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摘要：智能变电站虽然减少了常规变电站二次电缆的长度，但也带来比常规变电站更加困难的检修问题。基于此，本文首先通过对网络结构、功能结构以及比之常规变电站优势所在等方面智能变电站二次系统工程结构进行简要分析，其次通过对光信号传输过程产生故障、电磁干扰等方面，就智能变电站二次系统的检修以及工程的应用进行简要阐述，并通过一些实际案例，提出自己一点看法。
关键词：智能变电站；二次系统；工程结构；检修应用
引言：随着我国经济不断发展，人们对于电力要求也越来越高，在供电方面，智能发电站二次系统的出现，使我国电力部门对电网供电的稳定性越来越高，几乎能够满足社会需求；但是在发电方面，智能变电站的维护、检修等方面工作，对电力行业人员来说，意味着面临未知的挑战。也正因为如此，对于智能变电站二次系统的检修及工程应用，具有非常重要研究价值。
1智能变电站二次系统工程结构
1.1智能变电站二次系统工程网络结构
智能变电站二次系统分为站控层、间隔层、过程层以及站控层网络和过程层网络，这五种组成智能变电站系统被称为三层两网：1）三层中站控层主要包含设备为：自动化监视控制系统、通信系统、对时系统以及站域控制，其能够实现对所有智能变电站设备进行监视、警告、控制以及信息交换功能；间隔层主要包括继电保护装置、监测功能以及系统测控装置等二次设备，在整个智能变电站系统中起到过渡作用；过程层主要包括变压器、隔离开关、电流互感器以及断路器等一次设备以及其他一些智能电子设备；2）两网中，过程层网络是连接间隔层以及过程层设备作用的网络；站控层网络是连接间隔层与站控层两端设备作用的网络。
1.2智能变电站二次系统工程功能结构
智能变电站二次系统工程功能结构主要在于二网中的过程层网络。过程层网络在智能变电站运行过程中主要分为三种网络类型：1）间隔层设备之间的联系。间隔层之间设备的联系主要存在于间隔双套配置中各种保护装置之间的联系：①闭锁重合闸信息联系；②各个保护装置与母线保护之间的联系；③保护装置失灵或者母线保护出现闭锁重合闸情况信息交流；④跳闸保护动作启动或者保护装置工作实时记录交流；⑤二次设备出现异常情况等等；2）间隔层与过程层之间的联系。间隔层与过程层之间的联系主要体现在电流以及电压采样方面：①合并单元通过光纤结构来联系各个二次设备；②智能终端与保护装置进行信息交流，并且发布进行跳闸、开关以及对一次设备信号进行分析、联系；3）过程层设备之间的联系。过程层之间设备的联系主要包括：①母线合并单元之间信息联络；②母线合并单元与各个间隔合并单元之间的信息联络；③各个间隔合并单元与智能终端之间的信息联络[1]。
1.3智能变电站比之常规变电站存在的优势
智能变电站与常规变电站相比存在许多优势，其最主要表现在三个方面：1）电路回路对比。①常规变电站。常规变电站不同电路回路在采样过程中，经过二次电缆接入二次设备，采取的方式为模拟量传输，因此所有回路的路线并不相同；②智能变电站。智能变电站在进行回路采样过程中，通过二次电缆直接送入合并单元，在经过合并单元集中转化为数字量信号后一同送出。由于智能变电站采用数字化处理方式，在信息传输过程中，可以运用集中处理的同一组数据供给其他二次设备使用，从而大大降低二次电缆的使用；
2）断路器控制回路对比。①常规变电站控制回路方式主要包含操作箱、保护装置以及一些相关回路。常规变电站断路器控制回路的操作命令需要依靠二次电缆来完成；②智能变电站中，原本常规变电站的操作箱由智能终端所代替，虽然智能终端依然是通过电缆进行连接，但是智能终端可以通过控制智能终端内部的中间继电器，来达到控制断路器的目的；
3）对接方式进行对比。①常规变电站的对接方式采用电缆传输，而电缆之间的连接方式采用端子排连接，这就导致一些传输回路并不能使用相同电缆，以220kV汇控柜为例，完成所有二次回路大概需要25根电缆，而传输信号所用线芯多达300多个；②智能变电站对接采用光纤传输，由于光纤传播信号不通，能够保障传输信息相对独立互不影响，所以智能变电站对接回路仅一根光纤便能达到多个回路传输目标，这也极大减少了光缆使用过的数量[2]。
2智能变电站二次系统检修应用
虽然智能变电站在使用上很大程度上超出常规变电站，但是由于其结构比常规变电站更为复杂，所以修理、检查、维修起来更为复杂，一旦处理不好，将会产生极大的安全隐患。本文以两个智能变电站故障检修过程为例，简单分析智能变电站在二次系统检修中的应用。
2.1装置保护启动信号失灵
某供电公司在凌晨接收到智能变电站监控中心汇报：某110kV变电站发生异常情况。检修人员抵达现场后，首先翻看监控报文：3号主变低压侧3分支022开关智能终端到3号主变后备保护装置GOOSE中断。通过智能监控机打开主控制3号主变后备保护装置发现面板并没有异常显示，而022间隔智能终端在10kV开关室显示运行异常。检修人员根据已知信息进行简单分析：从监视机显示信息可以初步断定，3号主变低压侧3分支022开关智能终端由于无法接受到3号主变保护装置发出信号，而由于智能变电站两台能够联系的保护装置仅有一根光缆连接，所以需要查看虚端子图，才能进一步进行分析[3]。
在虚端子图中，光纤信号传输情况为3号主变后备保护跳低压侧3分支022开关的信号。异常发生之后，3号主变保护动作想要跳开022开关，但由于022开关智能接受不到所有信号，从而导致其并没有产生跳开的动作，故而起不到隔离保护的作用，反而存在扩大故障的风险。通过智能终端、虚端子图以及监控机信号等方面，检修人员对此事进行进一步分析，猜测主要由三个方面造成：1）光纤触口、链路原因；2）保护装置故障；3）光信号传输过程产生故障[4]。
以此，检修人员逐步对故障进行检查：1）光纤触口检查。将光纤触口与智能终端以及保护装置之间的触口拔出，然后重新插入，发现故障并没有排除，因此，并不是光纤触口故障；2）测试智能终端发射信号功率。通过测试光功率仪器对智能终端发射信号功率进行详细测试，最终得到光功率结果为-34.86，按照故障发生之前的数据对比，此数据低于正常光功率区间，因此，故障原因存在两种可能，其一为智能终端发射信号功率原因；其二为光信号传输过程出现故障，也就是光纤链路出现问题。检修人员将链接智能终端发射信号光纤端口拔下，直接测试智能终端光功率，最终显示结果为-21.5，在正常区间内，因此，故障原因在光纤链路。检修人员通过对光缆进行排查发现，光缆中有一段出现破损情况。原来由于光缆存在破损，从而导致智能终端在发射信号过程中，发射的信号存在缺失情况，最终导致022号开关无法接收跳闸信号。
2.2数字化电能计量系统故障
数字化电能计量系统在现代智能变电站中发挥着重要作用，能够检测用电量、峰值变化、总量变化、变化趋势等信息，为变电站实际工作和未来调整提供数据方面的支持。该系统故障并不十分常见，产生的原因包括两个方面，一是软件、硬件方面出现问题，二是通信活动被干扰。软件、硬件故障可能是老化所致，如数字化显示设备，应用超过3年后，老化问题会渐渐凸显出来，导致数字显示不精确、信号转化错误等，该类问题的处理也相对较为简单，通过周期性的检修以及问题构件更换就能有效解决。周期检修机制可以针对不同构件的工作压力具体确定，对于工作压力较大的构件，检修间隔不宜超过1个月，部分工作压力较小的构件，以2个月为间隔即可。
通信活动干扰导致的故障在电能计量系统中发生的几率更小，但会导致严重的信号失真问题，影响实际工作。2015年6月，某地智能变电站投入运营，由于工作经验不足，未能充分考虑建设环境和通信工作问题，电能计量系统提供的数值与实际工作数据差异明显，而且变动幅度很大。工作人员调取了变电站智能建设前的工作资料，结果上看，电能计量系统故障提供的实时数据变动幅值在1小时内达到400％以上，而常规情况下该地区用电总量虽然有所变化，也不超过10％。经进一步分析，技术人员发现变配电站毗邻高压线路，而且为保证内部供电有效性，站内使用了小型发电机，这些设施在工作的过程中产生了很多的电磁干扰，使智能变电站的内部通信作业受到严重干扰。为解决这一问题，技术人员采用了信号提纯设备、小波降噪技术和信号放大器，并应用了码分多址技术，在电能计量系统进行实时监测、获取信息进行传输时，给予放大处理，并利用多个信道同步传输信息，接受端完成信息接收后，通过提纯设备对信号进行提纯，再应用小波降噪技术去除信号中的噪音，将提纯的信号进行自主匹配，读取多个信号、生成一条可用信息，即便某一条信息出现严重的失真，借助多条相同信息也能确保其可读性，完成技术改造后，该变电站的电能计量系统再未出现类似故障。
总结：综上所述，通过对智能变电站设备结构进行分析，从而能够有效解决智能变电站中设备运行以及故障诊断的设备缺乏、信息获取手段不足等问题。本文首先通过三层两网中网络结构以及功能结构，将智能变电站与常规变电站作对比，然后根据光信号传输过程产生故障、电磁干扰等方面，就智能变电站二次系统检修及工程应用进行简要分析，并且得出如果能够对智能变电站中二次设备一些运行状况以及全面运行信息进行分析，便能够预判到系统可能发生的故障，以此便能够保证整体智能变电站系统平稳有效运行的结论。
参考文献：
[1]曹海欧,高翔,杨毅,印吉景.基于全模型SCD二次系统在线监测及智能诊断应用分析[J].电力系统保护与控制,2016,44(14):136-141.
[2]业娅.智能变电站全模型SCD介绍及在二次系统应用的研究[J].自动化应用,2017(12):92-93.
[3]陈浙.智能变电站过程层故障快速诊断与定位关键技术设计与研究[D].山东大学,2015.
[4]李业锋.智能变电站二次系统的检修及工程应用研究[D].山东大学,2017.