张 超

（葛洲坝集团电力有限责任公司，湖北 宜昌443002）

0 引言

现阶段，为了保护环境，绿色能源的开发和节能减排工作已成为各行业主要的发展方向。为了跟上时代的发展步伐，变电站也要在原有基础上最大程度地提高电网能源使用率，即在数字化信息网络平台上，将能源体系中资源的开发、输送、存储及转换等设备连接起来，利用智能化控制设备完成精确、对应、互助、互补的能源供给目标，提升能源的利用率与供应的安全性，最大程度地减少污染，使投资与成本变得更加合理。

1 案例简介

某输变电工程（220kV）位于黑龙江省，此项目共配置2台90 MVA主变压器，4回220kV出线，8回110kV和35kV出线，其中35kV使用单母线进行分段接线，220kV的和110kV使用双母接线。由于该地区冬季气温会达到－40℃，因此该工程的实施，为低温条件下智能变电站的施工和正常运行积累了一定的经验。

2 现阶段智能变电站存在的问题

2.1 相关设备不够成熟

智能化设备主要是利用网络技术、数字化技术来实现变电站的保护和控制，和变电站的普通设备有着本质性的差别。现阶段，由于缺乏数字化控制保护装置的实际应用经验，对于智能化设备尤其是电子式互感器来说，在使用过程中可能会出现各种各样的问题。而且由于不同的试点使用的电子式互感器原理不同，极易导致变电站的稳定性、可靠性等都无法达到设计要求。和硬接线回路相比，智能变电站在建设的过程中会应用网络技术，因此需增加交换机等设备，而这些设备若不够成熟就会导致变电站可靠性降低。

2.2 调试时间长

智能变电站在运行的过程中对配置模型的依赖程度比较高。和普通的变电站相比，智能变电站在减少二次接线的同时，还需要进行额外的系统集成工作。除了需要进一步提升设备互操作性和通信信息统一性之外，智能变电站还要开展大量的调试工作，如果按照常规模式进行，就会导致施工周期延长。

3 智能化变电站的关键技术

3.1 双重化网络结构的应用

双重化网络结构为变电站自动化系统提供了处理方案，真正达到了各厂商设备能够互操作的目标，其具有以下优点：

（1）全方位完备的通信处理方案。对间隔层和过程层之间的通信方法进行了定义，有力地支持了智能一次设备、电子式互感器的信息传送。对变电站之间的通信接口进行了定义，为各区域自动化系统间的通信及完成广域保护做了铺垫。

（2）对报文与性能进行了详细的分类。

（3）实现了通信和应用的独立，能确保通信系统自身的持久稳定性。

（4）统一了各设备间互换信息的标准，实现了各设备间的互操作。

3.2 电子式互感器

电子式互感器具有暂态性好、体积小、安全性能高等方面的优点，是未来智能变电站需要使用的主要设备。根据原理，可以将电子式电流互感器分成无源型互感器和有源型互感器。下面对其使用策略进行探讨。

3.2.1 无源型互感器的应用

对于光互感器来说，全光纤电流互感器的温度、抗震性能都要好于磁光玻璃电流互感器，所以其在试点站中得到了广泛的运用。全光纤电流互感器的稳定性和误差与制作工艺、传感光纤材料、传感器的绕制方法等有比较大的联系。从试点的结果来看，电子元件和电气单元的稳定性是保证互感器正常运行的基础。

3.2.2 有源型互感器的应用

（1）一般情况下，在低电位安装GIS电子式互感器的远端模块，不用进行激光供电，具有良好的稳定性，供电成本也不高。不过由于GIS设备和电气耦合关系比较紧密，要考虑其电磁兼容问题，尤其是在隔离开关操作过程中引起的瞬态过电压对模块造成的影响。

（2）对于罗氏线圈等类型的有源型电子式互感器，其温度特点和电磁兼容性是需要重点注意的地方，如果不能很好地进行处理，会直接对保护设备运行的稳定性造成影响。另外，对罗氏线圈的积分环节也要给予足够的重视，如果处理不好，会对ETA的暂态性造成影响，甚至会出现直流偏移和拖尾的情况。

（3）AIS电子式互感器一般安装在远端模块高压侧，需要进行激光供电，成本比较大，运行可靠性不高。而且，远端模块的使用寿命会对电子式互感器造成影响，当前大多数电子式互感器故障都出现在远端模块，比较常见的原因有进水、高温等。

3.3 选取继电保护的跳闸方法

（1）网络跳闸。网络跳闸可以使光纤接线变得简单，使光口数量得到控制与保护，有利于设备及时散热。但是因为增设了交换机，所以只要交换机发生故障，就会失去控制保护作用。现阶段，大概有25%的试点站采用了网络跳闸方式，就当前的情况来看，网络跳闸的可靠性较高，还没有出现因交换机故障而引发的保护失效状况。由于网络跳闸削减了中间环节，所以能减少延时。

（2）点对点跳闸。由于其配置较多，致使发热量较大，进而严重制约安装设备的使用寿命。

4 智能变电站的工程应用

4.1 设备配置措施

（1）断路器的选用。基于当地的气候条件，对于220kV线路选用220kV的智能断路器，因为需要检测断路器的温度、电磁干扰、振动等方面的内容，所以智能终端部分最好进行集成，开关量的采集部分和电动隔离开关也要并入智能终端。

（2）互感器的选用。本工程选用了电子式互感器，考虑到设备运行的经济性和稳定性，对电子式互感器进行了对比，在110kV和220kV侧使用罗氏线圈。

（3）变压器的智能配置。在主变本体端子相中安装单套智能组件设备，主要负责主变的非电量保护、利用控制电缆直跳的方式来完成重瓦斯保护、利用GOOSE方式来完成其他非电量保护。

（4）交直流电源系统。针对站用电源，在交直流一体化电源（IEC61850通信标准）的基础上，实现一体化的监控与管理。整个变电站使用一套交直流一体化电源，采用独立的DC/DC变换器。为了控制建筑物的面积大小，减少维护工作量，要对同类的设备进行整合，使其与变电站全寿命管理周期的要求相符合。

4.2 分层分布结构

为了实现变电设备间的信息共享与互操作，在IEC61850通信标准的基础上建设变电站时要分层分布进行，大体分成站控层、间隔层、过程层3层。站控层和过程层实行独立组网，传送GOOSE信息时，站控层使用双星型电以太网（100M），过程层使用双星型光以太网（100 M）。站控层使用SNTP网络，过程层和间隔层使用B码，在传送合并单元的采样值时要使用点对点的方式，传送协议为IEC61850－9－2；使用光纤点对点的方式将装置跳合闸的GOOSE信号接到智能终端中；使用GOOSE网络传送测控装置短路器的逻辑互锁、报警和位置、开出、各保护之间的闭锁、启动失灵等信息。

4.3 依据双重化原则来配置220kV母线保护

（1）要确保保护配置的双重性，对于电流互感器的数据以及高压侧单元合并主变中性位置的电压，不单独为其配置保护装置。

（2）合并单元要做好线路与母线的保护工作，且最少要留3个光纤网络接口。为了减少施工场所的光纤，安装合并单元时采取集中组屏方式。

（3）220kV断路器一共有2个跳闸线圈，是进行分相操作的单位，因此，每一个断路器上配备的智能终端应具有双重的、包含分相跳合闸的功能，如图1所示。

（4）智能终端的光纤接口要具有点对点输送和GOOSE网络传送的功能，断路器的智能终端要和母线保护跳合闸、线路保护跳合闸、测控开出和开入网络光纤的接口要求相符合，并使用就地方式安装智能终端。

图1 智能终端配置示意图

4.4 配置过程层的交换机

由于跳闸命令和采样值都是使用点对点完成传送的，因此GOOSE的信息量很小，当失灵启动信息和网络传送数据比较大时，终期流量也只在10M以下，所以100 M带宽的交换机就能达到过程层的数据传送要求。220kV母线应配备2台交换机，主变三侧保护、测控、智能终端应配置2台交换机（双重化）。为了保证变电站交换机的正常通信，将2部交换机安装在主干网的位置，并将录波系统、PT测控、母线保护等设备接入公用设备中。

5 结语

随着我国电网的不断发展，智能变电站成为电网的重要构成部分。目前，电子式互感器、IEC61850技术得到了广泛的应用，数字化保护设备和智能化设备发展迅猛，但互感器运行缺乏稳定性、设备智能化水平不高等问题仍然存在，因此需更加深入地对智能变电站的关键技术和工程应用进行研究。

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［2］陈树勇，宋书芳，李兰欣，等.智能电网技术综述［J］.电网技术，2009（8）

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