过应用国际最新的IEC61850网络通信标准并依托信息化、自动化技术，实现变电所站级层、间隔层、过程层的全数字化信息、模型、功能一体化配置，有效提高电网中变电所的继电保护、监控、直流等二次设备智能化运行、检修和管理水平。目前，温州电力局的数字化变电所IEC61850标准应用和建设已完成调研、可研阶段，正步入试点变电所改造工程的初步设计和设备采购阶段，重点工作主要集中在
2、现有变电站二次设备的数字化改造方面。如目前进行的110千伏烟台变智能化改造工程主要是结合一次设备的改造，进行了报文机、子站、的改造，按照国网公司110（66）kV220kV 智能变电站设计规范要求配置网络分析仪1套，对变电站MMS和GOOSE+SMV网络各点报文进行记录、分析；配置了保护信息子站，对交流、直流系统进行改造，配置了交直流一体化智能设备。此外，开展了程序化顺控操作变电所的研究并已应用于我局110kV杨府山变改造工程中，全所一次设备操作引进“顺控”的新理念，改造后监控后台实现嵌有五防模块的程序化顺控操作功能。系统智能化和高度自动化节约了人力资源，提高系统效率，减少误操作的发生，保证了
3、运行人员的人身安全，对于设备也起到了更好的保护。二、在线监测现状近年来，温州电力公司在变电设备状态检测技术方面进行卓有成效的探索，积极采用相关的新技术、新设备、新方法，目前，红外与紫外检测技术、超声波探伤技术、现场局部放电检测技术、GIS超声和超高频检测技术、绝缘油色谱在线检测、变电所智能红外在线监测、避雷器泄漏电流在线监测与带电测试技术、带电水冲洗、开关带电补气等多项在线监测和带电作业技术已经得到推广应用。其中变压器油色谱在线监测技术、避雷器泄漏电流在线监测与带电测试技术、带电水冲洗、开关带电补气等已经逐步实用化，为设备的安全运行发挥了作用。正在建立完善变电设备的所有部件和重要元件的资料档案
4、，夯实设备管理基础。深化现场标准化作业工作，对作业指导文本进行了有效的简化，设备可靠性水平和检修效率得到显著提高。三、状态检修近年来温州电力公司持续推进状态检修工作，明确状态检修的基础管理，制定数据采集、状态评估的常态化流程，已经建成了一套较为完整的以状态评价为基础、辅助决策系统为支撑、标准化作业为保障的状态检修工作体系。目前具有较为齐全的设备基础资料，较为稳定的专业技术队伍，较为先进的监测技术手段，并结合温州实际进行修订、增补，自行编制 283 份标准化作业指导书，编写了与状态检修相适应的运行规程，根据状态检修标准调整技术监督工作，为全面开展设备状态检修工作奠定了条件。2009 年重新修订局
5、输变电设备运行、检修范围及分界点划分规定、局输变电设备检修计划管理办法、局输变电设备缺陷管理办法，明确了输变电设备检修管理职责和流程，完善考核管理内容，理顺关系，提高效率。完成 125 座 110 千伏及以上变电站，共计 9574 件变电一次设备和 225 回 110 千伏以上架空输电线路的状态评估工作。同时，积极拓展状态检修工作的深度，220 千伏里洋变和马岙变的继保状态检修工作顺利通过了省电力公司的验收，状态检修工作全面向二次设备延伸。 四、监控中心温州内新建站均配备了变电站计算机监控系统，大部分老站通过技改进行了变电站计算机监控系统改造。上世纪九十年代就已经开展集控站建设，实施变电站无人
6、值班；随着电网的发展和电网控制集约化的需要，近年来变电站的控制模式正在向“集中监控、分散操作”的方向发展。目前温州共有 座 220kV 集控站,平均每座集控站所辖受控站 座,集控站与集控站之间所辖受控站极不平衡,人力资源利用率过于饱和和严重不足，针对以上问题，目前温州电力公司正在开展 220 千伏大集控中心运行模式调研，组织编制监控中心建设意见与监控中心 SCADA 系统建设规划 ，确定建设方案与选址，计划建设 个大集控中心，分别管辖 个简单站（复杂站）。2.3.4.2 不足和差距建设统一坚强的智能电网，对公司变电站建设提出了新的更高的要求和挑战，目前公司变电站的设备技术装备水平与智能变电站的
7、要求还存在较大的差距，主要表现在：1）智能变电站是智能电网的重要组成部分，高可靠性的设备是变电站坚强的基础，但温州地处沿海，每年都要多次经历台风等自然灾害的侵袭截止，一些地区环境污染严重，给变电设备带来很大危害。截止 2009 年底，公司设备装备不适应大电网发展要求的情况依然存在，110kV 及以上电压等级运行超过二十年的变压器仍有 31台在运，容量 2869MVA；许多站（如 220kV 飞云变等）一次设备包括断路器、隔离开关等运行年限过长，设备陈旧落后，站内控制、通信方式落后，站内保护设备运行时间久远，继电保护等装置运行都达 10 多年，自动化水平较低，因此智能化的一次设备技术有待进一步完
8、善。2）综合分析、自动协同控制是变电站智能的关键。按照统一坚强智能电网要求，变电站自动化水平还存在一定差距，主要表现在：缺乏完整的技术标准体系、自动化设备制造水平仍然偏低、产品接口标准不统一，系统开放性不足、变电站综合自动化系统可扩展性欠佳。因此影响了整个系统的互操作性、开放性和可扩展性。此外变电站一次设备和二次系统间利用电缆连接，导致设计和调试复杂，给变电站综自系统的调试、运行、维护带来极大的不便，影响了变电站运行管理水平的进一步提高。3）设备检修模式正处于由定期检修向状态检修的过渡阶段，设备状态评价工作刚刚起步，大部分单位设备检修还在采用定期检修和故障检修相结合的模式；状态监测在手段、方法上还不完全成熟，监检测数据的可靠性不足，现场维护、校验困难，应用限制较大；在线设备状态自动诊断技术缺乏，制约了在线数据对设备状态诊断作用的发挥。设备智能化程度较低。由于设备智能化程度低，设备状态能够实现在线监测的信息量少，对现阶段状态检修的开展带来一定困难。所以实现设备状态信息采集的自动化势在必行。
