智能變電站二次設備的整合方案

莊文柳，蔣傳文

（上海交通大學電子信息與電氣工程學院，上海 200240）

0 引言

智能變電站是由先進、可靠、節能、環保、集成的設備構建而成，并以高速網絡通信平臺為信息傳輸基礎，自動完成信息采集、測量、控制、保護、計量和監測等基本功能，同時可以根據需要支持電網實時自動控制、智能調節、在線分析決策、協同互動等高級應用功能。先進的通信網絡和多功能智能電子裝置的應用，帶來了二次系統相關設備前所未有的融合，也給二次系統設計帶來了革命性的影響。

目前，按照國家電網公司頒布的《智能變電站技術導則》、《智能變電站繼電保護技術規范》、《國網公司2011年新建變電站設計補充規定》、《110（66）k V～220 k V智能變電站設計規范》、《330～750 k V智能變電站設計規范》等技術標準，正在大力改造數字化變電站和推進建設智能變電站示范工程，為今后智能電網的運行提供重要技術支撐。

1 合并單元與智能終端的整合

智能變電站是分別通過合并單元（MU）與智能終端等智能組件設備，來實現一次設備與二次設備的智能化接口。

MU用以對來自二次轉換器的電流或電壓數據進行時間相關組合的物理單元，分為點對點接口（保護直采）或組網接口（SV網）兩種。智能終端與一次設備采用電纜連接，與保護、測控等二次設備采用光纖連接，實現對斷路器、刀閘、主變壓器等一次設備的測量、控制等功能。智能終端輸出接口類型分為點對點接口（保護直跳）或組網接口（GOOSE網）兩種。

隨著科學技術的進步，IEC 61850信息協議規范的應用，電子式互感器技術在電力系統的應用日益成熟，許多新產品已經逐漸應用于在建示范變電站工程中。由于存在激光供電、私有通信規約以及不便于事故分析等因素，合并單元和電子互感器通常由電子互感器廠家統一提供，而智能終端往往由保護廠家或監控廠家提供。由于是兩家廠商分別提供電氣設備，往往不具備將合并單元與智能終端加以整合，造成使用電子式互感器時，要采用兩類過程層裝置的硬件整合。

考慮到電子式互感器在實際智能變電站的應用還尚未十分成熟，目前國家電網公司通用設計推薦優先采用常規互感器，故可以考慮采用合并單元（常規模擬量輸入、IEC 61850-9-2輸出）和智能終端一體化裝置的方案來實現過程層集成化設計，用以減少過程層裝置數量，節省組柜要求的空間。同時，將兩個裝置合一，可以更好地實現過程層的SV和GOOSE網口的自然合并，使得裝置的總網口數量減少一半，過程層和間隔層的裝置設計更加緊湊。

合并單元與智能電子終端合一的智能組件，從國外引進技術和設備，到消化和自主生產，目前已經有較為成熟的系列產品，國內的保護廠家或監控廠家都已開發出新產品，國外也有內嵌式的智能綜合組件放置在“匯控盒”內的案例，例如GE-BRICK的形式，相關廠家都完全具備可以在較短的時間內對合并單元與智能終端整合硬件網絡的能力。

合并單元與智能終端合一裝置，可采用現場可編程門陣列（FPGA）直接發送報文，報文延時輸出抖動不大于1μs，以保證插值再采樣同步的精度；采用分時報文發送技術，使得SV報文和GOOSE報文在同一光纜傳輸時，SV報文發送時刻不受GOOSE報文影響，并仍支持間隔層設備插值再采用同步；采用100 M以太網接口和硬件解碼技術，具備100 M線速數據處理能力，保證通信流量滿負荷時GOOSE相應的實時性和可靠性。

對于上海電網待建的智能變電站，由于通常采用常規互感器，因此均可以優先考慮配置合并單元與智能終端合一裝置，以簡化配置及減少投資。

2 故障錄波與網絡報文分析的整合

故障錄波裝置和網絡記錄分析裝置，應能記錄所有合并單元SV網絡、過程層GOOSE網絡、站控層（MMS）網絡的在線實時報文信息。錄波器、網絡記錄分析裝置對應SV網絡、GOOSE網絡、MMS網絡的接口，應采用相互獨立的數據接口控制器。

根據國家電網公司對通用設計的要求，按照電壓等級配置故障錄波裝置，不單獨配置主變壓器故障錄波裝置，35 k V及以下部分采用多合一裝置實現故障錄波。故障錄波及網絡記錄分析一體化裝置，宜由網絡記錄單元、暫態錄波單元、故障錄波及網絡分析主機構成。網絡記錄單元應該連續在線記錄存儲網絡上的原始信息報文。暫態錄波單元應該在有故障啟動信息時記錄存儲暫態波形。

當通過組網接口以網絡方式接收SV報文時，故障錄波及網絡報文裝置每個百兆SV采樣值接口接入合并單元數量一般不宜超過5臺。每臺故障錄波裝置的數字式交流量配置96路，開關量配置256路。故障錄波裝置單獨組網，直接將信息上傳給自動化系統（保護及故障信息子站功能則由自動化系統實現）。網絡報文記錄裝置單獨組網，將信息上傳給網絡報文分析裝置，網絡報文分析裝置再將分析結果通過MMS接口接入站控層主機。

由于采用故障錄波與網絡分析一體化方案，支持報文異常、故障擾動的交叉啟動記錄，動態、暫態錄波數據和原始報文基于相同的數據源，統一時鐘而且統一建模，實現了采樣點、原始報文的逐層綜合分析和關聯檢索；可以采用大規模FPGA并行處理技術，實現1G帶寬的SV／GOOSE實時采集和解碼能力，基于硬件的報文異常監視和流量統計，解析原始報文還原出采樣點和開關量。

故障錄波與網絡分析一體化方案，很好地解決了動態和暫態報文的記錄問題，同時可以簡化網絡配置方案，節省線纜敷設數量，對于220 k V及以下以及規模不大的500 k V智能變電站，應優先采用此類方案。

3 保護裝置與測控裝置的整合

3.1 500 k V部分測控裝置的整合

500 k V部分通常采用3／2接線方式，保護裝置與測控裝置的整合，通常可以采用下列三種方案進行配置。

方案一 與常規變電站類似，保護裝置與測控裝置不采用合一裝置方式，每串獨立配置3臺測控單元，分別對應3臺斷路器，線路測控功能由邊斷路器測控單元來實現；或者配置5臺測控單元，分別對應3臺斷路器及兩回線路。由此可見，方案一為常規變電站所采用的整合模式，設備數量最多，各二次設備的功能單一，對變電站智能化意義不大。

方案二 測控功能與斷路器保護整合，采用雙套的斷路器保護測控合一裝置，分別對應每串的3臺斷路器，線路測控功能由邊斷路器保護測控合一裝置實現。由此可見，方案二將測控功能參照常規站的模式配置，與斷路器保護進行硬件整合，減少了設備的數量，但是各個斷路器保護測控裝置之間的相互聯閉鎖等，還是需要通過GOOSE網進行通信聯系。在特殊運行方式下（如此串線路出串運行，即兩個邊斷路器都斷開），或當此時邊斷路器檢修等，均會要求線路的測控單元停用，這對后臺監控不利。

方案三 測控裝置按照每串獨立配置1套測控裝置，該測控裝置同時控制3臺斷路器及線路的測控功能。由此可見，方案三按照每串各配置1套測控單元，此測控單元僅需與本串內配置的SV／GOOSE網A的交換機通信，即可以得到該串內的所有遙測、遙信、遙控量，串內的聯閉鎖可由獨立的測控單元一體化完成。但是，此方案自動化單套配置，將不考慮對斷路器第二跳圈進行操作。

通過對上述三種方案的分析可知，由于3／2接線的各串之間無相關影響，而串內各回路之間影響較大，所以方案三具有很好的技術經濟性。考慮到方案三與方案二相比僅增加1套測控單元，若按串配置SV／GOOSE交換機，則此串測控單元可與交換機合柜布置。

500 k V采用單套串測控裝置，此裝置僅考慮接入SV／GOOSE的A網交換機，僅與第一套合并單元和智能終端合一裝置通信，因此測控單元僅對第一套跳圈動作。

3.2 220 k V部分測控裝置的整合

220 k V部分通常為雙母線接線方式，國家電網公司通用設計推薦采用保護測控一體化裝置，而220 k V線路、母聯保護又是雙重化配置，這就造成220 k V相關間隔出現雙測控裝置信息的處理問題。測控單元信息包括上送的遙信信號和下傳的遙控量，上送信息可以考慮冗余處理，而遙控量只能進行切換，因此在制定具體方案時應考慮對上送信號采取冗余處理，同時考慮根據遙控量的切換處理，采用如圖1所示的方案。

圖1 測控裝置結構

采用圖1所示測控裝置的方案特點：

1）多數據源的冗余處理 如果遇到上送各個數據源不一致時，系統進行報警，通知運行人員及時進行處理。

2）遙控量的切換 運行人員根據裝置進行切換。考慮雙套測控上送遙信不一致時人工置數和現場位置保持一致后再進行操作。

3）冗余信息組態 對于冗余信息的配置，由工程人員通過組態工具完成。

4）圖形實現遙控的切換 在圖形上需要有專門的界面來進行遙控量數據源的切換，遙控量只支持手動切換，不支持自動切換。

5）監控后臺按照測控裝置進行切換 為了保證當地后臺與調度看到信息的一致性，當地監控后臺切換測控后，會將以哪套測控為主告知遠動機。遠動機同時接受兩套測控的數據，并根據監控后臺通知的以哪套測控為主的信息，來決定遠動數據的上送。

考慮到220 k V線路斷路器僅有一個合閘線圈，當第二套測控單元合閘時，需要采用電纜出硬接點直接接入斷路器的合閘回路，此回路可以與第二套線路保護重合閘出口回路一并使用。

3.3 站域控制的整合

除了用于貿易計量的需配置獨立的關口表外，各間隔的計量均不考慮另外配置獨立的電能表，而是采用具備計量單元功能的測控裝置，由測控單元計量電能量后向站控層的電能量采集終端傳輸。35 k V及以下各間隔也不再另外配置獨立的電能表，由35 k V保護、測控、計量、錄波多合一裝置實現，此裝置直接接入站控層MMS網，將相關電能量向電能量采集終端傳輸。

整合常規電能表的方案可以節省大量的設備和線纜投資，而且測控單元均能夠滿足計量精度的要求，但是此類方案目前最大的問題在于裝置計量功能的周期校驗的操作性問題，以及表計回路獨立封印等管理上的難度。

不再獨立配置站用變備自投、電壓無功控制（VQC）、低周低壓減載裝置，完全由監控系統后臺的站域控制實現。考慮到一般上述裝置的動作時間較長（秒級），而且動作可靠性要求較低，所以采用站域控制通過站控層網絡下送信息能夠滿足功能要求。

可以預見，今后此類站域控制的規模和種類將會得到極大的發展，今后站內配置的安全穩定自動裝置均可以考慮由站域控制來實現。

4 結語

綜上所述，進行上述一系列的二次系統的功能整合，將使得變電站更加趨于智能化和網絡化的發展方向，國網公司新一代智能變電站試點工程中部分二次系統也采用了功能整合方案。隨著二次系統的生產廠家研發能力的提升，二次系統部分的設備功能會進一步的融合，提高整個變電站二次系統的可靠性和適應性。