曾 戈

（广东电网有限责任公司 河源供电局，广东 河源 517000）

0 引 言

随着市场经济的不断发展和进步，信息和集成控制管理受到了广泛关注。在智能变电站设计过程中增设监控系统和二次设备管理配置，能打造更加高效科学的管控机制，提升变电站常规化运行管理效果。

1 110 kV智能变电站设计的整体思路

在110 kV智能变电站设计工作中，基于IEC61850协议完成初始构建处理工作，配合站控层和间隔层有效打造信息交换平台，匹配以太网建构科学合理的信息控制机制，同时应用光纤实现间隔层和过程层采样值、开关量的信息交换处理。

首先，110 kV智能变电站要满足整体应用要求，需要建立基于IEC61850协议的数字化输出电子模式，为不同厂家的设备数据传递提供保障；其次，在传统应用模式基础上配合智能终端设备保障光纤和保护测控装置的运行稳定性；最后，在110 kV智能变电站运行管理工作中，要充分践行通信标准，配置数字式继电保护装置、安全自动管理装置以及数字式电能表等，配合站控层网络完成相关服务。

2 110 kV智能变电站设计内容

在110 kV智能变电站设计工作中，要整合具体的设计内容和设计模块，最大程度上提高设计效率，保证设计实效性满足应用要求。

2.1 设计原则

为了保证110 kV智能变电站能充分发挥其实际价值，在设计环节中需要以变电站运行稳定性和经济性作为核心，提高设备的智能化水平。

一方面，110 kV智能变电站设计环节要将高度集成化设计管理作为根本，确保能满足功能集约化处理和人性化控制标准，打造集成管理平台，并维持合理化的整合布局，从根本上实现综合管控和全站信息资源共享[1]。另一方面，110 kV智能变电站设计要重视全寿命周期成本管控细节，采用的设备和技术都要可扩展，为科学发展升级后智能变电站的效能优化留有充足 空间，从而进一步满足市场应用需求，确保调控管理的最优化。

除此之外，110 kV智能变电站要实现电压无功自动分析控制，依据调度及集控主站系统、变电站自动化系统等打造完整的应用管理模式，确保节点参数处理效果最优，同时实现无功调节命令处理。枢纽智能变电站区域电压无功自动控制流程如图1所示。

图1 枢纽智能变电站区域电压无功自动控制流程

2.2 设计细节

2.2.1 计算负荷

结合现实工作要求，对用电设备的运行情况进行分析，一般是处于非满负荷运行，比额定容量参数小。对用电设备组现实负荷容量和额定容量比值分析后，有功功率计算负荷PCa、无功功率计算负荷QCa以及视在功率计算负荷SCa为：

2.2.2 主接线设计

在实际设计应用环境中，电气主接线设计分为单母线分段接线设计、内桥接线设计、外桥接线以及双母线分段接线设计等，要充分关注各个接线模式的特征，从而选取适宜的接线处理模式。一般而言，110 kV侧外桥接线居多。

2.3 设计内容

2.3.1 一次设备智能化升级

在110 kV智能变电站设计工作中，智能化处理环节就是在在变电站节能降耗的基础上落实相关工作，从而形成可视化、数字化、一体化的信息控制模式，确保一次设备也能满足智能化升级的应用标准，维持整体应用处理的实效性。为了保证一次设备智能升级工作顺利开展，要整合具体升级单元，维持良好的动态效果。

首先，在主变压器中安装智能终端与配套合并单元，在出线间隔和主变进线间隔内分别设置智能终端单元，维持良好的应用效能和控制效果。通过配备独立的智能终端，保证母联间隔和母线设备间隔都能获取智能终端的处理指令。

其次，结合变电站要求装配全站和核心部件，维持状态监测后台系统的合理性和规范性。有效建立跟踪监测体系，及时获取和汇总变电站运行的相关数据，从而针对具体问题落实较好的调整方案和检修方案，实现综合管理的目标。

最后，在过程层设备处理时，要建立过程层和间隔层设备一一对应的控制模式。由于过程层本身就是一次设备和二次设备融合管理的层级结构，因此要配合自我检测模块和自我描述模块共同处理的模式实现通信协议和信息模型的应用管理，确保能及时与站控层进行信息的交流互动，提高信息处理效率，为110 kV智能变电站全面发展提供保障。

2.3.2 二次设备优化布局

对于110kV智能变电站而言，二次设备指的就是利用IEC61850协议和光纤设备建立分布式控制系统，匹配应用单元替代传统的总线处理方式，提高数据的利用率和数据管理的规范效果，同时实现更加丰富的数据集构建。二次设备为110 kV智能变电站全面监控处理提供了保障，依据IEC61850标准就能搭建更加完整的开放式处理平台。

对于整个系统而言，站控层设备无需专门的维护，借助无人值班变电站就能进行智能化管理。站控层设备能提供非常便捷的人机交流界面，在便于管理的基础上还能实现全天候监控处理。利用站控层智能升级模块就能建立管控中心，对变电站进行远程控制和集中式管理，确保设备智能终端建立系统信息自检和扫描上传，为网络化、智能化管理提供合理支持。在间隔层区间要配置监测系统、保护系统、录波系统以及计量系统等，在站控层网络失去管控能力后，通过二级子系统独立完成对间隔层相关设备的监控处理。利用间隔层配置数字接口的方式实现保护性检测和控制性设备管理，完成综合检测应用工序。除此之外，间隔层各个设备之间使用变电站统一的通信协议实现通信和层级内设备的管理，分析数据后直接推送到站控层。过程层是间隔层和站控层的过渡层级，设备与结合面实现一一对应。过程层的设备也要具备自我检测和自我性能描述等功能，有效利用通用通信协议实现独立扫描和自检控制。最关键的是，变电站保护装置利用总线端口和站控层智能终端就能建立相应的通信通道，满足GOOSE服务要求的同时实现综合管理的目标[2]。

3 110 kV智能变电站可靠性分析

通过系统分析110 kV智能变电站的可靠性，依据指标内容落实相应工作，从而提升110 kV智能变电站运行效率，实现经济效益和社会效益的双赢。

3.1 可靠性概念和指标

可靠性是具体元件、设备或应用系统在规定时间内和预定条件下完成规定功能且顺利满足指标的应用概率。对于自动化系统开发和运行管理，可靠性贯穿始终。从可靠性的角度分析电力系统使用元件，主要分为可修复元件和不可修复元件。结合相关规定可知，完成规定功能状态就称为正常状态，不可修复元件终止执行规定的功能则划定为功能失效，以此对110 kV智能变电站相关运行可靠性进行评估。具体指标见表1。

表1 可靠性指标

3.2 分析内容

从设备可靠性和系统工作性能可靠性两个方面入手，从而保证相应分析体系的规范性和分析内容的合理性，最大程度上提高110 kV智能变电站运行效率。

3.2.1 设备可靠性

由于110 kV智能变电站在实际运行过程中采取的一次智能设备主要是智能化断路器，利用自动化控制和应用技术独立完成变电站相关数据收集处理工作，因此将其作为评估系统故障和排除隐患的重要内容。在分析过程中，尽量减少故障对系统运行可靠性产生的影响。此外，电子互感器要符合变压器使用周期等，减少维护并降低管理难度。例如对2020年某110 kV智能变电站相关设备进行事故率统计后，得到相关信息包括主变压器年故障率0.1%、断路器年故障率0.2%、避雷器年故障率0.3%、互感器年故障率0.01%、耦合电容器年故障率0.005%、高压电抗器年故障率0.2%以及母线和支柱绝缘子年故障率0.05%。经过计算，整体一次电力设备可靠性在99.5%以上，满足供电可靠性基本要求，说明整体设计和应用贴合可靠性管控标准[3-5]。

3.2.2 系统工作性能可靠性

系统工作性能可靠性集中在系统网络结构层面。在110 kV智能变电站系统中，站控层和工程层是星型网络拓扑结构，利用通信线路将变电站和监控中心予以分割处理，维持通信线路呈相互无干扰状态，最大程度上提高实时性水平。与此同时，网络拓扑结构也能实现线路的独立性管理，避免一个线路故障对整体线路运行产生影响，保证系统工作性能的可靠性。

3 结 论

总而言之，要全面提升110 kV智能变电站设计水平，在满足整体设计规范的基础上贴合可靠性设计标准，落实相关设计内容，共同打造完善的电网运行模式，实现电网安全稳定化管理。与此同时，也为110 kV智能变电站高效控制、自愈管理水平的全面提升奠定坚实基础。