北二35kV變電站相關二次設備運行可靠性分析

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[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網絡架構的影響[10]。但是以上分析僅限于變電站獨立間隔業務中，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主要構成元素，承擔著承上啟下功能，不但嚴格執行系統上級發出的命令，還作為數據采集的主管控制來源。作為智能電網的主要支撐單元，新式變電站作為舊式改造升級變電站的基礎上，主要增添了高速網絡的信息傳輸通道，更好更方便地傳輸數字信息，依托站內穩定運行的一、二次智能設備，通過互操作以及系統信息的在線共享，實現通信模型的一體化，從而實現系統保護運行控制、信息采集管理、在線測量監視的一體化自動操作,以文獻[11]各二次設備可靠性數據為基礎對變電站穩定運行進行分析。

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 一體化變電站監控系統架構示意圖

從監控系統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絡、三層相關的設備所構成。

間隔層與過程層通過過程層網絡連接連接起來，通過相關設備，使采集到的信息有效傳輸，進而實現站內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，可以認為過程層網絡主要傳輸兩類核心數據：分別是GOOSE報文和SAV采樣值報文。站內的全部數據通過這兩類報文實現有效傳輸。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據信息。

3 變電站保護系統的失效因素分析

3.1 故障類型分析

變電站內常見故障包括：數據處理和邏輯判斷失誤，引發的保護裝置誤動，進而對保護系統造成的誤動或拒動故障；站內合并單元系統采集的插值錯誤以及系統實時數據采集誤差，而導致的保護系統誤動；此外，還包括合并單元系統的自檢出故障，引發的保護退出，導致的系統相關的保護退出以及通信光纜斷裂引發的傳輸通道故障，而導致的信息傳輸失敗，繼而導致系統的繼電保護拒動。所有可能故障對系統的影響中，除光纖和交換機故障對系統的影響外，其余對系統的影響都可以認為系統發生的誤動和拒動發生概率相同，對應的誤動率和拒動率都為系統對應重要元件故障率的一半。站內系統的二次設備對應的平均修復時間，統一記為24小時，設備的修復率記為1/（24/8760）=365次/年。由此可得站內各二次設備運行的可靠性數據值，見表1：

表1 站內各二次設備的可靠性數據

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

3.2 采樣和挑鬧方式對站內的保護系統可靠性影響

站內保護系統運行可靠性，主要由主要設備性能以及系統結構的運行方式等多種因素決定。為了體現系統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，同時忽略站內不同保護邏輯結構上的配合關系，當發生本級保護系統拒動時，故障部分可以由后備保護或上一級保護進行切除，以保證系統的穩定運行。

站內主要設備在采用不同采樣、跳闡方式，所對應的系統可靠性框圖，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 站內線路保護系統的可靠性框圖

當站內系統的線路保護采用直采網跳以及網采網跳模式下，變電站的運行的可靠性分析數據見表3：

表3 站內單套線路保護系統的運行可靠性

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，繼保系統的可靠性最穩定，原因是變電站的繼保系統直采直跳不依賴于系統外部的運行時鐘源，并且站內繼保系統接線方式簡單，GOOSE報文和SAV采樣值報文不需要經過站內的交換機系統進行存儲轉發。

4 站內保護系統對一次系統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生故障的情況。

2）設備的元件之間相互獨立。包括保護系統所涉及的站內合并單元、系統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。

4）同一間隔之間包括的兩套保護系統之間彼此獨立工作，互不影響。

5）當站內保護系統拒動，則站內的后備保護必須成功動作，從而切除故障。

6）若系統內發生斷路器拒動，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）不考慮系統內信息傳遞的延時，以現有的站內設備通信性能，最苛刻的時延限制為基準。

從而得到變電站內電力一次元件的可靠性數據見表4：

表4 變電站內電力一次元件的可靠性數據

由此，對比故障率，可以看出：變電站內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架構，以及保護系統的構成，并針對實際變電站內的工作參數，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相關的可靠性參數。

探討了不同保護動作情況下，變電站系統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下，其有效性、故障率、故障修復率、故障修復時間等參數，從而得到變電站運行可靠性的相關數據。