宜兴220kV广汇变智能站自动化系统方案

摘要：宜兴220kV广汇变是江苏省电力公司按国家电网公司最新《智能变电站一体化监控系统功能规范》（Q/GDW_678-2011）实施的首座智能变电站，该文以系统集成商的角度，首先对该站自动化系统的总体特点进行了简单介绍，然后对包括过程层组网模式、基于一体化信息平台的智能告警和故障信息综合分析决策功能等工程实施亮点进行了详细论述，展示了智能变电站系统集成的一种解决方案。

关键词：智能变电站；61850；GOOSE；SV；直采直跳；智能告警；故障信息分析决策

中图分类号：TP391文献标识码：A文章编号：1009-3044(2012)18-4479-03

1工程概况

宜兴220kV广汇变是江苏省电力公司第2座220kV智能变电站，也是江苏省按国家电网公司最新《智能变电站一体化监控系统功能规范》（Q/GDW_678-2011）实施的首座智能变电站，该站于2011年12月31日顺利投运。北京四方继保作为宜兴广汇变的系统集成商，积极履行集成商职责，和江苏省电科院紧密配合，全程主导了该工程的实施。

宜兴广汇变220kV为双母接线，4回220kV线路，采用GIS组合电器，户内布置；110kV部分也是双母接线，8回110kV线路，采用GIS组合电器，户内布置；10kV部分为单母分段接线，共4段母线，35个间隔，采用开关柜，户内布置；2台180MVA的主变压器，户外布置。

2自动化系统总体特点

宜兴广汇变自动化系统基于IEC61850标准构建，其主要特点是：全站的间隔装置（包括继电保护装置、测控装置、故障录波器等）均采用IEC61850标准和站控层的监控机、远动机等进行实时通讯；采用智能终端开关场就地安装的方式实现开关、刀闸等信号及操作的反馈；采用合并单元就地安装方式实现模拟量信号的上送；全站继电保护装置和故障录波器采用GOOSE传输跳闸和保护信息；全站测控装置采用GOOSE传输横向的五防联闭锁信息；全站MU采用SV向保护和测控装置传输模拟量采样信号。由于全面采用了GOOSE和SV技术，大大节省了全站的控制、信号和测量电缆，减少了变电站的土地占用面积，减轻了现场安装、调试和维护工作量。

宜兴广汇变自动化系统采用了智能变电站标准的三层式系统架构，全站系统结构如图1所示：

需要特别说明两点：第一，220kV和110kV的智能终端及合并单元下放于GIS汇控柜安装。第二，220kV电压等级智能终端和合并单元是双套配置，冗余配置的两套保护装置各自接一套智能终端和合并单元；单套配置的测控装置，其GOOSE直跳口冗余地接了两套智能终端，而其SV口只接第一套合并单元。

宜兴广汇变智能站在原数字化变电站的基础上，通过高级应用功能的实施和一体化信息平台的建设，优化了信息采集和交互的方式，有效地整合了全站信息资源，提高了变电站的资源优化配置，构建了具有信息化特征的一体化平台。我们根据用户日常运行维护的实际需要、本着高效实用的原则，在一体化信息平台的多种高级应用功能中有重点地突出了一键式程序化控制、智能告警、故障信息综合分析决策和在线监测系统数据整合这几个功能。

3自动化系统亮点

3.1过程层“直采直跳”模式和组网模式的有机结合

在早期的数字化变电站中，过程层都采用交换机组网的方式来进行GOOSE和SV采样值报文的传输。在这种模式中间隔层的保护、测控装置、过程层的智能终端和合并单元只需具备2个互为冗余的GOOSE网口和1个SV网口即可，对装置通讯能力的要求相对较低；由于GOOSE报文对传输的快速性有很高的要求（≤4ms），而SV报文的流量又很大（以国网规定的每周波80个采样点、12个模拟量通道为例，1个合并单元每秒的报文流量=159字节* 8bit/字节* 50周波/秒* 80帧/周波=5.088Mbit/秒），因此通讯压力主要集中在过程层交换机上，需要交换机具备很强的传输优先级设置、QoS、VLAN、GMRP等网管功能和很高的稳定性及可靠性，这一方面使得业主在交换机方面的投资居高不下，另一方面厂家需对交换机进行比较复杂的配置、不利于今后的扩建和维护。为改变这种情况，国网公司提出了过程层“直采直跳”的模式，即尽可能地取消过程层交换机，保护间隔层的保护测控装置和过程层的智能终端及合并单元之间直接采用光缆直接一对一的连接，该模式彻底消除了交换机这个中间环节可能造成的通讯延迟、不稳定等不利因素，提高了通信的可靠性，简化了扩建和后期维护的工作量。但在以往的工程实践中我们发现“直采直跳”的模式也带了新问题，就是装置的光网口数量过多（尤其是母差保护和站域保护，最多的到达近40个光网口），发热明显增加，需加大功率的电源，这将缩短装置的使用寿命；同时现场需敷设大量的光缆，增加了现场施工工作量，为此我们觉得应该把“直采直跳”模式和组网模式有机地结合起来。在宜兴广汇变中我们进行了这方面的尝试，具体方案为：由于SV报文流量较大，不宜经过交换机，仍采取“直采”模式；保护装置到操作箱的跳闸GOOSE信息、保护装置到故障录波器的启动GOOSE信息等对传输时间有严格要求，也仍采取“直跳”模式；而保护装置之间、保护装置和备自投等自动装置之间的闭锁GOOSE信息，智能终端上送给保护装置的位置及其它信号的GOOSE信息，以及保护装置和智能终端给报文记录仪监视用的GOOSE信息等，对传输延时并没有太高的要求，这些信息我们就采用了交换机组网的模式，这样就有效地较少了装置的光网口数量，有效降低了装置的发热量。

3.2和低压测保装置配合的低周低压减载装置

宜兴广汇变采用了智能化的低周低压减载装置，该装置通过点对点方式，接收220kV及110kV合并单元的SV采样值报文，计算并获取220kV侧及110kV侧的电压及频率值，按装置中的预定逻辑进行分析判断，当需要切低压侧负荷时，发送GOOSE跳闸报文给相应间隔的低压测保一体装置，借助低压测保一体装置本身的跳闸回路去实际出口，这体现了通过IEC61850标准协议的通讯，充分利用站内其它装置的资源，实现资源优化配置的思路。

3.3基于一体化信息平台的智能告警功能

传统的告警功能是按照时序或按照类别显示，前后告警信息无关联性，无法给值班人员一个清晰的认识。借助于智能变电站强大的一体化信息平台和标准化的通讯网络，可以将大量的告警信息，按变电站逻辑和推理模型、并充分结合运行的需求，对信息进行综合分类管理和信号过滤，实现全站信息的分类告警功能；同时根据告警信息的级别，实行优先级管理，方便重要告警信息的及时处理，有助于智能变电站应对各类突发事件，这就是智能告警功能的实质。宜兴广汇变一体化信息平台中的智能告警模块的构成及处理流程如图2所示。

图2智能告警模块的构成及处理流程

它主要实现了以下功能：

3.3.1告警归类

智能告警的首要任务是实现告警归类。变电站中是以间隔为基本单元进行检修或故障处理的，一个间隔内的信号具有相关逻辑关联性，应提供以间隔为单位的告警显示。同时，一个间隔内的告警信息也是多种多样，一般可分为：时序、提示、告警、事故、检修、操作几个页面，其中时序页面显示本单元的时序信号，而提示、告警、事故页面分别显示相应级别的上送信号。具体来说，提示页面放置上送的提示类信号，包括遥信变位信号、刀闸变位、装置事件信号、就地操作、档位信息等信号；告警页面放置上送的告警类信号，包括装置告警类信号、越限告警、交直流告警类信号；事故页面放置上送的告警类信号，包括保护动作信号、事故跳闸类信号、事故总信号；检修页面显示设备置检修时相关信号；而操作页面显示设备处于操作状态时所有相关信号。监控系统当收到遥信信号时将信号分别放入不同监视界面中，同时进行适当智能化的处理工作，并将所有高级别信号打包送至事件分析程序。

3.3.2事件分析

针对重要事件，如SOE信号、保护信号、开关跳闸信号等作为故障事件的触发点，根据故障推理算法推断出具体的故障或异常设备，在推断失败的事况下转入辅助事件分析过程。

基于保护、SOE、遥信信息的逻辑分析模块是基于现有保护动作逻辑来进行推理的，包含了多种智能逻辑算法，目前，包含了针对单相接地、相间短路、母线、重合闸、永久故障、瞬时故障等都有相应的推理算法。

3.3.3辅助事件分析

在智能推理没有得出结论的情况下，利用推理机对保护、SOE信息、开关信号进行逻辑分析，结合故障推理知识库，使用部分匹配推理法进行推理，推断出可能的故障类型及位置。

3.3.4故障验证

对于推断出的故障，我们可对其正确与否进行验证，这里我们采用“证真”的方式进行，即读取相应的故障录波数据，依据推断出的故障类型（母线故障、主变压器故障、线路故障等）调用相应的保护算法进行计算，再比较计算结果与事实是否相符，以此来验证推断的正确性。

3.4基于一体化信息平台的的故障信息综合分析决策

在宜兴广汇变中，我们取消了传统意义上的保信子站，代之以基于一体化信息平台的故障信息综合分析决策模块，取得了良好的效果。

当站内有保护动作时，故障信息综合分析决策模块自动收集一次、二次设备的信息，并进行综合故障分析处理，最终整理打包成故障报告，内容包括故障设备名称、故障时间、故障序号、故障区域、故障相别、开关动作信息、保护动作信息等。故障信息综合分析决策模块包含以下主要功能：

3.4.1故障信息综合分析

故障信息综合分析是系统通过预设定的条件对一次故障中采集到的多个二次设备、一次设备的所有相关数据（包括保护事件、录波、SOE、故障参数等）进行分门别类，最终将一次故障的所有相关数据筛选打包，并在此基础上进行综合故障诊断综合分析。对电网在一次故障过程中产生的故障信息的组织模型及处理过程，包含以下几个步骤：

①收集保护动作事件、录波数据等信息，形成保护详细的装置动作报告。

②收集开关变位上送的带时标的SOE信息，形成详细的一次设备信息报告。

③收集录波器产生的录波文件、录波HDR文件等数据生成集中录波报告，其中录波HDR文件是按国网要求组织的故障简况XML文件。

3.4.2故障设备诊断分析

在收集的故障信息基础中，根据时间、空间拓扑等信息，进行故障设备诊断分析，在保护动作报告、集中录波报告、一次设备信息报告的基础上组织成面向一次设备的电网故障报告。整体电网故障报告按如下层次结构表示：

将故障信息按不同的显示模板定义进行显示，可以展示给不同运行人员。在此基础上，对保护行为、开关行为进行评价，如：保护动作重合闸失败、开关拒动失灵保护启动，保护动作正确、保护误动等。

3.4.3故障录波数据离线分析

故障录波数据离线分析的具体功能如下：

①各种兼容格式的COMTRADE文件的读取、转换。

②支持同时多文件通道录波信息的抽取读入。

③通道（含模拟量通道和信号量通道）的排列、颜色应可设定。

④时间坐标可无极缩放，每个通道的幅值坐标可无极缩放。

⑤波形同步，即不同录波文件的波形可放在同一画面内，进行相位幅值比较操作。

⑥在波形显示工具中，可以进行各种故障分析，包括根据采样点绘曲线图、向量图的绘制、阻抗轨迹绘制。

⑦矢量分析，谐波分析，频率分析，视在功率、有功功率、无功功率计算。

⑨提供基于录波文件分析的故障简报，包括：故障元件、故障起始时间、故障持续时间、故障相别、故障类型、重合闸动作情况，故障前后一个周波的模拟量，测距结果；开关量变位信息SOE提取功能。

参考文献：

[1] Q／GDW_383-2009，智能变电站技术导则[S].

[2] Q／GDW_393-394-2009，110-750kV智能变电站设计规范[S].

[3] Q／GDW_441-2010，智能化变电站继电保护技术规范[S].

[4] Q／GDW_678-2011，智能变电站一体化监控系统功能规范[S].

[5] Q／GDW_679-2011，智能变电站一体化监控系统建设技术规范[S].