浅谈智能变电站设计与建设

【摘要】随着经济社会的高速发展，社会生产以及人们生活对电力需求日益增长，国家电网公司提出了建设坚强智能电网，其承载着降低能耗、科学发展和有效利用能源、推动新兴产业技术进步的使命。智能变电站是统一坚强智能电网的重要组成部分，文章以某智能变电站建设为例，探讨智能化变电站与常规变电站的区别，具体分析智能变电站智能一次设备、自动化系统及智能化状态监测功能的设计与实现方式，提出该站投运后出现的问题并介绍其解决办法，为后续智能变电站建设提供成功范例。

【关键词】智能变电站；设计；智能一次设备；自动化系统；智能化状态监测

简单来说，智能电网就是电网的智能化。智能电网建立在双向的通信网络基础上，将高级测量体系、传感技术、通讯技术、高温超导技术和储能控制等新技术成果应用于传统的物理电网；引入了新的智能产品和服务，能互动地满足现代用户对电能质量的高要求，并通过技术手段确保供电的安全性和可靠性，能减少运输过程中的电能损耗，促进生态环境的改良，进而推进可持续经济的发展。智能电网浓缩世界技术革命精华于一身，是最先进的通讯、IT、新能源、新材料、新设备等产业和技术的集成，直接为社会服务，有利于开辟电力行业管理的新时代，推动了电力基础设施的革命性升级

智能变电站是坚强智能电网建设中实现能源转换和控制的核心平台之一，是智能电网的重要组成部分。目前，中国国内变电站的主要模式有常规变电站与数字化变电站2种。常规变电站存在采集资源重复，系统多套，厂站设计和调试复杂，互操作性差，标准化、规范化不足等问题；数字化变电站则缺乏相关标准规范、缺乏相关评估体系和手段以及过程层设备稳定性和可靠性有待验证等问题。这些问题都影响了变电站生产运行的效率，不利于电网安全运行水平的进一步提高，因此迫切需要一种新的变电站模式。

1.智能化变电站与常规变电站的区别

根据中国国家电网公司的《智能变电站技术导则》，智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳及环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策及协同互动等高级功能的变电站。

与常规变电站相比，智能变电站在概念上已经发生了根本性的改变，主要体现在以下两个方面：

（1）在常规变电站的综自系统中不存在过程层设备。智能变电站的基本架构有三层：过程层、间隔层和站控层。过程层包含由一次设备和智能组件构成的智能设备、合并单元和智能终端等，完成电能分配、传输、变换及测量、控制、状态监测等相关功能。常规变电站中没有过程层设备，因此，保护、测控装置对一次设备的控制和各种信息的采集均通过大量电缆的连接来实现，这种连接方式既不能够达到一、二次设备之间的彻底隔离，也容易造成二次系统的复杂性，难于设计。

（2）常规变电站中各种二次装置与后台之间、远方调度主站之间的通信规约繁杂多样。目前，常用的通信协议包括DNP，103，104，MODBUS等等，大量的规约转换容易造成“四遥”系统的不可靠，难以达到智能电网变电站集约化管理、协同互动的要求。由国际电工委员会制定的通信标准IEC61850是全面规范智能化变电站自动化通信体系的新标准，该标准的制定推进了智能变电站中各种应用系统之间的无缝通信以及站内各自动化设备之间集成应用的实现进程。

在具体的实现形式上，智能变电站中还引入了智能设备的概念，这是高压设备智能化的简称，即一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化的特征，因此，可以认为实现高压设备智能化的关键技术就在于智能终端的设计与实现。

2.智能化变电站的设计、建设实例及实现方式

该智能变电站是省投入运行的智能变电站，其设备型式、二次回路、监控系统组网方式及程序化操作、在线检测技术等均与传统的综合自动化变电站存在较大差异。

2.1 智能一次设备的实现

一次设备作为电网的基本单元，其智能化程度关系到智能电网的整体水平。一次设备要实现智能化，首先要扩展监视控制与数据采集系统（SCADA）的数据采集范围与内容，实现设备状态的实时监测分析，即一次设备运行状态的完全可视。只有在一次设备实现智能化后才能通过对其所上送的各种数据进行分析，判断运行状况，以决定何时检修、检修什么部件等，达到真正意义上的状态检修。

相比智能二次设备技术的不断更新，智能一次设备技术的发展较为滞后。传统一次设备几乎没有数据采集功能，要达到智能电网要求，必须对其进行技术更新或改造。目前传统一次设备实现智能化的实现方式主要有两种：①由智能组件负责数据采集功能，传感器元件则内嵌于一次设备本体，此种方式下一次设备与智能组件之间主要采用电缆进行连接；②数据采集单元安装于一次设备上，由智能组件对采集的数据进行处理分析并上传至间隔层、站控层设备，此种方式下一次设备与智能组件之间主要采用光纤进行连接。根据《智能变电站技术导则》以及《110（66）—220KV智能变电站设计规范》的有关技术原则，这2种方式均属于对传统一次设备的智能化改造，都需要采用一次设备＋智能组件的实现形式，该变电站即是采用第1种方式。

2.1.1 集成智能组件的主变压器

2.1.2 智能110KV GIS设备

从图2及表2可以看出，虽然该变电站通过一次设备的智能化实现形式达到了智能电网的基本要求，但是所采集的数据仍然较简单，只能为状态检修提供参考，并不能满足在线诊断的要求。另外，考虑到建设成本及投入产出比，该站的10ｋV部分仍然按照常规站设计建设。目前，国内外关于智能一次设备尚没有统一的定义和标准，从中国已有的相关标准和实际应用上来看，一次设备距离完全智能化还有较大差距。

2.2 二次设备网络化的实现方式

2.2.1 系统整体设计方案

按照《110（66）～220ｋV智能变电站设计规范》，智能化变电站的二次设备应采用三层两网的方式进行组网。但该变电站的设计、施工均在此规范出台之前，因此，网络设计并不完全符合此规定，其中二次站内通信网络采用了“四网合一、三层一网”方式，即面向通用对象的变电站事件（GOOSE）报文、采样测量值（SMV）报文、制造报文规范（MMS）报文和IEEE　1588对时报文的同网传输方式，以及过程层报文与站控层报文的同网传输方式，站控层设备、智能组件及主变保护测控装置均接入该层网络。

如图3所示，站内采用环型以太网（单网）结构，并按照IEC61850通信规范进行系统建模及信息传输，通讯介质采用光。

对于110KV分段、10KV线路、电容器、所用变间隔，均采用集合并单元保护测控一体化的智能组件，完成该间隔的所有功能（如保护、测量、控制、计量等），以实现间隔功能自治，即上述功能均不依赖于网络。

在GOOSE组网的同时，主变间隔增加了主变保护测控装置与相关智能组件的点对点光纤连接，实现主变保护直接采样和跳闸，达到主变间隔的功能自治的目的。

站域保护（备用电源自投，低周低压减载）因涉及多间隔元件，采样值及跳闸均采用网络方式。采用单环网结构和应用“四网合一”简化了网络物理架构的设计，但是也带来了一些问题，变电站整站二次设备可靠运行、保护、测量、控制、计量等各项功能的正确实现均依赖于站内二次网络，使得二次网络的健康度和可靠性直接影响到局部乃至整个智能变电站的安全，同时受限于网络流量的限制，VLAN的合理划分也成为了变电站稳定运行的重点工作。

根据不同的网络构架及传输需求，常用的VLAN划分方式有3种。

（1）基于端口的VLAN划分。将一个或多个交换机上的几个端口划入一个逻辑组，可通过对网络设备的交换端口进行重新分配即可实现VLAN划分，不用考虑该端口所连接的设备。

（2）基于MAC地址的VLAN划分。每块网卡都有一个唯一且固定的的MAC地址作为网卡标识，可按MAC地址把一些站点划分为一个VLAN。

（3）基于路由的VLAN划分。路由协议工作在网络层，相应的工作设备有路由器和路由交换机（即3层交换机），该方式允许一个VLAN跨越多个交换机或一个端口位于多个VLAN。对于VLAN的划分，目前以第1，3种划分方式为主，以第2种划分方式为辅。该工程结合实际需要，采用基于路由的VLAN划分方式。

2.2.2 保护配置及联络方式

该变电站二次智能系统共配置4台交换机，并通过千兆光纤联接组成一个光纤环网.4台交换机中，2台透明交换机、1台为RSG2100光纤以太网交换机、1台为RSG2300光纤以太网交换机.RSG2300交换机安装位置在10ｋV隔离柜上，其余交换机均安装在二次室网络通信柜内。

系统配置2套录波及网络记录分析装置，第1套为思源弘瑞UDR－505装置，该装置通过站控层网络记录全站的GOOSE，SMV，MMS等报文；第2套为国电南思网络记录分析装置，该装置的SMV报文采用点对点方式记录，并从站控层网络记录GOOSE，MMS报文.

2.2.3 智能化状态监测功能的实现

状态监测系统采用单独组网，全站设置统一、独立的状态监测后台系统，包括主变色谱状态监测及GIS SF6气体密度微水状态监测，通过对数据分析及综合专家系统软件，识别已有的、正在发生的或潜在的设备性能劣化现象，对设备状态作出状态预判和检修决策建议，并将该分析结果经综合信息网传送至省局状态监测主站端。同时接收远方监控中心的控制命令并返校信息。

3.智能化变电站运行评价以及部分缺陷

该智能变电站在总体设计方案中遵循了国家电网公司《智能变电站技术导则》、《110-220KV智能变电站设计规范》的有关技术原则，但技术方案在强调可靠性的基础上也有大胆创新，通讯网络使用了三层一网的架构，实现了SMV，GOOSE，IEEE1588 MMS四网合一，过程层采用了集合并单元、智能终端、保护、测控四合一的智能组件，功能高度集成，开发试验了部分高级应用功能，实现了变电站顺序控制、设备状态可视化、智能告警及分析决策、源端维护、站域控制等功能。

该变电站从2010年开始投运以来，运行总体情况比较稳定，但期间也出现过几次因设备缺陷而发生的故障。

（1）110KV电子式电压互感器的电压信号在操作后消失。经设备厂家与现场工作人员互感器进行详细检测及验证，确定在隔离刀闸带电动作时，互感器电源侧瞬态过电压，使互感器光电转换装置受干扰失效，造成互感器信号发送故障。经相关技术人员试验、研究后，确定必须在电源端做抗干扰措施后，方可消除隔离刀闸带电分、合时对互感器的影响。

（2）根据总体设计方案，进线的A套智能组件可以完成全站电压并列功能，但在实际执行电压并列后，SMV通道会出现品质异常的故障，此时电压采样值不能正确地传输。经检查后发现出现此类问题的原因是电压并列的瞬间采样延时过长，导致智能组件的采样值解析模块被破坏，即使此后采样延时恢复正常也不能正常工作。设备厂家对智能组件的采样程序优化后，该缺陷已被消除。

综上所述，可以看到投运后的主要缺陷来自于智能化变电站所使用的新设备，特别是自动化网络。虽然智能化站采用的一次设备先进，具有很高的运行可靠性，二次设备及网络也经过了比较全面、严格的出厂验收调试和现场调试，并且配置了多种设备自检、互检，可有效发现运行中的各种设备和网络异常，但其作为首个SMV，GOOSE，MMS，IEEE1588共网传输，站控层、间隔层、过程层“三层一网”的试点站，在运行过程中还是需要加强对网络负载的实施监控，通过不断改进和提高技术手段维持网络流量均衡，保证智能设备间以及整个网络的通信稳定性。

参考文献

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