李 勇，李 佳

（1.中国能源建设集团山西电力勘测设计研究院，山西 太原 030002；2.国网山西省电力公司经济技术研究院，山西 太原 030002）

0 引言

根据国家电网公司“大运行”、“大检修”体系建设统一部署和要求，在确保电网安全稳定运行的前提下，立足于变革组织架构、转变管理模式、再造业务流程，实施调度控制一体化，以调度为主体，实现变电设备监控业务向调度的平移合并（调度控制一体），推进专业融合，缩短业务流程，提高专业管理水平，全面构建新型运行体系。

1 “大运行”和“大检修”运行管理模式

按照“三集五大”体系职责分工，“大运行”负责智能变电站设备和在线监测告警信息实时监视，断路器远程控制、无功电压调整操作等，负责通过工业视频系统开展智能变电站定期巡视；“大检修”负责智能变电站设备及在线监测装置定期现场巡视、带电检测、消缺维护、故障抢修、状态评价、检修改造及刀闸现场操作等。

我国分为五级调度控制管理，即国（网）调、省调、地调、县调、区（配）调。承担电网调度运行、变电设备运行集中监控、系统方式、调度计划、继电保护、通信、自动化等各专业管理职责；各自负责相应电压等级电网的运行、组织、指挥、指导和协调。

调度控制中心负责管辖范围为无人值守智能变电站的运行监控，接受预发操作票，通知并配合现场操作，配合故障处理，执行网调下达的单一开关操作，报送运行信息等。运行维护班（站）负责所辖无人值守智能变电站相关设备运行维护工作，巡视相关运行设备状态，及时向调度控制中心汇报站内设备异常情况及电气设备状态变更情况，根据调度控制中心指令开展调度操作、异常故障处理和设备运行维护等业务。主要包括两大业务流程，分别为设备计划倒闸操作流程、异常及故障处理流程。

2 山西电网“大运行”和“大检修”对无人值守智能变电站的运行管理需求

2.1 “大运行”对无人值守智能变电站的运行管理需求

山西省主调、备调系统均为D5000智能电网调度技术支持系统。该系统由基础平台和实时监控与预警、调度计划、安全校核、调度管理4类应用组成。其中，实时监控与预警类应用的数据主要来源于智能变电站，相关应用包括电网稳态监控、动态监控、二次设备在线监视与分析、故障集中录波、电能量管理等，以及为满足“调度控制一体化”要求新增的智能变电站集中监控应用。

调度控制一体化信息梳理应遵照“告警直传，远程浏览，数据优化，认证安全”技术原则，符合《关于全面推进大运行体系建设工作的意见》 （国家电网调〔2012〕263号）、《智能变电站调度控制数据交互规范（试行）》 （调自〔2012〕101号）等文件要求。

2.2 “大检修”对无人值守智能变电站的运行管理需求

大检修对智能变电站的数据要求，可分为以下3类数据[1]。

a)设备运行动态数据，内容包括设备电压、电流和负载实时数据，以此作为在线监测分析诊断的参考。

b)智能变电站设备告警信息，包括变位信号特指开关类设备状态（分、合闸）改变的信息。该类信息直接反映电网运行方式的改变，是需要实时监控的重要信息。告知信号是反映电网设备运行情况、状态监测的一般信息。主要包括隔离开关、接地刀闸位置信号、主变压器运行档位。该类信号需定期查询。

c)变压器设备在线监测数据，包括变压器油中气体监测，变压器铁芯接地（夹件、中性点）电流监测，变压器套管泄漏电流、介质损耗、电容量监测，变压器分接开关运行状态监测，变压器局部放电监测；GIS局部放电监测；断路器传动机构和储能电机的合分闸线圈电流、振动、行程、速度、辅助接点动作等监测；SF6气体密度、微水、气体温度等监测；金属氧化物避雷器泄漏电流、阻性电流监测；容性设备监测（电流互感器、电压互感器、耦合电容器）、泄漏电流、电容量监测；母线电压、相位角监测装置；环境温度、环境湿度监测。所有被测设备应配置在线监测装置（传感器），提供信号测试接口。

2.3 站内交互需求

站内信息交互以监控系统为核心，实现与站内各子系统之间的信息交互，可分为以下几类信息交互。

2.3.1 输变电在线监测系统与监控系统信息交互

在线监测智能组件是智能变电站间隔层设备，通过I1接口与站控层一体化信息平台或状态信息接入控制器CAC(Condition Acquisition Controller)交互数据。I1接口是综合监测单元或符合DL/T860通讯规约的在线监测装置和站端监测单元之间的接口，满足DL/T860智能变电站通信网络和系统的要求。

2.3.2 辅助监控系统与监控系统信息交互

智能变电站辅助控制系统强调各个系统之间信息共享，从而实现视频监控系统、安全防范系统、消防火灾系统、给排水系统、SF6监测系统、环境监测系统、智能照明系统、数据采集与监视控制SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)系统等的信息互动与联动[1]。

2.4 调度主站系统应用对智能变电站的需求

山西省主调、备调均已建成了智能电网调度技术支持系统（D5000），此套对智能变电站的应用要求，可有以下6类，即数据优化上送、数据质量估计、电压无功协调度控制制的需求、图模源端维护的需求、智能告警的需求、保护信息管理的需求。

3 山西电网“大运行”和“大检修”对无人值守智能变电站标准化接入的要求

山西电网“大运行”调度业务调整及调度数据网双平面的建成投运，对智能变电站自动化设备的接入和应用提出了新的要求。随着智能变电站无人值守的全面开展，需要规范、指导电网厂站自动化设备的接入，使其更好地适应电网的发展，服务于电网生产和运行。

3.1 业务范围

无人值守智能变电站业务范围分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ区：I区业务主要包括智能变电站自动化系统的实时数据采集、电力系统动态测量、广域相量测量等。II区业务主要包括电能量计量、故障录波、保护信息管理、卫星钟监测等。Ⅲ/Ⅳ区业务主要包括设备状态监测、视频、安防、消防、环境监测等辅助设备[2]。

3.2 接入设备标准化

自动化接入设备主要包括厂站自动化系统、电能量采集装置、同步相量测量装置PMU(Phasor Measurement Unit)相量遥测子站、保护子站、卫星钟装置等。

站控层负责变电站的数据处理、集中监控和数据通信，包括监控主机、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师工作站、PMU数据集中器、计划管理终端、二次安全防护设备、工业以太网交换机及打印机等。

a）Ⅰ区数据网关机。直接采集站内数据，通过专用通道向调度（调度控制）中心传送实时信息，同时接收调度（调度控制）中心的操作与控制命令。110 kV及以上电压等级变电站双套配置，每套装置可用于接入各级调度自动化系统的独立以太网口不少于4个。66 kV及以下电压等级变电站单套配置，每套装置可用于接入各级调度自动化系统的独立以太网口不少于2个。

b）Ⅱ区通信网关机。实现Ⅱ区数据向调度（调度控制）中心的数据传输，具备远方查询和浏览功能；单套配置，每套装置可用于接入各级主站系统的独立以太网口不少于2个。

c）Ⅲ区通信网关机。实现与生产管理系统PMS(Production Management System)、输变电设备状态监测等其他主站系统的信息传输；单套配置，每套装置可用于接入各级主站系统的独立以太网口不少于2个。

d）调度数据网接入设备。每套调度数据网接入设备含1台路由器、2台交换机。220 kV及以上电压等级厂站调度数据网接入设备均按冗余配置，分别接入调度数据网省级接入网和市级接入网。110 kV及以下电压等级厂站调度数据网接入设备均按冗余配置，分别接入调度数据网市级接入网地调核心节点和备调核心节点。

e）二次安全防护设备。各电压等级厂站二次安全防护设备冗余配置，每套含Ⅰ区纵向认证加密装置1台、Ⅱ区硬件防火墙或纵向认证加密装置1台，分别接入数据网路由器相应的实时和非实时虚拟专用网络VPN（Virtual Private Network）。

f）电量终端服务器。电量终端服务器按双网口单套配置。

3.3 接入信息标准化

大运行对智能变电站的数据要求可分为以下3大类数据，即电网稳态数据、电网动态数据、保护及故障录波数据。

智能变电站设备告警信息是设备监控业务的主要关注对象。以智能变电站监控系统的单一事件或综合分析结果为信息源，经过规范化处理，生成标准的告警条文。告警信息筛选以监控业务需求为依据，以相关告警分类为标准，应注重信息的完整性与传输的可靠性。

按照对电网影响的程度，告警信号分为：事故、异常、越限、变位、告知5类。级别分别对应为：事故——1级（级别最高），异常——2级，越限——3级，变位——4级，告知——5级。

表1 常规远动信息传送方式和优先级表

根据国家电网公司《关于全面推进大运行体系建设的工作意见》(国家电网调〔2012〕263号)的要求，按照“调度控制一体化”建设模式，梳理调度控制业务需求、优化数据处理流程、明晰监控数据接入方式，已经成为当务之急。遵照“告警直传，远程浏览，数据优化，认证安全”技术原则，通过优化调度控制实时数据、直传设备告警信息、远程浏览智能变电站全景、强化调度控制指令安全认证，实现对智能变电站设备的远方监控。为满足大运行体系的要求，调度控制中心可通过接收优化后的实时数据和设备告警信息以及使用远程浏览等工具，实现对智能变电站设备的远程监控。为满足大检修体系的要求，运行维护站点可通过接收设备告警信息和使用远程浏览等工具，实现对智能变电站设备的远程运行维护。

智能变电站与调度控制之间数据交换应满足《智能变电站调度控制数据交互规范（试行）》的要求。

3.4 接入通道标准化

3.4.1 接入通道

a）220 kV及以上智能变电站自动化信息传输通道。220 kV智能变电站计算机监控系统推荐采用双通道单归属方式上传，配置上满足双通道双归属技术要求；220 kV智能变电站电能计量采用双通道上传；220 kV智能变电站相量监测和保护管理信息等业务宜采用双通道上传。

b）110 kV及以下智能变电站自动化信息传输通道。110 kV智能变电站计算机监控系统推荐采用双通道单归属方式上传，配置上满足双通道双归属技术要求；110 kV智能变电站电能计量采用双通道上传；110 kV智能变电站相量监测和保护管理信息等业务采用双通道上传。

3.4.2 传输规约

至远方电力调度控制中心主站系统的常规远动信息通信应采用IEC60870-5-104标准协议；至远方电力调度控制中心主站系统的保护报文信息通信宜采用DL/T 667—1999标准协议；至远方电力调度控制中心主站系统的电量信息通信宜采用DL/T 719—2000标准协议；其他信息应参照相应国家标准或行业标准与相应主站系统进行通信。

3.4.3 传输通道运行方式

智能变电站计算机监控系统的双数据处理及通信装置以双主机方式运行，通过调度数据网接入网与调度主站通信，省、地调调度自动化系统主站前置服务器分别接入电力调度数据网第一、二平面骨干网，与相应的数据处理及通信装置通信，系统通过负载均衡的原则选择值班通道及数据。

具备双网口的电量终端服务器相应接入电力调度数据网省级接入网、市级接入网与调度主站通信，实现通道的冗余备份。

4 结论

山西电网采用“大运行”、“大检修”的运行管理模式，5级调度控制管理，业务分为设备计划倒闸操作流程、异常及故障处理两大流程。“大运行”、“大检修”对无人值守智能变电站接入设备、接入信息、接入通道等方面要求标准化，对山西电网智能变电站的建设具有重要的指导意义。

[1]刘振亚.国家电网公司输变电工程通用设备 110～750 kV智能变电站二次设备[M].北京：中国电力出版社，2012：221-225.

[2]高翔.智能变电站技术[M].北京：中国电力出版社，2012：78-238.