变电站一次设备实现智能化的方案初探

邱子平，李赛丹

（1.金华电业局修试工区，浙江 金华 321000；2.浙江省电力公司培训中心，杭州 310015）

近两年来，随着基于IEC 61850规约的数字化变电站技术的兴起，一大批新建设投运的变电站应用了数字化的自动化系统（MMS）、智能设备间的快速通信功能（GOOSE）以及数字化的采样传输功能（SMV）。从近年来美国电科院公布的规划中将IEC 61850作为智能电网启动标准之一及国家电网公司颁布的《智能变电站技术导则》中规定智能变电站信息交换、管理将遵循IEC 61850

要求的情况来看，智能变电站各种设备的信息建模及信息交互需要在IEC 61850框架下统一进行，IEC 61850必将成为未来智能电网领域的主要标准之一。然而相对于大量的二次设备正在研发和投入使用，智能化的一次设备投入相对滞后。而智能变电站概念的提出，对一次设备的智能化提出了更高的要求。

1 变电站一次设备智能化扩展

在数字化变电站中，大量的二次回路被网络介质所取代；相对应的，网络报文也取代了原有的电信号，成为设备之间信息交互的唯一方式。

而由于一次设备智能化的滞后，时至今日还无法实现过程层设备与间隔层设备的无缝通信，二次设备与一次设备之间的信息交互仍然得由电缆回路来完成。这显然有违采用数字化技术的初衷——减少二次电缆回路。因此就地的智能终端及合并单元作为基于传统一次设备数字化变电站的重要实现手段被采用。

图1和图2中分别展示了就地智能终端及合并单元的实际应用情况，其中粗线部分表示二次电缆，细线部分表示GOOSE报文或SMV报文通信。可见二次电缆只存在于就地智能终端（或合并单元）与一次设备之间。开关刀闸位置及开关机构信号由户外就地布置的智能终端采集后通过GOOSE报文上送，保护的跳合闸信号也都是通过GOOSE通信传输，由智能终端执行GOOSE报文转换为电信号出口；采样值同样由就地的合并单元转换成SMV报文通过网络分发给各个保护、测控及计量装置。

图1 浙江金华500 kV芝堰变220 kV间隔二次回路联系示意图

图2 某220 kV数字化变电站中220 kV间隔采样回路联系示意图

就地智能终端与合并单元的使用，最大程度地减少了二次回路的复杂程度和二次电缆的使用量，同时也实现了过程层与间隔层设备之间的网络化通信，在不改变一次设备的条件下最大程度地实现了站内设备的数字化。

2 智能电网对变电站一次设备的要求

IBM电力专家提出的智能电网概念是利用传感器对关键设备的运行状况进行实时监控，然后把获得的数据通过网络系统进行收集、整合，最后通过对数据的分析、挖掘，达到对整个电力系统运行的优化管理，如图3所示。

图3 智能电网的技术组成及关系图

在实时数据采集上，智能电网大大扩展了监视控制与数据采集系统（Supervisory Control And Data Acquisition，SCADA）的数据采集范围和数量，提高了电网的“可视化”。智能电网的实时数据主要包括三类：电网运行数据、设备状态数据和客户计量数据[1]。

因此，若一次设备要实现智能化，首先要实现设备状态的实时监测分析，也就是一次设备的完全可视。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分析来判断运行状况，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，从而最大程度地减少无谓检修及故障检修，保证电网更有效率地运行。

从以上对智能电网的分析中不难看出，对关键设备的运行状况进行实时监控、进而实现电网设备可观测、可控制和自动化是智能电网的核心和目标。因此需要设置一次设备信息采集系统，其组成部分参见图4，它由信号变送系统、数据采集系统以及处理系统构成。一次设备常见的监测内容可归纳为绝缘性能监测、机械性能监测和电气性能监测3部分。

图4 设备信息采集图

作为整个环节的基础组成部分，传统一次设备的数据采集功能几乎为零。要达到智能电网要求，一次设备内部需要包含大量的传感器，以达到测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化、信息互动化的[2]。

3 变电站一次设备智能化实现方式

3.1 完全实现智能化的一次设备

以1台油浸式有载调压主变为例（如图5），为了达到一次设备运行状态的完全可视与可控，需要在主变本体上加装油温监视、局放监测等大量的传感器及冷却器、有载调压机构等控制器，同时还需要配备1台（或有冗余的多台）智能组件，以承担过程层和间隔层全部计量、检测、测量、控制、保护等任务。这样高压设备智能化之后，除了传感器、控制器、智能组件的电源线之外，只有智能设备与传感器、控制器之间及其连接站域系统的网络线。

图5 油浸式电力变压器智能化示意图

3.2 传统一次设备的智能化

对于目前大量存在的传统一次设备，存在一个过渡阶段，以下是以GIS设备为例进行智能化改造的两种较成熟方案。

方案1（见图6）：智能单元负责数据采集。将在线监测系统纳入常规一次设备本体，由一次设备提供在线监测的传感器元件和信号采集及处理单元，传感器元件内嵌于一次设备本体，信号采集及处理单元装于一次设备汇控箱、端子箱等，在线监测数据由在线监测单元收集并通过光纤传输至过程层设备。机构执行元件及其控制回路不变，按间隔设置智能单元，智能单元与在线监测单元安装于各个间隔智能汇控柜中。

方案2（见图7）：一次设备提供数据采集单元。将一次设备的在线监测功能分散至一次设备和二次设备，即由一次设备本体提供在线监测的传感器元件，内嵌于一次设备本体，在线监测信号的采集及处理功能由监测装置完成，并实现与间隔层或站控层设备的通信。断路器机构执行元件不变，取消其控制回路，智能单元集成开关机构控制回路，实现原开关控制回路功能，直接驱动断路器的脱扣/合闸线圈、刀闸的电动机、弹簧或液压泵的电动机等。该方案已在杭州220 kV云会变中得到应用[3]。

图6 GIS设备智能化方案一

图7 GIS设备智能化方案二

智能组件出现带来的最大变化就是保护、测控装置的彻底融合，同时间隔层、过程层设备的界限也越来越模糊。相对于已经熟知的数字化变电站3层——过程层，间隔层和站控层，智能变电站的层次划分为2层：设备层与系统层[4，5]——设备层对应于过程层和间隔层，系统层对应于站控层，如图8所示。

图8 智能变电站层次结构示意

短期来看，设备层的功能主要还是一次设备运行参数在线监测及间隔内的继电保护功能，传感器搜集的所有信息交由1套（或有冗余）具有实时监测功能的专用装置进行辅助判断及分级告警，该装置会以检测到的一、二次设备运行工况来判断设备是否需要检修或更换。而今后的发展方向还是功能的就地化，即所有的信息采集、分析判断、智能告警功能都应集成在就地的智能组件当中。

4 结论

以诸多数字化变电站运行情况来看，符合智能电网要求的保护、测控设备运行情况都非常良好，同时“GOOSE断链告警”等具有数字化变电站特点的技术也保证了二次设备由定期检修、故障检修转向状态检修。而随着智能电网建设步伐的加快，在对现有一次设备进行智能化改造之后，一系列的在线监测数据同样能为变电站内一次系统实现真正意义上的状态检修提供技术上的支持。同时，随着设备层概念取代了以往的过程层与间隔层，一、二次设备之间的界限也将逐步淡化，这也必将对日后基建、检修人员的工作能力提出更高、更全面要求。

[1]IBM商业价值研究院.IBM智能电网白皮书[R].2009.

[2]国家电网公司智能电网部.高压设备智能化技术分析报告[R].2009.

[3]浙江省电力设计院.220 kV云会变电所工程智能变电站方案[R].2009.

[4]国家电网公司智能电网部.智能变电站技术导则（报批稿）[R].2009.

[5]林宇锋，钟金，吴复立.智能电网技术体系探讨[J].电网技术.2009，（12）∶4-6.

[6]余贻鑫.智能电网的技术组成和实现顺序[J]．南方电网技术，2009，3（2）∶12－15.