河滨220kV智能变电站数字化技术的应用

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智能变电站

段泽辰

（宁夏送变电工程公司，宁夏银川750004）

摘

要：针对智能变电站施工过程中出现的问题，通过对河滨220kV智能变电站结构及功

能进行分析，提出了现场解决方法。应用结果表明：及时总结数字化技术在实际应用中的经验对智能变电站的建设很有必要。

关键字：智能变电站；三层两网；智能设备中图分类号：TM63

文献标志码：B

文章编号：1672-3643（2012）02-0001-05

ApplicationofdigitaltechnologyinHebin220kVSmartSubstation

DUANZechen

（NingxiaPowerTransmission&TransformationProjectCorporation,YinchuanNingxia750004,China）

Abstract：Aimingattheproblemsappearinginconstructionofthesmartsubstation,through

analyzingthestructureandfunctionofHebin220kVSmartSubstation,bringforwardthelocaledigitaltechnologyisveryimportantforconstructionofsmartsubstation.

Keywords：smartsubstation;threelayersandtwonetworks;intelligentequipment

solutions.Theresultofapplicationshowsthattoassimilatethepracticalapplicationexpericesof

变电站作为电源和用户之间的枢纽环节，担负着重要的控制和监视任务。随着电网结构日益复杂，站内需传送的信息越来越多，传统变电站已不能适应电力技术的需求，如：站内网络规约不统一，使得电力网络昂贵且复杂，造成系统安全性不足；主从通信模式，限制了通信的规模和速度；二次电缆的大量使用，对系统可靠性产生了不利的影响；面向点的设计使得站内信息共享不够，设备重复投入等。智能变电站的出现，较为完善地解决了以上问题。

收稿日期：2011-12-10

作者简介：段译辰（1983），男，助理工程师，从事电力系统继电保护工作。

1河滨220kV智能变电站网络结构

及功能特点

河滨220kV变电站严格按照国网规范要求，全站应用IEC61850标准，采用“三层两网”结构设计。变电站自动化系统在功能上划分为站控层、间隔层和过程层3个层次。通过“两网”，即运用制造报文规范（ManufacturingMessageSpecification，MMS）技术组网，并应用于站控层和间隔层间通信icObjectOrientedSubstationEvents，GOOSE）技术的MMS网；运用通用面向变电站事件对象（Gener 组网，并应用于过程层和间隔层间通信的GOOSE

·1·

后台

MMSA网

高级应用

MMSB网

故障录波

及网络分析

测控装置1保护装置1保护装置2测控装置2

GOOSEA网

GOOSEB网

网，把3个逻辑层次联系起来，如图1所示。

本文以河滨220kV变电站220kV部分为例进行说明，其他电压等级功能相通。1.1

过程层功能指与过程接口的全部功能，装置过程层主要设备

典型是与远方过程接口，如与过程总线连接的输入/输出（Input/Output，I/O）、智能传感器和控制器等[1]。过程层是随着一、二次设备技术和网络技术的发展而出现的，在传统站内不具备这一逻辑分层。过程层设备主要有非常规互感器、智能单元、气体全封闭组合电气（GasInsulatedSubstation，GIS）等。

1.1.1电子式互感器

标志，这一技术的出现推动了智能变电站的工程化。

本站220kV、110kV以及主变压器高、中压侧·2·

对时网

至母差1

合并单元1至母差1

智能终端A

ECVT

合并单元2至母差2

智能终端B

至母差2

断路器/刀闸机构电子式电流电压互感器

图1河滨220kV变电站自动化系统构成

部分采用罗氏线圈和电容分压原理构成的电子式电流互感器（ElectronicCurrentTransducer，ECT）/电子式电压互感器（ElectronicVoltageTransducer，EVT），互感器输出毫伏级模拟信号给远端模块，远端模块进行模拟量/数字量（Anologe/Digital，A/D）转换，应用IEC61850-44-8规约输出光信号给合并单元。主变低压侧采用了带铁心微型电流互感器，输出150mV保护信号和4V测量信号给采集器，通过集成在采集器中的采集卡输出光信号给低压侧合并单元。1.1.2合并单元

合并单元（MergingUnit，MU）主要用于连接智

能化输出的电子式互感器（远端模块）与保护、测控装置，主要功能是同步采集多路ECT/EVT输出数字信号后，按照规定的格式（IEC61850-9-2）把采样测量信息发送给保护、测控等智能电子设备（IntelligentElectronicDevice，IED）。

电子式互感器的应用是智能变电站的重要

MU在设计时主要需满足3个功能需求：同步、

关状态信息的处理，使得测控装置在功能上发生了一些变化：

（1）通过组态工具，导入对于过程层设备的联/闭锁逻辑，实现间隔层对于过程层设备的逻辑闭锁；

（2）增加网络模块。通过不同的网络模块，完成站控层和过程层间的信息交换。1.2.3网络分析和故障录波装置

这是智能变电站独有的设备，通过把故障录

多路数据处理和通信[2]。本站通过对时网对MU进行统一对时（见图1），并按照IEC61850-9-2规

约，采用以太网通信方式进行采样测量值的传输。由于采样信息需实时、循环发送，为了保证采样测量信息的正确、有效，保护、测控装置直接通过MU进行采样，不采取网络传输采样测量值的方式。在相应间隔内对远端模块、合并单元和保护、测控装置进行冗余配置，实现信息冗余，保证了采样测量信息的完整性和有效性。1.1.3智能终端

智能终端采用模块化的微处理机设计制造，

波器的功能进行延伸，产生网络分析和故障录波相结合的分析记录。不同于传统的变电站中的录波器，仅仅只是记录故障发生前后的波形，智能变电站中的网络分析和故障录波装置可以实时监视并分析网络报文，通过人机界面即可更为详尽直观地了解当前或故障时的网络、设备信息以及故障原因，并利用录波器功能把这些状态信息和波形记录下来，形成分析变电站事故所需的依据。1.3

站控层功能有两类：“过程有关”变电站层功站控层

除具备传统操作箱的功能还具有对于I/O信息的处理、发送能力，所以也叫智能操作箱。智能终端和汇控柜在开关场组成智能组件柜，由智能终端进行开关量的采集，处理并完成间隔层设备对于刀闸、断路器的操作控制。由于通过网络传输跳闸报文存在网络延时等网络传输质量问题，本站采取“直跳”方式，即保护跳闸信息不经过网络传输，由保护装置直接对智能终端发命令信号。对于实时性不高的信息，如遥控操作、告警、开关状态等，通过网络进行信息交换。1.2

间隔层主要功能是：

（1）汇总本间隔过程层实时数据信息；（2）实施对一次设备的保护控制功能；（3）实施本间隔操作闭锁功能；（4）实施操作同期及其他控制功能；（5）对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别控制；

（6）执行数据的承上启下通信传输功能，同时告诉完成与过程层及变电站层的网络通信功能[3]。1.2.1保护装置

首先应明确保护原理不变，由于智能变电站间隔层

能，即使用多个间隔或者全站的数据，并且对多个间隔或全站的一次设备进行监视和控制；“接口有关”变电站层功能，表示变电站自动化系统与本站运行人员的接口，与远方控制中心的接口，与监视和维护远方工程管理接口。本层内装置由配有数据库的站级计算机、操作场所、远方通信接口等组成[1]。站控层设备和传统站配置类似，其中新出现了两类高级应用，主要包括集成在“后台”的顺序控制等功能和集成在“在线监测系统”内的状态检修等功能。这些高级应用是智能变电站的智能化程度的具体体现。1.4

本站的“两网”都采用双星形拓扑结构，见网络结构

图1。

1.4.1网络结构的特点

（1）两层网络设计。对于220kV等级的变电

中的智能设备间通过光纤连接且通过电子式互感器对电流/电压进行采样，使保护装置可以通过对过程层数据的共享和交换来实现保护逻辑联系，从而取代传统变电站中的电气回路。1.2.2测控装置

由于智能终端承担了部分测控的功能，如开

站，和所有元件共同组成一个网络相比较，两层网络形成的节点数目相对较少，网络负荷相对较轻，且在现有技术条件下，可靠性较高，并容易实现。但两层网络相对单一网络，其信息共享度较低，建设成本也相对较高。

·3·

（2）双星形拓扑结构。星形拓扑组网的优缺点都很直观。首先星形拓扑的优点是：利用一个中央交换机就可以方便地组网和配置网络，配置相对简单；对于单个间隔，其系统等待时间最少，访问协议相对简单；单个链路的故障只能影响其相关的设备，不会影响整个网络，容易检测和隔离故障。缺点是如果中央交换机出现故障，将失去所有以此交换机作为中央节点的IED设备信息。这种组网方式对于中央交换机的可靠性和相关技术要求都较高，价格也相应比较昂贵。本站通过双星形结构实现网络的冗余，以此保证系统的稳定性和安全性，同时又不失去信息传递的快速性，弥补了星形拓扑结构的不足。1.4.2技术特点

本站采用全双工交换式以太网技术，间隔层

2数字技术对于河滨220kV变电站

调试的影响及存在问题

2.1

2.1.1继电保护调试

变电站调试

首先，由于保护装置采用了全新的链路连接

方式和数据采样技术，在继电保护原理层面不用再考虑由于常规互感器的饱和特性引起的暂态误差和不平衡电流等情况，但保护调试人员需更加重视物理和逻辑链路的状态问题。具体表现有：

（1）由于A/D转换在一次设备中进行，使得一、二次系统完全隔离，提高了安全度，同时简化了间隔层设备的装置结构，并不用考虑间隔层设备的负载问题。

（2）由于IED设备间采用光缆连接，本站不存在传统变电站的电缆绝缘和二次接地问题；互感器的极性问题可以通过调整远端模块和MU的配置文件参数进行修正。

（3）对于电流饱和的保护判定不再必要，取而代之的是对于数据传输的重视，如采样值（Sam pledValue，SV）链路中断，则闭锁整套保护。

其次，由于在过程层实现的“虚端子”连线形

和站控层间信息交换利用MMS+传输控制协议/网间协议（TransmissionControlProtocal/InternationProtocal，TCP/IP）+IEC802.3实现，间隔层和过程层间信息交换利用GOOSE技术实现快速信息交换。采取网络冗余来保证网络的可靠性，MMSA网、B网互为备用，不同时在线运行；GOOSEA网、B网互为冗余，同时在线运行。

交换式以太网从广义上讲，即采用交换机的

成了继电保护逻辑链路，取代了传统站中利用电气链路进行的I/O信息交换，从而实现了保护功能的分布化。继电保护人员不用再过多关注二次回路的具体连接，可以把更多的精力用于保护逻辑实现的合理性和有效性上。2.1.2运行检修

智能变电站在运行检修方面产生的影响主要

以太网[4]。由于网络各节点之间通过交换机可以实现逻辑上的点对点通信，网络在一定程度上保证了传输延时。但由于以太网的固有特性，在交换机端口处不可避免存在信息“竞争”的情况，而且发布者利用组播技术发布的信息有可能突破交换机限制形成广播，增加了网络风暴的可能性。所以本站通过虚拟局域网（VirtualLocalAreaNetwork，VLAN）技术，来增强网络的实时性、可靠性等要求。

VLAN是一种交换网络技术，可以按照功能、

集中在高级应用方面。

（1）顺序控制，简称顺控，即程序化控制，通过预先设定的倒闸操作程序，在严格的操作监护制度下，在后台即可实现变电站倒闸操作。控制过程如下：变电站内智能设备依据变电站操作票的执行顺序和执行结果校核要求，由站内智能设备代替操作人员，自动完成操作票的执行过程。实际操作时只需变电站内运行人员或调度运行人员根据操作要求选择一条顺控操作命令，操作票的执行和操作过程的校验由变电站内智能电子设备自动完成。通过顺控的应用，可提高运行人员工

工程组或应用等构架为基础对局域网进行逻辑划分[5]。利用VLAN技术，可以把同一工作性质的用户集中在同一VLAN内。1个VLAN就相当于1个独立的局域网，信息只在这个VLAN中交互；各个VLAN之间只能通过路由器来进行数据通信，减少暴，优化网络性能，增强网络的安全性。

·4·

了跨VLAN的数据流量，从而有效地隔离广播风

作效率、减少倒闸操作过程中人为操作失误的几率。

（2）在线监测的出现，使得状态检修成为可能。状态检修也称预知性检修，即根据设备运行状态的好坏来确定是否对设备进行检修。在线监测系统可实现对微水等化学量、机构的分合速度及触头的行程距离等物理量、设备的负荷变化和启停次数等电气参数进行在线数据和离线数据的比较计算，从而产生综合分析决策，对面向设备状态的检修提供技术支持。由于在线监测系统通过传感器对设备进行监测，所以对于传感器的性能和可靠性就有了非常高的要求。

除此之外，高级应用还包括一些高科技监控设备，如利用高速摄像头实时记录设备外观信息的监控系统；利用气体传感器记录继电保护小室内有害气体含量并进行告警的设备等，都可为运行检修人员提供直观的事故告警信息。2.22.2.1

变电站现场调试验收方法

在继电保护方面存在的问题及现场解决

置启动闭锁重合闸功能闭锁重合。

（4）由于2套保护装置在过程层中分别处于GOOSA网和GOOSB网中，导致重合闸相互闭锁功能缺失。现场解决此问题的思路是：2套智能终端的闭锁重合闸开入通过空接点形成电气联系，再利用“虚端子”连线分别关联对应的保护装置的闭锁重合闸功能。

（5）由于功能的分布化，保护装置、合并单元及智能单元分别配置检修压板，逻辑上增加了实现检修状态功能的复杂性。国网规范只针对检修一致性有说明，并没有规范不同间隔检修时具体保护的逻辑配合问题。由于各厂家在技术规范理解上存在差异，使得母差保护等需各间隔相互配合的保护，增加了实现的困难度。2.2.2其他方面产生的问题及解决办法

（1）由于测控装置实现的逻辑闭锁功能和GIS

实现的电气闭锁功能在设计上存在差异，导致在测控装置和智能组件柜处分别退出闭锁时，会出现五防逻辑的不统一，本站解决策略是取消逻辑闭锁来避免逻辑混乱。

（2）母差、主变等公用设备难免要通过交换机间的级联来完成通信，所以在同一电压等级间保留VLAN，在一些需要级联的部分取消VLAN，来保证继电保护逻辑的完整性。

（3）由于本站利用大量的传感器件采集设备状态信息，但这些器件在运行时的精确性和可靠性不能保障，造成状态检修等高级应用并没有切实地投入运行，本站对于状态检修等应用也只是接入子站系统。

本站由于断路器机构延用传统变电站设计思路，配置2组跳闸线圈、1组合闸线圈，使得第2套智能终端不能独立实现对断路器的合闸操作，这有悖于智能变电站设备互操作性的理念。这样相悖的特性，使得现场施工验收时出现了以下一些问题。

（1）为了实现双套保护都满足低气压闭锁重合闸的要求，施工调试人员只能通过现场加装中间继电器的方式，通过重动接点来满足双重化配置的需要。

（2）由于第2套操作箱合后继电器不能启动，导致事故总信号不能发出，现场只能通过第1套智能终端合后继电器常开接点串接第2套智能终端跳闸位置接点后，接至第2套智能终端的事故总开入来解决此问题。

（3）手跳放电功能的缺失，导致在偷跳启动重合闸投入时，遥控分闸后断路器自动重合。现场解决此问题的思路是：将智能终端的手跳开入串接空接点，并通过“虚端子”连线将此空接点关联保护装置闭锁重合闸功能，即遥控分闸时保护装

3结论

（1）河滨220kV智能变电站和传统变电站相比，实现了从设备冗余到信息冗余的转变。

（2）由于设备生产厂家、设计人员和施工验收人员对变电站智能技术的理解不够深入，导致了河滨220kV智能变电站在建设过程中存在着文中所述的功能缺陷和调试困难。

（3）智能变电站的设备生产、设计、调试、运行

（下转第24页）·5·

13cm以内的范围。

（2）由于其安装费时费力，且老化性能还有待时间检验，因此是否采用防闪络护套防止鸟粪闪络，应根据线路的重要性、线路所在地区鸟害的严重性以及其经济性综合考虑。参考文献：

［1］易辉，熊幼京.1000kV交流特高压输电线路运行特

性分析［J］.电网技术，2006，30（15）：1-7.

［2］易辉，熊幼京，周刚等.架空输电线路鸟害故障分析

及对策［J］.电网技术，2008，32（20）：95-100.［3］徐喜佑.110～500kV输电线路合成绝缘子闪络原因

分析及对策［J］.中国电力，2000，33（5）：11-13.［4］朱济林，王欢，华大鹏.一种新型的驱鸟装置——电

磁驱鸟器［J］.河南电力，2009，（2）：48-49.

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［8］BurnhamJT．BirdstreamerflashoveronFPLtransmis

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sionlines［J］.IEEETransonPowerDelivery，1995，10

从现场施工的角度看，绝缘护套的安装过程

较为复杂，需要先在悬垂线夹两侧安装2只临时线夹把导线吊起，使导线处于松弛状态；然后拆除悬垂线夹，加装绝缘护套。由于要围着导线缠绕10层，如果导线表面或者护套表面脏污，则会使得护套和导线之间或者相邻2层护套之间接触不良，形成细微间隙。即使缠绕时接触良好，也有可能在拆除临时线夹，使悬垂线夹受力后，由于受力点的变化使缠绕护套的导线部分发生弯曲，导致加装在其表面的各层护套产生不同程度的位移，也有可能形成细微间隙。这些细微间隙的存在，会导致电场畸变，有可能使绝缘护套被逐层击穿，失去保护能力。

从材料的老化角度看，绝缘护套属于高分子材料，虽然其加速老化试验表现较好，但是否能在实际使用时经受住复杂的外部环境的长时间考验还不可知。

5结论

（1）110kV架空输电线路，在加装防闪络绝缘护套后，可有效降低绝缘子串所承受电压，只要厚度足够，绝缘护套就能有效地防止鸟粪闪络。（上接第5页）信息体系。

（4）代表变电站智能化程度的高级应用，没有形成完整、可靠的系统，需要更加可行、可靠的方案来落实应用程序。

（5）随着河滨220kV变电站顺利投运，作为宁夏第一个真正意义上的智能变电站，其对宁夏电网今后的建设有广泛的应用研究和示范价值。参考文献：

［1］

IEC61850-5-2003，Communicationnetworksand

［9］宋德隆，雒元平.高压输电线路鸟粪闪络故障特征及

防止对策［J］.高电压技术，2006，（5）：122-123.

等环节，需要更加明确的规范和标准来完备整个

systemsinsubstations-Part5：Communicationquirementsforfunctionsanddevicemodels［S］.

［2］窦晓波，吴在军，胡敏强，徐科.IEC61850标准下合