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摘要：站用交直流系统在保证变电站安全可靠运行中发挥着至关重要的作用，调控一体化模式更是对集中监控变电站交直流系统的运行提出了更高要求。本文介绍了变电站交直流系统的作用和运行要求，重点针对集中监控变电站交直流系统运行的现状和存在问题进行了探讨，并对其原因进行了深入分析，提出了具体的改进措施和建议，对切实做好集中监控变电站交直流系统运行,提升电网运行安全可靠性具有借鉴意义。
关键词：变电站；交直流系统；集中监控；运行
0引言
站用交直流系统是保证变电站安全可靠运行的重要组成部分。随着综合自动化技术的应用和调控一体化模式的实施，变电站普遍实现无人值班调度集中监控，变电站站用交直流系统不仅仅关系到变电站自身的安全可靠运行，更对调度集中监控和电网的安全运行产生重要影响。在实际集中监控运行过程中，监控变电站数量多、信息量大，无论是常规的交直流系统还是一体化电源系统，都存在由于设备、管理和人员方面的因素，交直流系统故障进而引发全站通信中断、交流系统失电、直流系统故障的现象屡有发生。电力系统内曾发生过由于站用交流中断，蓄电池未能提供直流电源，故障得不到及时切除造成变电站一、二次主设备烧毁，引发大面积停电，威胁整个电网安全运行的事件，为我们敲响了警钟，因此对于集中监控模式下变电站交直流系统的运行必须引起高度重视，才能更好地实现电网运行的本质安全目标。
1变电站站用交直流系统概述
1.1站用交流系统
（一）站用交流系统的作用
变电站站用交流系统是保证变电站安全可靠地输送电能的一个必不可少的环节，它为变压器冷却系统、主变调压机构、场地检修电源，直流充电机、机构箱、端子箱（加热驱潮、照明）、隔离开关电动操作电源，UPS装置、SF6气体监测装置、正常及事故通风装置、生活用电及全站照明等提供交流电源。
（二）站用交流系统的运行要求
为了确保站用电的可靠性，变电站的站用交流系统一般采用本站电源和外接备用电源供电相结合的方式。110（66）kV及以上电压等级变电站应至少配置两路站用电源。站外电源应独立可靠，不应取自本站作为唯一供电电源的变电站。
两台及以上的站用变压器，一般应分段运行。倒负荷时，满足并列运行条件的站用变压器可以短时并列，不允许并列的站用变压器其分段隔离开关应有明显标志或隔离措施。
变电站各配电装置的低压交流供电网络，只应由一段站用母线供电，另一段至该网络的隔离开关应断开。严禁两台站用变压器通过交流网络在低压侧长期并列运行[1]。
1.2站用直流系统
（一）站用直流系统的作用
变电站的直流系统为控制、信号、继电保护、自动装置及事故照明等提供可靠的直流电源。直流系统的可靠与否，直接影响变电站的可靠运行，因此，要求直流系统不受一次系统运行方式影响，在外部交流电源中断的情况下，保证由后备电源—蓄电池继续提供可靠的直流电源。
（二）站用直流系统的运行要求
直流系统一般由充电模块、控制单元、直流馈电单元（控制回路、保护回路、信号回路、公用回路以及事故照明回路等）、系统监控装置、蓄电池组等部分构成。其中最主要的设备就是充电模块和蓄电池组。
直流系统在设计、施工和运行阶段均应满足规程规定的可靠性要求。330kV及以上电压等级变电站及重要的220kV变电站，应采用三套充电装置、两组蓄电池组的供电方式。两组蓄电池的直流电源系统，其接线方式应满足切换操作时直流母线始终连接蓄电池运行的要求。
直流电源系统馈出网络应采用集中辐射或分层辐射供电方式，分层辐射供电方式应按电压等级设置分电屏，严禁采用环状供电方式[2]。
1.3UPS不间断电源
（一）UPS不间断电源的作用
UPS不间断电源是由整流器和逆变器等组成的一种电源装置，它与直流电源的蓄电池组配合，能提供符合要求的不间断交流电源。变电站采用交流供电的通信设备、自动化设备、调度数据网、变电站后台机、防误主机、消防等重要设备应由站用交流不间断电源系统供电。在集中监控模式下，不间断电源的可靠与否关系到整个变电站的监控信息上传，对调控部门监控、分析判断和处置故障起到至关重要的作用。
（二）UPS不间断电源的运行要求
站用交流母线分段的，每套站用交流不间断电源装置的交流主输入、交流旁路输入电源应取自不同段的站用交流母线。两套配置的站用交流不间断电源装置交流主输入应取自不同段的站用交流母线，直流输入应取自不同段的直流电源母线。
运行期间，运维人员应定期对UPS不间断电源运行情况进行现场巡视检查，确保其处于完好状态。
2集中监控变电站交直流系统的运行要求
2.1集中监控变电站交直流系统的配置要求
（一）技术条件
无人值守变电站的交直流电源应根据实际地理和交通条件考虑适当提高配置，并应能够实现远方监视和控制。蓄电池容量应按最大容量配置，至少满足全站设备2h以上，事故照明1h以上的用电要求。运维站到变电站路程超过两小时的，应增加容量以适应故障抢险时间需要。
交直流电源系统的监控器，包括充电装置监控，绝缘监测等应将告警信息和母线电压等必要的信息通过自动化系统传至调控中心。直流系统宜采集直流馈出线屏出线开关跳闸信息，并能传至调控中心[3]。
（二）监控信息规范
变电站交直流电源设备应可靠，交直流电源系统的告警信息及母线电压等遥测、遥信量应能传至调控中心[4]。直流电源系统重要故障信号应硬接点输出至监控系统，蓄电池组总出口熔断器应装有报警触点，信号应可靠上传至调控部门[2]。
按照《变电站设备监控信息规范》（Q/GDW11398—2015）要求，集中监控无人值守变电站交直流监控信息的采集应符合如下规范：
站用电信息规范：站用电应采集反映站用电运行方式的低压断路器位置信息和电压量测信息。此外，还应采集备自投动作、异常及故障信息，装置故障信号应反映装置失电情况，并采用硬接点方式接入。
直流系统信息规范：直流系统监控信息应覆盖直流系统交流输入电源（含防雷器）、充电机、蓄电池、直流母线、重要馈线等关键环节，反映各个环节设备的运行状况和异常、故障情况；还应包括直流系统监控装置、监控系统逆变电源以及通信直流电源等相关设备的告警信息。直流系统控制母线电压应纳入监控范围，直流系统合闸母线电压、直流母线正、负极对地电压宜纳入监控范围[5]。
2.2集中监控变电站交直流系统的监控要求
（一）信息接入
遥测、遥信数据是调控部门监控变电站运行状态的唯一依据，交直流系统作为变电站安全运行的重要保证，必须纳入调控主站的监控范围。站端应按照变电站设备监控信息规范要求向调控主站上送交直流系统的数据，并经过逐个信息量的接入验收，确保集中监控范围内变电站的交直流系统信息正确完善。
（二）运行监控
调控值班员承担着集控监控范围内变电站的远方监控职责，是监视变电站一、二次设备运行状况的第一责任人。运行期间，必须按照信息监视要求，把对各变电站交直流系统运行状况和全站通信状态的监视作为首要职责，对遥测异常、遥信告警第一时间发现和处置，确保不因人员责任的漏监或迟报引发交直流系统缺陷发展、电网故障扩大。
3集中监控变电站交直流系统运行现状及常见问题
3.1目前变电站交直流系统的配置情况
（一）站用交流、直流系统独立配置
对于目前在运的常规变电站，站用交流、直流系统通常为独立配置，交流、直流系统以及通信电源等设备均来自不同厂家。大量的老旧变电站经过对一、二次设备实施技术改造后实现无人值班模式，部分110kV及以下的变电站站用交直流系统并未整体更换,只对二次设备改造后将部分信息接入调控中心。
（二）一体化电源系统配置
2012年以后伴随智能变电站的推广应用，电网中新建的变电站站用交直流相应地采用了一体化电源系统。交直流一体化电源系统将站用交流、直流、不间断电源、通信电源高度集成，设备安装调试和维护由一个厂家实施，站用电源系统的智能化和信息化水平大幅提升，交直流系统监控信息的采集基本按照规范化要求上送调控中心。
3.2站用交直流系统运行中常见问题
（一）备用站用变缺相运行不能及时发现
在实际运行过程中，许多110kV及以下老旧变电站的外接站用变仍采用跌落式高压保险，运行期间经常熔断，造成备用站用变缺相。由于个别站交流遥测采集为切换后的交流母线电压，且站用交流遥信信号不全，在备用站用变缺相时监控员不能及时发现，为安全运行埋下隐患。
（二）站用变切换装置故障
一些变电站的站用变切换装置故障，工作站用变故障时不能自动切换至备用站用变，造成站用交流失电。
（三）站用电三相电压不平衡
站用电接带全站照明、生活、主变冷却器等各种交流负荷，一些变电站的站用变三相负荷接入不均衡，造成运行期间站用变的三相电压相差较大，严重不平衡，甚至出现站用变因电压过高或过低自动切换的现象。
（四）运行期间站用变电压长期过高或过低
站用变通常都是无载调压的变压器，由于分接头位置调整不当，运行期间站用变的电压超出允许范围，不能满足其所带用电设备的要求。
（五）站用直流系统交流输入故障
运行期间由于站用交流失电、直流系统的交流输入故障或直流充电机故障，造成全站直流系统非正常运行，蓄电池由浮充电转至放电运行。
（六）直流母线电压或蓄电池组电压异常
由于蓄电池容量不足，直流系统交流输入失去时不能满足运行时间要求，短时间内便出现直流母线电压和蓄电池电压欠压告警。
直流充电模块故障引起直流母线电压异常。
蓄电池单体异常引起整组蓄电池电压异常。
（七）直流绝缘故障
直流系统为对地绝缘系统，运行中如果出现绝缘不良，同一母线两点接地，将可能造成继电保护误动或拒动。所以在发生直流绝缘故障时应及时消除。
（八）一体化电源系统通信故障
一体化电源系统高度集成，运行中经常出现因监控器故障造成交直流系统通信中断，调控端失去对交直流系统的监视。
（九）UPS不间断电源故障
UPS交流输入故障、直流输入故障、UPS过载或故障旁路运行、UPS逆变器故障不能接带负荷造成通信及自动化设备失电，引起全站通信中断。
（十）监控信息缺失，交直流故障异常不能及时发现
站用交流和直流系统的遥测、遥信由于设备、设计或缺陷原因不能完整上传，调控端不能全面准确监视运行状况，在出现故障异常征兆时不能及时发现或判断不准确，处置延误造成缺陷发展或故障扩大。
4集中监控变电站交直流系统运行问题的原因分析
4.1常规老旧站交直流系统设备未实施改造
目前在运的110kV及以下变电站，相当一部分由于站用交直流系统设备技术改造不到位，一是成套跌落式高压保险装置老化，运行期间受外力或自身质量原因影响频繁出现保险跌落或熔断，造成站用变缺相故障；二是交流或直流系统设备老旧，在设计上考虑不周，站用变电压、直流系统交流输入电压等关键遥测数据和信息采集不到，不能满足集中监控的实际需要。
4.2智能站交直流一体化电源系统投运时遗留缺陷
智能站交直流一体化电源系统作为近年来新出现的技术和设备，其智能化、网络化水平较高，但一些厂家的产品质量一定程度上还不完全过关或者受安装调试人员的技术能力限制，投运时会留下遗留问题或运行中频繁出现故障异常影响到运行安全。
4.3日常运行维护不到位
对运行中站用交直流系统的问题进行综合分析，除了设备方面的原因，更多的是专业管理和人员维护不到位引起的。诸如：站用交流、直流和UPS电源的维护职责分工不明确，专业之间存在推诿扯皮现象；无载变压器分接头管理不规范，主变分接头位置调整不当造成站用变三相电压超出合格范围；站用负荷不均衡造成三相电压不平衡、对蓄电池的定期测试和维护不到位不能及时发现蓄电池单体缺陷、对不间断电源装置的现场巡视不到位不掌握其接带负荷情况；调控值班员对站用交直流系统的关注度不够不能及时发现交直流系统的异常情况；检修专业在交直流系统发生缺陷后重视程度不够不能及时消除等等，上述原因都为集中监控模式下站用交直流系统的安全运行埋下了隐患。
5集中监控变电站交直流系统改进措施及建议
5.1实施交直流专项技术改造，满足集中监控安全要求
对现运行的变电站交直流系统运行情况进行梳理，对传统的、分散配置的交直流系统列入技改工程，按照站用交直流一体化模式完成技术改造。
对运行中存在重大缺陷、故障频发、监控信息不能完整上传的变电站交直流系统实施技术改造，从根本上提高现场设备的健康水平。
5.2明确专业管理职责，加强日常运维和管理
随着站用交直流一体化系统的应用，站用电源的集约化、智能化、网络化程度越来越高。为了便于对站用交直流系统的统一管理，站用交流、直流、不间断电源的专业管理应纳入同一个部门，以更好地规避部门之间因职责界限不清引发的推诿扯皮现象，从而提高管理效率。
负责专业管理的部门，应严格按照站用交直流系统规范化管理规定，加强对站用交直流系统投运验收，特别是站用直流电源专业的技术监督，完善蓄电池入网检测、设备抽检、运行评价。对蓄电池按规定周期开展核对性充放电试验和整组容量测试。站用交流电源系统的进线断路器、分段断路器、备自投装置及脱扣装置应纳入定值管理。
设备运维部门应加强对站用交直流系统的日常巡视和运维。严格执行定期切换制度，对站用交流系统、直流系统、不间断电源的备用站用变、备用电源定期进行切换检查；对蓄电池组定期开展巡视和单体电压的测试；规范开展站用交直流系统特别是直流系统检修后的检查验收，确保站用直流电源系统运行时蓄电池组不脱离直流母线；加强现场巡视与远方监控之间的沟通，运维期间发现设备异常、交直流电压不合格、UPS负载率过高等问题应及时与调控部门联系确认，把精益化管理-“全员设备维护”理念应用到对站用交直流系统的运维管理中。
5.3重视交直流缺陷管理，建立分类闭环消缺机制
考虑到交直流系统在变电站安全运行中的重要作用，建议从公司层面建立站用交直流系统缺陷定期分析和分类督导制度，形成分类闭环消缺机制。针对站用变高压保险跌落、三相负荷接入不均衡、无载分接头位置不合理、站用变切换装置故障、不间断电源异常/过载、直流绝缘故障、蓄电池容量不足、交直流通信故障、监控信息接入缺失等问题建立缺陷档案，按照缺陷严重程度，制定消缺计划，有序分类开展消缺工作，减少遗留缺陷，切实提高站用交直流系统设备的完好率。
5.4优化调控一体化集中监控的技术手段
集中监控模式下，调控员负责数十座乃至上百座变电站的运行监控，日常运行期间信息量巨大，任何一个信息的遗漏都有可能带来电网安全运行的风险。对监控范围内变电站交直流系统的监视，要考虑充分利用调控主站自动化系统的遥测越限告警、信息分级分类推送、集中监控界面“一键式巡检”等技术手段提升监控巡视的质效，确保交直流系统的关键信息能够第一时间发现并处置。
6结束语
集中监控模式下，站用交直流系统在无人值班变电站安全运行中的可靠与否事关整个电网的安全可靠运行。建设、运维、检修、调控各专业部门不仅要各尽其责、更要注重协作配合，针对站用交直流系统运行中存在的问题开展分析和治理，在提高站用交直流系统站端设备健康水平的同时，要保证交直流系统的运行信息能够完整正确上传至调控部门，切实提高集中监控变电站交直流系统运行可靠性，为电网安全运行保驾护航。
参考文献
[1]国家电力调度控制中心.电网设备监控人员实用手册[M].北京：中国电力出版社，2014.
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[3]国家电网公司.Q/GDW10231—2016无人值守变电站技术导则[S].2017.
[4]国家电网公司.Q/GDW11288—2014变电站集中监控验收技术导则[S].2015.
[5]国家电网公司.Q/GDW11398—2015变电站设备监控信息规范[S].2015.