110 kV常規(guī)變電站智能化改造模式的探討

劉 曦， 戴瑞海， 陳 磊

（1.溫州電力局，浙江 溫州 325000；2.江蘇西電南自智能電力設備有限公司，南京 211100）

智能變電站具有一次設備智能化、二次設備網絡化、IEC 61850標準和站內高級應用的特征。即智能變電站內的所有智能電子設備（IED）按IEC 61850標準建立信息模型和通信接口，設備之間實現無縫連接。這是智能變電站與常規(guī)變電站的基本區(qū)別，也是常規(guī)變電站進行智能化改造的方向。

考慮經濟性、供電連續(xù)性等客觀實際情況的限制，筆者認為常規(guī)變電站的智能化改造并不意味著一定要面面俱到。只要能夠帶來經濟效益、提高運維管理水平和供電可靠性，這樣的智能化改造就是有意義的。基于這樣的考慮，提出了以下3種智能化改造模式。

1 常規(guī)變電站智能化改造模式一

數字化改造只在站控層和間隔層之間進行，斷路器、互感器等一次設備不動。實現IEC 61850代替103規(guī)約通信，與智能電網相呼應，引入高級應用。采用這一模式的某變電站網絡架構見圖1。

開放性和通信兼容性是IEC 61850標準的最大特點。變電站自動化系統采用IEC 61850標準，可以最大程度地實現設備之間的相互操作性，提升信息交換能力。間隔層的測控和保護系統采用IEC 61850標準與站控層的監(jiān)控后臺，遠動工作站通信，同時通過GOOSE網絡完成間隔層裝置之間的信息交互以實現間隔層聯系功能。

作為電力系統的“基礎數據和對象”的源端，變電站應能支持采用系統級的運行控制策略，提供高級應用功能，主要有順序控制、狀態(tài)檢修、全景數據反演、智能告警及分析決策、故障信息綜合分析決策、經濟優(yōu)化與優(yōu)化控制等。

基于模式一的智能化改造雖然沒有涉及到過程層設備和過程層網絡，但IEC 61850標準對通信能力提出了很高的要求，因此原來站內的主要設備（如后臺遠動、保護測控裝置等）需要更換，其他輔助設備可以借助于規(guī)約轉換器接入。

模式一是較簡單的智能化改造方案，具有較高的實用性，易于在老變電站推廣改造，同時改造風險小。但缺點是過程層的一次設備仍為傳統常規(guī)設備，仍需要使用大量的控制電纜。

2 常規(guī)變電站智能化改造模式二

2.1 智能終端

由于傳統斷路器、刀閘等一次設備不具備實現數字化的條件，因此配置智能終端，使其具備過程層總線接口，實現對一個完整控制單元的狀態(tài)量、控制量等信息進行處理，并經過過程層網絡與對應間隔層設備通信，從而在過程層實現數字化。

智能終端接收保護控制裝置通過GOOSE網絡送來的跳合閘命令，通過自帶的操作回路完成斷路器跳合閘，操作回路具有跳合閘電流保持、斷路器防跳、壓力閉鎖等功能。

主變非電量保護采用就地跳閘方式，事件通過智能終端聯絡接入；戶外就地配置變壓器本體智能終端，具備分接開關檔位控制、溫度采集、中性點閘刀控制、非電量保護及相關開關量保護功能。

2.2 常規(guī)互感器加裝合并單元

盡管這種方式不能解決常規(guī)互感器的固有缺陷，但可以減少常規(guī)互感器的數量，同時可以節(jié)省電纜，傳統保護、測控、電能表、錄波器等設備可以省去AC模件、模數采樣回路等部分，降低全站的電纜費用和二次設備費用。

智能終端和合并單元的采用以及過程層網絡的搭建使智能變電站的“功能分散”、“信息共享”的優(yōu)勢得以體現，從而可以實現二次設備的一體化設計。比如常規(guī)110 kV變電站的主變保護配置，由于受到成本限制，通常采用主后分開的方式。而智能變電站中，則可以在不增加設備硬件成本的前提下采用主后一體、雙套配置的方式。同時，傳統模式下的保護裝置和測控裝置由于交流通道差異、CPU處理能力有限等原因，基本上都是獨立配置。智能變電站中，由于合并單元和智能終端分別承擔模擬量采集環(huán)節(jié)、開關量處理環(huán)節(jié)的工作，二次設備大大簡化，使保護、測控一體化成為可能，模式二下繼電保護的信息通道見圖2。

2.3 構建變電站過程層網絡

構建SMV網絡，模擬量SMV數據傳輸基于IEC 61850-9-2標準，GOOSE網絡則用于傳輸開關量信息，包括一次設備位置結點、保護跳閘、控制分合閘等信息。相應電壓等級的控制保護系統和過程層智能終端經網絡接口連接到相應的GOOSE網絡上，實現信號交互。

圖1 某變電站網絡架構圖

圖2 模式二下繼電保護的信息通道

SMV網絡的特點是恒定的海量數據，相比而言，GOOSE網絡基于變位發(fā)送模式，對帶寬的占用很少。為減少投資，合理分配網絡資源，把SMV與GOOSE共同組網形成SMV+GOOSE網絡，采用100 Mbps高速星型以太網。

目前的變電站智能化改造時，與保護裝置相關的過程層通信都是采用點對點模式。考慮到110 kV的一次接線相對簡單（多是內橋方式），出于節(jié)約成本和技術進步的考慮，建議采用基于交換機的網絡模式。

為了減輕交換機的負載，增加數據交換的安全性和效率，考慮劃分VLAN。VLAN通常是按照交換機的端口來劃分的。劃分VLAN的主要原則是按邏輯功能劃分，簡單、可靠，在能滿足要求的情況下，不宜劃分太多的VLAN，以免對現場配置、運行維護以及日后的擴展帶來困擾。

通過過程層信號的數字化、網絡化傳輸，將大大減少傳統的信號電纜，降低了電纜數量和管道面積，解決了信號電纜傳輸過程中受電磁干擾的問題，簡化了設計，減少了壓板、操作把手及接點，減少了現場施工、調試的工作量。

用網絡代替電纜，可以通過網絡報文實現信號傳輸回路的自檢，實現傳輸回路的狀態(tài)檢修，避免了傳統電纜回路接觸不可靠時無法自檢的缺點，將大大降低變電站的維護工作量和維護成本而又提高了可靠性。

3 常規(guī)變電站智能化改造模式三

模式二中的智能終端和合并單元實現了一次設備數字化，但不能實現高壓電器智能化。模式三采用一體化設計的高壓電器、電子式互感器、在線監(jiān)測技術等方式，將智能化程度更提高一步。

3.1 一體化設計的高壓電器

與模式二采用智能終端的“松耦合”方式相比，模式三則以“緊耦合”方式實現了高壓電器與智能組件的一體化設計。以GIS為例，一體化設計可以實現以下目的：

（1）一、二次防跳回路統一在智能組件完成。

（2）減少斷路器、閘刀的位置輔助接點數量。

（3）傳統電氣回路用軟件方式在智能組件實現，包括間隔內電氣聯/閉鎖、總位置信號、三相不一致等。

（4）取消匯控柜的模擬屏和操作把手，在智能組件中通過“液晶+觸摸屏”的方式實現。

（5）選相分、合閘技術的采用。

3.2 電子式互感器

110 kV變電站高壓側互感器包括進線側電壓、電流互感器以及橋開關電流互感器，建議采用電子式互感器；低壓側互感器考慮到經濟性等因素，建議采用常規(guī)互感器。使用電子式互感器可以從根本上解決常規(guī)互感器絕緣結構復雜、鐵心飽和、鐵磁諧振等問題。并且電子互感器與二次設備之間采用光纖連接，可以節(jié)省大量電纜。

目前市場上應用成熟的電子式互感器是基于羅科夫斯基線圈原理的電流互感器和基于電容分壓技術的電壓互感器。此外，近年來基于光纖環(huán)原理的光學電流互感器也開始工程化使用。

3.3 在線監(jiān)測技術的應用

與定期巡檢相比，在線監(jiān)測系統具有以下3個方面的優(yōu)勢：

（1）定期巡檢需要每隔一定周期，對運行設備停電進行試驗。采用在線監(jiān)測，不需要停電即可對設備進行檢查。減少了工作量和維護成本，增加了用戶用電的滿意度。

（2）定期巡檢時，試驗手段不能完全反映運行情況，導致一些潛伏性故障不能發(fā)現。而在線監(jiān)測是在實際工況下進行，可以最大限度地暴露設備內部缺陷。

（3）定期巡檢是周期性的，有些絕緣缺陷會在非巡檢周期內快速發(fā)展，導致不能及時發(fā)現。在線監(jiān)測對設備實時監(jiān)視，可以在最短時間內發(fā)現事故隱患。

圖3為變電站在線監(jiān)測系統的基本單元，考慮到技術實施難度、必要性和經濟性，建議對變壓器油色譜、油溫、鐵心電流監(jiān)測；對GIS或斷路器SF6氣體密度監(jiān)測；條件允許時，考慮GIS預放內置傳感器，用于局部放電監(jiān)測。

圖3 變電站在線監(jiān)測系統的基本單元

4 改造模式比較

4.1 改造模式的融合方案

前述3種改造模式的對比見表1，這3種模式都有各自的優(yōu)缺點，結合目前變電站的改造經驗，在成熟可靠和技術先進的基礎上可以采用模式二和模式三融合的方案。

全站按照IEC 61850推薦的三層兩網模式，變電站站控層采用一體化的信息平臺，間隔層采用半數字化的保護設備（數據采樣采用傳統模式，開關量采集采用GOOSE模式），過程層配置智能終端設備，變壓器配置基于色譜法的油色譜在線監(jiān)測，采用這種模式基于以下考慮：

（1）常規(guī)變電站中一次設備和二次設置間的連接電纜多為控制電纜，而數據采樣電纜較少。

（2）智能變電站采用“智能終端+一次設備”的模式已經較為成熟，GOOSE信號數據帶寬小，實時性高的突發(fā)數據，對帶寬沒有很高的要求，全站可采用組網模式。

（3）智能變電站大部分問題都出現在電子式互感器的使用中，目前仍然無法大面積推廣使用，所以仍采用傳統互感器。

（4）主變油色譜在線監(jiān)測經過多年的經驗積累目前已較為成熟，在110 kV變電站改造中增設油色譜在線監(jiān)測裝置，并可在調度端建立在線監(jiān)測主站系統，為以后大范圍進行設備的在線監(jiān)測奠定基礎。

4.2 溫州110 kV煙臺變電站的改造模式

在模式二的基礎上進行優(yōu)化，對過程層設備及網絡進一步優(yōu)化，采用合并終端一體化設備，即把合并單元和智能終端的功能組合在1個設備中，使SMV和GOOSE共用1個光纖口，大大減少了設備和交換機光纖口的數量。把合并單元和智能終端合二為一，則減少了裝置數量，節(jié)約了就地安放智能控制柜的空間。

表1 3種改造模式的優(yōu)缺點對比

另外，結合了模式三的優(yōu)點，增加了狀態(tài)監(jiān)測功能，狀態(tài)監(jiān)測系統由傳感器、狀態(tài)監(jiān)測IED、后臺系統構成，各類傳感器實時采集各電力功能元件狀態(tài)信息，傳輸至狀態(tài)監(jiān)測IED；在狀態(tài)監(jiān)測IED內將采集數據按照IEC 61850規(guī)約進行建模，形成MMS報文，通過站內光纖網絡上送至在線監(jiān)測后臺系統；在線監(jiān)測后臺系統對各類在線監(jiān)測數據進行處理、故障分析，對各功能元件的運行狀況進行評價和分析，以便于開展狀態(tài)檢修。

5 結語

對110 kV變電站改造模式進行了探討，并對這幾種改造模式的優(yōu)缺點進行了詳細的對比分析。模式一易于實現，適合大規(guī)模采用。模式二是一種承前啟后的方案，兼有經濟性和先進性。模式三目前存在爭議，需要在實踐中不斷總結經驗，加以完善，但技術上具有先進性，代表著未來的發(fā)展方向。

結合浙江省的幾個智能化變電站改造的經驗，筆者認為目前智能化變電站的改造需要從穩(wěn)定性、技術先進性、經濟適用性等原則出發(fā)，采用模式二、三的融合方案是比較穩(wěn)妥的，可大規(guī)模推廣，且符合國家建設智能電網的初衷；同時可選取幾個變電站采用模式三的方式，對一些新技術設備的應用進行探討和經驗積累。

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