500kV变电站远程监控技术探索

程彬

摘 要：在我国输变电网架结构中，500kV输电线路长期以来都是作为大容量、远距离输电的主要通道。虽然近年来，我国加大了对交流1000kV、直流±800kV、±1100kV特高压网架的投资和建设，500kV输电线路在大区域环网中仍起主导作用。随着国产继电保护技术的进步和日益成熟，变电站在线监控技术发展迅速，成果颇丰。本文主要探讨了变电站综合继电保护技术，尤其是500kV变电站的技术特点，并对变电站的远程监控技术进行了分析。

关键词：500kV；变电站；智能电网；远程监控

中图分类号：TM764 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）19-0142-02

随着我国电力系统信息化、自动化水平的不断提高，计算机技术、信息技术与电力工业的发展，结合越来越紧密。220kV及以下变电站综合继电保护及信息化技术已比较成熟，对500kV变电站的远程监控技术探索具有重要的参考借鉴意义。

500kV变电站，由于电压等级的升高，其继电保护呈现出自身的特点，从技术层面来讲并不是简单的线性增加，以绝缘距离为例，电压由220kV升高到500kV，绝缘距离增加2.3倍是无法满足使用要求的，需要增加的更多才可以。500kV变电站在大区域输电网中属于主干网，其远程监控系统建设首先要搭建合理可行的系统网架，以达到控制逻辑的简洁、高效，继而开展后续网架结构建设，凭借软、硬件间的有效配合，实现500kV变电站可靠、稳定的远程监控。

1 500kV变电站继电保护配置特点

500kV变电站由于较高的电压等级、较大的供电容量，其继电保护配置特点与常规220kV变电站有较大区别，主要体现在主变保护、500kV线路、母差保护等。

1.1 500kV变电站主变保护

变电站主变多为自耦式分相变压器，保护类型有电量和非电量：

（1）电量保护。电量保护主要包括差动保护、零序比率差动保护、零序过流保护、高、中压侧后备保护、变高零序保护、变中零序保护、公共绕组零序保护、反时限过励磁保护、低压后备保护、公共绕组保护等。

（2）非电量及失灵、三相不一致保护。500kV分相自耦变压器采用中压侧无载调压方式，非电量保护跳闸开出为跳三侧，不启动失灵保护。

1.2 500kV线路保护

线路具备超高压、超长度的特点，一、二次线路设备有其各自的保护特点：

（1）线路末端并联电抗器，消除分布电容引起的过电压；（2）线路中间串补电容器以减小超长线路阻抗（长度大于300km线路）；（3）开关采用3/2接线方式，增强供电系统的可靠性；（4）采用四分裂导线以达到更好的电流集肤效应。

1.3 500kV母差保护

母线保护用于跳开母线上的开关。当所有开关均处于运行状态时，其中任一母线故障跳闸后并不影响系统的正常供电。母线保护不设置复压闭锁机构，以简化保护回路，提高动作的可靠性。因此，母线PT采用单相配置，主要用于开关的检测使用。

2 无人值守变电站的技术实现方案

2.1 技术原则

在建设500kV 变电站无人值守远程集中控制系统的过程中，要保证其具有良好的安全性与稳定性。

第一，安全性。控制系统的安全性是最重要的。安全性主要包含操作系统、应用软件、网络通信等。在进行操作系统、应用软件选择的过程中，要注意选择具有较强抗干扰性的较为成熟的产品。

第二，可靠性。系统的硬件具有较高的稳定性、高运算能力，通过对主要的设备进行冗余配置，尽量保证系统不受到单点问题的影响。在进行系统软件选择时，要注意保证系统软件支持信息处理的分布式进行，从而使得各功能工作模块實现动态分布与自动平衡，同时要保证系统稳定安全的运行，从而保证对变电站情况监控的准确性。

2.2 技术方案

变电站自动化建设经历了不同的发展阶段，智能化水平已初具规模。在不同的发展阶段受到不同制约因素的影响，起主要作用的因素又不尽相同，一是关键设备的智能化水平；二是变电站运行模式、运营方式的不同选择。近年来，随着电力电子技术、通信技术的快速发展，变电站关键设备的自动化、智能化水平不断提高，成本不断降低，为变电站采用更加丰富、灵活的运行模式提供了现实的基础。

当前高压、超高压变电站的关键设备，智能开关、光电式互感器、保护装置、测控装置以及多种具备I/O接口的终端设备，成为了变电站智能化建设的重要节点支撑，设备小型化、紧凑化、低成本化成为未来的发展趋势。

总的来看，具备调度/远程监控能力的数字化智能变电站，其综合信息系统物理层面的支撑可以分为两类：智能化一次设备和具备网络化接口的二次设备；其应用层面的逻辑结构支撑也可分为两类：即遵循IEC6185A协议的的“间隔层”和“站控层”。

3 500kV变电站远程监控系统参考模型

3.1 建设方案比较

500kV变电站远程监控系统建设主要参考200kV站的现有技术手段，建设思路主要有三种：

（1）变电站后台就地改造，增加远程监控功能模块，投入成本低，建设周期短，仅支持少数变电站接入；

（2）建设独立的监控系统，变电站数据同时接入监控系统和调度系统，建设成本高，后期维护工作量大；

（3）建设调度与监控一体化主站，该方案技术先进、资源整合度较高，后期运维比较简便。

本着“技术领先，数据统一”的建设思路，做到变电站信息系统建设的标准化、统一化，在条件具备的情况下，可优先选用方案三，即建设“调度-远程监控一体化”主站。

3.2 传输通道布局及系统架构

500kV变电站与地区调度间通过通信专线连接作为主用通道，带宽2M，采用同步传输网的MSTP功能进行数据透传。调度数据网作为备用通道，与主站系统的数据采集前置机直接相连，前置机采用3层交换机进行数据交换，可以实现断口的灵活虚拟组网，每个变电站接入独立的灵活虚拟组网，在数据链路层面实现变电站间的数据隔离，不再架设常规变电站用4W专用通信线路。endprint

地调/监控中心一体化系统基于IEC61970通信协议，采用分布式信息系统一体化支撑平台，按照公用信息网模型/组件接口规范/企业集成总线进行建设。支持中间件技术，最大限度兼容原有系统，减少系统软件开发的工作量，同时考虑安全防护需求。

监控中心采用服务器/客户机结构，地调自动化主站系统服务器进行数据收发、处理操作，数据由专用通信通道传送至监控中心的远程终端客户机。

按照分布式结构搭建各功能模块，网络结构同样采用全分布布局，这样做的优点是保证了系统负荷的均衡、提高网络资源利用效率。关键设备采用双重冗余方案，各应用软件运行在各自的不同功能分区，服务器、工作站或客户端。

3.3 各功能区域划分及实现

地调/监控一体化主站包含如下功能：SCADA、能量管理系统、DTS、PAS、Web、保护及稳控信息管理、外部数据接口。随着运维要求不断提高，调度/监控一体化主站同时集成了越来越多的功能，应用比较多的主要有：未来潮流预测、保护定值管理、调度预案分析决策、统计值存储等。500kV变电站远程集中监控系统采用的应用软件主要有两类：

3.3.1 SCADA软件

该软件技术在220kV变电站应用中已经比较成熟，500kV变电站区别不大。主要功能包括：采集处理前置机数据模块、实时计算模块、事故报警与处理模块、远程/就地控制、数据通信模块、数据存储管理单元、图形和报表生成模块、历史潮流和事故复现功能以及测试诊断模块。

3.3.2 监控管理软件

监控管理软件的主要功能分区如下：通信规约处理、信息分层处理、实时信息处理能力、监控行为管理、综合统计查询分析、分布式系统软件管理能力。

4 结论与展望

500kV变电站远程控制系统的建设与投产标志着我国在电网自动化管理领域有着重大的突破，不但极大程度地推进了我国电网自动化的發展，也有效降低了电力企业的用工成本，使电网的发展与运营进入了一个全新的领域。

500kV变电站在输电网架中，处于中心节点位置，其整体运维水平对电网的安全稳定运行至关重要。500kV变电站调度/监控一体自动化主站建设将极大地提高电网的自动化水平，实现数据资源的有效整合和定向分发，满足调度人员与远程监控人员的不同需求。

参考文献

[1]陈银胜.集控站自动化系统建设及应用[J].电力建设，2005，47（12）：67-68.endprint