温州电网智能化规

温州电网智能化规划

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）kV～220kV 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，保证了运行人员的人身安全，对于设备也起到了更好的保护。

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。