变电站自动化系统调试与维护的分析

摘要：随着计算机技术和信息技术的发展，变电站自动化系统得到了迅速的发展。在变电站自动化系统不断发展的过程中，我国变电站的运行和性能发生了巨大的变化。特别是近年来，在我国快速发展和建设的过程中，分级配电系统在电网中的应用越来越广泛，变电站自动化系统的结构和性能发生了重大变化。本文在对变电站自动化系统进行分析和研究的过程中，主要对变电站自动化系统调试故障进行分析和研究，进而提出有针对性的调试和维护措施。

关键词：变电站自动化；系统调试；维护；分析 1 不足分析 1.1 二次回路调试

通电调试开始前，应检查二次回路中电缆的绝缘性能。二次回路中的一些电缆往往存在绝缘性能低的问题。这是由于在电路铺设工作的早期阶段出现了问题。如果防水防潮工作做得不好，电缆在潮湿的环境中容易泄漏。另外，在电缆敷设施工中，如果电缆施工现场有硬物，会划伤电缆，尤其是电缆头的安装施工。在二次回路通电调试中，经常出现交流跳闸问题，直流接地和开关线圈经常烧毁。造成这种现象的原因是：一是施工过程中交流n相接地，临时用电容量小，导致交流跳闸；二是所连接的电气设备绝缘性能不好，或电缆接线存在接地问题，使直流电源接地，线圈烧毁；三是二次回路搭接错误，导致调试时线圈烧坏。因此，为了避免跳闸问题，必须很好地解决上述问题。

1.2 一次设备试验

一次设备的运行状况是否良好，将影响变电站的整体运行效果，因此有必要对一次设备进行一次试验，以确保一次设备能正常工作。在试验过程中，经常出现以下问题：一是在主变压器介损试验和主变压器套管试验过程中，介损值往往过高，这是由于试验所用套管选用不当和受潮现象造成的，另外，在试验的安装

过程中，如果外界空气潮气渗入套管或套管未清理干净，介损值会过高；其次，在GIS和GIS的测试组装中，SF6气体的微水指标不符合标准，影响其灭弧能力。主要原因是设备干燥不好，或仪器本身受潮严重，实验前忽视排气操作；第三，在进行避雷器相关实验时，实验结果偏差较大，往往高于实际值。分析原因可能是运输过程中保护措施失效，导致瓷瓶损坏，运输和储存过程中避雷器表面沉积较多灰尘，导致试验电流分流。

1.3 防雷接地

在变电站调试过程中，许多工作人员往往对防雷接地工作重视不够，导致许多变电站因防雷接地不当而引发一系列问题。在变电站防雷接地工作中，主要存在以下不足：一是管线埋设问题，不符合要求，往往导致接地电阻增大，因此在雷雨天气，电流减小时，会受到较大的电阻，影响防雷效率，不能保证变电站的安全；二是防雷接地所用材料太乱，材料焊接规范差，容易导致变电所防雷接地性能差，影响变电所的运行安全，可能严重威胁人民的财产和生命安全。

2 变电站自动化系统的调试和维护方法 2.1 间隔层设备上的调试和维护方法 2.1.1 微机保护设施调试

我国生产微机保护装置的厂家很多，由于微机保护装置的调试方法不同，其生产标准和生产信号也有很大差别。不同微机保护设施的调试和维护方法应按相应的说明书确定。第一步是对设施的外观和接线进行锐利的检查，检测微机保护设施的表面是否损坏，接线、标志、铭牌上的参数是否符合相应的设计要求，测试设备的制造工艺和端子排连接。此外还应检查微机保护设施的硬件和电路的完整性和安全性。通电时应检查装置各部件的工作情况。此外调试人员应完成逆变电源检测，在工作电压为额定电压的80%-120%之前，判断微机维护设施输出的各级电压是否异常。当单线异常时，应调整逆变电源的功率，直到合适为止。最重要的是完成输电断路器的调试。本次调试前，在开关站和控制室安排专人进行监控，以保证控制系统的正常通信联络功能，便于监控光信号和声信号的具体显示。试验过程中如有异常，应立即停止试验，及时解决异常原因，并进行调试。

2.1.2 设备层、间隔层设备电路调试

该环节的调试包括直流电路调试和交流电路调试两个方面。直流回路调试时通常需要用耳光的直流电测量回路的绝缘性能，以防止直流回路接地的发生。值得注意的是，调试过程中正负极不能连到负极。交流回路调试时，应以CT二次出线端为起点进行检查。一般要测量回路的绝缘电阻，防止CT多点接地，然后检查二次出线端的极性是否符合图纸设计要求，最终实现整个系统的大电流调试，通过在CT一次侧增加大电流，测量通过电路的各智能设备的电流值、电阻值和电流值，判断CT比值的正确性、CT二次回路的负载特性、CT二次回路的相位差和开路的正确性。

2.2 变电所层设备调试维护方法

变电站设备的调试和维护通常从以下几个方面进行：模拟量性能的准确性、本地监控系统和远程控制主站的调试和维护、站场的在线调试。

2.2.1 模拟量性能准确性的检测

在测试模拟量性能的准确性时，常用的方法是交流采样法。该方法采用工频交流电量直接输入，离散采样的方法。经过计算机处理，可以得到Q、P、I、u等值。过去交流采样通常与自动化设备、体育器材结合，形成一套完整的装置，采样值显示在装置的本地显示器上。目前，随着科学技术的不断进步，一种新型的测控设备被开发出来。由于110kV以上线路的保护和主变压器本身的保护比较复杂，需要独立的测控设备和保护设备来完成本地监控系统和远程主站的调试和维护；但对于35kv以上线路的保护，其保护相对简单。其测量和保护功能通常在一个装置中，但其保护CT和测量CT应分开，以满足系统对测量精度和饱和的要求。

2.2.2 站内联调

为进行站内联调，需完成网层设备、变电所层设备、间隔层设备的调试检查。通过对系统的仿真调试，检查变电站自动化系统与二次设备电路的连接是否合理，判断整个系统的性能是否满足设计要求。站内联调的内容应包括检查就地监控系

统的指令是否正确，检查间隔层和设备层上传的信息是否正确，检查电度表、监控、保护等接触动作。

2.2.3 系统联调 （1）遥信功能联调

联合调试的基础是变电站继电保护和监控系统的调试完成和合格，通过二次回路模拟的保护动作可以检查该功能。遥信功能联调是检测断路器和保护动作引起遥信位移的正确性。如在10kV过流保护及模拟试验中，10kV过流保护动作信号报警，断路器跳闸，相应的事故信号启动，重合闸动作信号报警。此时断路器再次合闸，集控站主系统出现相应的推送画面，提示10kV过流保护动作，此时断路器分合闸发生信号位移，事故信号再次启动提示，断路器位置指示再次改变，画面显示断路器已合闸，回路设备画面闪烁，打印调试报告。

（2）遥控功能联调

远程控制功能的联调通常需要将就地闭锁开关和断路器分别置于就地和远方，并测试闭锁接线的可靠性。同时，应采用远程分合闸操作来控制断路器，检测主站和变电站的响应。

3 结语

工作人员在对变电站自动化系统进行调试和维护的过程中，会出现不同程度的故障，这些故障是否出现在变电站自动化系统的运行过程中，对于变电站自动化系统造成的损失，有一定的区别。为了最大限度地保证变电站自动化系统在调试和维护过程中的质量，有必要对变电站自动化系统调试和维护过程中的主要故障原因进行分析和研究，充分了解变电站自动化系统调试和维护所需的方法，才能有效地保证变电站自动化系统的稳定和安全性能。

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