智能變電站應用研究

冉啟鵬，吳飛，李洪江，錢富君（.云南電網有限責任公司，云南 昆明 6500；

2.云南電網有限責任公司建設分公司，云南 昆明 650011； 3.云南電網有限責任公司臨滄供電局，云南 臨滄 677000）

0 前言

在推進新型電力系統建設、提高電網智能化水平的進程當中，智能變電站是重要節點之一[1-4]。智能變電站的特點就是一次設備智能化，二次設備網絡化，可結合多個專業的新興技術，如智能設備、先進的傳感器技術、信息標準接口和信息平臺、堅強可靠通信技術等，大幅提高設備的智能化水平和運行可靠性，提高了資源使用和生產管理效率，使運行更加經濟、節能和環保[5-8]。

本文介紹了智能變電站的發展歷程，分析智能變電站與常規變電站的區別，從智能變電站的建設管理、設計難點和調試重點等方面詳細介紹了智能變電站的建設和應用的經驗，為智能變電站建設和發展提供參考和借鑒。

1 智能變電站發展歷程

從20世紀80年代開始，隨著計算機、網絡、電力電子及通信技術的快速發展，變電站的保護控制方式也不斷迭代更新，逐步從傳統變電站、綜合自動化變電站、IEC61850變電站、數字化變電站、智能變電站，電網向著安全、可靠、綠色、高效、智能的現代化電網邁進[9-11]。智能變電站主要發展歷程如圖1。

圖1 智能變電站發展歷程

傳統變電站：20世紀80年代及以前，變電站保護設備以晶體管、集成電路為主，二次設備均按照傳統方式布置，各部分獨立運行。隨著微機處理器和通信技術的發展，遠動裝置的性能得到較大提高，傳統變電站逐步增加了遙信、遙測、遙控、遙調的四遙功能[12]。

綜合自動化變電站：20世紀90年代，微機保護技術的廣泛應用使得變電站自動化取得實質性進展。利用計算機技術、現代電子技術、通信技術和信息處理技術，對變電站二次設備的功能進行重新組合、優化設計，形成了變電站綜合自動化系統，實現對變電站設備運行情況進行監視、測量、控制和協調的功能[13]。

IEC61850變電站：21世紀初，開始在綜合自動化變電站的基礎上統一通信規約，各設備廠家由原來的多種通信規約統一為IEC61850標準，實現了站內設備通信標準化[14]。

數字化變電站：隨著數字化技術的不斷進步和IEC61850標準廣泛應用，國內出現了基于IEC61850的數字化變電站。它具有全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化、高級應用互動化四個重要特征。數字化變電站主要體現在過程層設備的數字化，整個變電站內信息的網絡化，一級斷路器設備的智能化，而且設備檢修工作逐步由定期檢修過渡到以狀態檢修為主的管理模式[15]。

智能變電站：近年來，智能電網中的智能變電站是采用先進、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[16]。

2 智能變電站與傳統變電站的區別

2.1 規劃設計原則

智能變電站的設計圍繞智能電網“安全、可靠、綠色、高效”的目標，按照全站信息統一共享的原則推進智能變電站的建設，依據一體化電網運行智能系統標準實現主站子站統一建模，全面推廣智能遠動機，部署二次智能運維系統，提高變電站運維效率。推進站控層設備一體化，整合站控層資源，實現與主站通信以及主站子站的深度互動。廣泛利用合并單元、智能終端綜合實現過程層設備數字化和網絡化。同步部署二次智能運維系統建設，推動變電站在線監測及新技術的應用。

2.2 智能變電站二次系統結構與常規變電站區別

智能變電站采用三層兩網結構，即站控層、間隔層、過程層三層設備，站控層、過程層兩層網絡。如圖2所示。

圖2 網絡結構圖

站控層設備：監控主機、數據通信網關、數據服務器、綜合應用服務器、操作員站、工程師工作站、PMU數據集中器和計劃管理終端等。

間隔層設備：繼電保護裝置、測控裝置、故障錄波裝置、網絡記錄分析儀、穩控裝置等。過程層設備：傳統互感器、智能終端、智能組件等。

站控層網絡：站控層網絡是間隔層設備和站控層設備之間的網絡，包括站控層中心交換機和間隔交換機，實現站控層內部及站控層和間隔層之間的數據傳送，分A、B、C網，傳輸協議采用MMS，故也稱為MMS網。

過程層網絡：過程層網絡是間隔層設備和過程層設備之間的網絡，包括過程層中心交換機和間隔層交換機組成，過程層網絡由GOOSEA、B網組成，傳輸遙信、遙控、保護跳閘、閉鎖等信號。

2.3 智能變電站與常規變電站繼電保護配置區別

智能變電站保護配置與常規站繼電保護裝置在原理上沒有差別，只是由于GOOSE網的應用，帶來了組網方式的變化。保護裝置之間、保護裝置與一次設備之間由原來的電纜直連變成光纖連接，傳統的裝置形式有了很大的改變，光纖通信取代了大部分的常規站內連接電纜，沒有了常規回路的電氣開斷點，使得傳統的裝置維護和校驗方式變得不適用，繼電保護調試工作也帶來了翻天覆地的變化。如圖3所示。

圖3 保護裝置配置圖

3 智能變電站應用

3.1 建設管理

1）策劃先行。編制相關建設管理策劃書，全面分析智能變電站建設管理的重點、難點，強化組織保障、橫向協同，梳理出關鍵任務并明確完成時限、責任到人，確保各項工作有序推進。

2）駐廠培訓。建設單位組織系統運行部門、各設備供應廠家、集成廠家、物資公司、設計單位、施工單位、監理單位、運行單位集中到集成廠家開展技術培訓和廠內聯調工作，通過邊學習、邊調試的模式，讓各單位主要人員迅速理解和掌握智能變電站的建設要點、流程及調試設備使用，為智能變電站建設進度和質量控制奠定堅實的基礎。

3）整合多方資源加強質量管理。在工程建設前期聯合調度、各參建單位及相關運行單位、各設備廠家組織召開智能站繼電保護并網風險管控專題會議，會議組織專家對智能變電站設計方案進行專項審查，重點對SCD配置文件、過程層設備布置方案、控制回路、網絡通道等進行審查，對審查發現的問題及時提出處理意見。廠內聯調、現場安裝調試及驗收過程中發現的問題及時提交會診，群策群力優質高效推進各項工作。

3.2 設計工作難點

1）設備的組屏問題。常規站設備與智能變電站設備測控、錄波等裝置大小不一樣，組屏方案需要調整。

2）智能終端接口問題。廠家提供的1個油壓低閉鎖重合閘節點接入到第一套斷路器智能終端中，由第一套斷路器智能終端發送油壓低閉鎖信號至第二套智能終端，第二套智能終端只會接收到告警信號，而無法閉鎖重合閘。

3）站用變智能終端。沒有專門的非電量開入，導致只能在外部通過增加繼電器處理。

4）對規范的理解不同。智能變電站過程層組網，根據設計規范，光纜、網線、電纜選擇及敷設雙重化保護的GOOSE跳閘控制回路等需要增強可靠性的兩套系統，應采用各自獨立的光纜。主控樓計算機房與各小室之間的網絡連接應采用光纜。起點、終點為同一對象（斷路器/間隔）的纜芯可合用同一根光纜（過程層網絡A1、A2或B1、B2可合用一根光纜），整合后光纜芯數不超過24芯。運行單位提出過程層A1和A2網、B1和B2網不能共用1根光纜，應分開采用單根光纜進行組網，全站部分智能終端、保護裝置及交換機的ODF配線A1和A2、B1和B2共用一個熔接盒或光配箱，需要分開。

3.3 調試工作重點

3.3.1 調試特點

智能變電站站二次調試流程與常規變電站不同，大量工作在出廠聯調階段完成，具有以下特點：

①在模型程序不變的前提下，在出廠前完成全站組網，裝置相關配置下裝，大大縮短現場組網耗時。

大豆食心蟲絕大多數的卵產在豆莢上，少數卵產于側枝、葉柄和主莖上。以3到5厘米的豆莢上產卵最多，幼小嫩綠莢上產卵較多，2厘米以下的很少產卵。一粒豆莢上產卵1到3粒不等。入莢的幼蟲大約可咬食兩個豆粒，大豆食心蟲喜歡在多毛的品種上產卵，對于結莢時間長的品種容易受害。

②對全部裝置進行了相關試驗，確保裝置程序及動作邏輯滿足要求。

③對所有屏柜結構，配線提前提出要求，變更修改更加便捷。

④廠內用時增多，現場可能會面臨工期緊張，投運延后的情況。

調試流程和各階段調試工作量如圖4、5所示。

圖4 調試流程

圖5 各階段調試工作量

3.3.2 出廠聯調主要工作

智能保護變電站建設的核心是二次設備組網，也就是goose網的組建，出廠聯調工作包含了主要保護測量設備廠家二次設備組網后系統調試的所有工作，以500 kV智能變電站為例，主要包含以內容：

1）聯調前測試準備階段：全站SCD配置文件的下裝、系統組態配置、全站交換機配置、全站SCD虛端子關聯配置檢查、站控層設備配置檢查、硬件設備驗收、裝置單體調試等工作。

2）功能分系統聯調階段：繼電保護系統調試、測控系統調試、計算機監控系統調試、智能故障錄波調試、網絡分析、通訊中斷檢驗、時間同步性能測試等工作。

3）二次系統聯調階段：500 kV線路間隔系統測試、500 kV高抗間隔系統測試、500 kV主變間隔系統測試、500 kV斷路器間隔系統測試、220 kV線路間隔系統測試、220 kV母線、母聯測試、35 kV間隔系統測試等項目。

①測控裝置和相應智能終端的遙測、遙信、遙控調試，并在后臺正確顯示和操作，其中遙控調試需帶上五防邏輯閉鎖功能。

②保護裝置和相應智能終端的完整保護功能調試，在后臺、故障錄波、網分上能正確顯示保護動作信息。

③后臺對保護裝置的定值召喚及修改、軟壓板遙控等功能正確實現。

④測控、保護裝置的電B碼對時，智能終端的光B碼對時，后臺的網絡SNTP對時。

⑤全站通訊調試期間，需檢驗網絡分析儀功能。

3.3.3 聯調工作的重點和難點

①組織好設計單位在聯調開始前向集成商提供盡可能貼近運行要求的主接線圖、虛端子表、設備清單，組織好各設備廠家向集成廠家提供ICD模型文件，ICD文件應遵循《變電站 IEC61850 工程通用應用模型》規定，并與裝置保持一致，由集成廠家完成系統SCD集成，各廠家聯調結束后裝置版本、檢驗碼、CID文件等現場不允許再進行變更。

②廠內調試階段需要完成二次設備的功能試驗，包括各設備的參數化工作，如監控系統繪制主接線、裝置的實例化、GOOSE配置、外廠家規約接入與調試等，根據現場的實際情況完成廠內調試工作，盡可能的減少現場的調試工作量.

③組織運行單位提供全站順控操作票、五防邏輯原理圖，運行單位及施工單位應保證聯調現場有經驗豐富的運行及調試人員在現場，協助集成廠家完成SCD文件配置，特別是設備MAC地址分配、IP地址分配、IEDName分配、虛端子連線、靜態組播、VLAN劃分等重點工作，盡可能減少SCD文件在竣工驗收階段的修改，有效節約電氣安裝階段的工期。

④在監理及運行單位的見證下，施工單位及各廠家完成聯調過程中的消缺工作，整理調試報告，各設備具備發貨條件。

3.3.4 現場安裝調試工作的重點和難點

1）保護調試內容方面

①光纖檢查、光功率及裕度測試。

②站控層：后臺增加了鏈路狀態信號及分圖，保信子站功能被包含于智能錄波器。

③間隔層：測控裝置僅有少量硬接點開入，屏柜電纜數減少，判斷測控接收某開入實際狀態需結合虛端子；保護屏內取消操作箱；模擬量采集仍采用電纜接入的方式；間隔層設備對時仍使用電B碼對時。

④過程層：過程層交換機組網過程消除斷鏈；光纖標簽的要求更加精細；過程層智能終端對時采用光B碼對時；增加智能組件柜的調試工作。

⑤針對GO0SE等提出的檢修機制、準確性、快速性、同步性等技術原則驗證。

⑥針對IED裝置硬壓板硬接點被軟壓板軟報文等取代而提出的上送信息檢查。

⑦針對智能保護裝置、智能終端等新型設備而增加的調試項目。

⑧針對設備數字化所帶來的差異而提出的配置文件及虛端子驗證等。

⑨保護邏輯的調試和常規站一樣，但出口測試手段變發生了一定改變。

2）測試工具方面

①數字化繼電保護測試儀可實現發送SV與訂閱、發布GOOSE報文。

②報文分析儀，可實時抓捕網絡報文供技術人員分析使用。

③網絡測試儀可以對交換機進行性能測試。

3）SCD配置文件方面

在智能變電站的調試過程中SCD文件作為貫穿全部二次智能設備的基礎文件，設計單位提供給集成廠家虛端子表的快速性和準確性，是智能變電站能否可以開始調試的基礎。建設單位前期明確要求設計單位出具虛端子表時間、要求集成商完成SCD配置文件的時間節點，關于虛回路的規范性只能在SCD配置文件出來之后，通過和已經投運的智能變電站的對比，保障基礎回路正確的基礎上對需要增加的回路再進行調整。

4）組網工作方面

在SCD文件制作完成后組網也是作為制約變電站調試進度的一個問題。目前在智能變電站組網作業中由調試人員配合交換機廠家組網，廠家先配置，調試人員通過對照配置文件和裝置的斷鏈情況進行核查，最后完整組網，通過故障錄波功能檢查進行一次全面的梳理。在鏡像組網時要求各廠家交換機能實現鏡像組網功能，對于不能完成鏡像組網的交換機需要和中調進行報備后方可不進行鏡像組網。在今后的智能變電站建設過程中，物資招標時在技術規范書中明確要求交換機支持多條鏡像令，具備鏡像組網功能。

4 結束語

隨著科學技術不斷進步，融入自然、生態環保、環境友好、和諧共生等理念將持續融入變電站的設計當中，安全、可靠、綠色、高效的智能變電站將是發展的必然。智能變電站采用三層兩網結構，使用光纜代替電纜減少回路開斷點、節約工程造價，采用模采網跳方式提高數據同步率、準確率和可靠性，與傳統變電站相比具有顯著優勢。同時智能變電站80%的調試工作在集成廠家完成聯調，只有20%的調試工作在現場開展，將大大縮短現場安裝、調試時間，并在出廠聯調階段對全部裝置進行相關試驗，確保了裝置程序及動作邏輯正確可靠。

本文全面分析了智能變電站管理策劃、設計、調試、驗收投產各階段工作的重點、難點，提出了管理提升建議，為今后智能變電站建設積累了經驗、儲備了人才。