智能变电站相关配置技术问题探讨

赵潞翔，韩卫恒，樊丽琴

（1.北京林业大学，北京 100083；2.山西省电力公司调度控制中心，山西 太原 030001）

0 引言

根据国家电网公司智能电网的发展目标，智能变电站建设已进入全面开展阶段，大部分新建变电站均按智能站设计、建设，“十二五”计划新建约5 100座智能变电站，对约1 000座变电站进行智能化改造。

随着智能变电站建设规模不断扩大，在设计、调试、运行维护环节逐渐出现诸多问题，对智能变电站安全、快速发展带来一定的影响，对智能站建设过程中暴露的问题进行及时汇总并深入分析研究就显得尤为重要。

1 智能变电站概况

从物理角度来分析，智能变电站的系统结构可分为智能化的一次设备及网络化的二次设备，而目前智能化一次设备由于电子式互感器的不可靠性而进展缓慢，网络化二次设备基本已经实现；从逻辑结构层面分析，智能变电站的系统结构包括过程层、间隔层、站控层3个层次[1]。

1.1 过程层

过程层由独立的智能电子装置和一次设备及其所属的智能组件构成，其中，一次设备主要包括隔离开关、断路器、电流/电压互感器、变压器等。图1为智能变电站过程层简易网络结构图。

图1中，制造报文规范MMS（Manufacturing Message Specification），面向通用对象事件GOOSE（GenericObjectOrientedSubstationEvent），采样值SV（Sampled Value），线路电压互感器 PT（Potential Transformer）， 线 路 电 流 互 感 器 CT（Current Transformer）。

目前，由于电子式互感器抗干扰弱，基本不再使用，而采用常规互感器+合并单元，隔离开关、断路器+智能终端的方式。

1.2 间隔层

间隔层设备主要由二次设备组成。这些二次设备主要有监测功能组的主智能电子装置、系统测控装置、继电保护装置等。

1.3 站控层

站控层包括自动化站级通信系统、对时系统、站域控制、监控系统等，对整个变电站的设备进行监控、报警以及信息的传递，主要用于数据、同步相量和电能量的采集，负责管理保护信息，具有监控、操作闭锁等功能。

图1 智能变电站过程层简易网络结构图

2 智能变电站相关设计配置问题探讨

2.1 智能控制柜

目前，智能控制柜按断路器单柜配置，对220kV变电站，依据双重化配置要求，控制柜内含有2台智能终端、2台合并单元，电缆接线与光缆数量增多且布置密集重叠，各种交、直流空气开关众多。因此，在智能控制设计时，建议综合考虑以下几方面因素。

a）智能控制柜设计尺寸应充分考虑其检修方便性，为检修工作留有充足的空间，否则有误碰运行设备的安全隐患。

b）应充分考虑柜内散热性能和湿度调节性能。合并单元、智能终端中某些插件有一定的运行温度，超过一定温度便不稳定甚至停止工作，柜内湿度过大，容易发生漏电、电缆间放电，发生安全事故，因此，柜体设计应具有良好的散热性和湿度调节性。

c）为充分保证安全性，建议智能控制柜宜按双重化、双套配置，或1个柜体分成有明显界限的两部分，在空间上进行隔离，当1套智能控制柜出现状况时，有效保证另1套安全独立运行。

2.2 变压器保护跳母联和分段断路器方式

在国家电网公司企业标准《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441—2010）号文件变压器保护一项中规定：变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备用电源自动投入装置、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。

变压器保护跳母联、分段断路器在没有特殊情况下，首先选择直接跳闸方式。原因有以下几个方面。

a）441号文件中同样规定保护装置应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护宜直接跳闸。变压器保护是涉及多间隔的保护，变压器保护跳母联断路器也应与跳各侧断路器一样采用直接跳闸。

b）智能变电站保护跳闸之所以要求采用直接采样、直接跳闸原则，根本原因为一是保证保护采样、跳闸的充分可靠性；二是考虑其维护方便性、安全性，直接采样直接跳闸方式使得信息传输路径独立，维护更方便、安全；三是如果过程层网络瘫痪，保护装置不受影响，提高系统安全可靠性运行。因此，在充分理解直采直跳根本原因的基础上，变压器保护跳母联断路器采用直接跳闸。

变压器保护闭锁备用电源自动投入、启动失灵等采用GOOSE网络传输。《智能变电站继电保护技术规范》总则中规定：继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。备用电源自动投入装置和母线保护装置都属于间隔层设备，间隔层设备之间的交换信息便可通过过程层网络进行交互。

2.3 低频和低压减载装置跳闸方式问题

对于低频、低压减载装置跳闸方式，《智能变电站继电保护技术规范》规定，备用电源自动投入、过载联切等功能可在间隔层或站控层实现。要求快速跳闸的安全稳定控制装置应采用点对点直接跳闸方式。文献[2]中对常规电缆跳闸和网络跳闸两种方式进行了比较，得出采用网络跳闸不仅能够减少大量控制电缆，降低设备及安装费用，而且可以简化设备之间的逻辑连接，减少接线故障，同时文中指出GOOSE报文不经网络协议，直接在以太网链路层传输且带优先级的情况下，网络跳闸能够满足低频低压减负荷装置动作时间。

为保证在网络瘫痪情况下低频低压减载装置仍能可靠跳闸，当智能终端端口数量充裕时，低频低压减载装置采用直接跳闸方式。220 kV、110 kV电压等级有可靠的过程层网络，可采用网跳方式；而35 kV及以下电压等级没有过程层网络，虽然站控层网络可传输GOOSE信息，但站控层交换机的技术要求远低于过程层交换机，无法满足跳闸的各项技术指标，因此不能采用网络跳闸，而采用电缆直跳，条件满足时亦可光纤直跳。

2.4 变压器零序和间隙电流互感器配置问题

变压器零序、间隙电流互感器CT配置目前主要有以下两种配置方案。第一种方案见图2，第二种方案见图3。

图2 变压器零序和间隙电流互感器配置图

图3 变压器零序和间隙电流互感器优化配置图

方案一：变压器零序采用套管CT，间隙采用外附CT；方案二：变压器零序、间隙均采用外附CT。采用方案一时变压器保护应根据运行方式投退间隙、零序过流、零序过压压板。变压器接地运行时投入零序过流压板，退出间隙过流、零序过压压板；变压器不接地运行时，投入间隙过流、零序过压压板，退出零序过流压板。采用方案二时，变压器保护可同时投入间隙过流、零序过压、零序过流保护功能压板，由于其间隙、零序各自采用自身的CT，因此当变压器不接地时，零序保护自动退出，运行方式发生变化时不需要操作压板。

2.5 线路和变压器支路CT绕组配置问题

无论是常规变电站还是智能变电站，线路、变压器支路保护用CT绕组和计量、测量用CT绕组均应配置于断路器的线路（变压器） 侧。如果计量、测量用CT绕组配置在断路器母线侧，一旦该绕组发生故障，将造成母差保护动作跳闸，扩大事故范围。

2.6 变压器零序电压获取方式

早期，继电保护装置全部为电磁式保护，变压器保护的零序电压无法通过保护内部计算得出，只能通过PT开口三角形引出线获取零序电压。后来发展到微机保护装置，此时微机保护已可实现通过内部计算获取零序电压，且带有方向，而PT开口三角形零序电压同时也在沿用，保护装置的零序方向采用自产零序，零序电压大小采用外接零序。发展到智能变电站，各种信息已高度数字化，变压器保护零序电压大小、方向完全可以统一采用自产零序电压。另，外接零序存在很多缺点，如开口三角形无法判断其回路完好性，同时也存在极性接反的风险。

2.7 110 kV变电站变压器各侧合并单元和智能终端问题

《智能变电站继电保护技术规范》规定110 kV变压器电量保护宜双套配置，双套配置时应采用主、后备保护一体化配置。变压器各侧合并单元、智能终端按双套配置。

双套配置的合并单元数据采样应取自不同的CT绕组，智能终端相应的二次回路应完全独立，以便充分体现双套配置的作用和意义。

2.8 站用电交直流系统问题

智能变电站逆变电源容量设计时应充分保证变电站内所有需接入逆变电源系统的装置启动时可靠运行。1台容量不满足要求时可配置2台，且2台逆变电源应满足并机运行的要求。

直流系统绝缘监测装置，应具备交流窜直流故障的检测记录和报警功能。

2.9 故障信息子站配置问题

虽然智能变电站监控后台可以集成故障信息子站功能，但仍建议现阶段智能变电站配置故障信息子站，原因有以下几个方面。

a）目前，各项后台高级应用和分析技术尚未完善，考虑可靠性因素，配置独立的故障信息子站，集成信息子站可在部分站点试用。

b）在电网发生故障时，故障信息子站系统用来辅助开展保护动作分析和电网事故处理。集成故障信息子站从站控层网络采集数据，当电网发生复杂故障时，站控层数据会急剧增加，再加上大量录波数据，站控层瘫痪概率将不断增大，即使站控层没有瘫痪，大量数据涌入使得数据传输、处理缓慢，延误故障录波数据的上送时间。

c）目前，集成故障信息子站的运维技术还未成熟，而独立故障信息子站经过多年运用，运维技术、经验已很丰富。因此，在集成故障信息子站运维技术还未成熟时，不宜大量采用。

2.10 打印功能

智能变电站建设中，保护装置不再拥有自己的打印机，全部采用后台打印机进行网络打印。然而，网络打印机与保护装置的连接不可靠、数据传输不透明，时常出现网络打印机打印的报告与实际定值单内容、格式错误。因此，在采用后台集中打印的同时，为保证在信息量大的情况下，及时可靠地打印保护报告，应就每一类型的保护装置配置就地移动式打印机，每1台保护装置都应留有独立打印接口。

3 智能变电站有待研究的问题

智能变电站的建设、发展迅速，但在智能变电站的管理和后期维护方面还有很多亟需研究解决的问题。例如，全站配置文件SCD的全过程管理、智能变电站检修机制的研究、当就地安装有电气锁时、电气锁到控制室的通信干扰问题等都需深入研究。

3.1 检修机制

检修机制采用判断智能终端和保护装置的检修位，当智能终端和保护装置都在检修位或都不在检修位时，跳闸信号可动作出口；当智能终端和保护装置检修位不一致时，跳闸信号不动作出口。

如果智能终端或保护装置检修硬压板投入，而GOOSE报文检修位没有变位时，将出现保护误跳闸的风险，如何规避这些风险，还有待研究。另外，各间隔设备检修态的相互影响研究，对于智能变电站的维护检修、改扩建工程的安全措施执行等具有重要作用，文献[2]已在此方面做出相关探讨。

3.2 SCD配置文件管理

配置文件SCD(Substation Configurayion Description)文件是智能变电站的核心，统一分配管理整个智能变电站各种二次设备的信息交互方式和机制，一旦SCD配置文件出错，将严重影响智能变电站的运行。因此，SCD文件对智能站来说非常重要。

目前对SCD配置的检验管理还没有很好的方法。首先是配置文件的检验问题，SCD配置工具可以显示SCD的逻辑树结构，但无法方便、快捷地检查其逻辑配置的正确性，如何根据SCD文件自动将抽象的逻辑回路生成直观的物理逻辑回路图，将是重点研究的课题。其次是配置文件的管理工具，能够对SCD配置文件自动生成版本号，一旦配置文件发生变化，相应版本号随之变化，且在配置文件修改过程中可自动记录修改过程。

3.3 电气锁通信问题

智能站在户外就地安装电气锁时，由于控制器安装在控制室，造成电气锁到控制器的通信线路较长，干扰较大，存在安全通信的风险。如何解决干扰问题以及更为合理的设计方案有待研究。

4 结束语

智能变电站设计建设应以安全可靠为基础，同时应考虑维护安全和方便性。双重化网络层的相关设备理应双重化配置，相互之间遵循完全独立、互不影响的原则，否则将失去双重化的意义。出于网络信息传输的延时，保护装置直接发出的跳闸命令都应直接跳闸。

智能变电站的发展对智能电网的发展有极大的推动作用，但在智能变电站的建设、运维过程中只有不断地发现问题、解决问题，才能不断提高智能变电站的各项性能指标，才能促进智能变电站安全、快速发展。

［1］ 刘娇，刘斯佳.智能变电站建设方案的研究［J］.华东电力，2010，38（7）：34-38.

［2］ 于伟城，白瑞，郝伟.智能变电站二次设备检修处理机制分析探讨［J］.山西电力，2012，175（5）：21-24.