智能化变电站的研究

1前言

变电站是坚强电网的重要节点，是连接发电、输电和配电等环节的纽带，具有至关重要的作用。变电站涵盖了大量的电力系统一次及二次设备，是形成电力系统坚强网架的基础，因此，建设智能电网须要加强智能变电站的建设，智能变电站的建设应以先进的信息化、自动化技术为基础，灵活、高效、可靠地满足发电、输电、配电对电网提出的各种变化要求，实现提高电网安全性、可靠性、灵活性和资源优化配置水平的目标。但由于智能变电站的发展刚刚起步，国家相关标准规范尚处于统一制定阶段，要实现智能变电站的建设目标，全面提升变电站智能化水平、完善智能设备的自诊断能力，需要对其关键技术进行深入的研究。

2研究的原则和主要内容

2.1智能变电站研究应遵循的主要原则

a)安全性原则：充分评估各种新技术、新设备的应用风险，有计划、有步骤、采取由低电压等级到高电压等级逐步试点推广应用的风险控制措施，稳步推动变电站的智能化建设，以保障变电站安全稳定、经济高效地运行。

b)先进性原则：跟踪智能化技术的最新发展，依靠科技创新和技术进步，最终建成功能合理、技术先进，符合智能电网发展需求的智能化变电站。

c)实用性原则：充分注重系统的优化和整合，力求实现技术、经济、需求三方面的平衡性与合理性。系统的建设和改造采用统一的标准和规范，利于实现资源共享，提高效率和信息资源的综合开发利用。

2.2研究的主要内容

研究的主要内容有：智能化关键技术和设备应用、智能变电站系统优化与整合、智能变电站运维管理集约化。

3智能化关键技术和设备应用

3.1智能高压设备工程应用项目

智能高压设备是由高压设备和智能组件共同构成的，高压设备的智能化应用及改造方案实质上就是智能组件的配置和集成方案。智能组件是以测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化、信息互动化为特征，具备测量、控制、保护、计量、检测中全部或部分功能的设备组件。智能组件是智能设备不可分割的一部分，理论上应由高压设备厂家统一集成和供货最为合适，但目前智能组件的核心技术还是掌握在二次设备厂家手中。国内高压设备厂家这方面的研制工作，尚处在起步阶段，故应首先在低电压等级的变电站中使用，以检验其产品的可靠性与成熟性。目前国内已经具备工程应用条件的高压设备智能组件有：

a)智能单元组件

该智能组件具备通信功能，通信接口采用光纤以太网口，通信规约遵循DL/T860标准。它具有对一次设备的基本控制功能和操作闭锁功能，并负责采集一次设备的开关量状态及报警信号。

b)电子式互感器采样器+合并单元组件

该智能组件用于实现对一次设备电流、电压信号的采集和测量。电子式互感器前置采样器具有通信功能，通过光纤串行通信接口以曼切斯特编码形式向合并单元发送电流/电压采样信息，通信规约遵循IEC60044-7/8。合并单元负责将A、B、C各相来自采样器的电流/电压数据进行同步合并处理，然后通过光纤以太网通信接口向间隔层设备传送电流/电压采样值SMV报文信息，通信规约采用IEC61850-9-2LE。

c)选相分合闸控制单元组件

该智能组件用于实现断路器的选相合闸智能化控制功能，其发展方向应是作为一个逻辑单元集成在智能单元内。具备该集成功能的产品已在研发当中，目前暂推荐采用独立的选相合闸装置与智能单元装置相配合的方式来实现。选相控制器所需测量的电压/电流量通过合并单元获取，装置的工作状态及报警信号可由智能单元负责采集监视，也可自身具备通信功能将各种信息通过网络上传。

d)状态传感器+通讯控制单元组件

该智能组件用于实现高压设备状态的可视化，因此除了一些常规的基本状态信息采集外，还需对一些绝缘老化、局部放电、机械特性等信息进行采集。

3.2电子式互感器工程应用项目

电子式互感器由于绝缘简单，因此应用电压等级越高，其性价比也越突出，推荐在新建变电站中110kV及以上电压等级优先使用;66kV及以下电压等级应用电子式互感器暂不具备经济优势，可考虑仍使用常规电磁式互感器。

基于电原理的电子式互感器目前应用业绩相对较多，产品比较成熟，运行稳定性也有所保障，推荐工程应用中优先使用;但因为抗电磁干扰问题，它还不宜应用在500kV及以上电压等级的GIS设备当中。

基于光原理的电子式互感器刚刚挂网试运行，工程应用业绩很少，其运行稳定性和可靠性还有待实践检验，宜首先应用在110kV电压等级和主变中性点，或500kV及以上电压等级的GIS设备当中。

由于电原理的电子式互感器在抗电磁干扰方面、测量非周期分量方面、维护更换方面均不如光原理的电子式互感器，故推荐在智能变电站远期建设阶段，如果光原理的电子式互感器的稳定性和可靠性得到有力验证，应首先采用。

4智能变电站系统优化

4.1智能变电站网络结构优化研究及应用项目

a)智能变电站体系结构。IEC61850标准中提出了智能变电站自动化系统的三层两网结构。通过研究三层两网的划分和功能，确定不用阶段工程建设采用的体系结构形式。

b)IEC61850通信模型。智能变电站以DL/T860(IEC61850)作为站内的通信及建模标准，为了保证通信实现技术能够与时俱进，采用了“通信服务和通信实现分离”的设计思想，变电站的主要通信业务可以归纳为：采样值服务(SMV)，通用快速事件服务(GOOSE)，对时服务，基础服务(核心ACSI服务)。研究分析各项服务的网络资源要求，从而确定变电站网络整体需求。

c)变电站网络通信速率选择。IEC对站控层网络的推荐方案为10/100/1000M以太网，对过程层网络的推荐方案为0.1/1/10G以太网。对于同样的通信量，通讯速率的提高意味着网络负荷的减轻，冲突几率的减少，时间确定性的提高。在当前的技术发展情况下，主要研究百兆网和千兆网之间的选择。对传输数据量大，实时性要求高的过程层网络而言，千兆网技术的应用是未来的发展方向和研究的重点。研究各阶段智能变电站功能需求和技术发展，规划网络速率升级进度和方式。

d)变电站网络网络拓扑结构选择。以太网常用的接线形式有两种：星型接线和环形接线。研究两种接线形式的特点和适用范围，选择适合变电站网络传输需求的拓扑结构。

e)变电站网络发展方向研究。智能化变电站技术导则中，以面向未来技术发展的思想，提出两层一网的智能变电站体系。设备层由变压器、断路器、互感器等多个设备对象组成，完成能量传输功能及测量、控制、保护、计量等功能。系统层包含网络通信系统、对时系统、后台监控系统、站域保护、对外通信系统等子系统。研究两层一网结构的发展方向，为制定远期智能变电站体系和网络建设提供依据。

4.2智能变电站交换机优化配置研究及应用项目

a)交换机选型要求。为保证智能变电站自动化系统的正常工作，选择以太网交换机要着重考虑其抗电磁干扰性能，环境温度适应性。同时为了满足变电站自动化系统对实时性和可靠性的要求，应根据智能变电站的实际物理组网方案，研究交换机对IEEE802.3x、IEEE802.1P、IEEE802.1Q、IEEE802.1w和IGMPSnooping/MulticastFiltering(组播过滤技术)等网络管理技术的功能需求。此外，还应分析在电源可靠性，自由镜像功能，对网络对时等功能的支持，在调试配置软件上，变电站用以太网交换机的特殊要求。

b)交换机配置方案。IEC61850标准中对过程层通信网络提供了面向间隔、位置、功能、单一总线四种方案。研究各种配置方案的优缺点和适用范围，分析其工程应用的可靠性、可行性与具体实施方案。

C)工程建设中影响交换机优化配置的因素分析。交换机的优化配置和全站设备配备的各方面都是紧密相关的。交换机的优化核心是减少端口数量，即连接到交换机的过程层和站控层设备的功能整合和优化配置要求。主要包括网络结构的选择、合并单元和智能单元的配置、测控保护一体化装置的应用、故障录波、PMU、行波测距等功能的配置方案、光口和电口的配置选择等。通过这些因素的分析，明确优化交换机配置的方法和途径。

通过上述内容的分析，形成具体的网络设备选型要求、技术标准;形成智能变电站设备配置与交换机优化措施的对应表;在此基础上建立模块化的交换机优化配置方案。

4.3IEEE1588网络对时技术工程应用项目

首先，分析智能变电站体系结构中站控层设备、间隔层设备和过程层设备的不同对时需求。研究智能变电站各种对时方式的特点和不足，重点在网络对时技术，主要包括SNTP和IEEE1588;研究IEEE1588PTP系统中普通时钟、边界时钟和透明时钟等几个时钟类型和应用方案;研究网络对时系统的测试手段和设备。在深入研究的基础上，把IEEE1588网络对时技术应用到试点工程当中。其次，根据应用情况，研究振荡器频率误差、时标测量误差、通信栈延迟和网络传输延迟等对智能变电站网络对时精度的影响幅度，寻找合理的改进措施。结合IED装置、交换机等硬件支撑设备的发展，全面在智能变电站建设中采用全站IEEE1588网络对时。最后，在智能变电站网络对时技术成熟并规模化应用后，择机通过建立地面链路实现全网的时间统一和同步。

IEEE1588网络对时系统的技术可行性，关键在时钟源、交换机设备和误差补偿三个方面，目前三方面技术均已基本具备应用条件。

5二次系统整合设计研究和应用项目

5.1二次系统整合设计研究和应用项目

a)功能的整合。即对不同设备、不同体系实现同一功能的现象进行整理合并，保留技术性能最佳的系统配置方案。其中包括：

1)对时方案的优化。IEEE1588作为一种亚μs级精度的分布式网络时钟同步方案，为实现IEC61850T5级对时精度提供了很好的技术选择。它简化了整个系统的结构，节省了大量对时光缆/电缆，是今后智能变电站对时系统的发展方向;

2)计量功能的整合。计量功能一般由专用的计量表计或具备计量功能的测控装置实现，即专用硬件实现或以内置插件通过软件的形式实现。从理论上来说，只要具备了相同的原理，具有计量功能的测控装置完全可以取代专用计量表计。取消具有相同计量功能的设备重复配置能够有效节约成本，减少屏柜数量，为节约占地提供条件。

b)系统的整合。即通过对目前变电站存在的各系统的设置进行梳理，合并整理类似资源，简化网络结构，保证信息传输通道的畅通，实现系统之间无障碍互联，减少运行维护工作量。主要包括：

1)站用交直流电源系统的整合。通过整合，站用交直流电源系统由分散的互不相关的若干个子系统形成一个有机的整体，实现了站用交直流电源系统的全景在线监测;

2)通信监控子站与变电站监控系统的整合。由变电站监控系统统一配置测控单元，对通信设备信息、环境信息和变电站其它保护测量信息进行采集，测控单元作为数字化网络的一个智能电子设备(IED)接入系统，通信电源通过一体化电源监控装置连接至站控层。信息在集控端打包，按各级调度所需分类上传。通信监控子站与变电站监控系统的整合有利于提升设备整体质量、节约投资，简化系统结构。

c)设备整合。即通过合并具有类似功能的硬件，实现减少设备数量，减小设备间面积的目标。包括：

1)全站打印机的整合。智能变电站中，所有保护设备均支持IEC61850规约，从而可以直接挂在站控层监控网络上。所以可设置网络打印机服务器柜一面，所有保护柜不再设置单独的打印机，其打印数据通过站控层网络送至网络打印服务器，由该服务器负责统一管理整个网络系统内的打印服务请求，并根据优先级排队打印;

2)合并单元与智能单元的整合。采用合并单元/智能单元一体化装置，实现过程层SMV/GOOSE共网共口，不但节约大量的硬件资源，也使网络得以简化。合并单元和智能单元下放在就地智能汇控柜内，采用一个装置，以各自独立的接口面向互感器和开关设备，以单一的对外接口通过过程层网上传信息;

3)相量测量装置和故障录波装置的整合。相量测量、故障录波采用一体化装置，通过统一的网络接口接收来自过程层的保护故障信息、互感器信息和开关状态信息。故障录波组件和与相量测量组件单独组网，通过各自的网口分别送至各自的站端主站系统。

5.2交直流一体化电源工程应用项目

变电站交直流系统智能一体化立足现有技术发展水平，通过对新设备的应用，构筑电源智能一体化硬件平台;通过对新技术的应用，实现信息共享和互操作，建立电源智能一体化软件平台，使站用交直流电源成为一体化、开放式的智能系统。站用交直流系统一体化的应用规划前提是整合各系统资源，减少设备重复配置。

a)站用直流系统整合

站用操作直流系统和通信直流系统整合，取消通信蓄电池组，通信直流系统采用双套DC/DC变换装置分别从两段操作直流系统母线取电源。结合通信设备和保护控制系统的不同供电需求，合理选择系统电压，计算蓄电池容量。整合后需要维护的蓄电池数量减少，大大减少了运行维护工作量。

b)交直流电源一体化

智能一体化电源监控系统是对站用交直流电源的各子系统监控部分进行统一配置，统一软件平台，统一对外接口，通过变电站一体化电源监控装置与站控层通信，实现基于网络设备之间的互联和对站用电源系统的远程维护管理。

目前采用的智能一体化电源系统通常采用以下两种结构。结构一：各子系统不需要配置单独的对外接口，而是通过专用的一体化电源监控装置的以太网口与监控系统通信;结构二：各子系统的监控单元均需具有基于IEC61850协议通信功能的装置与系统互联，设备成为监控系统间隔层的一部分，功能要求较高。两个系统构成方式均可以实现站用电源系统与监控系统的通信，通过网络各系统可进行信息共享和设备互联。但结构一对每个子系统的子监控模块要求简单，插件形式实现，在现有基础上不需做大的改动即可很好的与变电站数字化网络通信。

6变电站状态监测系统建设重点项目

6.1在线监测系统工程应用项目

由于电气设备种类繁多、结构各异，其在线监测的项目各有不同，监测信号有电气参量，也有温度、压力、振动、超声等非电气参量，所以必须利用电气、物理、化学、机械等多种有效手段对电力设备绝缘状况进行监测。因而在线监测是一个覆盖范围广、技术含量高，涉及机、电、光、声多个领域的综合性研究课题。虽然经历了半个多世纪的发展，但在线监测技术仍存在许多问题，需要进一步完善。因此在智能电网建设过程中，在线监测装置的应用也宜分阶段根据技术成熟度和经济合理性分步实施，遵循由单一到综合、由重点到广泛的应用原则。

综合我国目前的经济发展水平和在线监测技术发展状况，将在线监测系统在智能变电站中的作用定位于：初期实现高压设备“基本状态可视化+预防报警”，中、远期实现高压设备“详细状态可视化+远方诊断”，最终实现高压设备“状态完全可视化+就地诊断”。然后，据此确定每一阶段在线监测系统的应用原则、使用范围和配置方案，力求实现技术、经济、需求三方面的平衡性与合理性。

目前较为成熟的在线监测技术主要有：变压器油温及微水在线监测技术、变压器油中溶解气体燃料电池法在线监测技术、变压器油中溶解气体燃料电池法在线监测技术、SF6气体密度的在线监测技术、SF6气体微水含量在线监测技术、超高频法局部放电在线监测技术和超声波监测法局部放电在线监测技术。

6.2继电保护远程检验和二次系统状态监测系统建设

继电保护工作是一项技术性很强的工作，但目前各电网企业由于人员编制的限制，很多供电公司都存在继电保护人员超负荷工作的现象，存在着很大的安全隐患。为了提高劳动生产率、节约人力成本，合理科学地安排检修，提出了对继电保护远程检验及二次系统状态检测的研究。不过目前继电保护远程在线检验和二次系统状态监测还只是随着数字化变电站建设刚刚开始提出，其研究、成熟、推广还要经历一个较长得过程。

7智能变电站高级应用研究项目

7.1智能变电站高级应用研究项目

智能电网的主要特征是智能设备、标准信息交换、高度系统集成、自动运行控制、协同保护控制、在线分析决策等。因此智能变电站的高级应用发展应该与智能电网的需求相协调。高级应用应该重点对变电站运行的安全状况进行在线实时评估,并对可能出现的故障状况向调度人员提出预警;结合基于分析模型的实时镜像仿真和动态安全域的在线分析和运行状态的可视化技术，将系统的安全状态实时而直观地展示在调度人员面前，从事前预防、事中控制、事后补救和系统自愈等方面显著提高变电站及整个电网系统应变能力，以实现电力企业经济价值的最大化。在智能顺序控制技术、智能操作票技术、智能告警及分析决策系统、事故信息综合分析决策系统和状态检修技术、经济运行与优化控制技术、全寿命周期综合优化管理、站域保护、电网状态估计技术、与大用户互动、智能变电站标准接口服务等方面的应有研究和应用项目。

7.2智能变电站运维管理集约化项目

开展智能变电站运维模式研究，深化变电站运维集约化管理工作。从一个地市供电企业若干个集控中心+运维操作站的模式向建设一个集控中心+多个运维操作站过渡。集中监控中心统一纳入地调管理，运维操作站由变电工区管理，实施调控一体化管理。逐步推进调控一体化，最终达到所有地市供电公司完成“调控中心+运维操作站”的标准化建设任务，500kV及以下变电站实现无人值班并接入调控中心，调控一体化管理完全实现。

加强状态检修关键技术研究，加大新检测技术的研究应用力度，建立适合不同诊断需求的诊断路线图;研究设备故障模式及反映该故障模式的特征参量分布规律，研究多特征参量反映同一故障模式时设备状态的表征方法;建立主要电气设备的典型故障模式和风险模型，研究基于风险控制的检修优化策略;

研究各种检修模式下所需的时间、费用和人力资源等分布特征，作为优化检修策略的参考依据;针对不同电压等级等进行细化研究，研究适宜的检修优化策略，研究不同策略的组合应用方案。

完成由状态检修到基于风险控制检修，再到基于企业绩效检修的逐步深入，最终建立面向智能电网和智能化设备的设备运行管理体系，基本实现基于企业绩效管理的设备检修模式。将运行维护模式的发展变革与建立智能变电站全寿命周期管理体系相结合，提升变电站资产管理和运营水平。

8智能变电站的社会经济效益

变电环节智能化建设总体上提高电网可靠性和安全性，促进电网经济运行，带来直接的经济和社会效益;个体上智能变电站的建设将极大提升装备技术水平，实现“设备智能化、信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化”。其建设和运维方式也体现了经济效益和社会效益的提升。智能变电站在工程建设上采用集成设计和全寿命周期管理的理念，推动变电站的标准化、模块化、小型化，减少工程施工量和施工周期，节省建设资金，提高资金利用率，降低融资费用。

常规变电站占地规模大，需采用大量二次电缆，安装调试周期较长，工作量大，对以后的运行检修带来了很大不便。智能变电站二次系统高度整合，将原有保护/测控等屏柜数量减少到50%左右。设备数量的大幅减少，缩小了继电器室建筑面积。同时，一次设备的紧凑化显著减少了变电站设备安装占地面积。过程层终端(合并单元、智能接口单元)就地布置，可进一步控制建筑面积和设备安装空间。

二次装置的硬件成本也将有大幅度的降低，可减少至少80%的电源插件、80%的人机界面插件、80%的机箱，减少80%的通信端口及电源接线端子、柜体等。设备传输过程光纤化，采用光纤进行连接节约了90%以上的电缆，节约稀有金属资源。

采用数字化及光纤网络通信技术，大量的模拟二次电缆被取消，消除了电磁干扰;采用新型光电互感器技术，消除了传统互感器的电磁及噪声干扰和漏油造成的环境污染。采用电子式互感器及光纤，基本上不消耗能量，站内损耗较传统变电站大大减小，做到了节能降耗。

智能变电站和智能设备的推广，将使目前变电站由周期检修提升至状态检修的阶段，可有效减少运行维护工作量、增加工作人员安全性和延长设备寿命、提高系统可靠性，减少维护检修等费用。

根据智能电网关键技术进展情况和初步建设、电网设备可靠性水平大幅提升，故障率降低30%;设备检修工作量下降50%左右，综合检修费用减少30～50%左右;主要设备平均使用寿命较目前延长60～100%，达到国际先进水平，给企业带来的直接效益十分可观。

同时，智能变电站的建设将为设备制造和信息产业提供跨越式发展的际遇，可以大大促进相关行业和企业的发展，树立电力公司勇于承担社会责任的国企形象，形成不可估量的社会效益。

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