论智能变电站的规划与建设

胡巍 王安康 陶悠然

摘要：智能变电站是智能电网的重要组成部分，智能变电站智能化功能的规划、设计和建设是保证智能电网建设质量的关键。为提高智能电网建设质量，适应当前和今后对电能质量的要求，实现对谐波源用户的监测、分析和治理，智能变电站的规划、设计和建设应该统一标准，应具有电能质量监测、分析与决策功能。

关键词：智能变电站规划与建设

中图分类号：TM411文献标识码： A

一、智能变电站的概念

智能变电站是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、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、协同互动等高级功能，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。智能变电站能够实现设备信息、运行维护策略与电力调度全面互动，实现基于状态的全寿命周期综合优化管理，实现电网运行数据的全面采集和实时共享，支撑电网实时控制、智能调节和各类高级应用，保证各级电网安全稳定运行。

二、智能变电站的优势

以下分别是传统变电站、数字化变电站以及智能化变电站的系统结构示意图，并用表的形式对各部分构成做了统计比较，如下所示:

表1传统变电站、数字化变电站以及智能化变电站对比表

图2传统变电站、数字化变电站以及智能化变电站结构比较示意图

由上面的图示和比较可以看出，与传统的变电站相比，智能化变电站具有很多优势，主要表现在以下几个方面:

1、实现了“一个世界，一种技术，一种标准”为理念的新的信息交换标准的推广，统一了变电站三层模型、设备统一建模、规范抽象通信服务、规范变电站配置描述语言、详细定义了一致性测试规范，实现不同厂家设备互操作。

2、智能电子式互感器，智能断路器技术发展和应用，使用电力电子装置代替常规机械机构辅助接点、继电器，很好地解决了传统电磁式互感器磁饱和问题、控制电缆引起的电磁干扰问题以及二次回路复杂的问题。

3、高速工业通信网络技术发展，并与IEC61850标准(模型、协议、GOOSE机制)融合，以及在线监测技术的应用，能实时监测设备信息并作出智能告警分析处理，实现了变电站电气一二次设备状态检修。

4、智能变电站更多的是关注自身的自诊断和自治功能，做到设备故障提早发现、预警，提高了变电站的安全可靠性，降低命周期内工程总体投资。

三、智能变电站的规划、设计和建设应该统一标准

1、智能变电站技术导则中的有关规定

国家电网公司2009年12月25日发布的《智能变电站技术导则》(国网电科[2009] 1553号)“系统层功能要求”中有明确的条款一，"7.1.6电能质量评估与决策系统”，宜实现包含谐波、电压闪变、三相不平衡等监测在内的电能质量监测、分析与决策的功能，为电能质量的评估和治理提供依据。

2、智能变电站设计规范中的有关规定

国家电网公司2010年2月22日发布的《智能变电站设计规范》(国家电网科[2010]229号)“系统功能”中没有有关电能质量监测、分析与决策的功能。

3、国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定

国家电网公司2011年1月13日印发的“关于印发《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》的通知”，“高级功能”中也没有有关电能质量监测、分析与决策的功能。

4、智能变电站的规划、设计和建设应该统一标准

从以上智能变电站的有关规定中可以看出，2009年12月25日发布的《智能变电站技术导则》中明确了“电能质量评估与决策系统”功能，而2010年以后发布的《智能变电站设计规范》和《2011年新建变电站设计补充规定》中就没有提及“电能质量评估与决策系统”功能。这就给以后的智能变电站建设带来遗憾，更为以后的智能变电站运行监测带来不便和困难。

四、智能变电站的规划、设计和建设应实现的功能

智能变电站的设备型式、监控系统组网方式、二次回路、在线检测技术、程序化操作等均与传统的变电站和数字化变电站有很大的差异，因此智能变电站的规划设计与建设及实现方式有很大的区别。

1、.基本功能要求

1.1.顺序控制

应满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求;可接收执行监控中心、调度中心和当地后台系统发出的控制指令，经安全校核正确后自动完成符合相关运行方式变化要求的设备控制;应具备自动生成不同的主接线和不同的运行方式下的典型操作流程的功能;应具备投退保护软压板功能;应具备急停功能;可配备直观图形图像界面，在站内和远端实现可视化操作。

1.2.站内状态估计

应具备站内状态估计及数据辨识与处理功能，保证基础数据的正确性，并支持智能调度技术支持系统实现电网状态估计。

1.3.与主站系统通信

宜采用基于模型的通信协议与主站进行通信。

1.4.同步对时系统

站内采用基于卫星时钟与地面时钟的对时系统，系统层之间可采甩IEC 61588或SNTP协议对时方式，设备层之间可采用IEC 61588或IRIG-B码对时方式，对时精度满足分布式应用功能的需要。

1.5.通信系统

应具备网络风暴抑制功能，网络设备局部故障不应导致系统性问题;应具备方便的配置向导进行网络配置、监视、维护;应具备对网络所有节点的工况监视与报警功能。

1.6.电能质量评估与决策系统

宜实现包含电压、谐波监测在内的电能质量监测、分析与决策的功能，为电能质量的评估和治理提供依据。

1.7.区域集控功能

当智能变电站在系统中承担区域集中控制功能时，除本站功能外，应支持区域智能控制防误闭锁，同时应满足集控站相关技术标准及规范的要求。

1.8.区域智能防误操作

根据变电站高压设备的网络拓扑结构，对开关、刀闸操作前后不同的分合状态，进行高压设备的有电、停电、接地三种状态的拓扑变化计算，自动实现防止电气误操作逻辑判断。

1.9.配置工具

应通过统一的配置工具对全站设备进行全站数据模型及通信配置。

1.10.源端维护

变电站作为调度/集控系统数据采集的源端，应提供各种可自描述的配置参量，维护时仅需在变电站利用统一配置工具进行配置，生成标准配置文件，包括变电站主接线图、网络拓扑等参数及数据模型。

变电站自动化系统与调度/集控系统可自动获得变电站的标准配置文件，并自动导入到自身系统数据库中。

变电站自动化系统的主接线图和分画面图形文件，应以网络图形标准SVG格式提供给调度，集控系统。

1.11.网络记录分析系统

宜配置独立的网络报文记录分析系统，实现对全站各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。网络报文记录分析系统宜具备变电站网络通信状态的在线检测和状态评估功能。

2、高级功能要求

2.1.设备状态可视化

应采集主要高压设备(变压器、断路器等)状态信息，进行可视化展示并发送到上级系统，为电网实现基于状态检测的设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据支撑。

2.2.智能告警及分析决策

应根据变电站逻辑和推理模型，实现对告警信息的分类和信号过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见，为主站提供智能告警，也为主站分析决策提供事件信息。