智能变电站安全稳定控制装置及其设计分析

刘 翔

（国电南瑞科技股份有限公司 电网安全稳定控制技术分公司，江苏 南京 210000）

0 引 言

近年来，智能电网迅速发展，电网安全稳定运行受到了更多的关注。为了有效提高智能变电站稳控装置设计质量，要依据设计控制标准落实具体工作，实现经济效益和安全效益的和谐统一。

1 智能变电站安全稳定控制装置整体架构

相较于传统常规变电站，智能变电站利用采样、跳闸、后台通信等处理模式，依据IEC61850规约开展具体工作，打造整站信息标准化运行模式。为了维持智能变电站运行效能，需要整合安全稳定控制装置的设计环节。智能站稳控装置主要包括控制装置信息数据采样单元、系统开关量输入/输出单元、系统运行监控后台管理单元以及控制装置应用管理策略单元。基于差异化变电站设计思路与电压等级，打造更加科学的架构设计模式[1]。智能站稳控装置构成如图1所示。

对关键元件的电气量予以采集汇总，一定程度上联动合并单元和系统，搭建科学可靠的光纤通道，以数字量的形式集中处理数据。与此同时，还能完成关键信号的采集工作，主要涉及保护跳闸信号和断路器位置信号，在获得开关量数据后完成跳闸命令向智能终端的传输管理。智能变电站安全稳定控制整体架构如图2所示。

图2 智能变电站安全稳定控制整体架构

2 智能变电站安全稳定控制装置具体设计内容

基于智能变电站安全稳定控制装置的应用标准，要在具体设计单元管控环节中维持良好的设计模式，确保相关设计单元都能发挥实际作用。

2.1 稳控装置和合并单元接口模式设计

电气量采集是智能变电站日常管理中非常关键的环节，也是判定元件跳闸的基本依据，在实际应用环境中要利用点对点采集的方式完成处理，依据具体的特性参数差异特点对稳控装置和合并单元接口设计模式予以控制[2]。

2.1.1 电压和电流只匹配独立合并单元

该模式在110 kV以下智能变电站的应用较为广泛，其实际的元件电压就是借助级联同步处理直接输入1个合并单元。合并单元中，每1对光口能完成元件电压和电流输出处理控制工作。在稳控装置中，2个光口承担了整个元件电气量采集处理的任务。电压和电流通过1个合并单元的采集模式如图3所示。

图3 电压和电流通过1个合并单元采集模式

2.1.2 电压和电流都需匹配独立合并单元

该处理模式一般会应用在110 kV或220 kV电压等级的智能变电站，在实际应用环境中，电压与电流要借助对应合并单元完成相关工作，形成独立的控制模式。与此同时，稳控装置要借助2对光口完成元件电气量的采集控制[3]。电压和电流各通过1个合并单元的采集模式如图4所示。

图4 电压和电流各通过1个合并单元采集模式

2.1.3 元件电压、开关电流各匹配合并单元

智能变电站安全稳定控制装置应用管理模式一般是在330 kV或500 kV智能变电站中应用，变电站中一次接线多采取3/2接线处理模式，元件电压也是输入独立的合并单元。此时，稳控装置借助2对光口就能进行元件电气量的收集和处理[4]。

2.2 稳控装置和智能终端接口设计

在稳控装置应用管理环境中，设置对应的信息处理单元能够提高应用效果。若是仅借助稳控装置采集的元件电气量，不能及时、完整地开展实际工作，无法直观且科学地完成故障识别工作。凭借保护跳闸信号和整个稳控装置结构中的断路器就能实现分析目标，最大程度上提高辅助参数判定的准确性。

在智能终端评估处理环节中，依据具体应用选取智能操作箱，实时性监控保护装置跳闸命令和断路器位置，一般利用点对点的方式完成开关量采集。由于变电站中保护装置和开关数量较多，若是单一依托点对点方式进行信息采集，难以满足稳控装置光口的实际需求，在实际接口设计环节建立GOOSE网，以促进相关工作顺利展开[5]。

2.3 稳控装置和MMS网接口设计

在稳控装置应用环境中，要想维持良好的控制效能，需要满足IEC6850规约要求，配合智能分析决策处理机制保证告警信息处理最优化。汇总系统操作中的具体问题，其中最关键的就是用户定值信息、保护动作事件信息等，接收监控后台遥控软压板命令。与此同时，利用以太网双网或单网形式完成连接工作，建立与交换机的纽带，交换机在实际应用环境中也要配置集站中的设备共同组网，利用多媒体消息业务（Multimedia Messaging Service，MMS）网实现可控化管理[6]。

3 智能变电站安全稳定控制装置实际应用

以500 kV智能变电站为例，稳控装置功能为监测包括220 kV新雅一线等结构在内的主变中压侧情况，在综合判定故障情况后采取切220 kV上网线路措施。此外，有效判定线路跳闸后，结合策略表切除220 kV线路双回命令[7]。依据实际情况和具体运行管理标准，打造独立的GOOSE网，主要包括500 kV 地理信息系统（Geographic Information Sytems，GIS）网、主变网等，结合具体应用要求和控制模式打造更加可控的处理体系，每张网都要结合实际情况设置A、B双网配置[8]。500 kV运行体系中，则要设置分相保护跳闸信号，借助500 kV GIS网获取断路器位置信号，从而建立完整的元件网应用控制体系，实现可控化管理目标。

本地跳闸均为直跳，依据实际情况确定稳控装置GOOSE板光口和500 kV线路断路器、220 kV并网线智能终端均处于稳定连接状态，直接发送跳闸指令到智能终端位置，以便提升实时性管控的效率和水平。需要注意的是，220 kV并网线需要进行双侧跳开处理，对应的跳闸指令汇总在GOOSE网，以便完成保护来跳开开关[9]。

对于智能变电站而言，为了更好地满足其运行管理需求，需要整合具体管控内容，建立完整的分析机制。相较于常规变电站，智能变电站能实现模拟量采样等工作，其中采样为数字量，合并单元为独立装置且需要匹配单独的MAC地址，只有在地址信息满足应用规范的基础上才能获取相匹配的采样数值。通过及时完成常规化通信管理，最大程度上提高模型和监控后台通信的及时性和规范性。

测试工作开始后要选取适配的测试采样，一般借助数字式继保仪完成加量分析工作，稳控装置则借助参数和合并单元对应的方式实现信息读取和评估。与此同时，对开关量进行实时性测定，稳控装置运行中匹配断路器保护跳闸信号采集单元和位置信息采集单元等，结合汇总的数据信息完成跳闸信号的输出，以提高后续实际作业的科学性，最大程度上实现开关量测定分析的目标[10]。实时性管理系统告警评估单元、系统中压板结构投退单元、对应客户整定分析单元以及保护动作处理单元的相关参数，最大程度上保证后台测试分析工作顺利展开。

4 结 论

结合变电站实际情况进行智能变电站安全稳定控制装置的应用和设计，通过建立完整的设计方案，确保相关工作都能顺利展开，进一步提高智能变电站管控效果，促进智能变电站可持续健康发展。