500 kV变电站智能化改造模式研究

陈国飞 ，李有春 ，贾建明

（1.华北电力大学，北京 102206，2.金华电业局，浙江 金华 321017）

0 引言

智能电网是以发电、输电、配电、储能和用电的电力系统为对象，应用数字信息技术和自动控制技术，实现从发电到用电各环节信息双向交流，优化电力的生产、输送和使用。智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑［1］。

随着数据采集、自动控制等相关数字化技术日趋成熟，并达到实用程度。智能变电站建设逐步扩大，为构筑未来智能电网提供了技术基础。通过变电站智能化升级改造，可以实现变电站运维成本的降低、优化资源配置、提升运行指标。

国家电网公司明确提出建设“坚强、智能”电网的要求，并完成了第一批试点智能化变电站建设。在未来3～5年内，2004年以前投运的500 kV变电站设备将陆续到达改造年限，智能化变电站也将进入大范围的推广应用阶段。从基于智能电网技术改造的角度出发，对500 kV变电站的智能化改造技术方案、改造工程中的关键技术和过程管理进行研究显得十分必要。

1 500 kV变电站的基本现状

目前，国内运行的500 kV变电站一次设备大部分是常规设备，设备类型比较简洁，但接线方式与典型设计的要求有一定差距，投运的智能化一次设备数量较少。二次设备也仅试点变电站具备一定的智能化程度，按二次设备的技术类型，主要可以分为以下三种类型。

常规保护＋RTU监视模式。早期部分未完成计算机监控模式改造的变电站采用该类型结构，采用常规操作控制屏、模拟屏方式，有人值班，采用110 V直流强电点对点控制方式；保护设备国产、进口混杂，设备配置与典型设计要求差距较大，运行时间长，技术落后；控制室空余屏位较少或没有，不利于常规模式改造，大量使用控制、信号电缆，大量使用长电缆，直流接地问题较多。

常规保护＋计算机监控模式。目前大量运行的变电站采用该类型结构，自动化系统采用计算机监控方式；保护设备国产、进口混杂，主变、母差保护等的配置不完善，与典型设计要求差距较大，技术较落后；控制小室空余屏位较少，不利于常规模式改造，采用网络通讯，长电缆使用量有所减少。

数字化保护＋智能监控系统模式。自动化系统基于DL/T860技术体系设计，三层两网或两层两网配置，即站控层、间隔层、过程层，MMS网络和GOOSE网络，配置一体化智能平台，具备一定程度的智能化功能；保护设备均为国产设备，配置符合典型设计要求，一般采用直采直跳方式，少数变电站采用网络传输保护分、合闸命令；控制小室面积大幅缩小，采用高压场地就近布置，普遍应用光缆传输量测、信号、控制命令，就地保留极少量电缆；一次设备智能化应用程度不一，但具备良好的可扩展性。

以上几种类型变电站都是对应于不同时期电网技术进步的产物，目前不同数量程度上并存，受制于技术水平和设备寿命，通过技术改造，都将逐步统一到智能化变电站。

2 智能化改造应遵循的基本原则

智能化改造应符合国家电网的统一坚强智能电网的目标和智能化变电站导则，依据《国家电网公司“十二五”电网智能化规划》和智能电网项目建设意见，贯彻全寿命周期管理理念，结合变电站设备更新和改、扩建工程，安排变电站智能化改造，避免为了“智能化”而智能化改造。

坚持向典型设计靠拢的原则，优化主接线和设备配置，节约项目整体投资。

遵循科技进步原则，改造项目应具有一定的技术前瞻性，不应停留在简单更换的水准，能适应较长时期内的存在的不同类型设备的技术兼容问题。

贯彻全寿命周期管理理念，运用全寿命周期成本（LCC）方法进行技术经济的综合分析评价，提高技改工程的效益。全面考虑设备 （项目）或系统的规划、设计、制造、购置、安装、运行、维修、改造、更新、直至报废的全过程，追求供电质量控制和提高的最优化，使全寿命周期费用最小［2］。设备选型应考虑现阶段国内主流厂家的制造能力，同时本着可靠性、先进性和经济性原则。

符合项目风险最小原则，兼顾技术先进的同时，将风险最小理念贯彻到设计、设备选型，施工方案优化，过程应急管理等方面。

3 智能化改造的目标

在智能电网的背景下，智能化变电站是运行变电站改造的必然选择，至于改造是否一步到位，要视工程实际情况决定，但应有步骤实现以下改造目标，避免较短时期内的多次重复改造。

遵循典型设计规范，结合电网运行方式情况，调整接线、配置，使之成为典型的标准接线、配置，减少电网运行风险。

一次设备应当结合设备寿命情况，建议采用新型智能化一次设备替换原有设备，和在原有设备上附加智能化组件两种方式结合的改造路径，使一次设备具备相应的智能化程度，利于设备的状态检修、自诊断和各种高级应用需求。

自动化系统、保护设备应当实现一体化智能平台，具备强大的系统兼容能力，采集数字化、传输网络化，大幅度减少电缆使用量，支持大容量数据实时传输，集成各类在线智能分析诊断、告警和全覆盖的程序化操作、调控一体化等运行需求，为状态检修等各种离线应用提供技术支持。

4 智能化改造的关键点和解决方案

4.1 一次主接线优化

早期500 kV网架薄弱、出线少，考虑供电可靠性需求，设置500 kV出线及主变进线隔离开关和220 kV旁路母线，220 kV出线只配置单相电压互感器。由于联闭锁和同期操作等因素，二次接线较复杂。

目前，500 kV和220 kV电网联系已较为紧密，220 kV以上电压等级配电装置形成多环形供电，因停电检修而出现母线解环的概率较低，线路两侧开关断开对变电站运行影响不大，按国家电网公司推广变电站典型设计实施方案的要求，出线配三相电压互感器，简化二次回路，并顺应目前DL/T860的站内监控系统改造，减少线路电压GOOSE切换，增加系统可靠性。

4.2 一次设备智能化改造

智能组件作为智能变电站设备层的关键设备，是一次设备的智能化重要特征。主要是各一次设备控制器，如变压器冷却系统汇控柜、有载调压开关控制器、断路器控制箱等。智能组件可以集成、分散、内嵌、外置等任意组合灵活架构，设备改造进度也可结合设备寿命周期，灵活掌握。

以2010年500 kV芝堰变智能化改造配置为例。

500 kV主变智能组件：就地布置主变智能组件柜，包括主IED、各监测设备IED（局部放电、工况信息监测IED，油色谱、微水监测、铁心接地电流相关参量IED，冷却装置监测IED），冷却器IED负责将主变顶层油温、主变负荷参量送至主IED，图1所示。

图1 500 kV主变智能组件功能配置

500 kV开关智能组件：开关在线监测装置配合智能终端安装，就地布置高压场地，集开关保护测控一体化装置、智能终端与常规互感器就地采样合并单元一体化装置、开关在线监测装置于一体，实现断路器保护、测量、控制、在线监测等功能，实现一次设备数字化、网络化，保护按“直采直跳”，图2所示。

图2 500 kV开关智能组件功能配置

220 kV开关智能组件：配合电子式互感器现场就地安装，包含线路保护测控一体化装置、智能终端装置、合并单元、在线监测装置、数字式计量表，实现线路保护、测量、控制、计量、在线监测功能，图3所示。

4.3 控制小室配置

待改造500 kV变电站基本存在二次接线复杂，控制小室屏位紧张，备用屏位不能满足施工需求，电缆沟存量电缆多，清理难度大等问题。为改变改造施工阶段的场地限制，可以采用以下方案解决：扩建现有继电器室、新增就地继电器室、安装就地箱式柜。

图3 220 kV开关智能组件就地配置

扩建现有继电器室，受制于场地空间、施工震动等因素，虽然投资较省，存在电缆清理困难、安全风险极大等问题。

新增就地小室，改建电缆沟等辅助设施，提供较大面积的小室，屏位多，改造的施工空间大，便于简化改造方案，利于清理废旧电缆，提高改造安全性，适合大规模的改扩建工程，但存在小室的位置可能不理想，设备布置不规整，工程量较大等问题。

安装就地箱式柜，仅需少量土建工程，高效、安全，可按串布置，柜内安装空调解决就地安置带来的温、湿度控制问题，尺寸大小可以根据现场的位置进行定制，箱式柜可在工厂装配调试，安装只需简单的接口和少量试验即可。充分体现模块化、集成化优势，结构紧凑，有效节约投资，图4、图5所示。

图4 箱式柜外观样式

4.4 自动化系统改造

待改造的500kV变电站自动化系统存在RTU＋四遥、计算机监控系统两种类型。基于500 kV变电站在电网中的重要性，决定了改造工作不可能在全站停电的工况下进行，改造过程将是两套系统并存逐步过渡的形式。改造过程中将面临如何保持联闭锁完整、可用，调度数据完整性和一致性等问题，还应考虑改造过程中新、旧系统间有清晰的分界线，尽可能的减少停电的范围和停电次数。

图5 箱式柜内部结构

RTU+四遥模式的系统，不存在横向闭锁问题，改造过程的新旧系统交叉面少，原有信号采集以接点输入为主，数量有限，只要考虑相应的停电安排和新系统的闭锁验证工作，新、老系统信号完整可以通过建立与一次系统模拟屏接口即可解决，按照改造进度逐步完成过渡，该方式在500 kV南桥变得到成功验证，过程中需频繁切换状态、验证模拟屏信号正确性。但是母线等公用设备改造可能涉及多次停电和大量运行操作等问题，施工进度受电网运行方式影响较大。

计算机监控系统，存在跨间隔横向闭锁和同期操作判据问题，原有系统采集的信号量巨大，包含很多通讯报文的软信号，信号完整性受到通讯规约、接口限制。

该类型系统改造工程前期，小室设备应严格按新监控系统配置要求布置，在工厂调试时完成全站系统集成，系统试验、试运行和性能测试，特别是要完成全部操作闭锁正、反逻辑的模拟验证。校验变电站一次设备的辅接点数量是否满足新、旧系统同时接入需求，必要的情况下，要进行辅助接点扩展工作。

改造过程中，保持老系统的联闭锁完整，先将新监控系统设备及公用设备，包括网络交换机屏、交直流分屏、GPS等公用设备在主控楼以及各小室内一次就位；再进行跨间隔设备的改造：500kV母线地刀、220kV母线地刀、500kV母线保护、220kV母线保护等，母线地刀等信号可在相应母线停电时接入，原接至现有监控系统的位置信号均不改动；逐个安排500 kV、220 kV间隔内设备进行翻接，翻接后的间隔纳入新监控系统的控制范围，直至完成全站改造。待全站改造完成后，旧系统退出运行后，再拆除相关电缆。改造期间，新、旧监控系统不通过二次回路进行信息交换，减少工作量，实现新旧系统之间的平滑过渡。

4.5 继电保护设备改造

继电保护改造的难点在于如何处理新旧设备由跨间隔保护配合回路引发的兼容性问题。主要涉及主变与220 kV母联分段，母差与线路、主变，500 kV中开关和边开关保护等情况。下面以母差保护改造为例，简要介绍其改造过渡方案。

500 kV变电站的母差保护基本实现双重化配置，在整个改造过程中，应保证至少1套旧母差保护正常运行，基于500 kV变电站在区域电网中的重要地位，只能采用间隔轮流停电接入的方式，主变间隔和线路间隔停电时间较短，施工要求较高。

500 kV母差保护改造，可通过以下方式实现：

1）要求新母差保护留有常规I/O接口，结合母线设备停电，将常规的二次回路接入新母差保护即可。开关量接入利用新母差保护的常规I/O接口与未改造间隔的保护设备配合，改造过程中敷设新母差至原开关保护和操作箱的过渡电缆。过渡电缆在对应间隔改造完成时拆除即可。

电流回路改造可以在该段母线停电时进行电流回路的翻接。

该方式施工过渡期相对较短，施工作业集中，系统可靠性较高。但新型母差需保留常规I/O接口，产生部分过渡电缆，增加母差保护装置的复杂性和设备投资。

2）对于500 kV双套母差保护，可先选择某段母线改造一套保护，电流模拟量回路在不停电的情况下，为新的第二套母差接入模拟量，开关量待线路和开关间隔改造后，将相应改造后的新保护（DL/T860）出口接入新的第二套母差保护。此时，第一套母差保护是常规I/O接口，无法与改造后的开关间隔配合，导致第一套母差保护出口接入未改造间隔、第二套母差保护出口接入已改造间隔的情况。两套母差保护共存，当母线发生故障时，需要2套母差同时动作，各自切除接入间隔。待所有间隔改造完成，再改造第一套母差保护。

采用该方式，新配置母差保护不需保留常规I/O接口，设备简单，但改造期间涉及带电工作，具有一定的安全风险，且2套母差共存期间，实际该段母线不具备双重保护功能。

220 kV接线母差保护改造也可采用两种实现方式：

1）原理同500 kV母差改造的第二种方案。

2）利用220kV双母双分段的接线优势，220 kV 1M、2M（3M，4M）的出线较多，同时停电较为困难，先将2套新母差同时安装就位，母联、分段断开。将未改造的间隔均倒闸到1 M上，每改造一个间隔就倒闸到2 M上，1 M由旧母差保护，2 M由新母差保护，两者共存而互不交叉。待所有间隔完成后，旧母差退出。

采用该方式，不存在带电操作的问题，每段母线的2套母差保护同时进行改造，保证220 kV母线运行时，有双母线保护的保障。同时新母差保护不需保留常规I/O接口，但改造期间220 kV系统的接线灵活性受到限制。

4.6 远动系统改造

远动系统承担着向远方调度实时传送信号、量测等数据和接受远方控制命令的功能，在改造过程中远动不能中断，在改造工程可以采用以下几种远动系统过渡方案。

1）新远动不与原远动通信，在原远动与调度的连接不中断的情况下，组织新远动通道。在整个改造过程中，已改造过的设备通过新远动系统上送数据，未改造过的设备则暂时通过原远动系统上送数据，随着改造的推进，所有信息最后都通过新的远动系统上送至调度端。

2）改造后的设备信息，汇集到新远动系统，同时将新远动数据经接口转换装置接入原远动系统，通过原远动通道向调度传送信息。随着改造的推进，待间隔层改造完成之后，再组织新的远动通道，由新的远动通信装置向远方调度传送信息。

3）先建立新远动系统，将原远动数据接入到新远动通信装置中，随改造进度整合转发参数，新系统直采数据（改造后设备信息）逐步增加，原远动数据（未改造设备信息）逐步减少，改造完成后，新远动装置实现“直采直送”。

方案1需要在调度端建立新的数据库，调度、监控系统的人机界面上呈现的数据来自两个厂站的链接，需要调度系统维护人员按改造计划修改链接，简化变电站现场工作量，新、旧系统接入数据分界面清晰，现有的许多220 kV变电所改造均采用该模式，该方案过渡各环节实施难度较小。方案2、3无需在调度端建立新的数据库，但要求原有远动系统具备与新远动系统通信的能力，增加较多的过渡接线或接口，系统接口兼容性、稳定性较差，实施难度大。

5 结语

智能化变电站是智能电网的基础和重要组成部分，智能化变电站技术、各类DL/T860体系设备的可靠性已得到充分验证，在基建工程中实施已无技术障碍。从试点情况来看，传统变电站通过智能化改造有力提升了功能定位，为智能电网建设提供有力的技术支撑。

建设坚强的智能电网将是一个长期的、渐进的过程。现阶段，需要有步骤、有重点的深入探索过渡阶段的技术兼容问题和平稳实施智能化技术改造的方案，从而确保电网智能化进程的稳步推进。相信在未来几年，研究解决变电站智能化改造工程的关键技术方案和施工管理难点，总结一套具有鲜明的DL/T860时代的技术特征，适应性强，符合技术先进、资源利用高效和改造风险最小要求的改造方案，必将在500 kV变电站大型技改项目中得到广泛引用。