提高110kV智能化变电站改造可靠性的技术措施

林温南 王连辉

（福建泉州电业局，福建 泉州 362000）

智能化变电站是采用先进、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的变电站，智能化变电站实现了实时全景监测、自动运行控制、与站外系统协同互动等功能，达到提高变电可靠性、优化资产利用率、减少人工干预、支撑电网安全运行，提高变电站无人值班水平等目标，已成为是我国变电站发展建设的潮流。同时智能化变电站也对站内一、二次设备的可靠性提出了更高的要求。结合我局110kV西郊变智智能化试点改造项目，本文着重从自动化系统结构、设备可靠性、设备运行环境等方面入手，进行技术方案比对分析，充分运用融合高速网络、光纤通信、电子电工、在线监测、冗余等技术，为提高智能化变电站安全运行水平，提出切实可行的技术措施。

1 智能变电自动化系统结构

1.1 采用冗余配置

变电站自动化系统冗余的目的是，在使用尽可能少设备的前提下，实现系统的备份，不因为某个设备故障导致系统主要功能的丧失。保护站内设备的安全是变电自动化系统最主要功能，因此智能化变电站项目采取对主变保护及其回路进行双套配置，在研究过程中共抽出以下几个方案，并进行安全性、经济性、标准化分析。

方案一：配置主后一体装置两套，主保护的差动电流都取自线路CT、桥CT、低压侧CT，这三处CT的一、二次转换器和合并单元都按双重化配置。主变高压侧套管 CT配置单套 MU，提供高压侧测控、高后备的采样值。与之对应，110kV线路、桥、主变低压侧的智能终端都按双套配置，如图1所示。

方案二：按主后分开单套配置，线路 CT、桥CT、高压侧套管CT、低压侧CT的合并单元都按单套配置，分别接入相应的保护。与之对应的智能终端都按单套配置，如图2所示。

图2 主变保护与MU配置图（方案二）

方案三：配置主后一体装置两套，与方案一区别在于两套主保护的差动范围不同，第一套差动电流取自高压侧套管CT和低压侧CT，第二套取自线路CT、桥CT、低压侧CT。110kV线路、桥、高压侧管套的MU单套配置，主变低压侧MU双套配置。与之对应，110kV线路、桥的智能终端都按单套配置，低压侧智能终端双套配置，如图3所示。

图3 主变保护与MU配置图（方案三）

在这3个方案中，方案一可靠性最高，已接近“双重化”的配置水平，但其投资也最高，由于桥形接线的主变高压侧没有断路器，110kV线路、桥的MU和智能终端“被双套”配置，MU和智能终端是其它两个方案的两倍，户外智能控制柜布置拥挤，使整个站的自动化系统网络变复杂，交换机配置数量增加。在使用电子式互感器的智能变电站，互感器的一、二次转换器也双套配置，投资进一步加大。

方案二延续了常规变电站的配置方案，主后分开，间隔层和过程层设备都是单套配置，其优点是简单清晰，布置方便，投资较省，但其一套装置只实现一个种类的保护，硬件资料浪费。

方案三结合了两种方案的优点，针对桥形接线的特点“有的放矢”，桥形接线多用于终端变电站，对侧距离保护Ⅱ段对本侧110kV母线和主变高压侧引线故障都有灵敏度，能起到远后备作用，动作时限也不长，因此其中一套保护的差动电流引自套管完全可以满足可靠性要求，需要重点加强的是低压侧后备保护，变压器低压侧无专用母线保护，在低压侧配置两套相间短路后备保护，MU和智能终端也双套配置，加强切除低压侧母线故障的可靠性。

综上所述，方案三更体现了“双套”配置功能互补的理念，达到可靠性与经济性的平衡，故对110kV变电站智能化改造改造采用了方案三。

1.2 采用直采直跳

遵循《变电站智能化改造技术导则》对保护直采直跳的要求。现阶段网络交换机可靠性还没有得到一致的验证，工厂和现场没有好的实验手段和考核指标，采用直采直跳以最短、最直接的链路保证继电保护的安全可靠工作，最大程度减少对其它设备的依赖。对于110kV桥形接线的变电站，不存在需要在过程层网络上传输开入量和跳闸量的保护装置，如母差保护、失灵保护等，主变保护和 110kV线路保护（如有）采用直采直跳后，整个站继电保护的“四性”可以得到保证，如图4所示。

图4 直采直跳结构图

1.3 采用三层两网的结构

智能变电站并不要求高度数字化，《变电站智能化改造技术规范》明确指出：“在运的常规互感器不宜进行数字化采样改造”。过程层数字化解决了传统变电站电缆二次接线复杂、抗干扰能力差、系统扩展性差等缺点，实现信息共享，为程序化控制、二次设备状态检修垫定基础。

从数字化变电站试点到当前的智能化变电站，自动化系统的核心都是DL/T860（IEC 61850）标准体系。DL/T860 描述的变电站自动化系统采用分层分布式结构，从逻辑上分为三层：站控层、间隔层和过程层，如图5所示。

图5 DL/T860规定的三层两网结构

2 提高设备运行可靠性

2.1 更换运行可靠性降低的设备

由于目前国内部分电子式互感器厂家还存在设计能力不强，工艺控制不严，试验检测装备不完善，在运电子式互感器的故障率远高于传统互感器的情况。在问题未获根本性解决之前，智能化变电站宜采用常规互感器+电子组件的方式设备的智能化与可视化。以下是一个智能化变电站主变常规互感器及电子组件配置图，如图6所示。

2.2 实现设备可视化

设备可视化是指增设以变压器、断路器等为重点监测对象的在线状态监测单元，通过电学、光学、化学等技术手段对一次设备状态量进行在线监测，实现设备状态信息数字化采集、网络化传输、状态综合分析及可视化展示。110kV智能化变电站设备可视化系统主要采集和监测主变、开关的运行工况，具体见表1。

图6 采用常规互感器+电子组件的方式设备的智能化与可视化结构

表1 智能化变电站设备可视化系统的监测和诊断

通过设备可视化系统，运行人员可在第一时间内获取设备运行水平下降的告警信号，提前做好预防措施，极大的保证了主设备的运行可靠性。

一次设备实现广泛在线监测，使得设备状态检修更加科学可行。在智能化变电站中，可以有效地获取电网运行状态数据、各种智能电子装置IED的故障和动作信息及信号回路状态。智能化变电站中将几乎不再存在未被监视的功能单元,在设备状态特征量的采集上没有盲区。设备检修策略可以从常规变电站设备的“定期检修”变成“状态检修”，这将大大提高系统的可用性。设备可视化系统应与变电站自动化系统一样按照 DL/T 860的架构体系统一建模，实现系统架构网络化，信息数字化，通信规约标准化，将来逐步实现相互融合，功能一体，信息互动的终极目标。

状态可视化系统架构如图7所示，与自动化系统一样，整个系统按3层两网的模式建立。以主变压器状态监测为例，DGA监测IED和铁心接地监测IED、主IED组成监测功能组，DGA监测IED和铁芯接地监测IED相当于过程层设备，往下与变压器本体的传感元件相连，往上采用DL/T860协议与主IED通信，各监测IED的评价结果通过过程层网络采用REPORT服务传输到主IED，监测数据文件通过文件服务传输至主IED，主IED汇总并综合分析，采用REPORT服务传送至站控层网络，监测数据文件仅在召唤时以文件服务方式传送到站控层网络。这样一个状态监测体系的建立，为将来与自动化系统的整合垫定基础。

图7 状态可视化系统架构图

3 关于户外电子设备运行环境

智能化变电站合并单元、智能终端等电子设备大都布置在户外智能控制柜，而泉州地区夏季高温多雨，加之110kV西郊变地处国道324线边上，设备防尘要求更为严格。因此，改善户外电子设备运行环境，提供设备运行可靠性显得极为重要。双层密封不锈钢柜体+热交换器+凝露控制器的模式对改善户外电子设备运行环境有较好的效果（详见图8、图9）。双层密封不锈钢柜体满足了防尘、防水、隔热的要求，热交换器保证柜内外温度差控制在 5℃以内，凝露控制器保证了柜内不因温度骤降、湿度大等原因出现凝露现象。

4 结论

图8 布置示意图

图9 热交换器工作原理图

110kV西郊变智能化改造项目积极实践《智能变电站技术导则》与《变电站智能化改造技术规范》中规定的智能化重点内容，除了实现站内数字化，重点考虑智能电网对变电站高级应用的需求，考虑如何提高变电运行的可靠性的技术措施，结合智能化改造，对运行可靠性降低的设备予以更换，满足智能变电站设备高可靠性的要求。通过智能化改造实现一次主设备（变压器、断路器、避雷器）的状态可视化。采用基于DL/T860的变电站自动化系统，实现全站信息数字化，通信平台网络化、信息共享标准化。构建一体化信息平台。实现高级应用。对站内电源进行一体化改造。对辅助系统进行智能化改造。改造试点完成后，项目顺利通过专家组验收，项目的实施，尤其是在网络化的二次设备、智能化的一次设备、在线监测系统、辅助控制系统、高级应用功能（一体化平台）的实施中，充分应用保护直采直跳、三层两网等技术措施，大大提高变电站智能设备运行的可靠性。