110 kV数字化变电站研究与应用

徐 文，王振祥

（中国交通建设股份有限公司，北京 100088）

0 引言

神华集团黄骅港2号110 kV变电站位于沧州市渤海新区，2010年3月开工，2011年1月16日一次性送电成功并投入使用，项目为神华集团2010年重点工程，缓解现有110 kV变电站供电能力饱和的状态，同时满足煤码头三期工程以及南、北港区发展的用电需要，在此基础上，对整个港区的供电系统进行调整，使布局更加合理，提高供电系统的效率，降低电能损失。

1 概述

常规综合自动化变电站的一次设备采集模拟量，通过电缆将模拟信号传输至测控装置，装置进行模数转换并处理，之后通过网线将数字量传到后台监控系统。数字化变电站是将信息采集、传输、处理和输出过程完全数字化，并采用IEC61850构建通信网络，保护、测控、计量、监控、远动等系统均用同一网络接收信息，各个系统实现信息共享。近年来，国内各网省公司都进行了数字化变电站试点，并已建成一定数量的数字化变电站，应用程度和技术水平各不相同，目前国内已有科研项目建立了完整的技术标准体系，编制了关键设备检测、网络性能测试，以及变电站建设运行一整套规范，随着技术的不断进步和发展，建立数字化变电站对相关产业链的发展具有深远意义。

黄骅港2号110 kV数字化变电站利用智能化的一次设备和网络化的二次设备使变电站的信息采集、处理、传输和输出过程全部数字化，变电站采用数字输出和光纤传输的光电式电流互感器、电子式电压互感器，并通过加装在一次设备上的智能单元，按IEC61850规约，实现运行状态数字化的变电站。IEC61850作为电力系统实现无缝通信的规约，大幅减少现场验收、运行、监视、诊断和维护等工作，解决了变电站自动化系统的互操作性和协议转换的问题，采用该标准还可以使变电站自动化设备具有自描述、自诊断和即插即用的特性[1]。

2 系统结构

黄骅港2号110 kV数字化变电站按IEC61850标准在逻辑结构上将系统分为过程层、间隔层和变电站层三个层次。

过程层是一次设备和二次设备的结合面，主要由光纤、光纤熔接盒、网线、双绞线、交换机、路由器等构成，主要功能：①电气运行的实时电气量检测。即利用光电电流、电压互感器及直接采集数字量等手段，对电流、电压、相位及谐波分量等进行检测。②运行设备的状态参数在线检测与统计。如对变电站的变压器、断路器、母线等设备在线检测温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。③操纵控制的执行与驱动。在执行控制命令时具有智能性，能判定命令的真伪及其公道性，还能对即将进行的动作精度进行控制，如能使断路器定向合闸，选相分闸，在选定的相角下实现断路器的关合和开断。

间隔层主要由各小室的通讯管理机、综合保护装置、集中测控装置和通讯管理机等设备构成，主要功能是进行本间隔过程层实时数据信息的汇总，然后在和变电站层连起来，将各种实时信息量上传，具有承上启下的作用。主设备端均有独立设置的测控装置负责设备的信息采集、处理，在与网络交换机连接将数据传至上层。对于变电站设备中暂无法实现数字化设备的，且可实现但成本高过设备的，均采用数字通讯管理机负责信息的采集、处理和上传，实现数字化功能。每个测控装置和通讯管理机均通过两根光纤和交换机连接，通信规约采用IEC61850，在通过交换机连接至变电站层后台处理。

变电站层构成主要有前置服务器、数据服务器、WEB服务器、集控工作站、报表工作站、图形工作站、五防工作站、维护工作站、两票服务器、电能质量服务器、视频监控服务器、大屏服务器等组成一个总的网络结构，通过供电集控调度自动化系统作为终端用来完成整港电力调度的全部工作，其它辅助系统包括视频监控系统、大屏幕显示系统和调度电话系统等。

集控调度自动化系统由操作系统软件、支撑软件和应用软件等组成，软件遵循有关国际标准和国家标准，具有可靠性、兼容性、可移植性和可扩性。操作系统软件采用Unix/Linux/Windows平台结构，数据服务器和数据采集通信机选择64位小型服务器，其它服务器和工作站选择32位PC服务器和工作站，各个节点之间采用100/1 000 M双网结构。支撑软件和应用软件采用模块式结构，便于修改和维护。支撑软件包括网络通信管理软件、数据库及数据库管理系统、图形报表系统和防病毒软件等。应用软件系统具有常规电力监控应用软件外，扩展并研发了新功能和新应用，主要包括故障预判与限值告警、手机短信发布、视频联动系统、批处理功能、“两票”管理和电能管理和考核等。

3 应用软件

3.1 故障预判与限值告警

通常电气设备只有在发生故障时才会报警，如果是关键设备或关键部件的故障严重时可导致全站停电检修，给安全生产构成严重威胁。为了加强对全站供电系统停电事故的有效控制，通过对设备日常运行参数的分析和比对，及时、准备的预判可能出现的故障点，及时、准确、高效地采取有效措施，以防事故发生。

当系统中电容器温度、GIS压力、密度、不平衡电流、母线电压、主变负荷、线路负荷等量测异常时，除了相关保护告警外，这些值如果超过额定上下限值则会越限告警。基于故障预判断的需要，系统提供这些量测的集中列表监视界面、趋势变化曲线监视及三级以上限值等级监视，即预告警上下限、额定上下限和上上限下下限。第一个限值是指还没到额定的上下限，做为故障预判断的手段。

系统采用两种算法对限值进行判断，简单算法：一有越限，马上就进行告警。延时算法：当有越限发生时，持续时间没有超过“延迟时间”，则不告警，只有持续“延迟时间”后仍然越限，才进行告警。这里“延迟时间”用户可以定义。

3.2 手机短信发布

通常在电网发生事故时，需相关人员相互配合，及时协调处理事故，将事故影响降至最低，这就要求所有相关人员应在第一时间掌握事故情况，为事故处理争取时间，基于此需求我们开发了手机短信平台应用软件。

目前手机短信已经在信息点播中得到广泛的应用，调度系统支持在调度机房配置一台手机装置，经过授权的客户可以点播诸如电度、YC、总加等实时数据，可以在电网发生事故时在第一时间内把信息发送到需要的负责人的手机上。

在所辖电网安全监视的同时，可对特定的电网事故和故障建立相应的电话信息、语音查询，拨通特定手机或相关电话，以手机短信息、语音方式通知电网发生的事故或故障类型。系统具有方便、快捷报警信息定义界面，支持告警特性及多种信息组合的综合信息定义。

短信模块程序也可将告警窗中的告警（告警类型可选），通过装置以手机短消息的方式发送给指定的手机，发送对象可以是一个手机也可以是多个手机。智能短信平台可以按区域、职能和权限来发送短信。

多条短信可以同时发送，发送间隔最短为1 s。装置联入系统可以通过串口接到任意一台工作站上，或者通过网线接到SCADA内网的交换机上。

3.3 视频联动系统

目前电力自动化系统已实现了遥视功能，此功能只具备设备间及重点区域的视频监控，系统相对独立，应用较为单一。为更大的发挥其功能和扩展与设备关联的应用，经过多方论证与实验，最终实现了在设备报警时，此设备间的摄像机及时转动、拍摄报警设备，并将拍摄到的实时画面传送至视频监控系统与大屏幕投影系统供值班人员识别和处理，提高变电站运行和维护的及时性与安全性。

系统前置服务器通过网络通讯与视频系统的主服务器连接，按照预先制定的通讯协议进行通讯，当系统需要联动时，将需要联动的摄像机的厂站号、通道号、预制位、是否需要录像、是否需要抓图等信息通过通讯协议传递给视频监控系统，由视频监控系统负责和摄像机通讯，将摄像机根据预制位转到相应位置，并在视频系统和大屏幕系统上显示该摄像机的实时监控画面。

具体实现方法：首先服务端主程序启动，同时启动联动程序，服务端建立客户端client连接[IP、端口信息从数据库中读取]；联动程序启动后，建立一个Server Socket连接，启动侦听[端口55558]；联动程序通过判断综自装置发送过来的事故YX信息，通过逻辑判断位与位的比较，一旦发现某个事故YX变位[无论分合与否]，将此变位事故YX信息发送给视频服务端，而后服务端根据此事故YX信息向硬盘录像机发送指定的预置位命令，同时通知视频客户端自动切换到相应画面。

图1 系统链接图

3.4 批处理功能

为提高工作效率和探索管理新模式，专门针对110 kV站级管理开发了批处理应用软件，即事先按照一定的操作流程及处理结果，有规律的事先编写某一电气操作的具体步骤，这样既明确了某一个具体的开关量，又明确了该开关量的目的操作状态，同时将各类开关量按照固定的操作顺序排列组合，以形成完整的某一策略，需要操作时可直接调出策略执行即可，该功能极大地减轻了操作人员的工作量，并减少了误操作概率。

图2 批处理策略选择与执行

3.5 “两票”（操作票、工作票）管理系统

“两票”制度是电力系统保证安全工作的重要组织措施。目前许多企业对工作票还是采用人工管理的模式，即手工开票、人工传票逐级签发、许可、执行、变更、延期、归档等流转步骤。人工管理工作票的模式存在许多弊端，如书写的字迹潦草不清、容易出错重写、工作票审核周期长、数据难以共享、大量纸质工作票的保存困难、统计分析工作繁杂、需要大量的人力资源等，对工作票实行电子化管理成为一种必然趋势。

“两票”系统采用最方便用户的B/S（浏览器/服务器）架构，基于Internet/Intranet运行，可实现各种工作票（如发电和变电的第一、二、三种工作票，电力线路的第一、二种工作票等）在互联网上的开票、签发、接收、许可、执行、终结等流转工作，可存储海量工作票，同时方便对其进行查询和统计分析。用户可自定义工作票格式、审批流程及流程审批权限，采用电气接线网络拓扑分析，支持多种开票方式（手工开票、图形开票、调用历史票、调用典型票），使工作票的安全措施具有准确性、严谨性和规范性。

操作票以计算机管理系统的监控中心层为主，通过监控中心层集中管理，能够进行微机防误操作并在模拟操作过程中能够实现自动生成操作票，模拟操作人即操作票的填写人可以通过管理系统提交到审核人处，审核人审核完毕后自动返回填写人处。操作票管理模块严格而灵活，它继承了传统的操作票格式，生成的操作票字体整齐、票面美观，有专用的报表系统对生成的操作票进行管理。除能够对生成的操作票进行显示、查询、存取、分类、编号及自动打印，还可根据操作票的执行情况做新票、历史票、已执行、作废、部分已执行等标志，具有操作票的历史记录和查询统计，附合运行值班部分的日常管理规定。开票时，用户在图形界面下选择操作对象后，系统自动分析并显示所选设备当前的工作状态（运行、备应用、检修等）方便用户根据设备当前状态选择相应的操作任务。操作票生成后，自动进入票编辑界面，在此界面下，用户可仔细检查票的正确性，对多余项、缺项、项顺序错误及字词不准确等情况，均可在此界面下很方便地调整，一般只需鼠标控制，毋需键盘操作。可以智能生成以下类型的操作票：线路操作、母线操作、变压器操作、PT操作、开关操作、电容器操作、电抗器操作。

3.6 电能管理和考核

随着用电负荷增大，设备种类繁多，电能计量点不断增加，原来的作业班组生产效率统计方法非常繁琐且容易出错，对原有电能管理和考核系统进行了功能扩展和数据扩充，该系统充分考虑数据采集的实时性、精确性和效率，实现数据采集分析的自动化、智能化和网络化，并提供考核评价、查询输出等功能，系统具有运行稳定、安全可靠、操作简易灵活、界面友好等特点。软件通过获得全港供配电所中各计量装置的电能数据实现负荷监控、单机电能的分布统计、班组吨煤耗电考核、表计运行状况监测等多种功能。加强公司的用电管理，促进电能合理利用而达到节能降耗的目的。电能分析考核的重点是实现电能量数据的自动采集，以此为基础进行多层次的数据计算、统计和分析，实现作业班组考核和企业的智能化、网络化电能利用评估，系统分为系统管理、数据录入、计算分析、综合查询、系统诊断五大功能模块[2]。

系统管理：完成监测终端、监测点的信息维护和管理，采集方案的定制与维护，实现对子站设备的远程维护，最大可能实现系统的运行稳定，以减少人工物力支出。

数据录入：对于系统计算分析所需而系统无法获取或系统可获取但需要人工调整的数据，需用户录入，数据主要有班组作业量、人工追加各种电能、班组对应的设备故障、停电记录、设备检修计划和设备检修停电事件等。

计算分析：系统针对线路按不同时段对各项电能质量指标进行数据趋势分析或频谱分析。

综合查询：报表可打印，并能方便地导入到EXCEL电子文档中，用户选择一个以上监测点，以电能质量各项作为评估依据，判断各项指标的合格率是否达标。

系统诊断：当线路发生暂态事件时，监测终端对监测点进行录波，系统提供图形分析，ITIC曲线分析，SARFI指标分析等分析手段。当线路发生稳态事件时，系统提供多种事件查询分析方法。

4 效益分析

4.1 社会效益

数字化变电站可减少设备的退出次数和退出时间，提高设备的使用效率，提高保护、测量和计量系统的精度，方便变电站的扩建及系统的扩充。

数字化变电站的安全性和可靠性对保障电网安全稳定运行和实现减员增效具有重要的社会效益。

4.2 经济效益

设备维护安全可靠。光电电压互感器不存在二次短路，光电电流互感器不存在二次开路，避免因此而造成的人身伤亡事故和设备损坏而造成的经济损失。

运营维护工作量减小。数字化变电站除电源回路外无电源二次接线，只有相应的二次逻辑回路，较一般综合自动化变电站更为简单，光缆的维护量较之电缆的维护量大幅较少，且光缆数字回路具有完善的自检功能，维护更为方便。

5 结语

黄骅港2号110 kV变电站于2011年1月16日投入使用，运行正常，投运后大大减少了人工维护登记、人工抄表、故障查找与处理、报表统计等大量工作。系统自动生成的各种计算报表，对于掌握港口整体用电、系统运行变化、煤耗电量考核提供真实有效的数据，为制定企业能源规划和港口科学发展提供了可靠依据。