智能变电站应用研究

冉启鹏，吴飞，李洪江，钱富君（.云南电网有限责任公司，云南 昆明 6500；

2.云南电网有限责任公司建设分公司，云南 昆明 650011； 3.云南电网有限责任公司临沧供电局，云南 临沧 677000）

0 前言

在推进新型电力系统建设、提高电网智能化水平的进程当中，智能变电站是重要节点之一[1-4]。智能变电站的特点就是一次设备智能化，二次设备网络化，可结合多个专业的新兴技术，如智能设备、先进的传感器技术、信息标准接口和信息平台、坚强可靠通信技术等，大幅提高设备的智能化水平和运行可靠性，提高了资源使用和生产管理效率，使运行更加经济、节能和环保[5-8]。

本文介绍了智能变电站的发展历程，分析智能变电站与常规变电站的区别，从智能变电站的建设管理、设计难点和调试重点等方面详细介绍了智能变电站的建设和应用的经验，为智能变电站建设和发展提供参考和借鉴。

1 智能变电站发展历程

从20世纪80年代开始，随着计算机、网络、电力电子及通信技术的快速发展，变电站的保护控制方式也不断迭代更新，逐步从传统变电站、综合自动化变电站、IEC61850变电站、数字化变电站、智能变电站，电网向着安全、可靠、绿色、高效、智能的现代化电网迈进[9-11]。智能变电站主要发展历程如图1。

图1 智能变电站发展历程

传统变电站：20世纪80年代及以前，变电站保护设备以晶体管、集成电路为主，二次设备均按照传统方式布置，各部分独立运行。随着微机处理器和通信技术的发展，远动装置的性能得到较大提高，传统变电站逐步增加了遥信、遥测、遥控、遥调的四遥功能[12]。

综合自动化变电站：20世纪90年代，微机保护技术的广泛应用使得变电站自动化取得实质性进展。利用计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术，对变电站二次设备的功能进行重新组合、优化设计，形成了变电站综合自动化系统，实现对变电站设备运行情况进行监视、测量、控制和协调的功能[13]。

IEC61850变电站：21世纪初，开始在综合自动化变电站的基础上统一通信规约，各设备厂家由原来的多种通信规约统一为IEC61850标准，实现了站内设备通信标准化[14]。

数字化变电站：随着数字化技术的不断进步和IEC61850标准广泛应用，国内出现了基于IEC61850的数字化变电站。它具有全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级应用互动化四个重要特征。数字化变电站主要体现在过程层设备的数字化，整个变电站内信息的网络化，一级断路器设备的智能化，而且设备检修工作逐步由定期检修过渡到以状态检修为主的管理模式[15]。

智能变电站：近年来，智能电网中的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[16]。

2 智能变电站与传统变电站的区别

2.1 规划设计原则

智能变电站的设计围绕智能电网“安全、可靠、绿色、高效”的目标，按照全站信息统一共享的原则推进智能变电站的建设，依据一体化电网运行智能系统标准实现主站子站统一建模，全面推广智能远动机，部署二次智能运维系统，提高变电站运维效率。推进站控层设备一体化，整合站控层资源，实现与主站通信以及主站子站的深度互动。广泛利用合并单元、智能终端综合实现过程层设备数字化和网络化。同步部署二次智能运维系统建设，推动变电站在线监测及新技术的应用。

2.2 智能变电站二次系统结构与常规变电站区别

智能变电站采用三层两网结构，即站控层、间隔层、过程层三层设备，站控层、过程层两层网络。如图2所示。

图2 网络结构图

站控层设备：监控主机、数据通信网关、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师工作站、PMU数据集中器和计划管理终端等。

间隔层设备：继电保护装置、测控装置、故障录波装置、网络记录分析仪、稳控装置等。过程层设备：传统互感器、智能终端、智能组件等。

站控层网络：站控层网络是间隔层设备和站控层设备之间的网络，包括站控层中心交换机和间隔交换机，实现站控层内部及站控层和间隔层之间的数据传送，分A、B、C网，传输协议采用MMS，故也称为MMS网。

过程层网络：过程层网络是间隔层设备和过程层设备之间的网络，包括过程层中心交换机和间隔层交换机组成，过程层网络由GOOSEA、B网组成，传输遥信、遥控、保护跳闸、闭锁等信号。

2.3 智能变电站与常规变电站继电保护配置区别

智能变电站保护配置与常规站继电保护装置在原理上没有差别，只是由于GOOSE网的应用，带来了组网方式的变化。保护装置之间、保护装置与一次设备之间由原来的电缆直连变成光纤连接，传统的装置形式有了很大的改变，光纤通信取代了大部分的常规站内连接电缆，没有了常规回路的电气开断点，使得传统的装置维护和校验方式变得不适用，继电保护调试工作也带来了翻天覆地的变化。如图3所示。

图3 保护装置配置图

3 智能变电站应用

3.1 建设管理

1）策划先行。编制相关建设管理策划书，全面分析智能变电站建设管理的重点、难点，强化组织保障、横向协同，梳理出关键任务并明确完成时限、责任到人，确保各项工作有序推进。

2）驻厂培训。建设单位组织系统运行部门、各设备供应厂家、集成厂家、物资公司、设计单位、施工单位、监理单位、运行单位集中到集成厂家开展技术培训和厂内联调工作，通过边学习、边调试的模式，让各单位主要人员迅速理解和掌握智能变电站的建设要点、流程及调试设备使用，为智能变电站建设进度和质量控制奠定坚实的基础。

3）整合多方资源加强质量管理。在工程建设前期联合调度、各参建单位及相关运行单位、各设备厂家组织召开智能站继电保护并网风险管控专题会议，会议组织专家对智能变电站设计方案进行专项审查，重点对SCD配置文件、过程层设备布置方案、控制回路、网络通道等进行审查，对审查发现的问题及时提出处理意见。厂内联调、现场安装调试及验收过程中发现的问题及时提交会诊，群策群力优质高效推进各项工作。

3.2 设计工作难点

1）设备的组屏问题。常规站设备与智能变电站设备测控、录波等装置大小不一样，组屏方案需要调整。

2）智能终端接口问题。厂家提供的1个油压低闭锁重合闸节点接入到第一套断路器智能终端中，由第一套断路器智能终端发送油压低闭锁信号至第二套智能终端，第二套智能终端只会接收到告警信号，而无法闭锁重合闸。

3）站用变智能终端。没有专门的非电量开入，导致只能在外部通过增加继电器处理。

4）对规范的理解不同。智能变电站过程层组网，根据设计规范，光缆、网线、电缆选择及敷设双重化保护的GOOSE跳闸控制回路等需要增强可靠性的两套系统，应采用各自独立的光缆。主控楼计算机房与各小室之间的网络连接应采用光缆。起点、终点为同一对象（断路器/间隔）的缆芯可合用同一根光缆（过程层网络A1、A2或B1、B2可合用一根光缆），整合后光缆芯数不超过24芯。运行单位提出过程层A1和A2网、B1和B2网不能共用1根光缆，应分开采用单根光缆进行组网，全站部分智能终端、保护装置及交换机的ODF配线A1和A2、B1和B2共用一个熔接盒或光配箱，需要分开。

3.3 调试工作重点

3.3.1 调试特点

智能变电站站二次调试流程与常规变电站不同，大量工作在出厂联调阶段完成，具有以下特点：

①在模型程序不变的前提下，在出厂前完成全站组网，装置相关配置下装，大大缩短现场组网耗时。

大豆食心虫绝大多数的卵产在豆荚上，少数卵产于侧枝、叶柄和主茎上。以3到5厘米的豆荚上产卵最多，幼小嫩绿荚上产卵较多，2厘米以下的很少产卵。一粒豆荚上产卵1到3粒不等。入荚的幼虫大约可咬食两个豆粒，大豆食心虫喜欢在多毛的品种上产卵，对于结荚时间长的品种容易受害。

②对全部装置进行了相关试验，确保装置程序及动作逻辑满足要求。

③对所有屏柜结构，配线提前提出要求，变更修改更加便捷。

④厂内用时增多，现场可能会面临工期紧张，投运延后的情况。

调试流程和各阶段调试工作量如图4、5所示。

图4 调试流程

图5 各阶段调试工作量

3.3.2 出厂联调主要工作

智能保护变电站建设的核心是二次设备组网，也就是goose网的组建，出厂联调工作包含了主要保护测量设备厂家二次设备组网后系统调试的所有工作，以500 kV智能变电站为例，主要包含以内容：

1）联调前测试准备阶段：全站SCD配置文件的下装、系统组态配置、全站交换机配置、全站SCD虚端子关联配置检查、站控层设备配置检查、硬件设备验收、装置单体调试等工作。

2）功能分系统联调阶段：继电保护系统调试、测控系统调试、计算机监控系统调试、智能故障录波调试、网络分析、通讯中断检验、时间同步性能测试等工作。

3）二次系统联调阶段：500 kV线路间隔系统测试、500 kV高抗间隔系统测试、500 kV主变间隔系统测试、500 kV断路器间隔系统测试、220 kV线路间隔系统测试、220 kV母线、母联测试、35 kV间隔系统测试等项目。

①测控装置和相应智能终端的遥测、遥信、遥控调试，并在后台正确显示和操作，其中遥控调试需带上五防逻辑闭锁功能。

②保护装置和相应智能终端的完整保护功能调试，在后台、故障录波、网分上能正确显示保护动作信息。

③后台对保护装置的定值召唤及修改、软压板遥控等功能正确实现。

④测控、保护装置的电B码对时，智能终端的光B码对时，后台的网络SNTP对时。

⑤全站通讯调试期间，需检验网络分析仪功能。

3.3.3 联调工作的重点和难点

①组织好设计单位在联调开始前向集成商提供尽可能贴近运行要求的主接线图、虚端子表、设备清单，组织好各设备厂家向集成厂家提供ICD模型文件，ICD文件应遵循《变电站 IEC61850 工程通用应用模型》规定，并与装置保持一致，由集成厂家完成系统SCD集成，各厂家联调结束后装置版本、检验码、CID文件等现场不允许再进行变更。

②厂内调试阶段需要完成二次设备的功能试验，包括各设备的参数化工作，如监控系统绘制主接线、装置的实例化、GOOSE配置、外厂家规约接入与调试等，根据现场的实际情况完成厂内调试工作，尽可能的减少现场的调试工作量.

③组织运行单位提供全站顺控操作票、五防逻辑原理图，运行单位及施工单位应保证联调现场有经验丰富的运行及调试人员在现场，协助集成厂家完成SCD文件配置，特别是设备MAC地址分配、IP地址分配、IEDName分配、虚端子连线、静态组播、VLAN划分等重点工作，尽可能减少SCD文件在竣工验收阶段的修改，有效节约电气安装阶段的工期。

④在监理及运行单位的见证下，施工单位及各厂家完成联调过程中的消缺工作，整理调试报告，各设备具备发货条件。

3.3.4 现场安装调试工作的重点和难点

1）保护调试内容方面

①光纤检查、光功率及裕度测试。

②站控层：后台增加了链路状态信号及分图，保信子站功能被包含于智能录波器。

③间隔层：测控装置仅有少量硬接点开入，屏柜电缆数减少，判断测控接收某开入实际状态需结合虚端子；保护屏内取消操作箱；模拟量采集仍采用电缆接入的方式；间隔层设备对时仍使用电B码对时。

④过程层：过程层交换机组网过程消除断链；光纤标签的要求更加精细；过程层智能终端对时采用光B码对时；增加智能组件柜的调试工作。

⑤针对GO0SE等提出的检修机制、准确性、快速性、同步性等技术原则验证。

⑥针对IED装置硬压板硬接点被软压板软报文等取代而提出的上送信息检查。

⑦针对智能保护装置、智能终端等新型设备而增加的调试项目。

⑧针对设备数字化所带来的差异而提出的配置文件及虚端子验证等。

⑨保护逻辑的调试和常规站一样，但出口测试手段变发生了一定改变。

2）测试工具方面

①数字化继电保护测试仪可实现发送SV与订阅、发布GOOSE报文。

②报文分析仪，可实时抓捕网络报文供技术人员分析使用。

③网络测试仪可以对交换机进行性能测试。

3）SCD配置文件方面

在智能变电站的调试过程中SCD文件作为贯穿全部二次智能设备的基础文件，设计单位提供给集成厂家虚端子表的快速性和准确性，是智能变电站能否可以开始调试的基础。建设单位前期明确要求设计单位出具虚端子表时间、要求集成商完成SCD配置文件的时间节点，关于虚回路的规范性只能在SCD配置文件出来之后，通过和已经投运的智能变电站的对比，保障基础回路正确的基础上对需要增加的回路再进行调整。

4）组网工作方面

在SCD文件制作完成后组网也是作为制约变电站调试进度的一个问题。目前在智能变电站组网作业中由调试人员配合交换机厂家组网，厂家先配置，调试人员通过对照配置文件和装置的断链情况进行核查，最后完整组网，通过故障录波功能检查进行一次全面的梳理。在镜像组网时要求各厂家交换机能实现镜像组网功能，对于不能完成镜像组网的交换机需要和中调进行报备后方可不进行镜像组网。在今后的智能变电站建设过程中，物资招标时在技术规范书中明确要求交换机支持多条镜像令，具备镜像组网功能。

4 结束语

随着科学技术不断进步，融入自然、生态环保、环境友好、和谐共生等理念将持续融入变电站的设计当中，安全、可靠、绿色、高效的智能变电站将是发展的必然。智能变电站采用三层两网结构，使用光缆代替电缆减少回路开断点、节约工程造价，采用模采网跳方式提高数据同步率、准确率和可靠性，与传统变电站相比具有显著优势。同时智能变电站80%的调试工作在集成厂家完成联调，只有20%的调试工作在现场开展，将大大缩短现场安装、调试时间，并在出厂联调阶段对全部装置进行相关试验，确保了装置程序及动作逻辑正确可靠。

本文全面分析了智能变电站管理策划、设计、调试、验收投产各阶段工作的重点、难点，提出了管理提升建议，为今后智能变电站建设积累了经验、储备了人才。