智能變電站二次系統優化分析

王優優，朱維鈞

(1·長沙民政職業技術學院，湖南 長沙410004；2·國網湖南省電力有限公司電力科學研究院，湖南 長沙410007)

0 引言

電力行業改革步伐的加快，對電力企業服務能力及設施水平提出了新的要求。為了提升電力生產水平、優化生產方式，需要加強電網尤其是變電站的建設。變電站作為電力流和信息流的中樞，是智能電網和電力物聯網建設的重要領域。近年來國家電網有限公司持續推進變電站智能化建設，積累了豐富的經驗。但由于現有專業管理細分等原因，智能變電站頂層設計時沒有體現“開放、共享”的互聯網思維，仍存在信息孤島和數據煙囪[1－2]。這無論與電網安全還是企業經營的角度都是不相符的，所以重構、優化變電站二次系統構架是十分有必要的。

1 智能變電站二次系統現狀

智能變電站監控系統主要遵循Q/GDW 678《智能變電站一體化監控系統功能規范》和Q/GDW 679《智能變電站一體化監控系統建設技術規范》[3]，其結構如圖1所示。

智能變電站監控系統按信息安全分區進行配置和管理，監控系統、繼電保護等裝置在安全Ⅰ區，故障錄波、輔助控制系統、一次設備在線監測等在安全Ⅱ區。

電網穩態運行數據通過Ⅰ區網關機轉換成104/101規約上送調度主站；電網動態運行數據通過PMU數據集中器轉換成GB 26865規約上送調度WAMS系統；電網暫態數據和保護動作信息通過保護信息子站轉換成103規約或DL/T860代理方式上送調度保護信息主站；電能量數據通過ERTU集中器以102規約上送調度主站或計量主站；一次設備在線監測、輔助控制系統等數據通過正反向隔離裝置送到Ⅲ/Ⅳ區主站[4－7]。

1.1 智能變電站繼電保護現狀

智能變電站繼電保護(含電網安全自動裝置)主要遵循Q/GDW 441《智能變電站繼電保護技術規范》，以220 kV保護技術方案為例，其結構如圖2所示。

圖2 220 kV線路保護技術方案

合并單元采集間隔內電壓(電壓量通過母線合并單元點對點送到間隔合并單元)、電流量采樣值通過DL/T 860 9－2 SV服務點對點送到保護裝置，保護裝置通過插值法同步各間隔合并單元采樣數據，不依賴外部對時實現其保護功能；智能終端采集斷路器開關位置、壓力等開關量通過DL/T 860 GOOSE服務點對點送到保護裝置，同時保護裝置的跳閘信號點對點送到智能終端；合并單元、智能終端和保護裝置都接入過程層網絡，保護裝置之間的閉鎖、啟動等信號通過網絡傳輸[8]。

1.2 網絡通信及信息交互現狀

測控裝置、故障錄波、報文記錄分析裝置、PMU、電能計量、一次設備在線監測、輔助控制系統等主要遵循《國家電網公司輸變電工程通用設計》，其結構如圖3所示。

圖3 智能變電站二次裝置及網絡結構

測控裝置通過過程層網絡采集合并單元發出的電流電壓SV采樣值和智能終端發出的GOOSE開關量信息，經由過程層網絡給智能終端發送GOOSE控制命令，裝置之間通過站控層網絡傳輸聯閉鎖GOOSE信息；故障錄波器通過過程層網絡采集電流電壓SV采樣值和智能終端、保護裝置發出的GOOSE開關量信息；報文記錄分析裝置除了記錄過程層SV、GOOSE報文，還通過交換機鏡像端口記錄后臺主機和網關機MMS報文；PMU采集器、電能計量裝置通過過程層網絡采集合并單元發出的電流電壓SV采樣值；輔助控制系統和一次設備在線監測系統的數據直接由站控層網絡上送[9－10]。

2 問題分析

2.1 合并單元降低了保護可靠性

合并單元采樣數據存在同步機制復雜、運維檢修措施復雜等問題，易導致保護功能異常和誤操作；合并單元供多類保護裝置共用，出現故障將影響多套保護裝置功能，尤其是母線合并單元出現問題將影響母線上所有間隔保護功能；保護裝置模擬量使用直采模式，并沒有發揮公用設備的數據共享優勢。

2.2 二次同質數據重復采集

測控裝置、PMU、參考計量裝置對電壓、電流模擬量的需求一致，但裝置及其通信回路均獨立配置；錄波器通過合并單元采集模擬量，與保護裝置同源，沒有起到第三方仲裁效果；站控層數據服務器、監控主機、工程師站、五防主機、順控主機、綜合應用服務器等設備眾多，部分軟硬件重復配置。

2.3 專業間數據共享程度低

保護、測控、PMU、計量、在線監測、輔控系統分別獨立上送各自主站，各級主子站、系統間數據無法共享，“數據煙囪”現象嚴重，造成資源浪費。保護、測控、PMU、計量等數據接入Ⅰ/Ⅱ區，Ⅲ/Ⅳ區主站無法獲取相關數據；一次設備在線監測、輔控系統接至Ⅲ/Ⅳ區，Ⅰ/Ⅱ區主站無法獲取相關數據。

2.4 運維檢修模式復雜

智能站采用SCD文件代替傳統的二次圖紙，保護等二次設備從硬壓板到軟壓板、電纜到虛回路、模擬采樣到數字采樣，外接口特性發生了根本轉變。但運維檢修模式并沒有隨著技術發展而改變，人員素質、技能水平長時間無法適應需要，基建、改擴建、消缺等工作對二次設備廠家依賴程度極高[11－13]。

2.5 自動化對點工作量大

變電站上送調度端信息對點工作是確保站端設備納入正常監控的必要條件。智能變電站投運后，站端上送調度端信息成倍增長，但自動化對點仍采用傳統方式，需人工在站內逐點核對，效率低、錯誤率較高。以一座500kV變電站(含2臺主變壓器、6條500 kV出線)為例，常規變電站上送調度端的三遙信息約2 600點(其中遙信約2 100點)，調試人員完成三級聯調花費約1周。而智能變電站上送配置三遙信息達5 500點(其中遙信約4 800點)，完成聯調約2～3周[14－15]。

3 優化方案

3.1 技術原則

1)堅持“安全可靠”原則，遵循繼電保護(含電網安全自動裝置)四性要求和網絡安全“十六字”方針。堅持“自主可控”原則，適應國產化芯片裝置的應用，并逐步過渡到保護、測控裝置全部采用國產化元件。110 kV及以上電壓等級保護裝置雙重化配置，電纜采樣電纜跳閘。

2)堅持“功能集成”原則，業務需求和設備管理解耦。測控與PMU、參考計量功能集成；故障錄波與網絡分析、二次系統在線監視集成；電網安全自動裝置整合為三類，穩控裝置、電壓頻率緊急裝置、失步解列裝置；站控層集成主設備監控與輔助設備監控功能；站控層設置Ⅰ區服務器，集成監控、操作、順控、五防、維護、數據存取等功能，設置Ⅱ區服務器集成保信子站、錄波子站、綜合應用服務器功能；Ⅲ區配置鏡像服務器，單向實時同步Ⅰ/Ⅱ區數據服務器的數據模型。

3)堅持“標準統一”原則，簡化設備接口和配置模型，減少設備間的回路，實現標準接口。統一站內規約、出站規約，采用通用服務協議(GSP)。

4)堅持“運維高效”原則，適應無人值守和遠方操作的技術和管理要求，實現免(少)維護，簡化配置，便于運行維護和故障處置，提升運維效率。

5)進一步發展遠程瀏覽技術，站端告警智能分析技術，一、二次設備在線監測技術，信息電子化傳輸技術，研究集控站模式，減少站端遠傳信息量，加強設備監視，提升設備管控水平及質量[10]。

變電站二次系統優化后的架構見圖4所示。

圖4 變電站二次系統優化后的架構

3.2 對比分析

與現在的智能變電站相比，該方案有以下優點:

1)取消合并單元、智能終端，大大減少二次設備數量。

2)保護裝置電纜采樣電纜跳閘，增強了保護“四性”。

3)測控、PMU、參考計量功能集成，實現同源數據統一采集，也減少了設備數量。

4)采用統一服務器，減少站控層設備數量。

5)服務器提供GSP服務數據，并在Ⅲ/Ⅳ區鏡像，消除“數據煙囪”。

6)整體架構簡化，減少變電站二次設備運維工作量，降低設備運維復雜程度。

7)電網運行數據、設備運行信息、設備管理信息和輔助設備監測數據等可通過Ⅱ區服務器或Ⅲ/Ⅳ區鏡像服務器給運維檢修部門，實現數據共享。

4 結論

本文對變電站二次系統進行了大幅的優化，以傳輸網絡化、設備集成化為原則，重構了站端整體網絡結構，減少電纜、光纜、交換機數量，其整體運行效率將會提高，并使智能變電站可靠性增強，可滿足電力生產計劃實施的實際要求。但是二次系統頂層設計由保護、自動化、計量、運檢等專業管理部門獨立歸口，從思考到實現需要跨越專業管理界線，打破傳統藩籬，從原始業務需求出發，定義功能模塊和數據流，最終形成系統設計、實施方案，只有這樣才能實現統一規劃、統一標準、統一建設，從而達到業務、數據、設備整體優化提升的目標。