智能变电站系统方案探讨

张自民，文化宾，牛红星

(1.上海正泰电气技术中心，上海 201614;2.北京交通大学 电子信息工程学院，北京 100044)

0 引言

作为衔接智能电网发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节的关键，智能化变电站是智能电网中变换电压、接受和分配电能、控制电力流向和调整电压的重要电力设施，是智能电网“电力流、信息流、业务流”三流汇集的焦点，变电站智能化对建设坚强智能电网具有极为重要的作用。

智能变电站(smart substation)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的变电站[1]。

1 综合自动化变电站

综合自动化变电站系统结构图如图1所示。

综合自动化站的特点是:

① 综合自动化站具备4遥功能—遥信、遥测、遥调、遥控。

② 综合自动化站为2层架构—主站层、间隔层。主站层可分为工程师站、当地监控主站、远动主站等;间隔层主要指各种保护、测控装置、自动装置、计量单元等，间隔层的设备可集中组屏，也可分散安装在就地的开关柜上;由于未统一建模，系统中存在多种规约，使得系统设计、维护都很麻烦。

③ 通信网络层一般采用现场总线型:422、485、CAN、lonworks等，也有少量采用以太网通信的。

④ 通信介质一般采用带屏蔽电缆的双绞线，通信速率低、效率低。

⑤ 间隔层与一次设备通过电缆连接，由于采集单元、执行单元分散在各间隔单元内部，造成间隔层与一次设备之间大量的、重复的电缆连接。

图1 综合自动化变电站系统图

2 数字化变电

数字化变电站是由智能化一次设备(电子式互感器、智能化开关等)和网络化二次设备分层(过程层、间隔层、站控层)构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。数字化变电站是应用IEC61850进行建模和通信的变电站，数字化变电站体现在过程层设备的数字化，整个站内信息的网络化，以及开关设备实现智能化。

数字化变电站系统图如图2所示。

图2 数字化变电站系统图

数字化变电站的特点:

① 具备综合自动化站4遥特性——遥信、遥测、遥调、遥控。

② 一次设备智能化，二次设备网络化，通讯介质光纤化。一次设备智能化是指过程层采用电子式互感器(ECT、EVT)或光互感器(OCT、OPT)，且数据采集单元与互感器集成，把一次系统的电流、电压信号转换成数字信号或小信号输出;智能操控单元与一次开关设备集成，智能操控单元采集开关设备的状态信息，经GOOSE网络上传给间隔层的保护单元，同时接收保护单元或GOOSE网上的动作信息，并作用于开关设备。

③ 数字化变电站为3层架构——站控层、间隔层、过程层。站控层与间隔层的通讯应采用IEC61850中的MMS(Manufacturing Message Specification)协议;间隔层与过程层之间的通讯应满足IEC61850中的GOOSE(Generic Object Oriented Substation Event)协议。

④ 各IED采用统一的数据模型、功能模型、通讯协议，相互之间的数据可以实现无缝交换、共享统一的信息平台。

《智能变电站技术导则》中规定对110kV及以上电压等级的智能变电站:对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护(母线保护)宜直接跳闸[2]。对于涉及多间隔的保护(母线保护)，如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求[3]。

《智能变电站继电保护技术规范》中规定对110kV及以上电压等级的智能变电站:采样值SV网和GOOSE报文网分开[4]。

对于110kV以下电压等级的智能变电站，《智能变电站技术导则》和《智能变电站继电保护技术规范》中都没有明确的规定。在110kV以下电压等级的变电站中，由于间隔层的保护单元、计量单元、一次的电流互感器、电压互感器、接地刀闸、隔离刀闸、开关设备等都集成在同一个柜体，宜采用图3的方案。

该方案的特点是:

① 合并单元与间隔层的保护单元合并，电子式互感器输出的模拟小信号与保护单元直连，经保护单元的AD转换成数字信号，并以IEC 61850－9－1或IEC 61850－9－2的格式输出到SV网，供相应的保护间隔取样。

图3 110kV以下电压等级的数字化变电站系统图

② 操作回路与间隔层的保护单元集成，保护单元的输出通过操作回路直接与相应的断路器操作机构相连，另一方面，也以GOOSE报文的格式上传到 GOOSE网络，供相应的保护间隔取样。

该方案既可满足《智能变电站技术导则》和《智能变电站继电保护技术规范》对跳闸方式和采样方式的要求，又可减少设备，方便柜体安装，符合集成化的发展方向，具有明显经济技术优势。

3 智能变电站

智能化变电站是指采用先进的传感器、信息、通信、控制、智能等技术，以一次设备参量数字化和标准化、规范化信息平台为基础，实现变电站实时全景检测、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，可再生能源“即插即退”等目标的变电站。

在智能变电站中，电子式互感器或OPT、OCT被广泛采用;变压器、断路器、电容器、避雷器等一次设备预装了大量的传感器，实时监测、跟踪一次设备的状态。

智能变电站的概念是随智能电网的概念提出来的。从其提出时间及内容上看智能变电站是建立在数字化变电站的基础之上，并增加了许多新的内容，诸如一次变压器、断路器、电容器、避雷器、GIS等设备的在线检测以及设备状态可视化、智能评估告警及分析决策、故障信息综合分析决策、经济运行与优化控制、站域控制、广域测量等高级功能[5]。

智能变电站系统可分为:自动化子系统、计量子系统、在线检测子系统、高级应用子系统。

智能变电站在线检测系统结构图如图4、图5所示。

智能变电站具有数字化变电站的所有特点。

智能变电站是实现智能电网的必备条件。只有在变电站实现智能化以后，才有可能实现智能电网的自诊断、自协调、自恢复，才有可能实现真正意义的智能电网，进而实现自愈。

智能电网的建设需要两个重要基础来支撑:一个是智能一次设备状态的动态管理功能(自检测、自诊断)，另一个是智能变电站与高级调度中心之间的互动协同。

4 智能变电站关键技术分析

4.1 电子式互感器

与传统电磁式互感器相比，电子式电流电压互感器具有以下优点:

① 集测量和保护于一身，能快速、完整、准确地将一次信息传送给计算机进行数据处理或与数字化仪表等测量、保护装置相连接，实现计量、测量、保护、控制、状态监测;

② 不含铁芯，不会产生磁饱和、铁磁谐振等问题，输出信号中包含更多的暂态信息;

③ 电流互感器二次开路时不会产生高电压，电压互感器二次短路时不会产生大电流，保证了人身及设备的安全;

④ 二次输出为小电压信号，可方便地与数字式仪表、微机测控保护设备接口，无需进行二次转换(将5 A，1 A或100 V转换为小电压)，简化了系统结构，减少了误差源，提高了整个系统的稳定性和准确度;

⑤ 频响范围宽、测量范围大、线性度好，在有效量程内，电流互感器准确级达到0.2S/5P级，仅需2－3个规格就可以覆盖电流互感器20 A－5 000 A的全部量程，电压互感器测量准确级可达到0.2/3 p级;

⑥ 电压互感器可同时作为带电显示装置实现一次电压数字化在线监测，并可作为支持绝缘子使用;

⑦ 体积小、重量轻，能有效的节省空间，功耗极小，节电效果十分显著。

但是，目前电子互感器在实际推广应用过程中还存在下面的问题:

① 供电电源的问题:目前两种取电方法:取能线圈取电、激光取能。取能线圈取电在变压器空载时，可能取不到电;激光取能器件的电器寿命目前还不够理想;

② 电子式互感器在输入电流很小时，输出精度不够;

③ 电子式互感器在运行几年后，随着材料、器件的老化，造成磁通的偏移，影响到整个电子式互感器的性能。

以上这些问题影响着电子式互感器的进一步推广应用。

4.2 同步对时

IEC61850中引入了简单网络时间协议SNTP—Simple Network Time Protocol。作为使用最为普遍的国际互联网时间传输协议，SNTP的应用已较为成熟，在一定的网络结构下，SNTP的对时精度可在大多数情况下保持在1 ms以内，这对于变电站内站控层及间隔层的设备是可用的，但对于智能变电站中的合并单元则不适合，合并单元的采样率一般都在80点/周波以上，两个采样点之间的时间间隔小于250 μm，1 ms相当于4个采样间隔，1 ms误差带来的相位误差就达到了18°，远远超出了保护容忍的范围[6]。

智能变电站中，数采单元分散到各互感器内部，站域保护、广域保护以及一些供决策分析用的高级应用功能模块需要变电站内部或几个相关联的变电站的电气量保持高精度的同步采样。因此智能变电站的对时方式相比于常规变电站存在显著的不同。在智能站中，站控层、间隔层设备多采用IRIG－B码专线对时方式，过程层及合并单元则采用IEC61588精确时间协议对时方式同步。

4.3 IEC 61850 标准

变电站自动化对应的通信协议标准的制定、执行具有一定的滞后性，导致了不同厂家自动化产品间通信方式和传输协议的差异，传统变电站自动化系统内不同厂商的智能电子设备(lED)之间无法直接互联，自动化功能受到了制约。

国际电工委员会第57技术委员会(IEcTc57)制定的IEC61850标准是迄今为止最为完善的关于变电站自动化的通信标准川，它适应了变电站应用功能的分布式(distributed)实现和组合(composition)应用，真正意义上支持了变电站自动化相关设备的互操作性(interoperability)和信息共享。与以往的通信标准相比，IEC61850为了实现互操作性和信息共享，建立了完整的支持体系，对该体系作出了严格的规定，不再仅仅是一个传统的通信协议。

如图2所示，在IEC61850标准中，变电站系统被分为三层:站控层、间隔层、过程层;2层网络:MMS(站控层与间隔层之间的通讯网络)、GOOSE、SV(两者都属于过程层网络，GOOSE网用于传输事件报文、SV网用于传输采样值报文)[7]。IEC61850标准对每一层的逻辑设备、逻辑节点模型以及数据结构、数据模型、通讯报文帧格式都做了详细的说明。

IEC61850功能和协议栈[8]如图6所示。

智能站对网络的要求。

以太网的速率与采样率有关，可以根据下面的公式计算:

其中，DR为以太网速率，SR为采样速率，TL为帧长度，nMU为合并单元数目。如果采样率是196点/周期，APDU只包含一个ASDU时，帧长度为984位(包含96位的帧间隙)，考虑到系统冗余，速率选择100 Mbps即可，计算如下:

图6 IEC61850的功能和协议栈

物理介质选用光纤或双绞线。

4.4 顺序控制

传统变电站中，五防功能作为一个独立的系统，需要配置单独的监控系统，在智能变电站中，五防系统可以与自动化系统融合，用顺序控制操作实现五防功能，顺序控制功能是智能变电站的基本系统功能之一[1]。

顺序控制是指系统发出整批指令后，由系统根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位后自动执行下一条指令，直至执行完所有指令[9]。

例如遥控合闸操作:操作人员通过监控系统遥控断路器，监控系统根据该断路器在系统中的位置，给相关联的断路器、接地刀、上下隔离刀发送成批指令，首先给接地刀IED发送指令—断开接地刀，接地刀IED执行操作后返回接地刀的状态信息，系统检查到接地刀在断开位置，自动给上、下隔离刀IED发送合闸指令，上下隔离刀IED接收到指令后，首先检查接地刀的位置，确保接地刀在断开位置后执行合闸指令，同时返回上下隔离刀的位置信息，系统检查接收到上下隔离刀的位置信息后，才给断路器发合闸指令，断路器在接收到合闸信息后首先检测上下隔离刀的位置，确保正确后再执行合闸操作，同时返回断路器的位置信息。

整个顺序控制的过程如图7所示。

图7 顺序控制逻辑

4.5 站域控制与保护

传统变电站的测量、保护、控制功能是以间隔为单元配置的，装置之间相互不直接通信，无法实现信息共享。智能变电站采用了3层2网的系统架构，依托站内高速通信网及发布/订阅者通信机制，可以方便的实现过程层、间隔层的信息共享。这为实现全站级别的控制和保护提供了条件。

站域控制是指通过对站内信息的集中处理、判断，实现站内自动控制装置的协调工作，适应系统运行方式的要求[10]。在通信和数据处理速度满足要求的情况下，变电站级的运行控制策略优于面向单间隔的策略。所以，实现该功能采用的是集中式控制装置，采集站内全部实时运行数据、集中运算，实现基于全站策略的控制功能。站域保护功能包括:全站统一的后备保护、FACTS元件保护、分布式新能源接入保护等。

5 结束语

本文首先介绍了综合自动化变电站、数字化变电站、智能变电站系统的特点、架构，在此基础上探讨了110kV及以上电压等级的智能变电站系统方案，随后根据110kV以下电压等级变电站的特点，提出了专门应用于110kV以下电压等级的智能变电站方案。

本文最后还对智能变电站系统的关键技术及存在的问题进行了分析探讨。

本文提出的系统方案，还有待于在今后的工程项目中进一步充实完善。

[1]国家电网公司，Q/GDW 383－2009《智能变电站技术导则》[S].北京:中国电力出版社，2009.

[2]国家电网公司，Q/GDW 393－2009 110(66)kV～220kV智能变电站设计规范[S].北京:中国电力出版社，2009.

[3]国家电网公司，Q/GDW 394－2009 330kV～750kV智能变电站设计规范[S].北京:中国电力出版社，2009.

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

[5]高明华，王冬，王学峰等.智能变电站设备在线监测系统[J].山东电力技术，2011，38(1):18 －21.

[6]苏永春，刘祺.时钟同步技术在智能变电站的应用[J].江西电力，2010，34(4):6 －8.

[7]中华人民共和国国家发展和改革委员会，DL/T 860.71－2006/IEC61850－7－1:2003变电站通信网络和系统第7－1部分:变电站和馈线设备的基本通信结构原理和模型[S].

[8]中华人民共和国国家发展和改革委员会，DL/T 860.81－2006/IEC61850－8－1:2004变电站通信网络和系统第8－1部分:特定通信服务映射(SCSM)对 MMS(ISO9506－1和 ISO9506－2)及 ISO/IEC8802－3的映射[S].

[9]谷月雁，司刚，刘清瑞.智能变电站中顺序控制的功能分析与实现[J].电气技术，2011，12(01):58 －62.

[10]成霞.基于智能变电站的广域控制保护方案实现[J].中国科技信息，2010，22(22):141－142.