智能变电站二次设备的整合方案

庄文柳，蒋传文

（上海交通大学电子信息与电气工程学院，上海 200240）

0 引言

智能变电站是由先进、可靠、节能、环保、集成的设备构建而成，并以高速网络通信平台为信息传输基础，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，同时可以根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级应用功能。先进的通信网络和多功能智能电子装置的应用，带来了二次系统相关设备前所未有的融合，也给二次系统设计带来了革命性的影响。

目前，按照国家电网公司颁布的《智能变电站技术导则》、《智能变电站继电保护技术规范》、《国网公司2011年新建变电站设计补充规定》、《110（66）k V～220 k V智能变电站设计规范》、《330～750 k V智能变电站设计规范》等技术标准，正在大力改造数字化变电站和推进建设智能变电站示范工程，为今后智能电网的运行提供重要技术支撑。

1 合并单元与智能终端的整合

智能变电站是分别通过合并单元（MU）与智能终端等智能组件设备，来实现一次设备与二次设备的智能化接口。

MU用以对来自二次转换器的电流或电压数据进行时间相关组合的物理单元，分为点对点接口（保护直采）或组网接口（SV网）两种。智能终端与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对断路器、刀闸、主变压器等一次设备的测量、控制等功能。智能终端输出接口类型分为点对点接口（保护直跳）或组网接口（GOOSE网）两种。

随着科学技术的进步，IEC 61850信息协议规范的应用，电子式互感器技术在电力系统的应用日益成熟，许多新产品已经逐渐应用于在建示范变电站工程中。由于存在激光供电、私有通信规约以及不便于事故分析等因素，合并单元和电子互感器通常由电子互感器厂家统一提供，而智能终端往往由保护厂家或监控厂家提供。由于是两家厂商分别提供电气设备，往往不具备将合并单元与智能终端加以整合，造成使用电子式互感器时，要采用两类过程层装置的硬件整合。

考虑到电子式互感器在实际智能变电站的应用还尚未十分成熟，目前国家电网公司通用设计推荐优先采用常规互感器，故可以考虑采用合并单元（常规模拟量输入、IEC 61850-9-2输出）和智能终端一体化装置的方案来实现过程层集成化设计，用以减少过程层装置数量，节省组柜要求的空间。同时，将两个装置合一，可以更好地实现过程层的SV和GOOSE网口的自然合并，使得装置的总网口数量减少一半，过程层和间隔层的装置设计更加紧凑。

合并单元与智能电子终端合一的智能组件，从国外引进技术和设备，到消化和自主生产，目前已经有较为成熟的系列产品，国内的保护厂家或监控厂家都已开发出新产品，国外也有内嵌式的智能综合组件放置在“汇控盒”内的案例，例如GE-BRICK的形式，相关厂家都完全具备可以在较短的时间内对合并单元与智能终端整合硬件网络的能力。

合并单元与智能终端合一装置，可采用现场可编程门阵列（FPGA）直接发送报文，报文延时输出抖动不大于1μs，以保证插值再采样同步的精度；采用分时报文发送技术，使得SV报文和GOOSE报文在同一光缆传输时，SV报文发送时刻不受GOOSE报文影响，并仍支持间隔层设备插值再采用同步；采用100 M以太网接口和硬件解码技术，具备100 M线速数据处理能力，保证通信流量满负荷时GOOSE相应的实时性和可靠性。

对于上海电网待建的智能变电站，由于通常采用常规互感器，因此均可以优先考虑配置合并单元与智能终端合一装置，以简化配置及减少投资。

2 故障录波与网络报文分析的整合

故障录波装置和网络记录分析装置，应能记录所有合并单元SV网络、过程层GOOSE网络、站控层（MMS）网络的在线实时报文信息。录波器、网络记录分析装置对应SV网络、GOOSE网络、MMS网络的接口，应采用相互独立的数据接口控制器。

根据国家电网公司对通用设计的要求，按照电压等级配置故障录波装置，不单独配置主变压器故障录波装置，35 k V及以下部分采用多合一装置实现故障录波。故障录波及网络记录分析一体化装置，宜由网络记录单元、暂态录波单元、故障录波及网络分析主机构成。网络记录单元应该连续在线记录存储网络上的原始信息报文。暂态录波单元应该在有故障启动信息时记录存储暂态波形。

当通过组网接口以网络方式接收SV报文时，故障录波及网络报文装置每个百兆SV采样值接口接入合并单元数量一般不宜超过5台。每台故障录波装置的数字式交流量配置96路，开关量配置256路。故障录波装置单独组网，直接将信息上传给自动化系统（保护及故障信息子站功能则由自动化系统实现）。网络报文记录装置单独组网，将信息上传给网络报文分析装置，网络报文分析装置再将分析结果通过MMS接口接入站控层主机。

由于采用故障录波与网络分析一体化方案，支持报文异常、故障扰动的交叉启动记录，动态、暂态录波数据和原始报文基于相同的数据源，统一时钟而且统一建模，实现了采样点、原始报文的逐层综合分析和关联检索；可以采用大规模FPGA并行处理技术，实现1G带宽的SV／GOOSE实时采集和解码能力，基于硬件的报文异常监视和流量统计，解析原始报文还原出采样点和开关量。

故障录波与网络分析一体化方案，很好地解决了动态和暂态报文的记录问题，同时可以简化网络配置方案，节省线缆敷设数量，对于220 k V及以下以及规模不大的500 k V智能变电站，应优先采用此类方案。

3 保护装置与测控装置的整合

3.1 500 k V部分测控装置的整合

500 k V部分通常采用3／2接线方式，保护装置与测控装置的整合，通常可以采用下列三种方案进行配置。

方案一 与常规变电站类似，保护装置与测控装置不采用合一装置方式，每串独立配置3台测控单元，分别对应3台断路器，线路测控功能由边断路器测控单元来实现；或者配置5台测控单元，分别对应3台断路器及两回线路。由此可见，方案一为常规变电站所采用的整合模式，设备数量最多，各二次设备的功能单一，对变电站智能化意义不大。

方案二 测控功能与断路器保护整合，采用双套的断路器保护测控合一装置，分别对应每串的3台断路器，线路测控功能由边断路器保护测控合一装置实现。由此可见，方案二将测控功能参照常规站的模式配置，与断路器保护进行硬件整合，减少了设备的数量，但是各个断路器保护测控装置之间的相互联闭锁等，还是需要通过GOOSE网进行通信联系。在特殊运行方式下（如此串线路出串运行，即两个边断路器都断开），或当此时边断路器检修等，均会要求线路的测控单元停用，这对后台监控不利。

方案三 测控装置按照每串独立配置1套测控装置，该测控装置同时控制3台断路器及线路的测控功能。由此可见，方案三按照每串各配置1套测控单元，此测控单元仅需与本串内配置的SV／GOOSE网A的交换机通信，即可以得到该串内的所有遥测、遥信、遥控量，串内的联闭锁可由独立的测控单元一体化完成。但是，此方案自动化单套配置，将不考虑对断路器第二跳圈进行操作。

通过对上述三种方案的分析可知，由于3／2接线的各串之间无相关影响，而串内各回路之间影响较大，所以方案三具有很好的技术经济性。考虑到方案三与方案二相比仅增加1套测控单元，若按串配置SV／GOOSE交换机，则此串测控单元可与交换机合柜布置。

500 k V采用单套串测控装置，此装置仅考虑接入SV／GOOSE的A网交换机，仅与第一套合并单元和智能终端合一装置通信，因此测控单元仅对第一套跳圈动作。

3.2 220 k V部分测控装置的整合

220 k V部分通常为双母线接线方式，国家电网公司通用设计推荐采用保护测控一体化装置，而220 k V线路、母联保护又是双重化配置，这就造成220 k V相关间隔出现双测控装置信息的处理问题。测控单元信息包括上送的遥信信号和下传的遥控量，上送信息可以考虑冗余处理，而遥控量只能进行切换，因此在制定具体方案时应考虑对上送信号采取冗余处理，同时考虑根据遥控量的切换处理，采用如图1所示的方案。

图1 测控装置结构

采用图1所示测控装置的方案特点：

1）多数据源的冗余处理 如果遇到上送各个数据源不一致时，系统进行报警，通知运行人员及时进行处理。

2）遥控量的切换 运行人员根据装置进行切换。考虑双套测控上送遥信不一致时人工置数和现场位置保持一致后再进行操作。

3）冗余信息组态 对于冗余信息的配置，由工程人员通过组态工具完成。

4）图形实现遥控的切换 在图形上需要有专门的界面来进行遥控量数据源的切换，遥控量只支持手动切换，不支持自动切换。

5）监控后台按照测控装置进行切换 为了保证当地后台与调度看到信息的一致性，当地监控后台切换测控后，会将以哪套测控为主告知远动机。远动机同时接受两套测控的数据，并根据监控后台通知的以哪套测控为主的信息，来决定远动数据的上送。

考虑到220 k V线路断路器仅有一个合闸线圈，当第二套测控单元合闸时，需要采用电缆出硬接点直接接入断路器的合闸回路，此回路可以与第二套线路保护重合闸出口回路一并使用。

3.3 站域控制的整合

除了用于贸易计量的需配置独立的关口表外，各间隔的计量均不考虑另外配置独立的电能表，而是采用具备计量单元功能的测控装置，由测控单元计量电能量后向站控层的电能量采集终端传输。35 k V及以下各间隔也不再另外配置独立的电能表，由35 k V保护、测控、计量、录波多合一装置实现，此装置直接接入站控层MMS网，将相关电能量向电能量采集终端传输。

整合常规电能表的方案可以节省大量的设备和线缆投资，而且测控单元均能够满足计量精度的要求，但是此类方案目前最大的问题在于装置计量功能的周期校验的操作性问题，以及表计回路独立封印等管理上的难度。

不再独立配置站用变备自投、电压无功控制（VQC）、低周低压减载装置，完全由监控系统后台的站域控制实现。考虑到一般上述装置的动作时间较长（秒级），而且动作可靠性要求较低，所以采用站域控制通过站控层网络下送信息能够满足功能要求。

可以预见，今后此类站域控制的规模和种类将会得到极大的发展，今后站内配置的安全稳定自动装置均可以考虑由站域控制来实现。

4 结语

综上所述，进行上述一系列的二次系统的功能整合，将使得变电站更加趋于智能化和网络化的发展方向，国网公司新一代智能变电站试点工程中部分二次系统也采用了功能整合方案。随着二次系统的生产厂家研发能力的提升，二次系统部分的设备功能会进一步的融合，提高整个变电站二次系统的可靠性和适应性。