浅谈智能变电站的几个重要概念

赖传通

（国网江西省电力公司检修分公司 江西南昌 330006）

浅谈智能变电站的几个重要概念

赖传通

（国网江西省电力公司检修分公司 江西南昌 330006）

结合智能变电站规程规范及事故案例介绍了三层两网、直采直跳、检修处理机制、间隔SV压板、二次回路数字化等概念。

三层两网；直采直跳；智能变电站

1 概述

随着电网的快速发展、新技术的广泛运用，投运的智能变电站越来越多，快速熟练掌握智能变电的特点、性能对于变电运维人员是一个巨大的挑战。本文结合智能变电站规程规范及实际运维经验介绍了智能变电站的几个重要概念，对智能变电站的运维工作有一定的参考意义。

2 三层两网

智能变电站自动化系统采用开放式分层分布结构，由三层两网构成[1]。三层指的是站控层、间隔层、过程层；两网指的是作为站控层与间隔层通讯媒介的站控层/间隔层网络及作为间隔层与过程层通讯媒介的过程网络。图1所示为某500kV智能变电站三层两网结构图。

站控层主要由主机、操作员站、远动通信装置、保护故障信息系统子站等设备构成，提供站内运行的人机界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心[1]。

间隔层由保护、测控、计量、录波等二次子系统组成，提供间隔层五防功能、汇总过程层实时数据信息、保护及控制一次设备等功能[1]。

过程层是由合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，包括实时电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等[1]。

站控层/间隔层网络主要传输MMS报文（四遥信息及故障录波报告等）和GOOSE报文（测控联闭锁信息等）。220kV及以上变电站站控层/间隔层网络一般采用双重化星型以太网络，双网同时工作，任一网络故障或瘫痪不影响另一网络的正常功能。110kV及以下变电站站控层/间隔层网络一般采用单星型以太网络。

过程层网络主要传输GOOSE报文和SV报文。双重化配置的保护装置分别接入各自独立的GOOSE网络和SV网络，单套配置的测控装置等通过独立的数据接口接入双重化网络，对于PMU、电度表等仅接入SV采样值单网。

3 直采直跳

保护应直接采样，对应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]。工程实际为了保证可靠性和快速性的要求，单间隔保护和涉及多间隔的保护均采用直接采样、直接跳闸方式。所谓直接采样即保护装置通过专用光纤连接到合并单元进行交流采样；所谓直接跳闸即保护装置通过专用光纤连接到智能终端进行跳、合闸命令传输。

虽然保护装置的直采直跳大大降低了保护对过程层网络交换机的依赖性，但是过程层网络交换机的网络风暴等问题使得保护正确动作依然存在较大的安全隐患。为进一步降低保护对过程层网络交换机的依赖性，继电保护装置与本间隔智能终端之间通信采用GOOSE点对点通信方式[2]。工程实际中，多数智能变电站在保护装置的直跳专用光纤中还传输智能终端发送给保护装置的开关量，如开关位置、闭锁重合闸信号、TJR信号及母差保护用的刀闸位置等。采用这种组网方式，过程层网络交换机故障只会影响失灵保护及主变保护的解除复合电压闭锁等功能。

图1 某500kV智能变电站三层两网结构图

4 检修处理机制[3]

智能变电站的合并单元、智能终端及保护装置等均设有一块置检修压板，其投退含义与常规站有很大的不同。下面根据报文方式的分类逐一介绍其处理机制。

4.1 MMS报文检修处理机制

当装置检修压板投入后，其上送的MMS报文中的检修测试位置位。客户端根据上送MMS报文中的检修测试位判断报文是否为检修报文。当判断为检修报文时，报文内容不显示在简报窗中、不发出告警音响，但刷新画面、保证画面的状态与实际相符合。

4.2 GOOSE报文检修处理机制

当装置检修压板投入后，其发送的GOOSE报文中的检修测试位置位。GOOSE接收装置将GOOSE报文中的检修测试位与自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将该报文作为有效报文进行处理。

4.3 SV报文检修处理机制

当合并单元投入置检修压板后，其发送的SV报文中的检修测试位置位。SV接收端装置将SV报文中的检修测试位与自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将该报文用于保护逻辑。对于状态不一致的信号，接收端装置仍会计算和显示其幅值。

需要特别说明的是，级联的合并单元输出其转发的SV报文时，不会改变被转发报文的检修测试位的状态，即被转发报文的检修测试位与转发报文的合并单元置检修压板投退无关。以主接线为220kV双母线接线为例：若母线电压合并单元投入置检修压板，线路间隔合并单元置检修压板未投入，则线路间隔合并单元输出的报文中转发母线合并单元报文的检修测试位为1，而本间隔电流及同期电压等报文的检修测试位为0。

5 误操作间隔SV压板可能导致保护误动作

智能变电站倒闸操作的重大危险点之一是软压板的投退，而风险最高的就是间隔SV压板的投退。间隔SV压板只能在保护退出或者一次设备停电的情况下才能操作，否则保护可能误动。保护正常运行且一次设备未停电时退出间隔SV压板，则该SV数据退出保护的逻辑运算。由于一次设备电流平衡，而差动保护因间隔SV压板退出的间隔电流不参与差流计算导致差流大大增加，最终很可能导致差动保护动作。在实际的运维工作中因为误操作SV压板导致保护跳闸的事故有很多，以某500kV智能变电站224开关转检修更换224合并单元为例具体阐述此类拒动逻辑。该站220kV部分主接线为双母双分段，母线配置双套母差保护。为配合分段开关224合并单元联调，220kV母线A套差动保护已退出。联调工作结束后，在恢复220kV母线A套差动保护正常运行时，运维人员先退出母线A套差动保护“投检修”压板，在投入各间隔的“GOOSE发送软压板”和“间隔SV软压板”时，母线A套母差保护动作。该事故中运维人员在母线未停电且母线A套母差保护功能压板及出口压板均已投入的情况下操作“间隔SV软压板”，导致母线差动保护出现差流而跳闸。

当差动保护范围内的某支路或某侧的一次设备转检修时，其相应的间隔SV压板应退出，否则可能导致保护拒动。以某500kV智能变电站L1线及5041、5042转检修为例具体阐述此类拒动逻辑。运维人员在L1线转检修的倒闸操作时漏退L2线双套保护的5042电流SV压板，L2线双套保护将5042电流纳入其逻辑运算，因5042开关一次电流为零，故保护仍正常运行。但当检修人员投入5042A、B套合并单元置检修压板后，L2线双套保护因检修不一致而被闭锁。定检期间，L2线发生故障，双套保护因被闭锁而未动作，最终由相邻线路的后备保护动作切除故障，导致该站500kV系统失压。

图2 某500kV智能变500kV系统失压前主接线图（500kV部份）

6 二次回路数字化

智能变电站通过光纤取代了传统站的大量电缆，使得二次回路数字化，大大简化二次回路，更有利于设备的维护。智能变电站内无单独的电压并列装置和电压切换装置，其功能分别在母线合并单元、线路合并单元中实现。合并单元根据采集的刀闸及开关的位置通过软件计算来实现电压并列及切换功能，避免了电压互感器反充电的风险。

7 保护装置外部对时异常不影响保护功能

保护装置失去外部时钟源时，由于保护装置内部一般都设有掉电不停计时的实时时钟，保护装置通过内部时钟可以统一各侧交流采样的时标，故保护装置不依赖于外部对时系统实现其保护功能[2]。装置对时异常主要影响网采数据的时标，如测控装置的测量不准确等，其缺陷定性为一般缺陷[5]。

8 总结

智能变电站与传统变电站存在很大的差异，运维人员应加强对规程规范及新设备、新技术的学习，提高运行维护水平，确保电网安全稳定运行。

[1]《330～750kV智能变电站设计规范》（Q/GDW 394-2009）[S].北京：国家电网公司，2010.

[2]《智能变电站继电保护技术规》（Q/GDW 441-2010）[S].北京：国家电网公司，2010.

[3]IEC 61850工程继电保护应用模型（Q/GDW 396-2009）[S].北京：国家电网公司，2010.

[4]李瑞生，李燕斌，周逢权.智能变电站功能架构及设计原则[J].电力系统保护与控制，2010，38（21）：24～27.

[5]国家电网公司继电保护和安全自动装置缺陷管理办法（国网（调/4）527-2014）[S].北京：国家电网公司，2014.

TM63

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1004-7344（2016）23-0114-02

2016-8-2