110 kV变电站智能化改造技术及配置方案优化

陈惠雄

（惠州市鸿业电力有限公司，广东 惠州 516000）

0 引 言

电力是各行各业与民众生活中不可或缺的能源，随着用电量的逐年增加以及人们对供电服务的高要求，电力企业面临着空前的挑战。因为目前广泛使用的110 kV变电站设备不利于维护检修，存在着很大的用电安全隐患，所以建设智能变电站用以解决问题。110 kV变电站的改造是国家电网智能改造的首批工程之一，其核心项目就是对智能变电站的改造和建设，是电力部门正在实施的重要工程。与此同时，变电站智能改造配置方案的优化，也是同等重要的任务。

1 研究方向

按照电网智能化统一规划、统一要求、统一建设的规范和统筹规划、统一标准、试点先行、整体推进的主体工作思路，顺利实施智能变电站的项目改造。探索总结实践经验，推动变电站自动化、数字化和标准化目标实现，以某110 kV变电站智能化升级为例，探讨加快110 kV变电站智能化升级的进程以及对配置方案的优化，关键内容表现在以下两个方面。（1）一次设备改造，传统变电站中电流互感器和电压互感器的输出是模拟量，必须通过采样和模数转换器转换为数字量，以与数字设备的接口相匹配。为了解决二次系统机构复杂、产量增加以及负荷能力增加等问题，有必要提高一次设备的智能化水平。（1）关于二次系统智能化的改造，在全站通信协议标准化的确立过程中必须根据DL/T 860—2004《变电站通信网络和系统》规范进行。新增加的站控层功能涵盖装置状态的可视化、控制顺序、分析决策应用以及智能化告警，变电站内可增加智能接口机，对站内的电力辅助设施、直流、在线监测等进行统一接入。

2 110 kV变电站智能化改造技术及配置优化方案

某110 kV变电站1号主变于2007年投产，2号和3号主变于2015年投运。改造变电站的思路为利用物联网技术和大数据平台，推进智能变电站安全设施与监控系统的互联互通，借助计算机通信技术完成信息共享和数据交换[1]。

2.1 一次设备智能改造优化方案

2.1.1 开关柜设备智能优化改造

现有10 kV I段高压柜15面，10 kV II段高压柜18面，10 kV III段高压柜9面。因为10 kV I、II、III段高压柜运行状态不佳，极其容易发生触点迟钝与合闸线圈被机构烧损的问题，一定程度上阻碍了智能变电站的发展，所以采用位于地电位的直流电源直接供电方式，这样提高了采集器的运行可靠性，维护简单，停电时间短。

计划更换为电动操作的新型中置柜，真空开关。本次改造安装24回出线间隔，两个分段间隔，3个主变进线间隔，4个电容器组间隔，3个母设间隔，3个消弧线圈间隔。利用带电动操作机构的开关柜取代原有10 kV开关柜，在手车底盘上安装10 kV断路器，该手车底盘最明显的设计特点就是里面的驱动设施可以通过手动的方式移进或者移出断路器，而且该操作能够在不打开开关柜门的情况下完成。同时将接地装置安装在手车底盘上，实现与开关柜接地母线的连接，让开关柜的接地方式更有效。

如果需要在开关柜上安置智能控制单元，就必须对断路器手车实施智能化改造，利用自动的方式取代传统手动进行移进或移出的方式。断路器能够实现在其工作位置与内试验/隔离位置电动的移进或移出。为了使开关柜的安全性更高，还有必要智能化改造开关柜，利用智能控制/保护单元系统替代原来单一的机械锁形式，真正实现双重联锁的保护功能。

2.1.2 互感器设备智能优化改造

变电站现有21台正立油浸式110 kV电流互感器、6台JCC1M-110电磁式110 kV母线电压互感器以及3台TYD110/√3-0.01H电容式线路电压互感器。本次改造将对全部电压互感器和电流互感器进行更换，将原有的110 kV电压等级互感器换成电子式电流电压互感器[2]。

一般利用激光供电的模式设置电子式互感采集器的工作电源，但该措施不方便维护和更换，导致高压侧一次停电的时间增加。改进措施可以考虑将供电方式改用地电位的直流电源直接提供，如此设置可以提升采集器安全性，并且维护方便，大大缩短了停电的时间。针对10 kV间隔的设置方案，可以根据GB/TS/072—2014《110（66）kV～220 kV智能变电站设计规范》中的相关规定，35 kV 及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜采用常规互感器或模拟小信号输出互感器。比起常规的互感器，小信号电子式互感器的优势更明显，不仅不存在磁路饱和的问题，而且低压侧开路或短路时没有引入高压的危险，消除了因短路可能引起的人身伤亡与设备损害等安全隐患。

2.2 二次系统的智能化改造优化

2.2.1 二次网络的优化选择

随着电网改造技术和制造能力的加强，变电站的组网模式和改造措施也更加规范化和科学化。按照相应的网络结构和适应区域，遵循行业对智能变电站的规范标准，与本站实际情况相结合，在本次改造中推荐的二次网络结构如下文所述。

（1）利用3层两网的结构组建110 kV设备网络架构，详见图1。直采直跳的保护测控设施是3层两网的特点，而其他设备按照实际需要采用直采直跳或者经过GOOSE网以及61850-9-2 SV网和过程层进行联系。站控层网络为单星型结构，而过程层网络则是采用双星型结构布置，如此组网的最大优点是可以较少接线光纤，并确保测控设备的安全性[3]。（2）过程层采用传统连接方式，不再配置合并单元与智能终端，间隔层设备和过程层设备通过电缆连接。间隔层设备与站控层之间的通信以IEC61850规约为基础，10 kV间隔层设备因设备下放至就地安装，网络架构采用传统连接方式，如图2所示。

图1 3层两网结构

图2 过程层采用传统连接方式

2.2.2 站控层智能改造技术方案

有些功能必须在站控层完成，主要包括控制顺序、源端维护、告警智能化、设备状态可视化以及五防闭锁一体化，分别做如下阐述。

（1）顺序控制。系统按照实际需求发出的一批指令就是顺序控制，当每一条指令发出后，系统会接收到设备运行状况信息，然后根据这些信息的变化状态判断该条指令的执行程度，只有在该条指令执行到位的情况下，系统方可开始执行下一条指令，指导全部执行完全部指令。全部执行完指令后，操作票会在系统内自动生成，顺序控制流程如图3所示。

图3 顺序控制

通常在某些具备严密逻辑顺序的运行中利用顺序控制。例如，倒闸操作可以采取该控制，根据操作票的执行顺序和校验结果改造变电站，利用智能设备的自动化完成操作票的执行过程，实现智能化。

（2）源端维护。源端维护的优势是供应不同的可描述的配置参量，维护时利用统一配置工具生成配置文件。变电站标准配置文件的获取可以通过变电站自动化系统与调度/集控系统实现，可以在自身数据系统中自动导入。同时，变电站自动化系统的主接线图和分画面图形文件以标准图形格式提供给调度、集控系统直接使用。站内应用源端维护功能，能够明显缓解调试和维护人员的工作压力。压力主要来源于调度系统和自动化系统，通过该功能确保参数和模型的正确性和唯一性[4,5]。

（3）智能告警及分析决策功能。智能变电站的一二次设备在线自动校验和预警系统利用智能告警功能来实现，完成电流、功率的自动效验以及电压的监测。自动校验功能可以实现状态量采集和控制出口的监测，进行在线校核继电保护定值。此外，智能变电站智能告警可以在机器发生故障时，自动报告故障的位置以及故障处理的建议。从决策层次进行分析，关键具备建模、自治以及协调3种能力[6,7]。

（4）设备状态可视化。设备状态可视化具备两方面的功能，其一是对站内设备运行状态进行展示，其二是利用不同的图形工具进行高质量显示，展现设备状态可视化。一方面展示了变电站内设备的运行状态，另一方面可以借助各类图形工具优化显示，使设备运行信息可以按要求显示一维、二维甚至三维界面，使设备运行更加清晰。为了能够共享不同系统之间的数据，构建以CIM为标准的XML文件，或者构建SVG的单线图文件。

智能化变电站的设备状态可视化框架如图4所示，包括模型维护、可视化装置、界面图形以及信息分析等。可视化配置可以实现形式和界面的合理配置；信息分析系统用来分析收集的数据，按照可视化配置标准，最终形成显示资料；图形界面功能可以有效满足配置图的要求；模型维护是为智能电网的可视化配置提供.xml文件的.svg文件、地理接线图以及单线图，然后维护变电站的可视化资源。

图4 智能变电站的设备可视化实现

（5）五防闭锁一体化。在变电站一体化的监控系统中，五防闭锁功能是最关键的构成部分之一，该系统设置在站控层，核心作用是避免误操作。在遥控误操作的预防中，可按照站内设备接线和操作票专家系统，利用五防闭锁能力充分完善其逻辑判断功能，然后按照站内设备运行状态以及设施的网络拓扑情况完成功能设计。五防闭锁一体化建立了一种包括监控后台、远动所有站控层的一体化五防，从而形成了统一的锁定逻辑判断和统一的数据模型，使得变电站五防系统的结构得以简化，同时能够兼顾控制层的各种要求。

2.2.3 间隔层改造方案

变压器的电量保护可以选择双套配置，而10 kV保护和110 kV侧线路保护则可以应用单套配置。

（1）线路保护。直接点对点采样，间隔合并单元电压和电流信息以及智能终端断路器和闸刀开关在此间隔内的位置等状态信息。跳闸合闸命令通过GOOSE点对点接口快速发送至智能终端，断路器的跳闸合闸操作通过智能终端完成。

（2）变压器保护。变压器电量保护配置为两套，每套保护包括完整的主保护和后备保护。变压器每侧合并单元配置为双套，中性点电流并入高压侧合并单元。非电量保护配置为单套，信息通过本体智能终端发送至工艺层GOOSE网络，保护装置就地安装，电缆直接跳闸[8]。

（3）备用电源自投。通过110 kV SV网络对备用自动切换相关间隔的组合机组电压和电流信息进行采样，通过110 kV GOOSE网络采集智能终端断路器的状态信息、刀闸位置与保护控制装置的逻辑锁定信息，实现全站自动切换功能，无需设置设备自动开关装置，功能设置为站控层装置。

（4）录波。采用集中录波方式，设置单独录波装置，录波装置的网络分析功能可以让网络分析记录和故障录波同步进行。

2.2.4 过程层改造方案

（1）电子式互感器。通过数字接口对光纤接口进行串行编码，将电子式互感器的测量值传送到合并单元。保护电流的标度因子为0x1cf，电流和电压的标度因子为0x2d41，10 kV线路、分段以及电容间隔配置一套单台小信号组合式电压电流互感器[9]。

（2）智能终端。断路器操作功能是智能终端的典型特征，可以执行跳闸保护、遥控分合、合闸、重合闸以及相关命令，以单套智能终端配置110 kV线路以及母设间隔。

2.3 设备状态智能监测配置优化方案

2.3.1 主变在线监测

主变在线监测安装油色谱分析设备在3台主变上，应该考虑利用以一带三的模式节约成本，另外新增的主变同时实施局放电检测，详情如图5所示。

图5 主变在线监测

2.3.2 断路器在线监测

断路器机械故障隐患可以借助断路器在线监测系统进行检测。分合闸线圈电流波形会因为传动机构异常而变化，如果断路器传动机构存在故障，那么将体现在分合闸磁铁线圈带电持续时间变长和电流波形畸变等现象中。考虑到110 kV开关及主变低压侧开关的重要性，本方案对SF6气体压力和微水监测以及110 kV断路器进行动作特性监测，对主变低压侧断路器进行动作特性监测。

2.3.3 开关柜母线、探头测温

计划将红外线测温探头设置在主变低压侧10 kV开关柜内，利用点式红外温度测量仪进行母线连接处的测量。红外温度测量必须每天自动利用网络在主系统上接收通过红外线测定的温度数据，倘若设备温度突破设定值，系统就会自动发出警报。变电站内的设备运行状况都可以利用红外测温技术进行实时监测，真正实现变电站的智能化。

2.3.4 避雷器监测

避雷器在线监测系统既可以记录避雷器动作次数、监测避雷器持续电流，也能够监测三相避雷器持续电流矢量和的值（310值）。通过了解阻性电流增量与310值的内在关联，可以及时发现避雷器的最初故障，把异常信息发送给在线监测后台系统，让操作人员获悉避雷器的故障信息，真正实现故障实时报警的功能。

3.3.5 在线监测系统结构

为了让通信协议和不同设备接口实现统一化，按照关联的规范要求，有效整合监控后台与不同的在线监测系统，实现一个完整电网监测系统。先将设备层状态监控采集的数据进行建模，然后传输到监测子系统（站控层状态监测）单独设置设备层状态监测单元，也可以将设备进行合并，内容包括测控装置[10]。在线监测系统结构如图6所示。

图6 在线监测系统结构

3 结 论

本文对110 kV变电站的智能化改造措施进行全面且深度地探讨，根据相关规定，综合当前区域电网变电站的实际状况，提出了变电站智能化改造技术的方案，以期为区域电网的变电站智能化改造积累借鉴的经验。在电网工程中，变电站极其重要，唯有变电站实现了智能化才能保证电网的智能化。智能变电站具备计量、监测、信息采集、控制以及保护等功能，也可以按照电网的实际需求开发实时自动控制、线上研究、智能调节、线上决策等高级功能，为国民经济和社会生活提供良好的电力能源。