智能升压站在百万发电厂的应用

(神华神东重庆万州电厂，重庆404027)

随着电力系统自动化信息技术的发展，特别是IEC61850标准的推出和应用，为智能变电站快速发展提供了直通车。近年来，随着国家坚强智能电网概念的提出，智能变电站得到快速发展，然而智能站在电网系统中多用于输电、变电环节，神华神东重庆万州电厂首次在发电端采用智能站设计，在此对这一应用成果进行简介。

1 智能变电站简介

1.1 定义[1]

智能变电站是采用先进、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。

1.2 结构体系

智能变电站[1]采用三层两网结构(见图1)，三层即过程层、间隔层、站控层；两网即过程层网络和站控层网络。网络结构一般采用冗余配置的双星形网络拓扑结构。

图1 智能变电站结构图

过程层[2]：包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件，以及独立的智能电子装置，为间隔层设备服务，完成模拟量和状态量的输入输出功能。

间隔层[2]：主要包括继电保护装置、系统测控装置、监测功能组等二次设备，实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，完成对一次设备的测量、控制和保护作用。

站控层[2]：包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。

过程层网络[2]：包括SV网和GOOSE网，一般采用光纤配置，完成过程层和间隔层之间模拟量和状态量的传递。

站控层网络[2]：主要是MMS网，实现站控层各设备之间的横向通信以及站控层与间隔层设备之间的纵向通信。

合并单元MU[3]：用以对来自二次转换器的电流和电压数据进行时间相关组合的物理单元，实现了电流电压就地数字化功能。通常分两类模式，一是通过电子式互感器通过光纤直接输出数字信号给MU；二是通过常规互感器加装就地MU的方式实现模数转换，采样值以标准规约方式传输给间隔层设备。

智能终端[3]：一种智能组件。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备的测量、控制等功能。智能终端将刀闸、开关位置，开关本体信息(告警等)，开关、刀闸控制等进行就地数字化。

SV[1](sampled value)：采样值。基于发布/订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务。

GOOSE[1](generic object oriented substation event)：一种面向通用对象的变电站事件。主要用于实现在多IED 之间的信息传递，包括传输跳合闸信号(命令)，具有高传输成功概率。

2 万州电厂智能变电站介绍

2.1 万州电厂升压站一次系统

万州电厂发变组系统采用单元制接线方式，发电机出口不设置断路器，升压站为500 kV GIS设备，采用3/2接线方式，两台主变和两回线路采用交叉接法，起/备变单独接于I段母线。升压站内断路器和隔离开关采用常规设计。万州电厂升压站一次系统如图2所示。

2.2 万州电厂升压站二次系统

2.2.1 数字化方式

万州电厂采用常规电磁式电压、电流互感器和常规断路器、隔离开关设计，通过就地合并单元和智能终端来实现一次设备运行信息数字化工作。通过互感器和合并单元[4]组合完成电压、电流采样值的数字化，经SV网或保护直采的方式送至间隔层设备；通过传统开关设备和智能终端[5]组合完成开关设备信息的数字化工作，将开关设备状态信息和控制信息转化为GOOSE光纤数字信号和间隔层设备交互。合并单元和智能终端采取双套冗余配置，满足继电保护双重化配置要求。

2.2.2 智能汇控柜组成

每个进线、出线、断路器间隔配置双智能汇控柜配套组合，母线PT间隔为单柜配置，所有智能汇控柜放置于GIS室内。智能汇控柜主要包括电源切换装置、智能测控装置[6]、GIS就地操作配套设备、合并单元和智能终端等设备。智能汇控柜最大的特点就是对测控功能集成。智能汇控柜将二次测控功能与GIS就地汇控功能结合在一起，构成智能化开关功能，完成GIS测量、监视、控制、联锁功能。其中智能测控装置的应用，简化了传统汇控柜中的继电器、测量仪表、光字牌等内容，优化了一次设备的控制回路，提高整个二次回路的可靠性，实现面向间隔的测控、GIS智能控制一体化。

2.2.3 保护、计量装置[3]

万州电厂升压站内断路器保护、短引线保护、线路保护、母线保护装置都采用智能化设计，保护原理和核心算法与常规保护装置差别不大，只是在通信方式上支持新一代智能变电IEC61850通信标准，支持光纤通信。

站内保护装置按照双套配置，两套保护的电压(电流)采样值应分别取自相互独立的合并单元；保护使用的GOOSE，SV网络相互独立，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行；两套保护的跳闸回路与两个智能终端分别一一对应，两个智能终端与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。

断路器保护、短引线保护、线路保护、母线保护装置采取“直采”电压和电流信号。直采是指合并单元到保护装置用光纤点对点连接，不经交换机。保护设备、智能终端设备之间的相互启动、相互闭锁、位置状态等信息交互通过GOOSE网采集。断路器保护(跳本断路器)、短引线保护、线路保护、母线保护装置采用“直跳”方式出口。直跳是指保护作用于本间隔断路器的跳闸信号到智能终端用点对点光纤连接，不经交换机。断路器失灵保护经GOOSE网跳相邻断路器。

升压站各保护装置具备远方监控技术条件，后台可以实现保护参数、保护状态、保护测量数据、运行定值和录波波形查阅，也可以进行远方定值编辑下装。

发变组保护和启备变保护采用常规设计，所有电能计量表也采用常规设计，所以升压站内发变组保护用CT、启/备变保护用CT和计量用CT/PT二次线的引出是采用电缆硬连接，断路器保护和发变组保护信息传递也是通过电缆硬连接。这样的设计在一定程度上增加了二次回路的复杂性，使得运行操作、维护、检修难度加大，但是这种连接满足了发变组保护的采样一致性，简化发变组保护设计，提高了发变组保护运行可靠性。

2.2.4 网络组成

计算机监控系统采用星形以太网双网结构，站控层(见图3)MMS网络拓扑采用双星形，冗余配置2台核心交换机。核心交换机向上连接站控层设备，向下连接间隔层网络交换机。间隔层网络交换机向上连接站控层核心交换机，向下连接间隔层设备，实现站控层各设备之间的通信以及站控层与间隔层设备之间的通信。

图3 站控层网络结构图(节选图)

过程层网络(见图4)采用SV，GOOSE单独组网，SV，GOOSE分别配置A/B双网结构。间隔层设备通过过程层GOOSE网实现本层设备之间的横向通信(主要是联闭锁、保护之间的配合等)，通过GOOSE网和SV网与过程层设备(智能终端、合并单元)实现纵向通信。

图4 过程层网络结构图(节选图)

2.2.5 站控层设备

智能站的核心应用和高级应用主要集中在站控层设备，主要包括监控主机、操作员站、工程师站、防误工作站、智能接口设备、音响报警装置、网络报文记录分析仪、信息一体化平台主机[9]。

操作员站：按照双机冗余配置，其中1台兼作防误工作站，通过防误工作站实现对全站设备的防误操作闭锁功能。在防误工作站上可进行操作预演，可检验、打印和传输操作票，并对一次设备实施防误强制闭锁；操作员站布置在集中控制室操作台上。

工程师站：站上进行计算机监控系统的维护，设置有可靠的登录保护。工程师工作站布置在热控工程师室的操作台上。

智能接口设备：主要用于与机组DCS的接口和厂级监控信息系统(SIS)联网，将电气网络系统的实时信息单向传输至DCS和系统。

信息一体化平台主机：用作站控层全景数据，包括一次设备状态监测分析结果数据、二次设备可视化数据、智能辅助系统状态数据、测控及保护数据、故障录波数据等的各种数据收集、处理、存储的中心。具备智能告警及分析决策、故障信息综合分析决策、设备状态可视化等高级应用功能。设备布置在继电保护室。

3 智能升压站应用对发电厂的新要求

3.1 保护压板配置对操作方式的新要求[7]

常规升压站保护屏配置有大量的功能硬压板和出口硬压板，而智能站无此类硬压板设置，全部用软压板代替。在升压站后台监控系统中可以完成功能、出口软压板的远方监视和操作，而在智能终端柜上配置断路器跳合闸硬压板，此硬压板为断路器公共分合闸直接出口压板，仅在一次设备转检修时或智能终端异常时停用，保护功能正常投退只能操作装置功能软压板、出口软压板。这种变化强化了监控系统功能，方便了运行操作，但是这也对运行操作票管理、防误管理提出了更高的要求，需要制订严谨的操作规程和管理规范，重大操作项目需要协同继电保护专业人员共同完成保护的投退。

智能变电站在保护装置、测控装置、智能终端、合并单元装置都配置了相应的“检修状态”硬压板，在装置的“检修状态压板”加用后，其网络数据打上了“检修”的标记，装置间的逻辑关系取决于此标记。设备检修时要投入此压板，防止保护误动，方便设备检修。在单个设备检修时，此条安全措施很容易被忽视，造成保护误动，所以要制订专项措施保证压板操作不漏项。

3.2 二次设备功能的新要求

智能升压站采用合并单元和智能终端完成对一次设备运行信息的数字化，由点对点电缆硬连接变为通信信号链路软连接。合并单元和智能终端采用与一次间隔对应配置，本间隔的互感器输出全部由对应两套合并单元完成，本间隔开关、刀闸设备状态信息输出全部由对应的智能终端完成，合并单元和智能终端故障等同于一次侧互感器和开关刀闸设备故障。

传统变电站交换机应用于站控层网络，只影响站控层功能，不影响保护功能。交换机作为智能变电站关键设备之一，发挥着极其重要的作用，不仅站控层需要依靠网络，过程层部分保护功能也建立在网络基础之上，如断路器失灵保护、备自投及连闭锁功能。交换机的故障和异常会导致部分保护功能失效。所以，合并单元、智能终端、通信链路、交换机等二次设备要等同于一次设备进行管理。

常规站和智能站都设计有时钟对时系统。常规站中，对时系统是保证全站时间一致，方便故障判断和事故分析。智能站中，互感器数据输出实际由合并单元完成，开关、刀闸数据输出实际由智能终端出口，数据采集时序直接关系到站内/站间故障及时准确判断、保护正确动作、事故分析处理，时钟对时系统保证了数据同步，参与了保护功能，所以在智能站中，将对时系统纳入保护装置进行管理。

3.3 设备管理的新要求

智能站中一次设备智能化，二次设备网络化。模拟量实现了就地数字化，物理连接变成了逻辑连接，大量的电缆连接被光纤和网线(双绞线)取代。二次回路变成了“虚回路”，二次接线端子变成了“虚端子”，二次回路中绝缘老化、端子松动、回路断线等故障维护量大大减少，然而回路中有大量的智能元件、交换机和通信设备，对运行操作、检修安全措施、试验方法、试验设备和故障排查处理等提出新的要求，必须重新制订设备规范和管理要求。

3.4 运行维护新要求

智能站将全站信息集成统一展示，后台监控系统具有事故告警管理、电气报表、事故追忆和保护管理功能，可以实现发电机、变压器、升压站一次设备在线监测，也可以完成保护设备等二次设备的在线管理。智能告警系统完成告警事件按等级、类型、颜色不同和优先级的次序进行弹出展示和声光告警，并进行智能诊断形成事故简报，方便事故分析和处理。这些信息的统一集成展示，给运行维护管理提出新的要求，设备在线监测和智能告警的应用可以实现以远程点巡检为主、就地为辅的巡视模式，提高工作效率。保护设备的在线管理对运维人员的技术水平、防误手段和远方就地双线操作闭锁等提出更高的要求[8]。

3.5 其他

万州电厂采用智能汇控柜设计，将测控功能与汇控功能集成，实现了面向间隔的测控和智能控制一体化功能。这一应用模糊了二次盘柜的设备物理分层概念，实现了“远方”和“就地”的直面交互，也实现了一次系统与二次系统的直面交互，极大方便了运行人员的正常操作、巡视、故障判断和处理。

智能升压站的扩建极不方便。智能站二次系统模型化、一体化，全站智能元件配置信息形成一个统一的SCD文件[9]，若智能站需要扩建或改造，则全站SCD文件需要改变，特别是扩建和改造涉及已投运设备，则还需要修改已运行设备的CID文件，需要重新建立模型，重新划分网络，重新配置虚端子，给发电厂和电网系统带来了极大的不便。

4 结语

智能电网是电力系统自动化发展方向，没有智能化发电厂的电力系统是不完整的，也是不科学的，相信随着智能化技术的发展，发电厂智能化也会逐步实现。

参考文献：

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

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

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

[4] 国家电网公司.智能变电站合并单元技术规范：Q/GDW 426—2010[S]. 北京：中国电力出版社，2010.

[5] 国家电网公司.智能变电站智能终端技术规范：Q/GDW 428—2010[S]. 北京：中国电力出版社，2010.

[6] 国家电网公司.智能变电站测控单元技术规范：Q/GDW 427—2010[S]. 北京：中国电力出版社，2010.

[7] 国家电网公司.智能变电站运行管理规范：Q/GDW 750—2012[S]. 北京：中国电力出版社，2012.

[8] 国家电网公司.变电站智能设备运行维护导则：Q/GDW 751—2012[S]. 北京：中国力出版社，2012.

[9] 高翔.智能变电站技术[M].北京：中国电力出版社，2012.