無錫220 kV西涇智能變電站關鍵技術

蘭金波，錢國明，季 瑋，王學超

(國電南京自動化股份有限公司，江蘇南京211100)

2006年伊始，云南110 kV翠峰變電站[1]、內蒙古220 kV杜爾伯特[2]等地區逐步試點數字化變電站工程，2010年，國家電網公司正式地發布《智能變電站技術導則》。在此期間建設的數字化變電站均針對智能變電站保護控制系統技術做某一方面的試點：2008年投運的青島午山220 kV數字化變電站[3]，只使用了電子互感器，對模擬量進行數字化處理，保護跳閘、邏輯互鎖等狀態量信息依然采用電纜硬連接方式。2009年投運的浙江蘭溪500 kV數字化變電站[4]，全站均使用傳統互感器，模擬量未進行數字化處理，但使用了智能終端和保護網絡跳閘技術，對狀態量進行數字化處理。2009年投運的唐山郭家屯220 kV數字化變電站開始全面試點：采用電子互感器（ECT/EPT）和網絡跳閘技術，采用光纖通信技術取代開關場到保護小室以及保護屏間的電纜硬連接，采用數字化電表，該變電站是國內第一個完整意義上的220 kV數字化變電站；2010年完成的桂林500 kV數字化變電站[5]是國內第一個采用電子式互感器IEC 61850-9-2傳輸協議的數字化變電站。

2010年國家電網公司發布的一系列智能變電站相關技術標準，標志著國內智能變電站技術達到了一個新的階段。220 kV西涇變電站是國家電網公司首批智能化變電站試點項目，也是2010年國網公司智能變電站“四確保一爭取”工程中惟一的220 kV變電站。工程于2010年7月開工建設，2010年12月29日建成投運。

1 總體配置

220 kV西涇智能變電站是一座完整意義上的智能化變電站，采用大量新技術、新設備、新材料，實現全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化，可完成智能告警與故障分析、順序控制等變電站自動化系統高級應用功能。

變電站按站控層、間隔層、過程層“三層兩網”設計，220 kV電壓等級母線保護和變壓器保護過程層采用“直采網跳”模式，線路及母聯保護過程層采用“直采直跳”模式，網絡雙重化配置；110 kV電壓等級保護過程層采用“網采網跳”模式，同時SV網、GOOSE網、IEEE 1588網三網合一，網絡冗余配置。同一間隔的保護測控功能集成在一個裝置內。變電站站控層采用基于一體化信息平臺方案，完成監控、遠動等應用。

2 站控層方案

站控層計算機監控系統雖然硬件結構上與常規變電站相仿，但是針對智能變電站的應用需求增加了大量的高級功能，其中部分典型的高級應用功能代表了智能變電站的技術發展方向。

2.1 基于主站再確認機制的順序控制

可接收和執行調度/集控中心和本地后臺系統發出的順序控制命令，經安全校核正確后，自動完成相關運行方式變化要求的設備控制，可在站內和遠端實現可視化操作[6]。

在調度/集控中心選定了順控操作內容后，西涇變電站利用遠動通道，將存儲在站內遠動裝置的順序控制操作票內容以文本方式上送至調控中心，調控中心運行人員可以利用這些直觀的信息對本次操作進行再確認，從而大大提高了控制操作的安全性和可靠性。在順序控制過程中，變電站可及時向調度/集控中心反饋執行過程的信息，如當前執行步驟、執行結果、遙控是否超時、是否邏輯閉鎖等，以便主站系統全面的掌控控制過程。

順序控制不僅支持一次設備的操作，如遙控、遙調，也支持二次設備的操作，如保護軟壓板投退、定值區切換等控制方式。順序控制功能支持急停和單步執行。可以根據典型操作票自動生成順序控制步驟，可利用已有的順序控制操作票組合生成順控組合票。

2.2 智能告警及故障信息綜合分析決策

在實際電網調度運行中．在異常或故障的情況下，大量監控與數據采集報警信息涌入調度控制中心，調度人員被大量數據淹沒，很難決策。錯失處理事故的良機[7]。而且告警方式比較單一，功能也比較有限，基本上信息按照時間順序全部顯示，未作篩選和推理判斷處理。一旦發生事故后，值班人員很難從大量的信息中獲取到重要告警信息，影響對事故的正確判斷。西涇變電站實現了智能告警及故障信息綜合分析決策。

（1）對告警信息進行了分層分類處理，對于不同層級的告警或事故信息采用不同的展示區域，可靈活獨立配置多種屬性，如入庫不顯示、確認后保留、自動確認、顏色、語音等。

（2）對同單元（間隔）設備的告警對象賦予關聯屬性，把同單元（間隔）設備在一段時間內發生的告警信息作為綜合告警組織在一起展示，便于值班人員直觀地分析原因。

（3）對于在一段時間內反復出現低等級提示信息，將產生等級更高的告警信息，以引起運行人員的重視。

（4）對于單個元件故障或系統綜合故障，系統中建立了專家知識庫，當故障發生后，進行故障分析并提示下一步處理措施，得出的推理結論及故障簡報可以上送到主站用于事故分析。

2.3 分布式狀態估計

通過面向對象的實時網絡拓撲數據庫及圖模庫一體化技術，西涇變電站實現了分布式狀態估計功能。采用一次設備模型參數辨識技術及快速分解法，分布式狀態估計能辨識出開關狀態錯誤及量測量中的壞數據，給出站內正確的拓撲結構及更精確的母線電壓值和功率值。狀態估計值與實測值同時上送主站，供主站進行不同應用時自主選擇，進行輔助調度分析。

2.4 計量對比分析系統

西涇變電站大規模采用了電子式互感器，雖然電子式互感器與傳統互感器相比具備諸多的優點，如輸出量線性度好、無鐵磁諧振及畸變、體積小、重量輕等，但畢竟比起傳統互感器，其長時間運行特性還有待進一步研究。西涇變電站在2條220 kV線路上同時設置了電子式互感器及傳統互感器，利用長時間運行的歷史數據來準確評估兩者的特性差異。西涇變電站計量對比分析系統的原理如圖1所示。通過預設的間隔時間同時采集需進行對比分析的數據，如電流、電壓、功率及累計電量值等，采集的數據記錄在計量對比分析服務器的歷史數據庫中。

對比分析時以傳統互感器模擬量輸出為基準，分析出各種工況下電子式互感器數字量輸出數據的偏離率。數字式計量與傳統計量系統對比驗證采用以下的分析方法來對比：

（1）以日、周、月、年作為單位時段分析偏離率；

（2）以峰、谷、平時段作為單位時段分析偏離率（峰、谷、平時段可配置）；

（3）以不同負荷率為單位時段分析偏離率；

（4）以不同溫度為參照量分析偏離率；

（5）累計計量差率對比分析。

從2010年12月29日西涇變電站正式投運到2011年4月6日，系統對220 kV利港一線和利港二線的電壓、電流及電量等數據進行了分析對比，電量數據比較采用2011年4月6日24時上送的累計值，電流、電壓比較采用計算公式如下：

式（1）中：Ai為電子式互感器測量值；Bi為同一時刻傳統互感器測量值；n為測量值記錄的條目數。結果如表1所示。

表1 分析對比結果 %

2.5 測控雙重化處理

西涇變電站各電壓等級采用保護測控一體裝置，由于繼電保護設計規范要求220 kV以上電壓等級的保護裝置需雙重化配置，因此帶來了測控“被雙重化”。測控雙重化處理有以下技術難點：如何選擇數據源；數據源不一致時如何處理；數據源切換時如何保證信息不丟不重；如何保證控制操作時的安全性和準確性；如何既保證量測系統的可靠性，又不增加運行維護的復雜度。

為解決測控信息雙重化的問題，文獻[8]提出了虛點映射法，但是并沒有給出多數據源切換的判據。西涇變電站在處理雙重化測控時，提出了“二次設備健康狀態”判據，利用裝置的健康狀態來自動選擇最可靠的測控上送實時數據，接收控制命令。裝置的健康狀態包括裝置的自檢信息、通信狀態及檢修品質位等。對于上行的公共信息，系統采用多源數據模式來處理，同時接受同一間隔不同保護測控裝置的上行數據，根據數據源的健康程度來判斷采用哪個裝置的數據源，健康程度判據包括裝置的通信狀態及裝置的檢修壓板狀態，數據源預設優先等級，在健康程度相同的情況下，采用優先等級高的數據源反映一次設備運行信息。

對于裝置上行的私有數據，不采用多源數據模式處理。對于下行的控制命令，控制命令只發送到其中的一個數據源執行，首先根據數據源的健康程度來判斷控制命令采用哪個裝置來執行，健康程度判據包括裝置的通信狀態及裝置的檢修壓板狀態，數據源預設優先等級，在健康程度相同的情況下，采用優先等級高的數據源執行。

3 間隔層及過程層方案

間隔層采用保護測控一體裝置，220 kV電壓等級線路保護、母聯保護、母線保護以及主變保護，包括合并單元、智能終端、交換機設備采用雙重化冗余配置，隨著保護測控一體，測控功能也實現雙重化配置。110 kV電壓等級線路保護、母聯保護、母線保護單套配置，但合并單元、智能終端配置雙套。

在過程層組網方案上，同時采用了“直采直跳”、“直采網跳”和“網采網跳”3種方式，全站過程層網絡雙重化配置。

3.1 直采直跳

“直采直跳”方式如圖2所示。“直采直跳”要求保護應直接采樣，對于單間隔的保護應直接跳閘。直接采樣最大的優點在于無需考慮合并單元的采樣是否同步，采用插值法實現采樣同步；其次減少了經交換機轉發的中間環節，提高了可靠性，避免了傳輸延時抖動對保護的影響。

圖2 直采直跳

220 kV線路、母聯保護采用“直采直跳”方式，分別與合并單元和智能終端相連。保護測控裝置分別接入過程層和站控層。

3.2 直采網跳

“直采網跳”方式如圖3所示。“直采網跳”方式下，保護直接采樣，跳閘則直接通過GOOSE網絡實現。而直跳相比網絡跳閘方式可以減少光纖數量，同時減少裝置光纖口的數量，降低工程實施及后期維護的工作量，在針對多間隔的保護裝置中采用這種方式優勢更為明顯。但可靠性相對直跳方式較低。220 kV母線和變壓器保護裝置采用了“直采網跳”的方式。

3.3 網采網跳

“網采網跳”方式如圖4所示。“網采網跳”方式下，采樣數據和GOOSE跳閘數據均通過網絡傳輸。合并單元需要全站同步，保護裝置收到采樣數據后通過序號方式進行同步，完成保護計算。110 kV線路提供雙網口分別接入B網絡中的采樣及GOOSE數據。110 kV母差保護考慮遠期規劃，裝置接入間隔數則較多，達到15個。每個間隔合并單元的流量按照國網版IEC 61850-9-2標準，約為7.8 Mb/s。而裝置的單網口帶寬為100 Mb/s，按照不大于40%以太網帶寬計算[9]，裝置提供了4個以太網口接入15個間隔的采樣數據。而過程層網絡雙重化，因此110 kV母差裝置使用了8個以太網口來用于接收采樣值數據。

值得注意的是，單裝置跨接雙網的情況下，需要確保雙網的采樣數據源相同。否則由于網絡傳輸原因造成采樣點異常時，不能保證切換過程中采樣數據的連續，會造成保護短時閉鎖，這是不允許出現的。對于多間隔的保護，數據的切換有按間隔切換和按網絡切換2種方式。在不考慮復故障的原則下，西涇變電站的110 kV母差保護裝置雙網數據采用按網絡整體切換方式，切換邏輯如圖5所示。

4 結束語

江蘇省無錫220 kV西涇智能變電站作為國網公司的智能變電站試點工程之一，采用了多種創新技術，220 kV電壓等級采用“直采直跳”、“直采網跳”2種方式，110 kV電壓等級采用“網采網跳”+“SV，GOOSE，IEEE 1588對時三網合一”模式，在一個變電站內試驗了多種過程層組網技術，為今后的新技術應用提供參考。西涇變電站的運行經驗為智能變電站的進一步發展提供了基礎。

[1]文建輝.110 kV翠峰變電站的數字化改造[J].電工技術，2010(9)：26-27.

[2]趙麗君，席向東.數字化變電站技術應用[J].電力自動化設備，2008，28(5)：118-121.

[3]崔和瑞，于立濤，張 屹.220 kV午山數字化變電站應用研究[J].電力自動化設備，2009，29(3)：149-152.

[4]王志勇，鄭 海，楊衛星.基于IEC 61850標準的500 kV蘭溪數字化變電站建設[J].電力建設，2009，30(10)：30-32.

[5]韋明邑.IEC 61850在500 kV桂林變電站的應用及分析[J].廣西電力，2008，32(5)：41-43.

[6]李孟超，王允平，李獻偉，等.智能變電站及技術特點分析[J].電力系統保護與控制，2010，38(18)：59-62，79.

[7]劉 瑩，劉俊勇，張建明，等.電網調度中的智能告警分類[J].電力自動化設備，2009，29(12)：48-54.

[8]鐘華兵，王志林，房 萍，等.變電站自動化系統支持雙測控的實現方法[J].現代電力，2010，27(3)：13-15.

[9]沈 青，桂衛華，楊鐵軍.基于工業以太網的實時控制性能分析[J].計算機工程，2007，33(1)：233-235.