提高110kV智能化變電站改造可靠性的技術措施

林溫南 王連輝

（福建泉州電業局，福建 泉州 362000）

智能化變電站是采用先進、可靠、集成、低碳、環保的智能設備，以全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化為基本要求，自動完成信息采集、測量、控制、保護、計量和監測等基本功能，并可根據需要支持電網實時自動控制、智能調節、在線分析決策、協同互動等高級功能的變電站，智能化變電站實現了實時全景監測、自動運行控制、與站外系統協同互動等功能，達到提高變電可靠性、優化資產利用率、減少人工干預、支撐電網安全運行，提高變電站無人值班水平等目標，已成為是我國變電站發展建設的潮流。同時智能化變電站也對站內一、二次設備的可靠性提出了更高的要求。結合我局110kV西郊變智智能化試點改造項目，本文著重從自動化系統結構、設備可靠性、設備運行環境等方面入手，進行技術方案比對分析，充分運用融合高速網絡、光纖通信、電子電工、在線監測、冗余等技術，為提高智能化變電站安全運行水平，提出切實可行的技術措施。

1 智能變電自動化系統結構

1.1 采用冗余配置

變電站自動化系統冗余的目的是，在使用盡可能少設備的前提下，實現系統的備份，不因為某個設備故障導致系統主要功能的喪失。保護站內設備的安全是變電自動化系統最主要功能，因此智能化變電站項目采取對主變保護及其回路進行雙套配置，在研究過程中共抽出以下幾個方案，并進行安全性、經濟性、標準化分析。

方案一：配置主后一體裝置兩套，主保護的差動電流都取自線路CT、橋CT、低壓側CT，這三處CT的一、二次轉換器和合并單元都按雙重化配置。主變高壓側套管 CT配置單套 MU，提供高壓側測控、高后備的采樣值。與之對應，110kV線路、橋、主變低壓側的智能終端都按雙套配置，如圖1所示。

方案二：按主后分開單套配置，線路 CT、橋CT、高壓側套管CT、低壓側CT的合并單元都按單套配置，分別接入相應的保護。與之對應的智能終端都按單套配置，如圖2所示。

圖2 主變保護與MU配置圖（方案二）

方案三：配置主后一體裝置兩套，與方案一區別在于兩套主保護的差動范圍不同，第一套差動電流取自高壓側套管CT和低壓側CT，第二套取自線路CT、橋CT、低壓側CT。110kV線路、橋、高壓側管套的MU單套配置，主變低壓側MU雙套配置。與之對應，110kV線路、橋的智能終端都按單套配置，低壓側智能終端雙套配置，如圖3所示。

圖3 主變保護與MU配置圖（方案三）

在這3個方案中，方案一可靠性最高，已接近“雙重化”的配置水平，但其投資也最高，由于橋形接線的主變高壓側沒有斷路器，110kV線路、橋的MU和智能終端“被雙套”配置，MU和智能終端是其它兩個方案的兩倍，戶外智能控制柜布置擁擠，使整個站的自動化系統網絡變復雜，交換機配置數量增加。在使用電子式互感器的智能變電站，互感器的一、二次轉換器也雙套配置，投資進一步加大。

方案二延續了常規變電站的配置方案，主后分開，間隔層和過程層設備都是單套配置，其優點是簡單清晰，布置方便，投資較省，但其一套裝置只實現一個種類的保護，硬件資料浪費。

方案三結合了兩種方案的優點，針對橋形接線的特點“有的放矢”，橋形接線多用于終端變電站，對側距離保護Ⅱ段對本側110kV母線和主變高壓側引線故障都有靈敏度，能起到遠后備作用，動作時限也不長，因此其中一套保護的差動電流引自套管完全可以滿足可靠性要求，需要重點加強的是低壓側后備保護，變壓器低壓側無專用母線保護，在低壓側配置兩套相間短路后備保護，MU和智能終端也雙套配置，加強切除低壓側母線故障的可靠性。

綜上所述，方案三更體現了“雙套”配置功能互補的理念，達到可靠性與經濟性的平衡，故對110kV變電站智能化改造改造采用了方案三。

1.2 采用直采直跳

遵循《變電站智能化改造技術導則》對保護直采直跳的要求。現階段網絡交換機可靠性還沒有得到一致的驗證，工廠和現場沒有好的實驗手段和考核指標，采用直采直跳以最短、最直接的鏈路保證繼電保護的安全可靠工作，最大程度減少對其它設備的依賴。對于110kV橋形接線的變電站，不存在需要在過程層網絡上傳輸開入量和跳閘量的保護裝置，如母差保護、失靈保護等，主變保護和 110kV線路保護（如有）采用直采直跳后，整個站繼電保護的“四性”可以得到保證，如圖4所示。

圖4 直采直跳結構圖

1.3 采用三層兩網的結構

智能變電站并不要求高度數字化，《變電站智能化改造技術規范》明確指出：“在運的常規互感器不宜進行數字化采樣改造”。過程層數字化解決了傳統變電站電纜二次接線復雜、抗干擾能力差、系統擴展性差等缺點，實現信息共享，為程序化控制、二次設備狀態檢修墊定基礎。

從數字化變電站試點到當前的智能化變電站，自動化系統的核心都是DL/T860（IEC 61850）標準體系。DL/T860 描述的變電站自動化系統采用分層分布式結構，從邏輯上分為三層：站控層、間隔層和過程層，如圖5所示。

圖5 DL/T860規定的三層兩網結構

2 提高設備運行可靠性

2.1 更換運行可靠性降低的設備

由于目前國內部分電子式互感器廠家還存在設計能力不強，工藝控制不嚴，試驗檢測裝備不完善，在運電子式互感器的故障率遠高于傳統互感器的情況。在問題未獲根本性解決之前，智能化變電站宜采用常規互感器+電子組件的方式設備的智能化與可視化。以下是一個智能化變電站主變常規互感器及電子組件配置圖，如圖6所示。

2.2 實現設備可視化

設備可視化是指增設以變壓器、斷路器等為重點監測對象的在線狀態監測單元，通過電學、光學、化學等技術手段對一次設備狀態量進行在線監測，實現設備狀態信息數字化采集、網絡化傳輸、狀態綜合分析及可視化展示。110kV智能化變電站設備可視化系統主要采集和監測主變、開關的運行工況，具體見表1。

圖6 采用常規互感器+電子組件的方式設備的智能化與可視化結構

表1 智能化變電站設備可視化系統的監測和診斷

通過設備可視化系統，運行人員可在第一時間內獲取設備運行水平下降的告警信號，提前做好預防措施，極大的保證了主設備的運行可靠性。

一次設備實現廣泛在線監測，使得設備狀態檢修更加科學可行。在智能化變電站中，可以有效地獲取電網運行狀態數據、各種智能電子裝置IED的故障和動作信息及信號回路狀態。智能化變電站中將幾乎不再存在未被監視的功能單元,在設備狀態特征量的采集上沒有盲區。設備檢修策略可以從常規變電站設備的“定期檢修”變成“狀態檢修”，這將大大提高系統的可用性。設備可視化系統應與變電站自動化系統一樣按照 DL/T 860的架構體系統一建模，實現系統架構網絡化，信息數字化，通信規約標準化，將來逐步實現相互融合，功能一體，信息互動的終極目標。

狀態可視化系統架構如圖7所示，與自動化系統一樣，整個系統按3層兩網的模式建立。以主變壓器狀態監測為例，DGA監測IED和鐵心接地監測IED、主IED組成監測功能組，DGA監測IED和鐵芯接地監測IED相當于過程層設備，往下與變壓器本體的傳感元件相連，往上采用DL/T860協議與主IED通信，各監測IED的評價結果通過過程層網絡采用REPORT服務傳輸到主IED，監測數據文件通過文件服務傳輸至主IED，主IED匯總并綜合分析，采用REPORT服務傳送至站控層網絡，監測數據文件僅在召喚時以文件服務方式傳送到站控層網絡。這樣一個狀態監測體系的建立，為將來與自動化系統的整合墊定基礎。

圖7 狀態可視化系統架構圖

3 關于戶外電子設備運行環境

智能化變電站合并單元、智能終端等電子設備大都布置在戶外智能控制柜，而泉州地區夏季高溫多雨，加之110kV西郊變地處國道324線邊上，設備防塵要求更為嚴格。因此，改善戶外電子設備運行環境，提供設備運行可靠性顯得極為重要。雙層密封不銹鋼柜體+熱交換器+凝露控制器的模式對改善戶外電子設備運行環境有較好的效果（詳見圖8、圖9）。雙層密封不銹鋼柜體滿足了防塵、防水、隔熱的要求，熱交換器保證柜內外溫度差控制在 5℃以內，凝露控制器保證了柜內不因溫度驟降、濕度大等原因出現凝露現象。

4 結論

圖8 布置示意圖

圖9 熱交換器工作原理圖

110kV西郊變智能化改造項目積極實踐《智能變電站技術導則》與《變電站智能化改造技術規范》中規定的智能化重點內容，除了實現站內數字化，重點考慮智能電網對變電站高級應用的需求，考慮如何提高變電運行的可靠性的技術措施，結合智能化改造，對運行可靠性降低的設備予以更換，滿足智能變電站設備高可靠性的要求。通過智能化改造實現一次主設備（變壓器、斷路器、避雷器）的狀態可視化。采用基于DL/T860的變電站自動化系統，實現全站信息數字化，通信平臺網絡化、信息共享標準化。構建一體化信息平臺。實現高級應用。對站內電源進行一體化改造。對輔助系統進行智能化改造。改造試點完成后，項目順利通過專家組驗收，項目的實施，尤其是在網絡化的二次設備、智能化的一次設備、在線監測系統、輔助控制系統、高級應用功能（一體化平臺）的實施中，充分應用保護直采直跳、三層兩網等技術措施，大大提高變電站智能設備運行的可靠性。