吳 威，宋亮亮

(1.江蘇省電力公司,江蘇南京210024；2.江蘇省電力公司電力科學(xué)研究院，江蘇南京211103)

我國智能電網(wǎng)建設(shè)進(jìn)入了快速發(fā)展階段，其中“十二五”期間國網(wǎng)公司將建設(shè)110 kV及以上智能變電站6100座?；贗EC 61850標(biāo)準(zhǔn)的智能變電站將變革傳統(tǒng)變電站的一、二次設(shè)備，設(shè)備高度集成化、智能化的變電站將簡化運(yùn)行人員操作，縮短設(shè)備停電維護(hù)時間，促進(jìn)電網(wǎng)向調(diào)控集中化，設(shè)備維護(hù)向集約化發(fā)展。

根據(jù)國網(wǎng)公司智能變電站建設(shè)“統(tǒng)一規(guī)劃、統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)、統(tǒng)一建設(shè)”的原則要求，目前江蘇電網(wǎng)先后建成投運(yùn)220 kV西涇智能變電站，500 kV常熟智能變電站、220 kV廣匯智能變電站、500 kV天目湖智能變電站等。和常規(guī)變電站相比，智能變電站采用了眾多新技術(shù)，如一、二次設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測、電子式互感器、一體化監(jiān)控系統(tǒng)、1588網(wǎng)絡(luò)對時技術(shù)、一體化保護(hù)測控裝置等。光纖傳輸方式相比傳統(tǒng)電纜具有抗干擾強(qiáng)、占用空間少、數(shù)據(jù)信息量大的優(yōu)點(diǎn)；同時對監(jiān)控系統(tǒng)的統(tǒng)一建模和網(wǎng)絡(luò)通信傳輸方式為實(shí)現(xiàn)設(shè)備互聯(lián)互通以及開展智能變電站高級應(yīng)用打下基礎(chǔ)。由于500 kV變電站在電網(wǎng)中的地位重要性，其對一、二次設(shè)備的可靠性要求更高。在當(dāng)前智能變電站技術(shù)方案不斷優(yōu)化的條件下，綜合考慮其運(yùn)行可靠性、技術(shù)性、經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)顯得尤為重要[1]。

1 天目湖變電站簡介

天目湖變電站是江蘇電網(wǎng)按智能化要求設(shè)計建設(shè)的500 kV變電站，由原當(dāng)涂-惠泉雙線開斷環(huán)入形成當(dāng)涂-溧陽雙回線、溧陽-惠泉雙回線，該站是“皖電東送”通道的江蘇落點(diǎn)站。

天目湖變電站本期建設(shè)規(guī)模：500 kV采用二分之三接線方式，為敞開式結(jié)構(gòu)，4串共10組斷路器，為北京ABB產(chǎn)SF6斷路器；2臺1000 MV·A主變均為中電裝備東芝生產(chǎn)；220 kV部分采用雙母雙分段接線方式，采用GIS結(jié)構(gòu)，為河南平高東芝生產(chǎn)，共12個出線間隔；35 kV部分主要用于無功補(bǔ)償及站用電，2臺主變各帶一條母線，2臺站用變，4臺電容器。

根據(jù)現(xiàn)有智能變電站建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定[2]，天目湖變電站的主變壓器配置油中含水、油中氣體和鐵心接地電流等在線監(jiān)測裝置，并埋置局放傳感器。500 kV斷路器配置SF6氣體壓力等在線監(jiān)測裝置，220 kV GIS設(shè)備配置SF6氣體壓力等在線監(jiān)測裝置，并埋設(shè)局放傳感器。500 kV和220 kV避雷器配置泄漏電流和動作次數(shù)在線監(jiān)測裝置。

天目湖變電站二次系統(tǒng)采用傳統(tǒng)互感器+合并單元就地數(shù)字化的接口方案，實(shí)現(xiàn)電流電壓模擬量采集數(shù)字量輸出；二次設(shè)備采用一體化技術(shù)方案，包括合并單元和智能終端一體化，保護(hù)和測控裝置一體化，所有過程層設(shè)備均采用就地按斷路器布置，減少了就地柜的數(shù)量；繼電保護(hù)系統(tǒng)采用“直采直跳”模式，除失靈聯(lián)跳其他開關(guān)和主變跳母聯(lián)、分段采用網(wǎng)絡(luò)方式跳閘外，其余保護(hù)功能都是采用點(diǎn)對點(diǎn)的直跳方式，保證跳閘回路的可靠性。采用一體化監(jiān)控系統(tǒng)集成SCADA數(shù)據(jù)采集、視頻監(jiān)控、二次安防、狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)等功能。

2 天目湖變電站二次系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

天目湖變電站間隔層和過程層設(shè)備及網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)搭建依據(jù)國網(wǎng)相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)[3，4]建設(shè)。該站網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)采用典型的三層兩網(wǎng)設(shè)計，過程層設(shè)備主要包括模擬量輸入合并單元加智能終端和獨(dú)立的電壓互感器合并單元，間隔層設(shè)備主要包括保護(hù)測控一體化裝置、保護(hù)裝置、獨(dú)立測控裝置以及故障錄波器等，站控層設(shè)備主要包括監(jiān)控后臺、遠(yuǎn)動裝置、一體化信息平臺等。

站控層配置全站統(tǒng)一的雙重化星型網(wǎng)絡(luò)，各電壓等級的間隔層保護(hù)裝置、保護(hù)測控裝置、測控裝置、故障錄波器和站控層監(jiān)控后臺、遠(yuǎn)動裝置、一體化平臺都同時接入雙重化的站控層網(wǎng)絡(luò)中，雙網(wǎng)絡(luò)冗余工作，保證網(wǎng)絡(luò)的可靠性[5，6]。

500 kV過程層網(wǎng)絡(luò)按GOOSE網(wǎng)、SV網(wǎng)獨(dú)立雙重化設(shè)計，220 kV過程層網(wǎng)絡(luò)按GOOSE，SV共網(wǎng)雙重化設(shè)計，站控層網(wǎng)絡(luò)采用MMS，GOOSE，SNTP時間同步三網(wǎng)合一、雙網(wǎng)設(shè)計。全站二次系統(tǒng)結(jié)構(gòu)關(guān)系圖如圖1所示。

圖1 500 kV天目湖變電站二次系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖

3 天目湖變電站二次系統(tǒng)功能分析

3.1 保護(hù)測控功能合一

天目湖變電站500 kV開關(guān)和220 kV線路、母聯(lián)、分段采用保護(hù)測控一體化裝置。由于500 kV開關(guān)保護(hù)和220 kV線路保護(hù)、母聯(lián)保護(hù)、分段保護(hù)都是雙重化配置，因此該站的測控功能也隨著保護(hù)實(shí)現(xiàn)了雙重化。裝置的保護(hù)和測控功能都由同一個CPU實(shí)現(xiàn)，保護(hù)功能和測控功能相互獨(dú)立，互不影響，保護(hù)功能和測控功能的定值和軟壓板相互獨(dú)立，可在不同的界面進(jìn)行整定，且定值和軟壓板互不影響。但是保護(hù)功能和測控功能的程序版本并未區(qū)分，裝置異常處理或檢修維護(hù)時可能會相互影響。保護(hù)功能和測控功能所需的SV信息和GOOSE信息都是通過同一個物理鏈路傳輸?shù)?，且裝置檢修壓板也只有一個，因此裝置的保護(hù)功能和測控功能不能單獨(dú)檢修，只能以裝置為單位進(jìn)行檢修。

3.2 雙測控功能應(yīng)用

正常運(yùn)行時，2套測控之間同時工作、相互獨(dú)立，同時向站控層上傳遙測量、遙信量等信息，接收到站控層的命令也都能執(zhí)行。但對于監(jiān)控后臺和調(diào)控中心而言，開關(guān)、刀閘的位置信號以及一次設(shè)備本體信號只需顯示一個即可，同時顯示多個反而會造成不一致而影響運(yùn)行監(jiān)視的效果；對于監(jiān)控后臺和調(diào)控中心的下發(fā)的遙控命令而言，也只需要一套保護(hù)測控裝置執(zhí)行即可。因此，雙套測控存在主、從關(guān)系，對于開關(guān)位置信號、本體信號等，監(jiān)控后臺或調(diào)控中心只顯示主測控的信號，從測控的信息只存入數(shù)據(jù)庫而不顯示；對于遙控命令，監(jiān)控后臺或調(diào)控中心只發(fā)送給主測控執(zhí)行。對于智能IED裝置自檢信息、告警信號，需要同時監(jiān)視。因此，監(jiān)控后臺和調(diào)控中心同時顯示這些信息。

雙測控的主、從關(guān)系可通過監(jiān)控后臺根據(jù)當(dāng)前各測控裝置的運(yùn)行情況確定，通常默認(rèn)運(yùn)行在A套。監(jiān)控系統(tǒng)可手動切換雙測控的主、從狀態(tài)，也可根據(jù)鏈路狀態(tài)、告警信號等自動切換，現(xiàn)場運(yùn)行時為了保證監(jiān)控系統(tǒng)不會頻繁切換測控裝置，一般選擇手動切換模式。監(jiān)控系統(tǒng)數(shù)據(jù)庫中同時存在兩套測控裝置的實(shí)時運(yùn)行數(shù)據(jù)，但由于監(jiān)控系統(tǒng)的運(yùn)行數(shù)據(jù)還要給遠(yuǎn)動裝置，為此在監(jiān)控數(shù)據(jù)庫中定義了一套虛裝置，其值對應(yīng)為當(dāng)前運(yùn)行的實(shí)裝置值。

雙測控的應(yīng)用實(shí)現(xiàn)了在不影響正常運(yùn)行的情況下對測控的檢修工作，且一套測控異常時，可以通過一套測控實(shí)現(xiàn)正常的監(jiān)視和控制，提高了設(shè)備運(yùn)行的可靠性。但保護(hù)測控裝置需要進(jìn)行保護(hù)檢修時，需要將主測控切換到另一套裝置才能進(jìn)行，裝置恢復(fù)運(yùn)行時也需要檢查測控功能處于正常運(yùn)行狀態(tài)，一定程度上增加了操作復(fù)雜度。

3.3 模擬量輸入智能組件應(yīng)用

電子式互感器在先期的試點(diǎn)智能變電站中的運(yùn)行情況并非理想，影響現(xiàn)場可靠運(yùn)行的關(guān)鍵技術(shù)步還需深入研究，為此，從保證設(shè)備運(yùn)行可靠性的角度出發(fā)，智能變電站中在模擬量采樣方面逐漸轉(zhuǎn)向采用常規(guī)互感器+合并單元的方式實(shí)現(xiàn)采樣的就地數(shù)字化。在控制和信息采集方面，智能變電站普遍采用智能終端作為二次設(shè)備與一次設(shè)備之間的接口實(shí)現(xiàn)數(shù)字化。智能變電站應(yīng)用中，合并單元和智能終端都是就地布置設(shè)備，都布置在一次設(shè)備的就地控制柜內(nèi)。為了提高設(shè)備功能的整合程度，該站采用智能終端和合并單元一體化設(shè)計，既實(shí)現(xiàn)電流電壓模擬量的采集上送，又完成就地開關(guān)量信息的采集和保護(hù)測控控制命令的執(zhí)行。全站模擬量輸入合并單元加智能終端采用雙重化配置，A套、B套上下布置的方式位于同一面就地匯控柜內(nèi)。500 kV線路、主變另設(shè)單獨(dú)的電壓合并單元，布置于邊斷路器就地匯控柜內(nèi)（主變220 kV電壓合并單元布置于主變中壓側(cè)控制柜內(nèi)），完成電壓信號的單獨(dú)采集，并直接送至保護(hù)測控裝置。

模擬量輸入合并單元加智能終端的合并單元功能和智能終端功能相對獨(dú)立，由不同插件完成，即SV點(diǎn)對點(diǎn)接口和GOOSE點(diǎn)對點(diǎn)接口分別布置在不同的插件上，避免了相互影響。合并單元智能終端一體化裝置分別設(shè)置SV檢修壓板和GOOSE檢修壓板，且與SV、GOOSE報文分別對應(yīng)。模擬量輸入合并單元加智能終端CPU插件的接口可同時輸出GOOSE和SV報文，減少設(shè)備接口的配置。

3.4 二次設(shè)備組屏原則

天目湖變電站全站線路保護(hù)、開關(guān)保護(hù)測控、母線保護(hù)、主變保護(hù)、母聯(lián)保護(hù)、分段保護(hù)、模擬量輸入合并單元加智能終端及合并單元均為雙套配置。其中500 kV開關(guān)保護(hù)測控、500 kV線路保護(hù)、主變保護(hù)、500 kV母線保護(hù)、220 kV母線保護(hù)的A套和B套分別組于兩面屏柜中，500 kV開關(guān)保護(hù)按串組屏，500 kV線路保護(hù)按線路單獨(dú)組屏，500 kV母線保護(hù)I母和II母組于一面屏柜中，主變保護(hù)按主變單獨(dú)組屏，220 kV母線保護(hù)按雙母線組屏，220 kV母聯(lián)保護(hù)、220 kV分段保護(hù)、220 kV線路保護(hù)的A套和B套組于一面屏柜中。

該布置方式節(jié)省了大量屏位，減小了保護(hù)小室的面積，但對其中一套裝置異常而另一套正常時的檢修工作提出了新的要求?，F(xiàn)場應(yīng)制定專門的運(yùn)行規(guī)程，需對另一套或兩套正常運(yùn)行的裝置做好安全措施，如布置紅布幔，在運(yùn)行裝置的電源空開下方布置醒目的標(biāo)記等。

3.5 光纖二次回路命名規(guī)范

天目湖變電站智能二次設(shè)備之間的回路采用光纖傳輸方式，大大簡化了電纜數(shù)量，節(jié)約了建設(shè)成本，同時避免了就地電纜傳輸信號抗干擾性差的問題。國網(wǎng)“六統(tǒng)一”技術(shù)規(guī)范對二次回路及端子排的命名進(jìn)行了規(guī)范，但未涉及光纖二次回路的命名。為確保光纖回路的正確性，方便光纖回路正常運(yùn)維及檢修，現(xiàn)場建設(shè)過程中對所有過程層光纖二次回路進(jìn)行了統(tǒng)一規(guī)范命名，命名信息中包含該光纖的始末端裝置名稱（如智能單元A，光配架）和對應(yīng)的端口編號（如#3/R1，1-A-7），如圖2所示。

圖2 智能設(shè)備光纖二次回路命名示意圖

同時由于智能裝置背板的光纖端口數(shù)量較多（如主變、母差等），為方便運(yùn)行檢修人員正常巡檢，正確制定相關(guān)安全措施（涉及具體拔光纖時需要對照竣工圖紙），對各端口的使用功能進(jìn)行定義，用作直觀標(biāo)示，如表1所示。

表1 智能二次設(shè)備光口連接關(guān)系表

4 結(jié)束語

本文研究了智能變電站的技術(shù)發(fā)展過程，介紹了江蘇500 kV天目湖變的技術(shù)方案和特點(diǎn)，對首次采用的保測合一裝置、雙測控功能、合并單元智能終端一體化、智能設(shè)備就地布置、光纖二次回路命名等工程應(yīng)用進(jìn)行了分析。一年的工程運(yùn)行表明該方案滿足智能變電站安全可靠運(yùn)行的要求。隨著智能變電站技術(shù)的不斷發(fā)展，下一階段將在不斷總結(jié)現(xiàn)有建設(shè)和運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步推廣一、二次設(shè)備結(jié)合程度。提高智能變電站信息融合水平，主要包括以下幾個方面：

（1）推進(jìn)變電站集成優(yōu)化設(shè)計，提高結(jié)構(gòu)布局合理性。開展設(shè)備模塊化設(shè)計、標(biāo)準(zhǔn)化配送式設(shè)計、設(shè)備接口標(biāo)準(zhǔn)化等。

（2）提升變電站高級功能應(yīng)用水平。合理規(guī)劃數(shù)據(jù)信息類型，優(yōu)化二次網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，構(gòu)建變電站一體化監(jiān)控系統(tǒng)，提升設(shè)備狀態(tài)可視化、智能告警、輔助決策等高級功能應(yīng)用水平。

（3）總結(jié)已有智能變電站設(shè)計、調(diào)試、運(yùn)行維護(hù)經(jīng)驗(yàn)，開展相應(yīng)分析，進(jìn)一步規(guī)范江蘇電網(wǎng)智能變電站典型設(shè)計和調(diào)試方法，形成標(biāo)準(zhǔn)化作業(yè)流程。

（4）進(jìn)一步修訂完善智能變電站技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系。加快編制和修訂智能變電站領(lǐng)域技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，推動重點(diǎn)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的國際化，構(gòu)建江蘇電網(wǎng)適應(yīng)新一代智能變電站建設(shè)需求的標(biāo)準(zhǔn)體系。

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