智能變電站建設過程中相關問題的探討

摘 要：智能變電站作為變電站發展趨勢和智能電網發展的成果，實現了全站信息智能化、通信平臺網絡化、信息共享標準化的要求，能自動完成信息采集、測量、控制、保護、計量和監測等功能，并可根據需要支持電網實時自動控制、智能調節、在線分析決策、協同互動等高級應用。文章以晉中首座110kv智能變電站建設過程為實例，探討智能變電站與常規變電站的區別，提出該站在建設過程中出現過的問題并介紹其解決辦法，為后續智能變電站建設提供成功范例。

關鍵詞：智能變電站；相關問題；建設

1 引言

智能變電站作為建設堅強智能電網的重要組成部分，它的建成投運可大幅提升設備智能化水平和設備運行可靠性，實現變電站無人值班和設備操作的自動化，提高資源使用和生產管理效率，使運行更加經濟、節能和環保。智能變電站是數字化變電站的延續和發展，以一次設備參量數字化、標準化和規范化信息平臺為基礎，實現全站信息化、自動化、互動化的變電站。而常規變電站的各個子系統是信息的孤島，相互之間沒有充分的聯系。隨著IEC 61850統一規約的應用，在智能變電站中將一、二次狀態信息統一應用到一體化的信息平臺中去，實現信息資源共享。

2 常規變電站體系結構

常規變電站即我們通常的綜合自動化變電站，其監控系統由站控層和間隔層兩層網絡構成。站控層設備由遠方通信接口、操作員工作站和帶數據庫的計算機等組成；間隔層主要由變電站的繼電保護、測控、計量等二次設備組成。目前常規站的信息采集來源于常規的電磁型電壓互感器和電流互感器。互感器、一次設備通過常規控制電纜硬接線方式實現與間隔層設備互感器模擬量、開關量的信息交換。其通訊協議采用網絡（串口）103協議，由于各個廠家對自己的通訊協議都采取保密措施，不同廠家的產品之間必須進行規約轉換，導致裝置無法互操作，對電網的安全穩定運行也帶來了不利影響。

3 智能變電站體系結構

智能變電站自動化系統為站控層、間隔層和過程層三層結構。首先智能變電站系統全部采用了IEC 61850規約統一建模。站控層、間隔層設備構成與常規綜自站差異不大，但功能及網絡方面發生了較大的變化。主要是實現了信息統一建模，統一了數據模型，實現設備之間的互連互通，增加了過程層網絡及設備，用于實現信息的共享以及間隔層設備與智能化一次設備之間的連接。傳輸介質由光纖以及少量電纜組成，電磁兼容性能顯著改善。

3.1 過程層

過程層主要面向一次設備，完成保護、控制等功能，包括變壓器、斷路器、隔離開關、電流/電壓互感器等一次設備及其所屬的智能組件以及獨立的智能電子裝置。過程層傳輸智能化一次設備的數字信號，與電纜傳輸模擬信號相比，其抗干擾能力增強，信息共享方便，簡化了傳統大量電纜的連接方式。因此，智能變電站過程層是變電站正確、可靠運行的保障。

3.2 間隔層

間隔層設備一般指繼電保護裝置、系統測控裝置、監測功能組主IED等二次設備，實現使用一個間隔的數據并且作用于該間隔一次設備的功能，其實現與各種遠方輸入/輸出設備、傳感器和控制器通信。其主要功能是匯總本間隔過程層實時信息，對數據采集、統計運算及控制命令的發出具有優先級別的控制，高速完成與過程層及站控層的網絡通信功能。

3.3 站控層

站控層主要包括自動化站級監視控制系統、站域控制、通信系統和對時系統等，實現面向全站設備的監視、控制、告警及信息交互功能，完成數據采集、操作閉鎖以及同步相量采集、電能量采集、保護信息管理等相關功能。其功能高度集成，可在一臺或多臺計算機以及嵌入式裝置實現。

4 智能站建設中相關問題的探討

4.1 晉中首座110kv智能站概述

變電站本期工程建設規模為2臺50MVA（110kv/35kv/10kv）三相三繞組有載調壓變壓器；2回110kv出線；3回35kv出線；4回10kv出線；2組10kv 4MVar并聯電容器；三側母線均為單母分段接線方式。變電站自動化系統采用開放式分層分布式系統，由站控層、間隔層、過程層組成。站控層設備主要包括主機兼操作員工作站、遠動通訊裝置、視頻監控、打印機、交換機等。間隔層設備包括繼電保護裝置、安全自動裝置、測控裝置、故障錄波裝置、電能計量裝置等，并能接受來自遠方調度中心下達的控制命令，對電氣設備進行監視、控制。過程層設備由互感器、合并單元及智能終端組成，完成實時運行電氣量的采集、設備運行狀態的監測、控制命令的執行。所有保護裝置及自動裝置采用直采、直跳方式；本站SV不組網、GOOSE組單網。站控層與間隔層按IEC61850協議構建星形網絡，后臺系統按照IEC61850協議統一建模，分層分布實現電氣設備間的信息共享和互操作。全站設置一套時鐘同步系統，支持北斗系統和GPS系統單向授時；本站站控層設備采用電B碼對時方式，間隔層和過程層采用光B碼對時方式。主變保護測控裝置使用許繼電氣的產品，進線保護測控使用北京四方公司產品，系統集成商為南瑞繼保公司。

4.2 監控后臺如何顯示三側母線電壓

在綜自變電站中后臺的母線是從綜合測控裝置或公用測控裝置上取得并在后臺機上顯示的，而此座智能站內的公用測控裝置不采集三側的母線電壓，且站內SV不組網，所以只能考慮從線路進線保測裝置或主變保測裝置上取110kv母線電壓，而35kv、10kv的只能從主變保測裝置上取。存在問題是主變保測裝置或線路保測裝置能否向后臺上送一次值。本站中使用的四方線路保測裝置可以通過裝置方便的設定上送測控一次值或二次值，而許繼的主變保測裝置則不能選擇，上送的二次值到后臺還需后臺廠家乘以系數才能顯示一次值，經與許繼廠家溝通，可以升級程序實現測控上送一次值到后臺。提示我們在聯調階段注意各保測裝置是否能滿足我們正常的運行要求。

4.3 主變保護相關問題的探討

4.3.1 零序電壓回路選擇，在綜自變電站中，常規的電壓互感器有第三繞組輸出，供主變零序電壓保護使用。本站中使用常規互感器，通過合并單元上送數字量，且許繼的主變保護可以選擇使用外接或自產零序電壓，依據我們日常綜自站中使用外接零序的方案，決定在本站使用外接零序；試驗中發現南瑞的主變進線智能單元沒有輸出零序電壓通道，最后從PT智能單元直接輸出給主變保護，增加了相關的回路。如果使用自產零序電壓，則可以節省第三繞組及相關的回路，且便于今后與電子式互感器的通用性。但自產零序存在誤動的可能，兩者孰優孰劣還需在今后的運行中積累經驗。

4.3.2 熟悉主變保護說明書，明確裝置零序電流自產還是外接，使用的合并單元有無與外接零序電流相配合的輸出通道。

4.3.3 主變后備保護跳110kv分段開關通過GOOSE組網方式實現；跳中低壓側分段開關，由于中低壓分段開關為常規的保護裝置，在站內通過主變中低壓進線智能單元GOOSE組網命令轉發，再經電纜跳主變中低壓側分段開關。

4.3.4 非電量保護重瓦斯跳閘等在本體智能終端實現，通過電纜直接連接到各側的智能合并單元，信號則通過GOOSE組網方式上送。

4.3.5 主變有載調壓控制及中性點地刀控制在非電量智能柜內的調壓控制器通過與非電量合并單元通訊上送到工程師站及遠動通訊裝置實現遙控。

4.4 110kvPT并列的實現問題

110kv母線采用單母分段的方式，兩段母線各配置一臺南瑞的PT合并單元，I母合并單元依照其設計，1路接入I母保護電壓，2路接入Ⅱ母保護電壓，正常運行時，只輸出I母電壓；但Ⅱ母合并單元如果按其設計，1路接入I母保護電壓，2路接入Ⅱ母保護電壓，則在正常運行時，不能輸出Ⅱ母電壓，因為1路只能接入本母線的電壓，所以Ⅱ母合并單元的1路必須接入Ⅱ母的保護電壓，2路接入I母的電壓，這樣在正常運行時，才能輸出為Ⅱ母電壓。也就是Ⅱ母合并單元的相關I母與Ⅱ母的名稱需要更換。比如當Ⅱ母PT隔離刀閘拉開，需通過PT并列使用I母電壓時，應將Ⅱ母合并單元柜上的電壓切換把手打到Ⅱ母強制I母上，裝置顯示Ⅱ母電壓已并列，實現PT并列。

4.5 四方、許繼保測裝置與后臺遙信死數問題的解決

在試驗驗收階段，發現四方的線路保測、許繼的主變保測遙信上送至后臺的信息會變成死數，實際一次設備變位等信息后臺收不到，再過半小時左右又會自動恢復。經與后臺廠家研究發現，死數出現時，遙測數據還刷新，遙控命令可以執行，只是遙信量不上送后臺。因為在61850通訊規約中有一個Entry ID號（相當于計數器），上送報文時在累加計數，但南瑞后臺計數方式是從左到右，四方和許繼的保測計數是從右到左，計數方式的不一致導致出現死數。在南瑞后臺數據庫組態中通訊方案的雙網模式選為“雙網綁定不同報告實例”后，通過長時間監視未出現死數現象，后臺遙信死數問題得到了解決。

4.6 110kv線路保護相關問題的解決

4.6.1 對斷路器防跳回路做相應處理，注意智能操作箱壓力閉鎖回路、操作回路分流電阻的配置。110kv及以上電壓等級斷路器用機構的防跳，需將智能操作箱內的防跳解除；而35kv、10kv使用操作箱防跳，應將機構內的防跳解除。

4.6.2 關于GOOSE控制塊的相應處理，保護跳閘出口GOOSE關聯“線路跳閘”，防止誤閉鎖重合閘；閉鎖重合閘信號應關聯正確，防止手跳后重合閘動作。

4.6.3 檢查保護測控裝置的保護變比和測控變比能否改變，是程序做死還是通過定值可調，及能否上送一次值到后臺，以防現場保護與測控計量使用的變比不一樣；檢查測控遙控令是否經保護跳合閘功能軟壓板，如四方保測裝置的GO軟壓板。

4.7 110kv備投保護相關注意事項

4.7.1 備自投保護跳閘出口GOOSE應關聯“閉重跳閘”，防止保護跳閘后重合閘動作。

4.7.2 斷路器手跳或遙控跳閘后，備投應放電閉鎖相應的備投動作，GOOSE塊中開關TWJ關聯“閉鎖備投”，防止手跳后備投誤動。

4.7.3 主變保護動作閉鎖備投保護，應在GOOSE控制塊中關聯相應“閉鎖備自投”，雙重化的兩套主變保護都應關聯。

4.7.4 許繼的備投保護裝置WBT-821在程序重新輸入重啟后存在裝置故障現象，裝置故障燈亮，運行燈滅；再次重啟后，此現象消失；如果在正常充電狀態下，裝置斷電重啟后出現裝置故障現象，則是廠家調試人員在對裝置程序輸入時選擇的輸入方式有誤；如果裝置還存在重啟后裝置故障，則需更換CPU板及光纖插件NPI板。

5 結束語

通過智能站的聯調及站內的驗收試驗，給我們積累了一定的智能站調試經驗，為后續新建智能站的聯調驗收奠定了基礎。在此謹將我們在驗收試驗中遇到的幾個典型問題和大家分享，希望能對我們智能站的運行維護提供可參考經驗。

參考文獻

[1]馮軍.智能變電站原理及測試技術[M].北京：中國電力出版社，2011.

[2]智能變電站繼電保護技術規范.

[3]智能變電站繼電保護檢驗規范.

[4]智能變電站繼電保護運行管理導則.

作者簡介：王鵬程（1983.10-），男，漢族，山西介休人，工程師，華北電力大學在職工程碩士在讀，從事繼電保護調試工作。

王述明（1963-），山西介休人，1999年畢業于武漢大學電力系統及其自動化專業，現從事生產運維綜合管理工作，工程師。