上海220千伏变电站的智能化改造4（修改）

1、上海220千伏变电站的智能化改造摘要：智能变电站作为智能电网的重要组成部分，是输电网的重要接点和数据采集源头，是智能电网的基础和前提。智能变电站作为变电站未来发展的方向，是智能电网发展的重点。本文针对220kV智能变电站技术应用的实际需求，讨论了220kV智能变电站系统以及相关技术设备的实施方案，并设计了在运变电站智能化改造方案。关键词：智能变电站 智能电网 改造目 录1 前言11.1 选题背景11.2 需求分析11.3 论文的主要工作及组织结构22 上海某变电站智能化系统的配置方案22.1 变电站概况22.2 智能一次设备22.2.1 在线监测系统22.2.2 电子式互感器的应用32.3 二

2、次设备组网方案42.3.1 站控层设备配置42.3.2 间隔层设备52.4 高级功能应用72.4.1 设备诊断及分析功能72.4.2 智能告警与故障综合分析72.4.3 一键式顺序控制72.4.4 一体化配置工具（源端维护）72.5 小结83 在运220kV变电站的智能化改造方案研究83.1 一次设备改造83.1.1 主变回路83.1.2 隔离闸刀、断路器回路93.1.3 互感器回路93.2 继电保护装置改造方案103.3 自动化系统改造设计103.3.1 总体原则103.3.2 对保护装置要求103.3.3 网络结构113.3.4 站控层设备及功能114改造效果125本人所做工作12参考文献

3、141 前言1.1 选题背景全球资源、环境、经济等问题日益突出，可再生能源、分布式能源快速发展，世界各国面临着可再生能源如何接入及充分利用等一系列问题，需要用智能化的技术和手段来应对目前面临的各种挑战。积极发展智能电网，适应未来可持续发展的要求，已成为国际电力发展的现实选择。 “坚强智能电网”以特高压电网为骨干网架，以通信信息平台为支撑，以智能控制为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度各个环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合，是坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动的现代电网。因此，“坚强”和“智能”是坚强智能电网的基本内涵。而智能

4、变电站是坚强智能电网建设中实现能源转换和控制的核心平台之一，是坚强智能电网的重要基础和支撑1。智能化变电站的改造，对加强智能电网建设，提高电网防御多重故障、防止外力破坏和防灾抗灾能力，增强电网供电的安全可靠性，提高电网更大范围的能源资源优化配置能力，具有重要作用。智能化变电站是数字化变电站的升级和发展。在数字化变电站的基础上，结合智能电网的需求，对变电站自动化技术进行充实以实现变电站智能化功能。智能化变电站的设计和建设，必须在智能电网的背景下进行，要满足我国智能电网建设和发展的要求，体现我国智能电网信息化、数字化、自动化、互动化的特征。1.2 需求分析国家电网公司对智能变电站定义是采用先进、可

5、靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享、标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。智能电网是电力工业将来的发展方向，这是毋庸置疑的2。在变电环节，在智能电网规划的推动下，未来智能化变电站将成为新建变电站的主流和在运变电站的改造方向。目前，国家电网已将智能变电站作为推广工作之一。根据国家电网相关规划，智能变电站将成为新建变电站的主流，迎来爆发式增长：第一阶段新建智能变电站46座，在运变电站智能化改造28座；第二阶段新建智能变电站8000座，在

6、运变电站智能化改造50座，特高压交流变电站改造48座；第三阶段新建智能变电站7700座，在运变电站智能化改造44座，特高压交流变电站改造60座。1.3 论文的主要工作及组织结构本文介绍了智能变电站的特征和构架，及其主要的技术应用，研究了智能变电站的实现方案。结合上海某变电站智能化改造工程实际，在安全可靠、经济适用的基础上提出了智能变电站的相关技术的应用方案，并结合工程开发了部分高级应用功能智能告警与故障综合分析、一键式顺控等功能。最后本文结合国网基建部的改造设计规范，探讨了适合上海电网的改造方案，以期通过建立智能变电站来提升变电站综合自动化水平，为建成坚强智能电网提供可靠的基石。2 上海某变电

7、站智能化系统的配置方案2.1 变电站概况上海某智能变电站为全户内布置的220kV终端变电站，220kV接线采用线路变压器组接线形式，目前2回进线，220kV一次设备采用户内GIS。主变最终规模为3240MVA三卷变，目前规模2240MVA，电压等级为220/110/35kV，采用无载调压变压器。110kV目前采用单母线分段接线形式，每段母线有四条出线，共八条出线，110kV设备采用户内GIS。35kV目前采用单母线四分段，20回出线，采用金属铠装开关柜。无功补偿采用2（20Mvar+20Mvar）电容器。本站按无人值班站考虑，受集控站远方控制3。2.2 智能一次设备2.2.1 在线监测系统根据

8、对变电站电气设备状态监测需求的分析，在现有技术发展水平基础上，主要涵盖在线监测装置选型、规范化、数据采集通信及统一建模、信息管理与故障诊断、状态检修。A 实施对象状态监测的对象及范围包括（1）变压器中的套管、铁芯、油气参数、温度、局放。（2）GIS设备内的断路器、避雷器、SF6微水、压力、局放。（3）继电保护二次回路的工作状态。基本涵盖了站内各种类型的高压设备及相关继电保护二次回路4。就地监测层通过安装于变电站现场的各种状态监测终端，在线完成电力设备状态的数据采集，根据该站现有规模，完成监测终端的配置。B 站内数据平台站内数据平台通过部署于变电站内的通信对象服务器、嵌入式操作系统及应用软件，实

9、现以下功能：监测装置数据的采集，站内数据的暂存和初步诊断，站内通信协议的统一，对外提供统一的基于IEC61850的通信接口，站内数据同远方数据平台的通信。该站内平台符合数字化智能变电站通信标准设计的要求5。站内数据平台的主要硬件配置为：商用后台工作站1台、嵌入式通信对象服务器2台、局域网交换机2台。图1状态监测设备布置图C设计原则遵循先进性、集中化、“即插即用”原则 5。2.2.2 电子式互感器的应用A电子式互感器配置原则如下：1）全站采用电子式互感器；2）主变220kV、110kV、35kV侧间隔，主变220kV中性点及间隙、主变110kV中性点，接地变高压侧、低压侧采用基于法拉第光学效应原

10、理的光纤电流互感器，双套配置；3）110kV线路、分段间隔、采用基于法拉第光学效应原理的光纤电流互感器，单套配置；4）35kV线路、站用变、分段、电容器间隔、35kV电容器横差CT采用一体化电子式互感器，二次信号为小模拟量输出，单套配置；5）主变220kV侧采用分压原理、小模拟量输出的电子式电压互感器；110kV母线、35kV母线采用分压原理、小模拟量输出的电子式电压互感器。B电子式互感器设计要求如下：1）电子式互感器应符合GB/T20840.72007、GB/T20840.82007的有关规定；2）测量用电流准确度不低于0.2S，保护用电流准确度不低于5TPE；3）测量用电压准确级不低于0.

11、2，保护用电压准确级不低于3P；4）光纤电流互感器工作电源采用直流；5）电子式互感器内应由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双A/D系统接入合并单元6。2.3 二次设备组网方案2.3.1 站控层设备配置站控层包括主机兼操作员工作站、工程师站、远动通信装置、保护及故障信息系统、网络通信记录分析系统以及其它智能接口设备等。图2站控层设备配置图2.3.2 间隔层设备间隔层二次设备主要实现保护、测控、故障录波、计量等面向间隔的功能。A测控功能由于全站采用了数字化变电站技术，全站数据实现了统一采集和高度共享，因此二次功能整合具备了技术基础。为避免过程层跨网，主变三侧双重化配置配置测控单元，安

12、装在主变保护屏内。A套主变测控单元接收主变各侧间隔合并单元A的采样值数据（SMVA 网），以及主变各侧间隔智能终端A的遥信数据（GOOSEA 网），发送遥控命令到主变各侧间隔智能终端A（GOOSEA 网），完成主变各侧间隔模拟量的计算、五防闭锁、控制等功能7。B套主变测控单元接收主变各侧间隔智能终端B的遥信数据（GOOSEB 网）。配置公共测控单元2台，采集非智能设备的自动化信息。测控单元同时分别接入站控层MMSA、B网，与站控侧设备进行通信。B保护功能1）110kV线路保护每回线路配置一套完整的主（纵差）、后备（距离或过流）保护功能的线路保护测控合一装置，安装于线路间隔GIS汇控柜上。110

13、kV线路保护采用直采直跳方式，即保护的跳合闸回路采用点对点光缆直接接入智能终端实现，采样值由合并单元采用点对点光缆直接接入保护装置实现。2）110kV分段自切保护分段上配置一套保护测控合一装置，安装于分段间隔GIS汇控柜上。110kV分段自切保护采用直采直跳方式。自切开放母差充电保护和母差间相互闭锁功能等采用GOOSE网络传输方式。3）110kV母线保护110kV母线保护按段配置，即每段母线配置一套母差保护，母差保护组屏安装。母差保护与各间隔的采样值回路和跳闸回路采用直采直跳方式，与110kV自切间的相互闭锁等功能采用GOOSE网络传输方式。4）主变保护根据国网220千伏系统继电保护标准化设计

14、规范，主变保护按双重化配置主后一体的电气量保护和一套非电气量保护，电气量保护采用直采直跳方式，非电气量保护利用主变本体侧的智能终端直接用电缆跳闸。5）35kV间隔保护a）35kV线路保护装设电流速断，电流电压保护，过流保护和零序电流保护。对于35kV架空线路将装设自动重合闸。出线中如有联络线路时，则需考虑装设差动保护，每段留一回联络线，出线均设置按周波减负荷装置。b）35kV站用变保护装设电流速断，过流保护和零序电流保护。c）35kV电容器装设过流、零流、中性点横差、过电压及低电压保护。d）35kV分段保护设短时投入的一段式过流保护和一段式零流保护。e）35kV线路、站用变、电容器保护采用测控

15、、保护、合并单元、智能终端四合一装置，安装于各自开关柜内。四合一装置不仅完成本间隔内的保护和测控功能，而且需要具备面向过程层的采样值接口和GOOSE接口，采样值接口将本间隔内的电压电流采样值用IEC61850-9-2的格式送给35kV母差保护、电度表等间隔层设备，GOOSE接口和35kV母差保护等间隔层设备交换GOOSE报文。6）35kV母线保护35kV母线保护按段配置，II、III段母线配置一套母差保护，I、IV（VI）段母线配置一套母差保护，采用保护测控合一装置。35kV母差保护从各馈线开关柜上的四合一装置获得电压和电流采样值，从主变35kV开关柜上的合并单元获得电压和电流采样值，并发出G

16、OOSE命令至四合一装置完成跳闸。35kV母差保护与各开关柜上的四合一装置采用点对点方式通信。C计量功能站内采用数字式电度表，即电度表采用IEC61850-9-2报文接收电压电流采样值信息8。主变电度表集中组屏，电度表通过主变采样值A网接收电压电流采样值信息。110kV电度表集中组屏，通过110kV采样值A网接收电压电流采样值信息。35kV电度表集中组屏，与安装于35kV开关柜室，电度表和开关柜上四合一装置点对点通信，接收电压电流采样值信息。所有电度表向站内电能计量采集装置提供电度量，该装置通过以太网口与站内自动化系统连接，并通过电力通信专网将站内的电能量信息传输到上海电网电能量采集主站系统。

17、D故障录波功能全站配置2台故障录波器1台故障录波记录分析装置，组1面故障录波屏：2台故障录波器按双重化配置，用于分别记录冗余配置的过程层采样值网和GOOSE网上的信息，不应跨网，主要采集主变各侧的电压、电流采样值数据和主变、母差、自切保护动作GOOSE信息。2台故障录波器所收集各类信息汇总至1台故障录波记录分析装置，用以进行电流电压波形、保护动作信息等故障分析。故障录波器通过MMS服务接入站控侧网络，上传故障录波报告给站控层9。2.4 高级功能应用2.4.1 设备诊断及分析功能高级应用是在综合数据平台的基础上，开发设备远程诊断与综合评价等定制应用模块，实现电力设备的故障诊断、状态分析、评估等高

18、级应用功能。2.4.2 智能告警与故障综合分析基于一体化信息平台，设置专家知识库，即存放专家提供的告警与故障分析知识，建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，给出某个告警信息或某种事故类型的原因、描述、处理方式，甚至硬接点信息的图解（屏柜间接线的描述）。知识库采用标准统一建模，它与智能告警与故障综合分析的高级应用程序是相互独立，可以通过改变、完善知识库中的知识内容来提高系统的功能。当系统发生故障，应在3到10秒的时间窗时间过后即可判断出故障信息，给运行人员以辅助判断，以便即时处理故障。主要功能包含告警分析推理机制和告警信息展示。2.4.3 一键式顺序控制将一系列的操作用一个控制命令实现，命令由主站

19、或后台下发，主站下发控制命令时，具体功能主要在子站控制器中实现，即子站控制器、调度系统要求功能互动。顺序控制的数据配置模型要求采用标准化模型，与调度互动采用标准、开放的接口10。顺控主要按间隔进行操作管理，如线路的运行停运检修运行的管理切换，操作包括开关分合、电动刀闸分合、软压板投退。控制要求能满足多个顺控的组合操作功能，或多个间隔同时操作。2.4.4 一体化配置工具（源端维护）智能变电站系统配置工具所采用的软件为一体化组态工具软件，由于模型的统一建立，基于标准模型的配置工具作为一个独立软件存在监控系统中。它基于网络通讯，可以离线、在线配置各种系统级应用。主要功能是编辑或导入符合IEC6185

20、0标准的SCL配置文件，进行图形化编辑和修改，并导出符合标准的SCL配置文件。2.5 小结本章探讨了220千伏变电站智能化工程的技术应用原则与配置方案，首先介绍了该站的改造概况，然后从一次智能设备选用、二次设备组网方案、智能变电站高级应用等方面进行了探讨。该站选用了涵盖较为全面的一次在线监测设备，对主变和GIS一次设备可进行在线或离线检测，并构建了在线检测汇总分析的一体化工作平台。该站通过技术经济比较，全站配置了国内最先进的全光纤电流互感器（OCT）和含空心线圈的流压变一体电子式互感器（ECVT），其采样环节由合并单元完成后进行组网即可实现全站数据的共享。该站除35千伏采用四合一的二次设备外，

21、均配置了智能操作箱，节省了传统的测控单元。同时对该站智能化高级应用进行探讨，主要从设备诊断及分析功能、智能告警与故障综合分析、一键操作与顺序控制、变电站系统源端维护等方面提出了功能需求，来指导高级应用系统的开发工作。3 在运220kV变电站的智能化改造方案研究对于在运220kV变电站，同样也需要通过智能化改造，以期实现降低变电站运维成本、优化资源配置、提升运行指标之目的。考虑到在运变电站的安全生产运行，在不影响变电站安全运行的前提下，同时需兼顾智能变电站相关规范的可靠性、先进性要求，智能化改造应遵循安全可靠、经济实用、因地制宜等原则。本章将以220kV变电站为例，将从一次设备、继电保护装置、自

22、动化系统三方面探讨在运变电站的智能化改造方案。3.1 一次设备改造一次设备智能化改造宜采用“一次设备本体+传感器+智能组件”方式，侧重数字化和状态监测两个方面10。方案应分别考虑一次设备更换与一次设备主体不更换的两种方式。一次设备更换时，应采用智能设备，具有标准的数据接口，支持智能化控制要求。传感器、互感器和智能组件宜与设备本体采用一体化设计，优化安装结构。220千伏主变压器、220千伏高压组合电器（GIS/HGIS）应预置局部放电传感器及测试接口。一次设备不更换时，可仅改造其外部接线部分以满足智能化改造需要，不应对现有一次设备本体进行解体、开孔、拆装；根据在运变电站的实际情况按照安全可靠、经

23、济实用的原则合理改造。3.1.1 主变回路A）主变不改造方案：变压器智能化改造通过设置外置式传感器和智能组件实现，智能组件主要包括智能终端和状态监测IED、基于MMS的DL/860通信接口。外置式传感器的绝缘要求、可靠性也满足主变运行的要求。B）主变改造方案：可优先采用智能变压器，出厂前应预置传感器，传感器与设备本体一体化设计。3.1.2 隔离闸刀、断路器回路A）隔离开关、接地开关改造：操作机构可采用电动机构，满足顺序控制的要求，并能实现远方控制。B）断路器不更换，增加智能终端：增加智能终端，采用GOOSE服务接收保护和控制单元的分合闸信号，传输断路器、隔离开关位置及压力低压闭锁重合闸等信号，

24、实现智能化改造。C）断路器不更换，增加智能终端和状态检测单元：采用GOOSE服务接收保护和控制单元的分合闸信号，传输断路器、隔离开关位置及压力低压闭锁重合闸等信号；完成一次设备状态的就地预诊断，并通过基于DL/T-860协议的MMS报文传送给站内的一体化平台进行数据处理和汇总。D）断路器更换：宜采用智能开关设备。当设备具备条件时，断路器操作箱控制回路可与本体分合闸控制回路一体化设计，取消冗余二次回路，提高断路器控制机构工作可靠性。3.1.3 互感器回路A）采用电磁式互感器，不进行数字化采样改造：继电保护、录波器，测控、计量装置仍采用常规电缆方式输入电流电压。B）采用电磁式互感器，进行数字化采样

25、改造：增加合并单元进行就地数字化采样改造。合并单元的配置按照保护配置的要求执行，220kV保护（含主变保护）合并单元应双重化配置，保护与合并单元一一对应，110kV及以下保护的合并单元（除双重化的主变保护外）可单套配置。但对于不能满足计量要求时，应不经过合并单元处理，直接用电缆接至电能计量装置。C）更换为电子式互感器：需用电子式互感器时应经过技术经济比较，确实需要采用电子式互感器时，互感器的保护精度和测量精度要求应满足相关规定的要求。220kV保护（含主变保护）需采用带两路独立采样系统的电子式互感器，其传感部分、采集单元、合并单元也需要双重化配置配置；每路采样系统应采用双A/D系统接入合并单元

26、，每个合并单元输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。3.2 继电保护装置改造方案改造后的保护装置应按照 DL/T 860 标准建模，具备完善的自描述功能，可与站控层设备直接通信。保护装置除检修压板外宜采用软压板，可在站控层后台或集控中心（调控中心）实现远方投退、定值切换等功能。一、保护模拟采样、电缆跳闸模式：采用电磁式互感器，相关电流电压信号采用电缆方式直接接入继电保护装置；继电保护装置采用电缆方式直接出口跳闸。220kV保护严格按照GB14285规定执行双重化的要求，确保保护安全稳定运行。二、保护模拟采样、光纤跳闸模式：采用电磁式互感器，相关电流电压信号采用电缆方式直接接入继电保护

27、装置；一次设备通过增加智能终端或更换为智能一次设备具备接受GOOSE报文实现跳闸功能，继电保护装置采用光纤方式输出GOOSE报文出口跳闸，宜采用光纤点对点直接跳闸；对于保护、智能终端间相互相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络传输。保护、智能终端、断路器跳圈应一一对应，严格执行双重化的要求，双重化的保护不应跨网，不应通过网络交换信息。三、保护数字采样，光纤跳闸模式：电磁式互感器增加合并单元或采用电子式互感器实现就地数字化采样。一次设备通过增加智能终端或更换为智能一次设备具备接受GOOSE报文实现跳闸功能。相关电流电压信号采用光纤以SMV报文方式接入继电保护装置，继电保护装置

28、采用光纤方式输出GOOSE报文出口跳闸。3.3 自动化系统改造设计3.3.1 总体原则变电站自动化系统实施智能化改造，其设备配置和功能应满足无人值班技术要求，实现对全站设备的监控、全站防误操作闭锁和顺序控制等高级应用功能。改造后应采用变电站一体化监控系统，通信规约及信息模型应符合DL/T860标准，信息应完整且不重复采集，同时还应满足未进行智能化改造的设备以其他规约形式接入的要求。变电站应按照电力二次系统安全防护总体方案的有关要求，配置相关二次安全防护设备，严格按照数据类型进行安全分区，确保系统安全。3.3.2 对保护装置要求A）若在运保护装置进行升级改造后通信接口符合DL/T860标准，保护

29、采样、跳闸等接线可不改变。B）若在运保护装置无法通过升级改造实现具备DL/T860标准通信接口，或保护装置达到使用年限时，应更换为符合DL/T860标准的保护装置。3.3.3 网络结构A）220千伏变电站自动化系统由站控层、间隔层、过程层组成。网络结构应符合DL/T860标准，过程层网络与站控层网络应完全独立，各层设备应按工程实际需求配置符合网络结构要求的接口。B）站控层网络传输MMS报文和GOOSE报文。220千伏变电站宜采用双重化星形以太网络，在站控层网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据采集和控制功能。C）过程层网络传输GOOSE报文和SV报文。过程层GOOSE网络、SV网络应完全

30、独立，宜按电压等级分别组网，各电压等级组网要求如下：220千伏过程层网络可分别设置GOOSE和SV网络，均采用双重化星形以太网络，双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则。双重化配置的保护及安全自动装置应分别接入不同的过程层网络。110（66）千伏过程层GOOSE和SV网络可采用星形单网结构。35千伏及以下电压等级GOOSE报文可通过站控层网络传输。D）设置网络记录分析仪，实现对各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计。3.3.4 站控层设备及功能站控层设备采用双Wor1dFIP现场总线，实现了站控层设备智能通讯和GPS硬件对时。A）220千伏变电站主机宜双套配置，有人值班变电站可

31、按双重化要求配置2台操作员站，无人值班变电站主机可兼操作员站和工程师站。远动通信装置应双套配置，远动信息传输应满足DL/T5003、DL/T5002规范要求，远动通道宜优先采用调度数据网络通道；B）保护及故障信息子站改造时为保证故障事件捕捉成功率，建议单独设置，但保护动作相关事件和保护录波报文可从站控层通过MMS协议获取。C）顺序控制、智能告警及故障信息综合分析、设备状态可视化等功能应作为变电站自动化系统高级功能的基本配置；支撑电网经济运行与优化控制、源端维护、站域控制等其他高级功能可结合变电站工程实际情况采用。D）应具备全站统一的同步对时系统，可采用北斗系统或GPS单向标准授时信号进行时钟校

32、准，优先采用北斗系统。4改造效果通过本文的技术改造，可将传统220kV变电站转变为综合自动化变电站，实现对全站的主要设备的自动监视、测量、控制、保护以及远动信息传递，具备了功能综合化、机构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征，提高了全站的安全运行水平。采用智能变电站技术，具有四遥、事故SOE功能，实时信息能够通过以太网向综合自动化传送并接收综合自动化的控制指令。同时在提升变电站调度运行管理效率的同时，还大大降低了有色金属使用量，改造后的智能变电站内电缆的使用数量下降超过60%，节材效果显著。另外智能变电站中变压器油的各种含量变化都能实时监控，而在以前需要监测人员定期从油中取出样本，送至实验室进行分析。智能化改造后，变电站将全面实现信息化、自动化和互动化，