110 kV常规变电站智能化改造模式的探讨

2012-11-15戴瑞海

浙江电力 2012年1期

刘曦，戴瑞海，陈磊

（1.温州电力局，浙江温州 325000；2.江苏西电南自智能电力设备有限公司，南京 211100）

智能变电站具有一次设备智能化、二次设备网络化、IEC 61850标准和站内高级应用的特征。即智能变电站内的所有智能电子设备（IED）按IEC 61850标准建立信息模型和通信接口，设备之间实现无缝连接。这是智能变电站与常规变电站的基本区别，也是常规变电站进行智能化改造的方向。

考虑经济性、供电连续性等客观实际情况的限制，笔者认为常规变电站的智能化改造并不意味着一定要面面俱到。只要能够带来经济效益、提高运维管理水平和供电可靠性，这样的智能化改造就是有意义的。基于这样的考虑，提出了以下3种智能化改造模式。

1 常规变电站智能化改造模式一

数字化改造只在站控层和间隔层之间进行，断路器、互感器等一次设备不动。实现IEC 61850代替103规约通信，与智能电网相呼应，引入高级应用。采用这一模式的某变电站网络架构见图1。

开放性和通信兼容性是IEC 61850标准的最大特点。变电站自动化系统采用IEC 61850标准，可以最大程度地实现设备之间的相互操作性，提升信息交换能力。间隔层的测控和保护系统采用IEC 61850标准与站控层的监控后台，远动工作站通信，同时通过GOOSE网络完成间隔层装置之间的信息交互以实现间隔层联系功能。

作为电力系统的“基础数据和对象”的源端，变电站应能支持采用系统级的运行控制策略，提供高级应用功能，主要有顺序控制、状态检修、全景数据反演、智能告警及分析决策、故障信息综合分析决策、经济优化与优化控制等。

基于模式一的智能化改造虽然没有涉及到过程层设备和过程层网络，但IEC 61850标准对通信能力提出了很高的要求，因此原来站内的主要设备（如后台远动、保护测控装置等）需要更换，其他辅助设备可以借助于规约转换器接入。

模式一是较简单的智能化改造方案，具有较高的实用性，易于在老变电站推广改造，同时改造风险小。但缺点是过程层的一次设备仍为传统常规设备，仍需要使用大量的控制电缆。

2 常规变电站智能化改造模式二

2.1 智能终端

由于传统断路器、刀闸等一次设备不具备实现数字化的条件，因此配置智能终端，使其具备过程层总线接口，实现对一个完整控制单元的状态量、控制量等信息进行处理，并经过过程层网络与对应间隔层设备通信，从而在过程层实现数字化。

智能终端接收保护控制装置通过GOOSE网络送来的跳合闸命令，通过自带的操作回路完成断路器跳合闸，操作回路具有跳合闸电流保持、断路器防跳、压力闭锁等功能。

主变非电量保护采用就地跳闸方式，事件通过智能终端联络接入；户外就地配置变压器本体智能终端，具备分接开关档位控制、温度采集、中性点闸刀控制、非电量保护及相关开关量保护功能。

2.2 常规互感器加装合并单元

尽管这种方式不能解决常规互感器的固有缺陷，但可以减少常规互感器的数量，同时可以节省电缆，传统保护、测控、电能表、录波器等设备可以省去AC模件、模数采样回路等部分，降低全站的电缆费用和二次设备费用。

智能终端和合并单元的采用以及过程层网络的搭建使智能变电站的“功能分散”、“信息共享”的优势得以体现，从而可以实现二次设备的一体化设计。比如常规110 kV变电站的主变保护配置，由于受到成本限制，通常采用主后分开的方式。而智能变电站中，则可以在不增加设备硬件成本的前提下采用主后一体、双套配置的方式。同时，传统模式下的保护装置和测控装置由于交流通道差异、CPU处理能力有限等原因，基本上都是独立配置。智能变电站中，由于合并单元和智能终端分别承担模拟量采集环节、开关量处理环节的工作，二次设备大大简化，使保护、测控一体化成为可能，模式二下继电保护的信息通道见图2。

2.3 构建变电站过程层网络

构建SMV网络，模拟量SMV数据传输基于IEC 61850-9-2标准，GOOSE网络则用于传输开关量信息，包括一次设备位置结点、保护跳闸、控制分合闸等信息。相应电压等级的控制保护系统和过程层智能终端经网络接口连接到相应的GOOSE网络上，实现信号交互。

图1 某变电站网络架构图

图2 模式二下继电保护的信息通道

SMV网络的特点是恒定的海量数据，相比而言，GOOSE网络基于变位发送模式，对带宽的占用很少。为减少投资，合理分配网络资源，把SMV与GOOSE共同组网形成SMV+GOOSE网络，采用100 Mbps高速星型以太网。

目前的变电站智能化改造时，与保护装置相关的过程层通信都是采用点对点模式。考虑到110 kV的一次接线相对简单（多是内桥方式），出于节约成本和技术进步的考虑，建议采用基于交换机的网络模式。

为了减轻交换机的负载，增加数据交换的安全性和效率，考虑划分VLAN。VLAN通常是按照交换机的端口来划分的。划分VLAN的主要原则是按逻辑功能划分，简单、可靠，在能满足要求的情况下，不宜划分太多的VLAN，以免对现场配置、运行维护以及日后的扩展带来困扰。

通过过程层信号的数字化、网络化传输，将大大减少传统的信号电缆，降低了电缆数量和管道面积，解决了信号电缆传输过程中受电磁干扰的问题，简化了设计，减少了压板、操作把手及接点，减少了现场施工、调试的工作量。

用网络代替电缆，可以通过网络报文实现信号传输回路的自检，实现传输回路的状态检修，避免了传统电缆回路接触不可靠时无法自检的缺点，将大大降低变电站的维护工作量和维护成本而又提高了可靠性。

3 常规变电站智能化改造模式三

模式二中的智能终端和合并单元实现了一次设备数字化，但不能实现高压电器智能化。模式三采用一体化设计的高压电器、电子式互感器、在线监测技术等方式，将智能化程度更提高一步。

3.1 一体化设计的高压电器

与模式二采用智能终端的“松耦合”方式相比，模式三则以“紧耦合”方式实现了高压电器与智能组件的一体化设计。以GIS为例，一体化设计可以实现以下目的：

（1）一、二次防跳回路统一在智能组件完成。

（2）减少断路器、闸刀的位置辅助接点数量。

（3）传统电气回路用软件方式在智能组件实现，包括间隔内电气联/闭锁、总位置信号、三相不一致等。

（4）取消汇控柜的模拟屏和操作把手，在智能组件中通过“液晶+触摸屏”的方式实现。

（5）选相分、合闸技术的采用。

3.2 电子式互感器

110 kV变电站高压侧互感器包括进线侧电压、电流互感器以及桥开关电流互感器，建议采用电子式互感器；低压侧互感器考虑到经济性等因素，建议采用常规互感器。使用电子式互感器可以从根本上解决常规互感器绝缘结构复杂、铁心饱和、铁磁谐振等问题。并且电子互感器与二次设备之间采用光纤连接，可以节省大量电缆。

目前市场上应用成熟的电子式互感器是基于罗科夫斯基线圈原理的电流互感器和基于电容分压技术的电压互感器。此外，近年来基于光纤环原理的光学电流互感器也开始工程化使用。

3.3 在线监测技术的应用

与定期巡检相比，在线监测系统具有以下3个方面的优势：

（1）定期巡检需要每隔一定周期，对运行设备停电进行试验。采用在线监测，不需要停电即可对设备进行检查。减少了工作量和维护成本，增加了用户用电的满意度。

（2）定期巡检时，试验手段不能完全反映运行情况，导致一些潜伏性故障不能发现。而在线监测是在实际工况下进行，可以最大限度地暴露设备内部缺陷。

（3）定期巡检是周期性的，有些绝缘缺陷会在非巡检周期内快速发展，导致不能及时发现。在线监测对设备实时监视，可以在最短时间内发现事故隐患。

图3为变电站在线监测系统的基本单元，考虑到技术实施难度、必要性和经济性，建议对变压器油色谱、油温、铁心电流监测；对GIS或断路器SF6气体密度监测；条件允许时，考虑GIS预放内置传感器，用于局部放电监测。

图3 变电站在线监测系统的基本单元

4 改造模式比较

4.1 改造模式的融合方案

前述3种改造模式的对比见表1，这3种模式都有各自的优缺点，结合目前变电站的改造经验，在成熟可靠和技术先进的基础上可以采用模式二和模式三融合的方案。

全站按照IEC 61850推荐的三层两网模式，变电站站控层采用一体化的信息平台，间隔层采用半数字化的保护设备（数据采样采用传统模式，开关量采集采用GOOSE模式），过程层配置智能终端设备，变压器配置基于色谱法的油色谱在线监测，采用这种模式基于以下考虑：

（1）常规变电站中一次设备和二次设置间的连接电缆多为控制电缆，而数据采样电缆较少。

（2）智能变电站采用“智能终端+一次设备”的模式已经较为成熟，GOOSE信号数据带宽小，实时性高的突发数据，对带宽没有很高的要求，全站可采用组网模式。

（3）智能变电站大部分问题都出现在电子式互感器的使用中，目前仍然无法大面积推广使用，所以仍采用传统互感器。

（4）主变油色谱在线监测经过多年的经验积累目前已较为成熟，在110 kV变电站改造中增设油色谱在线监测装置，并可在调度端建立在线监测主站系统，为以后大范围进行设备的在线监测奠定基础。

4.2 温州110 kV烟台变电站的改造模式

在模式二的基础上进行优化，对过程层设备及网络进一步优化，采用合并终端一体化设备，即把合并单元和智能终端的功能组合在1个设备中，使SMV和GOOSE共用1个光纤口，大大减少了设备和交换机光纤口的数量。把合并单元和智能终端合二为一，则减少了装置数量，节约了就地安放智能控制柜的空间。

表1 3种改造模式的优缺点对比

另外，结合了模式三的优点，增加了状态监测功能，状态监测系统由传感器、状态监测IED、后台系统构成，各类传感器实时采集各电力功能元件状态信息，传输至状态监测IED；在状态监测IED内将采集数据按照IEC 61850规约进行建模，形成MMS报文，通过站内光纤网络上送至在线监测后台系统；在线监测后台系统对各类在线监测数据进行处理、故障分析，对各功能元件的运行状况进行评价和分析，以便于开展状态检修。