變電站一次設備實現智能化的方案初探

邱子平，李賽丹

（1.金華電業局修試工區，浙江 金華 321000；2.浙江省電力公司培訓中心，杭州 310015）

近兩年來，隨著基于IEC 61850規約的數字化變電站技術的興起，一大批新建設投運的變電站應用了數字化的自動化系統（MMS）、智能設備間的快速通信功能（GOOSE）以及數字化的采樣傳輸功能（SMV）。從近年來美國電科院公布的規劃中將IEC 61850作為智能電網啟動標準之一及國家電網公司頒布的《智能變電站技術導則》中規定智能變電站信息交換、管理將遵循IEC 61850

要求的情況來看，智能變電站各種設備的信息建模及信息交互需要在IEC 61850框架下統一進行，IEC 61850必將成為未來智能電網領域的主要標準之一。然而相對于大量的二次設備正在研發和投入使用，智能化的一次設備投入相對滯后。而智能變電站概念的提出，對一次設備的智能化提出了更高的要求。

1 變電站一次設備智能化擴展

在數字化變電站中，大量的二次回路被網絡介質所取代；相對應的，網絡報文也取代了原有的電信號，成為設備之間信息交互的唯一方式。

而由于一次設備智能化的滯后，時至今日還無法實現過程層設備與間隔層設備的無縫通信，二次設備與一次設備之間的信息交互仍然得由電纜回路來完成。這顯然有違采用數字化技術的初衷——減少二次電纜回路。因此就地的智能終端及合并單元作為基于傳統一次設備數字化變電站的重要實現手段被采用。

圖1和圖2中分別展示了就地智能終端及合并單元的實際應用情況，其中粗線部分表示二次電纜，細線部分表示GOOSE報文或SMV報文通信。可見二次電纜只存在于就地智能終端（或合并單元）與一次設備之間。開關刀閘位置及開關機構信號由戶外就地布置的智能終端采集后通過GOOSE報文上送，保護的跳合閘信號也都是通過GOOSE通信傳輸，由智能終端執行GOOSE報文轉換為電信號出口；采樣值同樣由就地的合并單元轉換成SMV報文通過網絡分發給各個保護、測控及計量裝置。

圖1 浙江金華500 kV芝堰變220 kV間隔二次回路聯系示意圖

圖2 某220 kV數字化變電站中220 kV間隔采樣回路聯系示意圖

就地智能終端與合并單元的使用，最大程度地減少了二次回路的復雜程度和二次電纜的使用量，同時也實現了過程層與間隔層設備之間的網絡化通信，在不改變一次設備的條件下最大程度地實現了站內設備的數字化。

2 智能電網對變電站一次設備的要求

IBM電力專家提出的智能電網概念是利用傳感器對關鍵設備的運行狀況進行實時監控，然后把獲得的數據通過網絡系統進行收集、整合，最后通過對數據的分析、挖掘，達到對整個電力系統運行的優化管理，如圖3所示。

圖3 智能電網的技術組成及關系圖

在實時數據采集上，智能電網大大擴展了監視控制與數據采集系統（Supervisory Control And Data Acquisition，SCADA）的數據采集范圍和數量，提高了電網的“可視化”。智能電網的實時數據主要包括三類：電網運行數據、設備狀態數據和客戶計量數據[1]。

因此，若一次設備要實現智能化，首先要實現設備狀態的實時監測分析，也就是一次設備的完全可視。只有在一次設備實現智能化后才能通過對其所上送的各種數據分析來判斷運行狀況，以決定何時檢修、檢修什么部件等，達到真正意義上的狀態檢修，從而最大程度地減少無謂檢修及故障檢修，保證電網更有效率地運行。

從以上對智能電網的分析中不難看出，對關鍵設備的運行狀況進行實時監控、進而實現電網設備可觀測、可控制和自動化是智能電網的核心和目標。因此需要設置一次設備信息采集系統，其組成部分參見圖4，它由信號變送系統、數據采集系統以及處理系統構成。一次設備常見的監測內容可歸納為絕緣性能監測、機械性能監測和電氣性能監測3部分。

圖4 設備信息采集圖

作為整個環節的基礎組成部分，傳統一次設備的數據采集功能幾乎為零。要達到智能電網要求，一次設備內部需要包含大量的傳感器，以達到測量數字化、控制網絡化、狀態可視化、功能一體化、信息互動化的[2]。

3 變電站一次設備智能化實現方式

3.1 完全實現智能化的一次設備

以1臺油浸式有載調壓主變為例（如圖5），為了達到一次設備運行狀態的完全可視與可控，需要在主變本體上加裝油溫監視、局放監測等大量的傳感器及冷卻器、有載調壓機構等控制器，同時還需要配備1臺（或有冗余的多臺）智能組件，以承擔過程層和間隔層全部計量、檢測、測量、控制、保護等任務。這樣高壓設備智能化之后，除了傳感器、控制器、智能組件的電源線之外，只有智能設備與傳感器、控制器之間及其連接站域系統的網絡線。

圖5 油浸式電力變壓器智能化示意圖

3.2 傳統一次設備的智能化

對于目前大量存在的傳統一次設備，存在一個過渡階段，以下是以GIS設備為例進行智能化改造的兩種較成熟方案。

方案1（見圖6）：智能單元負責數據采集。將在線監測系統納入常規一次設備本體，由一次設備提供在線監測的傳感器元件和信號采集及處理單元，傳感器元件內嵌于一次設備本體，信號采集及處理單元裝于一次設備匯控箱、端子箱等，在線監測數據由在線監測單元收集并通過光纖傳輸至過程層設備。機構執行元件及其控制回路不變，按間隔設置智能單元，智能單元與在線監測單元安裝于各個間隔智能匯控柜中。

方案2（見圖7）：一次設備提供數據采集單元。將一次設備的在線監測功能分散至一次設備和二次設備，即由一次設備本體提供在線監測的傳感器元件，內嵌于一次設備本體，在線監測信號的采集及處理功能由監測裝置完成，并實現與間隔層或站控層設備的通信。斷路器機構執行元件不變，取消其控制回路，智能單元集成開關機構控制回路，實現原開關控制回路功能，直接驅動斷路器的脫扣/合閘線圈、刀閘的電動機、彈簧或液壓泵的電動機等。該方案已在杭州220 kV云會變中得到應用[3]。

圖6 GIS設備智能化方案一

圖7 GIS設備智能化方案二

智能組件出現帶來的最大變化就是保護、測控裝置的徹底融合，同時間隔層、過程層設備的界限也越來越模糊。相對于已經熟知的數字化變電站3層——過程層，間隔層和站控層，智能變電站的層次劃分為2層：設備層與系統層[4，5]——設備層對應于過程層和間隔層，系統層對應于站控層，如圖8所示。

圖8 智能變電站層次結構示意

短期來看，設備層的功能主要還是一次設備運行參數在線監測及間隔內的繼電保護功能，傳感器搜集的所有信息交由1套（或有冗余）具有實時監測功能的專用裝置進行輔助判斷及分級告警，該裝置會以檢測到的一、二次設備運行工況來判斷設備是否需要檢修或更換。而今后的發展方向還是功能的就地化，即所有的信息采集、分析判斷、智能告警功能都應集成在就地的智能組件當中。

4 結論

以諸多數字化變電站運行情況來看，符合智能電網要求的保護、測控設備運行情況都非常良好，同時“GOOSE斷鏈告警”等具有數字化變電站特點的技術也保證了二次設備由定期檢修、故障檢修轉向狀態檢修。而隨著智能電網建設步伐的加快，在對現有一次設備進行智能化改造之后，一系列的在線監測數據同樣能為變電站內一次系統實現真正意義上的狀態檢修提供技術上的支持。同時，隨著設備層概念取代了以往的過程層與間隔層，一、二次設備之間的界限也將逐步淡化，這也必將對日后基建、檢修人員的工作能力提出更高、更全面要求。

[1]IBM商業價值研究院.IBM智能電網白皮書[R].2009.

[2]國家電網公司智能電網部.高壓設備智能化技術分析報告[R].2009.

[3]浙江省電力設計院.220 kV云會變電所工程智能變電站方案[R].2009.

[4]國家電網公司智能電網部.智能變電站技術導則（報批稿）[R].2009.

[5]林宇鋒，鐘金，吳復立.智能電網技術體系探討[J].電網技術.2009，（12）∶4-6.

[6]余貽鑫.智能電網的技術組成和實現順序[J]．南方電網技術，2009，3（2）∶12－15.