智能变电站二次系统优化分析

王优优，朱维钧

(1·长沙民政职业技术学院，湖南 长沙410004；2·国网湖南省电力有限公司电力科学研究院，湖南 长沙410007)

0 引言

电力行业改革步伐的加快，对电力企业服务能力及设施水平提出了新的要求。为了提升电力生产水平、优化生产方式，需要加强电网尤其是变电站的建设。变电站作为电力流和信息流的中枢，是智能电网和电力物联网建设的重要领域。近年来国家电网有限公司持续推进变电站智能化建设，积累了丰富的经验。但由于现有专业管理细分等原因，智能变电站顶层设计时没有体现“开放、共享”的互联网思维，仍存在信息孤岛和数据烟囱[1－2]。这无论与电网安全还是企业经营的角度都是不相符的，所以重构、优化变电站二次系统构架是十分有必要的。

1 智能变电站二次系统现状

智能变电站监控系统主要遵循Q/GDW 678《智能变电站一体化监控系统功能规范》和Q/GDW 679《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》[3]，其结构如图1所示。

智能变电站监控系统按信息安全分区进行配置和管理，监控系统、继电保护等装置在安全Ⅰ区，故障录波、辅助控制系统、一次设备在线监测等在安全Ⅱ区。

电网稳态运行数据通过Ⅰ区网关机转换成104/101规约上送调度主站；电网动态运行数据通过PMU数据集中器转换成GB 26865规约上送调度WAMS系统；电网暂态数据和保护动作信息通过保护信息子站转换成103规约或DL/T860代理方式上送调度保护信息主站；电能量数据通过ERTU集中器以102规约上送调度主站或计量主站；一次设备在线监测、辅助控制系统等数据通过正反向隔离装置送到Ⅲ/Ⅳ区主站[4－7]。

1.1 智能变电站继电保护现状

智能变电站继电保护(含电网安全自动装置)主要遵循Q/GDW 441《智能变电站继电保护技术规范》，以220 kV保护技术方案为例，其结构如图2所示。

图2 220 kV线路保护技术方案

合并单元采集间隔内电压(电压量通过母线合并单元点对点送到间隔合并单元)、电流量采样值通过DL/T 860 9－2 SV服务点对点送到保护装置，保护装置通过插值法同步各间隔合并单元采样数据，不依赖外部对时实现其保护功能；智能终端采集断路器开关位置、压力等开关量通过DL/T 860 GOOSE服务点对点送到保护装置，同时保护装置的跳闸信号点对点送到智能终端；合并单元、智能终端和保护装置都接入过程层网络，保护装置之间的闭锁、启动等信号通过网络传输[8]。

1.2 网络通信及信息交互现状

测控装置、故障录波、报文记录分析装置、PMU、电能计量、一次设备在线监测、辅助控制系统等主要遵循《国家电网公司输变电工程通用设计》，其结构如图3所示。

图3 智能变电站二次装置及网络结构

测控装置通过过程层网络采集合并单元发出的电流电压SV采样值和智能终端发出的GOOSE开关量信息，经由过程层网络给智能终端发送GOOSE控制命令，装置之间通过站控层网络传输联闭锁GOOSE信息；故障录波器通过过程层网络采集电流电压SV采样值和智能终端、保护装置发出的GOOSE开关量信息；报文记录分析装置除了记录过程层SV、GOOSE报文，还通过交换机镜像端口记录后台主机和网关机MMS报文；PMU采集器、电能计量装置通过过程层网络采集合并单元发出的电流电压SV采样值；辅助控制系统和一次设备在线监测系统的数据直接由站控层网络上送[9－10]。

2 问题分析

2.1 合并单元降低了保护可靠性

合并单元采样数据存在同步机制复杂、运维检修措施复杂等问题，易导致保护功能异常和误操作；合并单元供多类保护装置共用，出现故障将影响多套保护装置功能，尤其是母线合并单元出现问题将影响母线上所有间隔保护功能；保护装置模拟量使用直采模式，并没有发挥公用设备的数据共享优势。

2.2 二次同质数据重复采集

测控装置、PMU、参考计量装置对电压、电流模拟量的需求一致，但装置及其通信回路均独立配置；录波器通过合并单元采集模拟量，与保护装置同源，没有起到第三方仲裁效果；站控层数据服务器、监控主机、工程师站、五防主机、顺控主机、综合应用服务器等设备众多，部分软硬件重复配置。

2.3 专业间数据共享程度低

保护、测控、PMU、计量、在线监测、辅控系统分别独立上送各自主站，各级主子站、系统间数据无法共享，“数据烟囱”现象严重，造成资源浪费。保护、测控、PMU、计量等数据接入Ⅰ/Ⅱ区，Ⅲ/Ⅳ区主站无法获取相关数据；一次设备在线监测、辅控系统接至Ⅲ/Ⅳ区，Ⅰ/Ⅱ区主站无法获取相关数据。

2.4 运维检修模式复杂

智能站采用SCD文件代替传统的二次图纸，保护等二次设备从硬压板到软压板、电缆到虚回路、模拟采样到数字采样，外接口特性发生了根本转变。但运维检修模式并没有随着技术发展而改变，人员素质、技能水平长时间无法适应需要，基建、改扩建、消缺等工作对二次设备厂家依赖程度极高[11－13]。

2.5 自动化对点工作量大

变电站上送调度端信息对点工作是确保站端设备纳入正常监控的必要条件。智能变电站投运后，站端上送调度端信息成倍增长，但自动化对点仍采用传统方式，需人工在站内逐点核对，效率低、错误率较高。以一座500kV变电站(含2台主变压器、6条500 kV出线)为例，常规变电站上送调度端的三遥信息约2 600点(其中遥信约2 100点)，调试人员完成三级联调花费约1周。而智能变电站上送配置三遥信息达5 500点(其中遥信约4 800点)，完成联调约2～3周[14－15]。

3 优化方案

3.1 技术原则

1)坚持“安全可靠”原则，遵循继电保护(含电网安全自动装置)四性要求和网络安全“十六字”方针。坚持“自主可控”原则，适应国产化芯片装置的应用，并逐步过渡到保护、测控装置全部采用国产化元件。110 kV及以上电压等级保护装置双重化配置，电缆采样电缆跳闸。

2)坚持“功能集成”原则，业务需求和设备管理解耦。测控与PMU、参考计量功能集成；故障录波与网络分析、二次系统在线监视集成；电网安全自动装置整合为三类，稳控装置、电压频率紧急装置、失步解列装置；站控层集成主设备监控与辅助设备监控功能；站控层设置Ⅰ区服务器，集成监控、操作、顺控、五防、维护、数据存取等功能，设置Ⅱ区服务器集成保信子站、录波子站、综合应用服务器功能；Ⅲ区配置镜像服务器，单向实时同步Ⅰ/Ⅱ区数据服务器的数据模型。

3)坚持“标准统一”原则，简化设备接口和配置模型，减少设备间的回路，实现标准接口。统一站内规约、出站规约，采用通用服务协议(GSP)。

4)坚持“运维高效”原则，适应无人值守和远方操作的技术和管理要求，实现免(少)维护，简化配置，便于运行维护和故障处置，提升运维效率。

5)进一步发展远程浏览技术，站端告警智能分析技术，一、二次设备在线监测技术，信息电子化传输技术，研究集控站模式，减少站端远传信息量，加强设备监视，提升设备管控水平及质量[10]。

变电站二次系统优化后的架构见图4所示。

图4 变电站二次系统优化后的架构

3.2 对比分析

与现在的智能变电站相比，该方案有以下优点:

1)取消合并单元、智能终端，大大减少二次设备数量。

2)保护装置电缆采样电缆跳闸，增强了保护“四性”。

3)测控、PMU、参考计量功能集成，实现同源数据统一采集，也减少了设备数量。

4)采用统一服务器，减少站控层设备数量。

5)服务器提供GSP服务数据，并在Ⅲ/Ⅳ区镜像，消除“数据烟囱”。

6)整体架构简化，减少变电站二次设备运维工作量，降低设备运维复杂程度。

7)电网运行数据、设备运行信息、设备管理信息和辅助设备监测数据等可通过Ⅱ区服务器或Ⅲ/Ⅳ区镜像服务器给运维检修部门，实现数据共享。

4 结论

本文对变电站二次系统进行了大幅的优化，以传输网络化、设备集成化为原则，重构了站端整体网络结构，减少电缆、光缆、交换机数量，其整体运行效率将会提高，并使智能变电站可靠性增强，可满足电力生产计划实施的实际要求。但是二次系统顶层设计由保护、自动化、计量、运检等专业管理部门独立归口，从思考到实现需要跨越专业管理界线，打破传统藩篱，从原始业务需求出发，定义功能模块和数据流，最终形成系统设计、实施方案，只有这样才能实现统一规划、统一标准、统一建设，从而达到业务、数据、设备整体优化提升的目标。