江蘇電網(wǎng)500 kV智能變電站建設技術綜述

吳 威，宋亮亮

(1.江蘇省電力公司,江蘇南京210024；2.江蘇省電力公司電力科學研究院，江蘇南京211103)

我國智能電網(wǎng)建設進入了快速發(fā)展階段，其中“十二五”期間國網(wǎng)公司將建設110 kV及以上智能變電站6100座。基于IEC 61850標準的智能變電站將變革傳統(tǒng)變電站的一、二次設備，設備高度集成化、智能化的變電站將簡化運行人員操作，縮短設備停電維護時間，促進電網(wǎng)向調控集中化，設備維護向集約化發(fā)展。

根據(jù)國網(wǎng)公司智能變電站建設“統(tǒng)一規(guī)劃、統(tǒng)一標準、統(tǒng)一建設”的原則要求，目前江蘇電網(wǎng)先后建成投運220 kV西涇智能變電站，500 kV常熟智能變電站、220 kV廣匯智能變電站、500 kV天目湖智能變電站等。和常規(guī)變電站相比，智能變電站采用了眾多新技術，如一、二次設備狀態(tài)監(jiān)測、電子式互感器、一體化監(jiān)控系統(tǒng)、1588網(wǎng)絡對時技術、一體化保護測控裝置等。光纖傳輸方式相比傳統(tǒng)電纜具有抗干擾強、占用空間少、數(shù)據(jù)信息量大的優(yōu)點；同時對監(jiān)控系統(tǒng)的統(tǒng)一建模和網(wǎng)絡通信傳輸方式為實現(xiàn)設備互聯(lián)互通以及開展智能變電站高級應用打下基礎。由于500 kV變電站在電網(wǎng)中的地位重要性，其對一、二次設備的可靠性要求更高。在當前智能變電站技術方案不斷優(yōu)化的條件下，綜合考慮其運行可靠性、技術性、經(jīng)濟性指標顯得尤為重要[1]。

1 天目湖變電站簡介

天目湖變電站是江蘇電網(wǎng)按智能化要求設計建設的500 kV變電站，由原當涂-惠泉雙線開斷環(huán)入形成當涂-溧陽雙回線、溧陽-惠泉雙回線，該站是“皖電東送”通道的江蘇落點站。

天目湖變電站本期建設規(guī)模：500 kV采用二分之三接線方式，為敞開式結構，4串共10組斷路器，為北京ABB產SF6斷路器；2臺1000 MV·A主變均為中電裝備東芝生產；220 kV部分采用雙母雙分段接線方式，采用GIS結構，為河南平高東芝生產，共12個出線間隔；35 kV部分主要用于無功補償及站用電，2臺主變各帶一條母線，2臺站用變，4臺電容器。

根據(jù)現(xiàn)有智能變電站建設標準的規(guī)定[2]，天目湖變電站的主變壓器配置油中含水、油中氣體和鐵心接地電流等在線監(jiān)測裝置，并埋置局放傳感器。500 kV斷路器配置SF6氣體壓力等在線監(jiān)測裝置，220 kV GIS設備配置SF6氣體壓力等在線監(jiān)測裝置，并埋設局放傳感器。500 kV和220 kV避雷器配置泄漏電流和動作次數(shù)在線監(jiān)測裝置。

天目湖變電站二次系統(tǒng)采用傳統(tǒng)互感器+合并單元就地數(shù)字化的接口方案，實現(xiàn)電流電壓模擬量采集數(shù)字量輸出；二次設備采用一體化技術方案，包括合并單元和智能終端一體化，保護和測控裝置一體化，所有過程層設備均采用就地按斷路器布置，減少了就地柜的數(shù)量；繼電保護系統(tǒng)采用“直采直跳”模式，除失靈聯(lián)跳其他開關和主變跳母聯(lián)、分段采用網(wǎng)絡方式跳閘外，其余保護功能都是采用點對點的直跳方式，保證跳閘回路的可靠性。采用一體化監(jiān)控系統(tǒng)集成SCADA數(shù)據(jù)采集、視頻監(jiān)控、二次安防、狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)等功能。

2 天目湖變電站二次系統(tǒng)結構

天目湖變電站間隔層和過程層設備及網(wǎng)絡系統(tǒng)搭建依據(jù)國網(wǎng)相關技術標準[3，4]建設。該站網(wǎng)絡結構采用典型的三層兩網(wǎng)設計，過程層設備主要包括模擬量輸入合并單元加智能終端和獨立的電壓互感器合并單元，間隔層設備主要包括保護測控一體化裝置、保護裝置、獨立測控裝置以及故障錄波器等，站控層設備主要包括監(jiān)控后臺、遠動裝置、一體化信息平臺等。

站控層配置全站統(tǒng)一的雙重化星型網(wǎng)絡，各電壓等級的間隔層保護裝置、保護測控裝置、測控裝置、故障錄波器和站控層監(jiān)控后臺、遠動裝置、一體化平臺都同時接入雙重化的站控層網(wǎng)絡中，雙網(wǎng)絡冗余工作，保證網(wǎng)絡的可靠性[5，6]。

500 kV過程層網(wǎng)絡按GOOSE網(wǎng)、SV網(wǎng)獨立雙重化設計，220 kV過程層網(wǎng)絡按GOOSE，SV共網(wǎng)雙重化設計，站控層網(wǎng)絡采用MMS，GOOSE，SNTP時間同步三網(wǎng)合一、雙網(wǎng)設計。全站二次系統(tǒng)結構關系圖如圖1所示。

圖1 500 kV天目湖變電站二次系統(tǒng)結構圖

3 天目湖變電站二次系統(tǒng)功能分析

3.1 保護測控功能合一

天目湖變電站500 kV開關和220 kV線路、母聯(lián)、分段采用保護測控一體化裝置。由于500 kV開關保護和220 kV線路保護、母聯(lián)保護、分段保護都是雙重化配置，因此該站的測控功能也隨著保護實現(xiàn)了雙重化。裝置的保護和測控功能都由同一個CPU實現(xiàn)，保護功能和測控功能相互獨立，互不影響，保護功能和測控功能的定值和軟壓板相互獨立，可在不同的界面進行整定，且定值和軟壓板互不影響。但是保護功能和測控功能的程序版本并未區(qū)分，裝置異常處理或檢修維護時可能會相互影響。保護功能和測控功能所需的SV信息和GOOSE信息都是通過同一個物理鏈路傳輸?shù)模已b置檢修壓板也只有一個，因此裝置的保護功能和測控功能不能單獨檢修，只能以裝置為單位進行檢修。

3.2 雙測控功能應用

正常運行時，2套測控之間同時工作、相互獨立，同時向站控層上傳遙測量、遙信量等信息，接收到站控層的命令也都能執(zhí)行。但對于監(jiān)控后臺和調控中心而言，開關、刀閘的位置信號以及一次設備本體信號只需顯示一個即可，同時顯示多個反而會造成不一致而影響運行監(jiān)視的效果；對于監(jiān)控后臺和調控中心的下發(fā)的遙控命令而言，也只需要一套保護測控裝置執(zhí)行即可。因此，雙套測控存在主、從關系，對于開關位置信號、本體信號等，監(jiān)控后臺或調控中心只顯示主測控的信號，從測控的信息只存入數(shù)據(jù)庫而不顯示；對于遙控命令，監(jiān)控后臺或調控中心只發(fā)送給主測控執(zhí)行。對于智能IED裝置自檢信息、告警信號，需要同時監(jiān)視。因此，監(jiān)控后臺和調控中心同時顯示這些信息。

雙測控的主、從關系可通過監(jiān)控后臺根據(jù)當前各測控裝置的運行情況確定，通常默認運行在A套。監(jiān)控系統(tǒng)可手動切換雙測控的主、從狀態(tài)，也可根據(jù)鏈路狀態(tài)、告警信號等自動切換，現(xiàn)場運行時為了保證監(jiān)控系統(tǒng)不會頻繁切換測控裝置，一般選擇手動切換模式。監(jiān)控系統(tǒng)數(shù)據(jù)庫中同時存在兩套測控裝置的實時運行數(shù)據(jù)，但由于監(jiān)控系統(tǒng)的運行數(shù)據(jù)還要給遠動裝置，為此在監(jiān)控數(shù)據(jù)庫中定義了一套虛裝置，其值對應為當前運行的實裝置值。

雙測控的應用實現(xiàn)了在不影響正常運行的情況下對測控的檢修工作，且一套測控異常時，可以通過一套測控實現(xiàn)正常的監(jiān)視和控制，提高了設備運行的可靠性。但保護測控裝置需要進行保護檢修時，需要將主測控切換到另一套裝置才能進行，裝置恢復運行時也需要檢查測控功能處于正常運行狀態(tài)，一定程度上增加了操作復雜度。

3.3 模擬量輸入智能組件應用

電子式互感器在先期的試點智能變電站中的運行情況并非理想，影響現(xiàn)場可靠運行的關鍵技術步還需深入研究，為此，從保證設備運行可靠性的角度出發(fā)，智能變電站中在模擬量采樣方面逐漸轉向采用常規(guī)互感器+合并單元的方式實現(xiàn)采樣的就地數(shù)字化。在控制和信息采集方面，智能變電站普遍采用智能終端作為二次設備與一次設備之間的接口實現(xiàn)數(shù)字化。智能變電站應用中，合并單元和智能終端都是就地布置設備，都布置在一次設備的就地控制柜內。為了提高設備功能的整合程度，該站采用智能終端和合并單元一體化設計，既實現(xiàn)電流電壓模擬量的采集上送，又完成就地開關量信息的采集和保護測控控制命令的執(zhí)行。全站模擬量輸入合并單元加智能終端采用雙重化配置，A套、B套上下布置的方式位于同一面就地匯控柜內。500 kV線路、主變另設單獨的電壓合并單元，布置于邊斷路器就地匯控柜內（主變220 kV電壓合并單元布置于主變中壓側控制柜內），完成電壓信號的單獨采集，并直接送至保護測控裝置。

模擬量輸入合并單元加智能終端的合并單元功能和智能終端功能相對獨立，由不同插件完成，即SV點對點接口和GOOSE點對點接口分別布置在不同的插件上，避免了相互影響。合并單元智能終端一體化裝置分別設置SV檢修壓板和GOOSE檢修壓板，且與SV、GOOSE報文分別對應。模擬量輸入合并單元加智能終端CPU插件的接口可同時輸出GOOSE和SV報文，減少設備接口的配置。

3.4 二次設備組屏原則

天目湖變電站全站線路保護、開關保護測控、母線保護、主變保護、母聯(lián)保護、分段保護、模擬量輸入合并單元加智能終端及合并單元均為雙套配置。其中500 kV開關保護測控、500 kV線路保護、主變保護、500 kV母線保護、220 kV母線保護的A套和B套分別組于兩面屏柜中，500 kV開關保護按串組屏，500 kV線路保護按線路單獨組屏，500 kV母線保護I母和II母組于一面屏柜中，主變保護按主變單獨組屏，220 kV母線保護按雙母線組屏，220 kV母聯(lián)保護、220 kV分段保護、220 kV線路保護的A套和B套組于一面屏柜中。

該布置方式節(jié)省了大量屏位，減小了保護小室的面積，但對其中一套裝置異常而另一套正常時的檢修工作提出了新的要求。現(xiàn)場應制定專門的運行規(guī)程，需對另一套或兩套正常運行的裝置做好安全措施，如布置紅布幔，在運行裝置的電源空開下方布置醒目的標記等。

3.5 光纖二次回路命名規(guī)范

天目湖變電站智能二次設備之間的回路采用光纖傳輸方式，大大簡化了電纜數(shù)量，節(jié)約了建設成本，同時避免了就地電纜傳輸信號抗干擾性差的問題。國網(wǎng)“六統(tǒng)一”技術規(guī)范對二次回路及端子排的命名進行了規(guī)范，但未涉及光纖二次回路的命名。為確保光纖回路的正確性，方便光纖回路正常運維及檢修，現(xiàn)場建設過程中對所有過程層光纖二次回路進行了統(tǒng)一規(guī)范命名，命名信息中包含該光纖的始末端裝置名稱（如智能單元A，光配架）和對應的端口編號（如#3/R1，1-A-7），如圖2所示。

圖2 智能設備光纖二次回路命名示意圖

同時由于智能裝置背板的光纖端口數(shù)量較多（如主變、母差等），為方便運行檢修人員正常巡檢，正確制定相關安全措施（涉及具體拔光纖時需要對照竣工圖紙），對各端口的使用功能進行定義，用作直觀標示，如表1所示。

表1 智能二次設備光口連接關系表

4 結束語

本文研究了智能變電站的技術發(fā)展過程，介紹了江蘇500 kV天目湖變的技術方案和特點，對首次采用的保測合一裝置、雙測控功能、合并單元智能終端一體化、智能設備就地布置、光纖二次回路命名等工程應用進行了分析。一年的工程運行表明該方案滿足智能變電站安全可靠運行的要求。隨著智能變電站技術的不斷發(fā)展，下一階段將在不斷總結現(xiàn)有建設和運行經(jīng)驗的基礎上，進一步推廣一、二次設備結合程度。提高智能變電站信息融合水平，主要包括以下幾個方面：

（1）推進變電站集成優(yōu)化設計，提高結構布局合理性。開展設備模塊化設計、標準化配送式設計、設備接口標準化等。

（2）提升變電站高級功能應用水平。合理規(guī)劃數(shù)據(jù)信息類型，優(yōu)化二次網(wǎng)絡結構，構建變電站一體化監(jiān)控系統(tǒng)，提升設備狀態(tài)可視化、智能告警、輔助決策等高級功能應用水平。

（3）總結已有智能變電站設計、調試、運行維護經(jīng)驗，開展相應分析，進一步規(guī)范江蘇電網(wǎng)智能變電站典型設計和調試方法，形成標準化作業(yè)流程。

（4）進一步修訂完善智能變電站技術標準體系。加快編制和修訂智能變電站領域技術標準，推動重點技術標準的國際化，構建江蘇電網(wǎng)適應新一代智能變電站建設需求的標準體系。

[1]國家電網(wǎng)公司基建部.智能變電站建設技術[M].北京：中國電力出版社，2012：132-151.

[2]王 勇，梅生偉，何光宇.變電站一次設備數(shù)字化特征實現(xiàn)[J].電力系統(tǒng)自動化，2010，34(13)：93-98.

[3]Q/GDW 494—2009，330～750 kV智能變電站設計規(guī)范[S].

[4]Q/GDW 441—2010，智能變電站繼電保護技術規(guī)范[S].

[5]馮 軍.智能變電站原理及測試技術[M].北京：中國電力出版社，2011：57-59.

[6]吳 罡，李 琳，李 翔，等.110 kV智能變電站設計方案初探[J].江蘇電機工程，2011，30（2）：31-35.