新一代智能变电站技术浅析

张勇，廖丽萍，范幸

（国网湖南省电力公司株洲供电公司，湖南株洲412000)

新一代智能变电站技术浅析

张勇，廖丽萍，范幸

（国网湖南省电力公司株洲供电公司，湖南株洲412000)

从主要技术优势、智能化一次设备、网络化二次系统、防误操作逻辑以及调试过程易出现问题等主要方面分析了新一代智能变电站典型设备及技术，系统地介绍了新一代智能变电站调试及运行维护技术，对智能变电站建设、改造工程及运行维护等方面具有较大的参考价值。

智能变电站；一次设备；二次回路；调试；运行维护

2009年5月，国家电网公司智能变电站试点工程建设正式启动。在不同电压等级、不同地段选取了47座新建变电站作为试点工程。截止2011年底，已成功投运41座，在原理研究、设备研制、设计优化、标准制定等方面取得了许多创新成果〔1－5〕。2015年12月31日，国网最新一代(第二代)智能变电站220 kV杉树智能变电站和110 kV君山智能变电站在湖南省株洲市送电成功，由此拉开了数字化变电站新的序幕。

新一代智能变电站采用低功率、紧凑型、数字化的新型电流和电压互感器；将高电压、大电流直接变换为低电平信号或数字信号，利用高速以太网构成变电站数据采集及传输系统，实现基于IEC61850标准的统一信息建模，并采用智能断路器控制等技术，变电站自动化技术在常规变电站自动化技术的基础上实现了巨大跨越〔6－9〕。

现就新一代智能变电站主要技术优势、智能化一次设备、网络化二次系统、防误操作逻辑，以及调试等主要方面详述其技术及应用特征。

1 主要技术优势

智能变电站通过使用智能设备、统一的通信规范、三层两网的网络结构、一体化的信息平台，与常规变电站相比，能够对变电站进行综合的数据分析，从而实现电网的优化和安全运行。

新一代智能站以 “系统高度集成、结构布局合理、装备先进适用、经济节能环保、支撑调控一体”为目标，采用更智能的设备，进一步在线监测装置，特别是二次设备在线监测，强化一体化平台的智能告警、故障分析等高级应用，使系统更加集成可靠。

新一代智能站与常规变电站的相比，主要技术优势表现在以下几点:

1)数据采集数字化。电流、电压的采集环节采用非常规互感器，如光电式互感器或电子式互感器，实现了电气量数据采集环节的数字化应用。

2)系统分层分布化。根据IEC61850标准的描述，变电站的一、二次设备可分为:站控层(变电站层)、间隔层和过程层。过程层通常又称为设备层，变电站综合自动化系统主要指间隔层和站控层。

3)系统结构紧凑。紧凑型组合电器将断路器、隔离开关和接地刀闸、TA和TV等组合在一个SF6绝缘的密封壳体内，实现了变电站布置的紧凑化。

4)系统建模标准化。IEC61850标准为变电站自动化系统定义了统一、标准化信息和信息交换模型。

5)信息交互网络化。新一代智能变电站内设备之间连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源共享，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块。

2 智能化一次设备

2.1 智能式隔离断路器

由传统变电站断路器两侧设置隔离开关，改为将隔离功能集成到断路器中，取消了线路侧隔离开关的断路器，称之为智能式隔离断路器(DCB)。

采用智能式隔离断路器可以大大简化系统的设计和接线方式、优化检修策略，具有减少设备用量、减小变电站占地面积以及节约成本等诸多优势。

隔离智能式断路器的闭锁系统包括机械闭锁系统和电气闭锁系统。

2.1.1 机械闭锁系统

机械闭锁包括断路器分闸状态闭锁机构和断路器合闸状态时接地开关的闭锁，具体流程如图1所示。

图1 隔离断路器机械闭锁流程

2.1.2 电气闭锁系统

电气闭锁实现原则:1)当隔离断路器合闸时，闭锁装置和接地开关都被锁在分闸位置；2)当隔离断路器分闸、闭锁装置未启动时，隔离断路器和闭锁装置均可以操作，但接地开关操作被限制；3)隔离断路器分闸、闭锁装置启动时，接地开关可以操作，隔离断路器被锁在分闸位置；4)接地开关合闸时，闭锁装置和隔离断路器均不能操作；5)接地开关分闸、闭锁装置未启动时，断路器可以操作，接地开关操作被限制；6)接地开关分闸、闭锁装置启动时，断路器被锁在分闸位置，接地开关可以操作。

因此断路器转检修操作顺序为:先拉开断路器，再拉开母线侧刀闸，后合上三相电气闭锁装置，而后再操作DCB的地刀或者母线侧地刀，如图2所示。

图2 隔离断路器转检修顺序

2.2 电子式互感器

2.2.1 有源电子式电压互感器

最新一代智能变电站常用的电压互感器为电子式电容分压电压互感器(EVT)。

电子式电容分压电压互感器每一相只含有一个电容分压传感元件，传感元件下接两个远端模块。两个模块各自分别经过两路AD电路将模拟量转化为数字量，再通过光电转换器输出给两套母线TV智能柜合并单元(MU1和MU2)，每个模块各自需要一路直流220 V电源。因此，对于EVT每一相均需配置四根铠装电缆(共四路AD电路)，两根电源线(两路220 V直流电源)，两根出线光纤(接Ⅰ，Ⅱ母TV柜合并单元、每根光纤均有四根芯)。

对于EVT的A，B两相而言，接往Ⅰ母合并单元的远端模块上的光纤里的四根芯只插接了2根，1根运行，1根热备用，剩余2根冷备用；接往Ⅱ母合并单元的远端模块上的光纤里的4根芯插接了2根，1根运行，1根热备用，剩余2根1根冷备用，1根没用；C相接往Ⅰ母合并单元的光纤插接情况与A，B相相同，接往Ⅱ母合并单元的远端模块上的光纤里的4根芯插接了2根，1根运行，1根热备用，剩余2根都没用。

2.2.2 无源电子式电流互感器

全光纤无源电子式电流互感器(FOCT)为智能变电站中典型设备。FOCT的敏感环安装于隔离断路器上下套管连接法兰处，电气单元安装于智能汇控柜内。支柱套管包埋光纤，将光纤螺旋式缠绕在环氧芯棒外壁，再进行套管硅橡胶伞群浇筑，如图3所示。

图3 FOCT光纤缠绕图

断路器底部出口光纤与电气单元光纤之间经现场熔接后通过铠装保偏光缆进行连接。光纤熔接盒安装于DCB每相底部支架上，整体方案如图4所示。

图4 FOCT光纤整体连接图

在FOCT安装时需要注意，智能站DCB的每一相均配置3个光纤敏感环，其中一个备用。每个光纤敏感环含有2个面，每个面熔接光纤的1根芯。这样就有总共6根芯通过软管下接到断路器底部白色的光纤熔接盒，然后分两根铠装光缆分别接往A，B套智能汇控柜。每根铠装光缆均含3根芯，它们在智能柜里的黑色光纤熔接盒中熔接两根芯留1根备用。这2根芯分别下接到全光纤电流互感器采集器的采样板(A1，A2，B1，B2，C1，C2)中，实际上代表测得的每相两组电流值。其中采集器的输入为偏振光，输出为调理后的光源且为FT3私有规约，经过合并单元的延时补偿等功能后发散至各个保护、测控、计量等装置。

2.3 断路器在线监测装置

智能站各个间隔DCB的在线监测装置一般存在于自身的智能汇控柜里，在线监测装置的采样输入有合闸电流、主分闸电流、副分闸电流、储能电流(通过智能柜下部的采集盒内穿心TA采样，将信息通过串口通讯至在线监测装置背板)，断路器内分合闸速度(速度传感器输出直接接至在线监测装置背板)，SF6密度数值(密度继电器接至8RD端子排，后配至在线监测装置背板)。不同间隔的在线监测信息通过场地尾缆直接从背板接至Ⅰ母智能汇控柜内的在线监测交换机组网，交换机将此信息通过铠装光缆传送至站控层交换机，从而长传至后台。

2.4 二次设备预制舱

预制舱式二次组合设备:由预制舱舱体、二次设备屏柜(或机架)、舱体辅助设施等组成，在工厂内完成相关配线、调试等工作，并作为一个整体运输至工程现场。

由二次设备屏柜(或机架)及具备承载机柜、行线、收纳线缆、接地等的一体化框架组成，以模块为单位，在工厂内完成集成和调试后，整体运至现场，大幅减少现场工作量。

将就地布置的保护、测控、计量和智能组件等设备按间隔与一次设备本体一体化设计、一体化安装，实现一、二次设备的高度集成。至一次设备本体采用预制电缆，至二次设备室采用预制光缆，实现智能控制柜 “即插即用”，现场无接线。

3 网络化二次系统

智能变电站采用光纤作为传输介质取代传统的金属电缆，包括站控层、间隔层、过程层三层网络结构。

3.1 单间隔网络

220 kV过程层为双网配置，相互之间没有耦合，预置舱内两个光纤转接架和两个网络一一对应，220 kV除主变外3个间隔，每个间隔的两套保护和测控单独组屏，每个间隔的过程层交换机位于屏内，以A网交换机为例，输入有A套合并单元组网口、A套智能终端组网口；输出有测控组网A、保护A组网口、计量A组网口、一组去中心交换机A。

而母线TV组网直接到过程层中心交换机:母线保护装置组网、Ⅰ母合并单元组网、Ⅰ母智能终端组网、母线测控组网A及其他间隔的4个交换机级联、主变故障录波、220 kV故障录波、预置舱内网分。

3.2 主变网络

主变保护屏位于220 kV预置舱，保护屏内有220 kV主变间隔交换机、110 kV间隔交换机。其中高压侧和本体一起组屏，也一起组网；中低压侧一起组屏，也一起组网。

主变保护A柜内的220 kV组网交换机有主变高压侧A套合并单元组网、主变高压侧A套智能终端组网、主变保护A组网、主变高压侧测控A组网、本体测控组网、本体合并单元A组网、本体智能终端组网、主变高压侧关口计量组网、220 kV母线中心交换机A级联。

主变保护A柜内的110 kV组网交换机有主变中压侧A套合并单元组网、主变中压侧A套智能终端组网、主变保护A组网、主变中压侧测控A组网、主变低压侧测控组网A、主变低压侧合并单元A组网、主变低压侧智能终端A组网、110 kV母线中心交换机A级联。

主变保护B组网与A类似。

3.3 故障录波网络结构

全站故障录波分为3个部分，220 kV预置舱内线路故障录波及主变故障录波各两套且单独组屏，110 kV单套故障录波组屏。

220 kV线路故障只需从220 kV过程层中心交换机A，B各拉1根4芯尾缆即可实现A，B套独立录波功能。

主变故障录波稍显麻烦，每个故障录波装置数据分别来自相对应的220 kV过程层中心交换机和110 kV过程层中心交换机，因此主变保护AB屏的110 kV过程层交换机需要级联到对应的110 kV预置舱内的110 kV过程层中心交换机，再由中心交换机回到220 kV预置舱内的主变故录装置。

110 kV故录装置只有一个，却分2个网口通过光纤收发器将数据配送至220 kV线路故障录波装置。

3.4 网络分析仪网络结构

220 kV预置舱内设计为双套，其中每一套包含一个网分交换机、记录单元、采集单元；网分交换机将对应的过程层中心交换机的业务送到采集单元，采集单元再将220 kV数据包及110 kV B套业务(以B网为例)一起送到记录单元装置，由记录单元以网线输出经HUB转换完后，直接送至网分管理屏(位于保护室)，而110 kV只有一个网分装置，它是聚集了110 kV A套的数据打包，送至网分管理机屏，网分管理机屏首先利用光电转换模块转换为网线，由管理机完成管理过程层信息，而间隔层的MMS信息通过敷设至站控层交换机网线完成采集。

3.5 站域保护

3.5.1 简易母差保护

简易母差保护位于站域保护的变低冗余后备保护中，其输入为低压侧的电流和电压(电压是作为复压闭锁元件)，电流是作为过流保护元件；输出为跳主变低压侧和主变低压侧分段的GOOSE命令，输入是通过光纤背板到光纤预制插头，再到220 kV预置舱内的A套配线架，再到主变A套下的110 kV过程层A网交换机，而110 kV过程层A网交换机级联到110 kV过程层中心交换机，再通过尾缆从110 kV过程层中心交换机放到站域保护背板，输出是通过35 kV过程层中心交换机实现跳主变低压侧和主变低压侧分段，35 kV高压室为尾缆连接。简易母差的原理即在复压元件开放的情况下，主变低压侧过流定值达到且在定值时限内没有收到三条线路间隔的保护过流(这个过流是大于动作值)闭锁信号(MMS报文)，简易母差出口，通过网络出口主变低压侧和主变低压侧分段。低周的原理为采220 kV第一套母线电压，进行低周判断，跳闸命令(只跳线路)是通过MMS报文发出给保护装置。

3.5.2 低周低压保护

低周低压保护位于站域保护装置的安全自动控制中，在装置参数中有选择Ⅰ，Ⅱ母电压的控制字，两个均为1，则默认Ⅰ母电压，只有0和1才选择Ⅱ母电压，两个都不选则无电压采样，这个逻辑和传统的无区别，低压是判正序电压(有一个下降的过程，如果直接下降到15 V以下，则闭锁保护)，分三轮，每一轮均可设置出口矩阵；而低频保护也是分三轮，每一轮均可设置出口矩阵，这个也受变化率闭锁的(变化大于2 Hz/s则闭锁保护)。低周的出口在线路保护装置上是显示GOOSE出口跳闸的，不同于自身的保护出口，且低周的出口不需要线路保护装置设置 “GOOSE出口软压板”(正常情况下，可将此压板设置为0)。

3.6 测控装置配置

3.6.1 遥测的配置

从SCD文件中可以看出，对于双套配置的过程层网络，无论是合并单元A套还是合并单元B套，均配置了测控装置的电流电压采样，因此测控装置是有双网络的，也就是说在正常情况下，遥测显示的合并单元A套的量，而在合并单元A套断链或A套SV异常的情况下，遥测马上切换到合并单元B套。

这里有几个特殊情况:母线测控显示的永远是第1套电压合并单元的Ⅰ母电压和第2套电压合并单元的Ⅱ母电压；对于母联测控来说，显示界面为4个量，Ⅰ母电压和判同期的Ⅱ母A相电压，依旧是类似于线路，双网配置，只有在A网异常的情况下，马上切换为B网络。

3.6.2 遥控的配置

遥测是双网络，但是遥控不是，因为遥控本身是很重要的，配置多反而不安全。对于双网络而言，遥控只配置到A套，包括间隔层的五防逻辑结点，这也就是为什么在拔掉智能终端A套组网之后(拔掉后，五防结点不会导通)，不论B套完好与否，测控把手手合断路器是合不上的(断路器本身是没有五防逻辑结点的，但是手跳手合是类似于遥跳遥合的，走组网A)，刀闸就地合也是合不上的(具备五防逻辑结点)；当然这里手合手跳也是走A套网络，与B套是没有关系的。

3.6.3 遥信的配置

对于遥信配置来说，两套并不是完全对称。首先对于断路器、刀闸、地刀等双点位置遥信来说，两套完全对称。对于比较重要的单点遥信，如SF6低气压闭锁(弹簧未储能)、弹簧未储能、非全相而言是对称，但是如SF6报警、断路器和刀闸内部的机构信号只配置了A套，2套的空调及在线监测信号、空调温湿度数值只配置了B套。

4 防止误操作逻辑

相比于传统五防，智能变电站的五防系统由站控层五防、间隔层五防，间隔五防是指测控装置五防和机械五防锁具(过程层五防)。

4.1 站控层五防

站控层五防能够校验远方控制命令行为逻辑，判断一次设备操作顺序的正确性，控制遥控命令的发送，与五防机械锁具配合实现现场一次设备及操作机构箱门的闭锁。站控层五防还可以配合实现顺序控制，顺序控制就是一键操作，计算机自动执行准确的一系列操作指令。这里主要讨论下间隔层五防。

4.2 间隔层五防

间隔层五防的逻辑存储在测控装置中，从图中可以看出，测控装置通过过程层网络获得一次设备的位置状态信息(智能终端上传的GOOSE信号)，并做出逻辑判断，得到每个操作回路的分合结果，并将闭锁逻辑的判断结果传送给智能终端和监控系统主机(分别经过过程层交换机和站控层交换机)，不仅能控制监控系统主机遥控命令的发送，实现设备远方操作闭锁，而且能够开合操作设备的电气控制回路，实现就地闭锁，并且只需要一个接点，便能实现复杂的逻辑。

因此，只需要用一对接点，便可实现一次设备操作回路的闭锁，极大地简化了设备操作回路的二次接线。跨间隔的五防逻辑实现，只需测控装置在间隔层中采集其他相关间隔数据即可，无需将过多的辅助节点引入防误主设备的控制回路。

4.3 过程层五防

过程层五防，主要是指开关柜、地桩、网口等设备上的机械锁或电气编码锁，用来防止操作人员误操作、误入间隔。随着智能终端的普及，一方面可采集并上传刀闸位置、开关状态等遥信量，另一方面可接收来自测控装置的指令，并通过其在断路器、隔离开关、可遥控电源空气开关等电气一次设备的控制回路■中串入的闭锁节点实现过程层的防误；为防止智能终端与上层通信中断，在智能终端上设置万能钥匙，实现强制解锁，允许运行人员进行紧急就地操作。

5 调试问题总结

5.1 TV并列与升压

220 kV和110 kV虽然运行方式不同，但TV并列是一样的。下面以220 kV并列和升压为例，首先明确并列的2个概念:Ⅰ母强制Ⅱ母为取Ⅱ母电压；Ⅱ母强制Ⅰ母为取Ⅰ母电压。

2套TV汇控柜虽然叫Ⅰ母、Ⅱ母汇控柜，但本身是相互完善，只不过第一代智能站是通过电缆完善，新一代是通过光缆完善，没有本质区别，因此Ⅰ母、Ⅱ母汇控柜也叫A套保护B套保护电压汇控柜，这也就不难解释110 kVⅡ母汇控柜内只有主变B级联电压和组网B电压了。

作为智能站2套汇控柜本身只需要设置一个并列把手，且并列是在合并单元中数字实现，那么把手的结点就需要通过电缆完善。新一代智能站中并列的把手均设置在了Ⅱ母汇控柜，因此需要将并列/解列的结点引至对方开入给自身的母线电压合并单元，而母联合位是通过网络去向母线电压合并单元。以Ⅰ母强制Ⅱ母为例，Ⅱ母刀闸必须是合位，且汇控柜内的母线刀闸位置开入是放电缆实现，开入给智能终端，再通过网络去向合并单元。

因此，将Ⅱ母刀闸并列把手打到Ⅰ母强制Ⅱ母的时候，首先判断并列的条件是否满足，母联合位、Ⅱ母刀闸合位有一个不满足延时30 s合并单元报 “告警”。

升压试验和并列试验是一起做，利用380 V直接加在电子式互感器上，能看出很明显的0.1 V (220 kV)，非零漂。

5.2 闭锁重合闸

220 kV重合闸逻辑不同于110 kV，保护启动重合闸是逻辑，区别在于偷跳启动重合闸。

1)220 kV的不对应启动重合是由保护装置发出重合令的，判断的基准在于断路器TWJ的变位(虽然保护有双开入，但真正有用的还是TWJ)，然后又没有闭锁重合闸的开入，且重合闸之前已经充满电，则启动不对应重合。

其中闭锁重合闸的合成有手跳、手合、遥跳、遥合、永跳，另一套智能终端闭锁重合闸合成信号及本套智能终端装置上电。

2)110 kV 3条线路的不对应启动重合闸的逻辑区别在于，保护装置中有KKJ的开入(合后位置)，只有KKJ为1的情况下，重合闸才会充满电，在KKJ为1的情况下，断路器位置发生了变位，则启动重合闸，当然装置也有闭锁重合闸和低气压闭锁重合闸(弹簧未储能)的开入(实际上只有低气压闭锁重合闸)。

实验时，如果智能终端的遥信电源(开入电源)断电，则KKJ开入为0，与此同时闭锁重合闸为1，因此也没有重合的问题，当然，拉开操作电源的话，KKJ不会变位。

6 结语

从隔离断路器闭锁、电子式互感器、站域保护、在线监测技术、二次回路组网、五防逻辑、调试等方面详细阐述了第二代智能变电站的典型技术，为智能变电站设计建设施工提供参考。

〔1〕国家电网公司.智能变电站试点工程评价报告 〔R〕.2011.

〔2〕国家电网公司.智能变电站技术导则:Q/GDW383—2009〔S〕.北京:中国电力出版社，2009.

〔3〕国家电网公司.高压设备智能化技术导则:Q/GDW Z 410—2010〔S〕.北京:中国电力出版社，2010.

〔4〕国家电网公司.智能变电站继电保护技术规范:Q/GDW 441—2010〔S〕.北京:中国电力出版社，2010.

〔5〕国家电网公司.国家电网公司输变电工程通用设计: 110(66)－750 kV智能变电站部分(2011年版)〔M〕.北京:中国电力出版社，2011.

〔6〕殷志良.数字化变电站中采样值同步技术研究 〔J〕.华东电力，2008，36(7):38-41.

〔7〕苗新，张恺.支撑智能电网的信息通信体系 〔J〕.电网技术，2009，33(17):8-13.

〔8〕李力，曹荣.以创新精神建设坚强智能电网 〔J〕.电力需求侧管理，2009，11(5):4-10.

〔9〕林宇锋.智能电网技术体系探讨 〔J〕.电网技术，2009，33 (12):8-14.

〔10〕陈文中.数字化变电站全光纤电流互感器准确度校验 〔J〕.华东电力，2009，37(12):22-28.

Analysis of Technology in the New Generation Smart Substation

ZHANG Yong，LIAO Liping，FAN Xing
(State Grid Hunan Electric Power Corporation Zhuzhou Power Supply Company，Zhuzhou 412000，China)

This paper analyzes the typical equipment and technology of the second generation smart substation from the main technical features，the intelligent primary equipment，the two circuit network，and the problems in the debugging process.It systematically introduces a new generation of intelligent substation commissioning and operation and maintenance technology.It can give great references for the construction of smart substation，renovation project，operation and maintenance.

smart substation；primary equipment；secondary circuit；debugging；operation and maintenance

TM63

B

1008-0198(2017)04-0028-06

张勇(1989)，男，河南信阳人，硕士，工程师，研究方向为电力系统稳定分析与控制。

10.3969/j.issn.1008-0198.2017.04.009

2017-02-13 改回日期:2017-03-13

廖丽萍(1978)，女，湖南株洲人，学士，高级工程师，研究方向为电力系统稳定分析与控制。

范幸(1991)，女，湖南永州人，硕士，助理工程师，研究方向为电力系统稳定分析与控制。