包家500kV变电站智能化改造方案的研究

摘要：本文概括介绍了包家500kV变电站的结构、特点及发展现状，并结合现场实际对包家500kV变电站智能化改造的方案进行了研究，分析了设计原则以及技术要求，还从技术性、经济性等诸多方面阐述了改造方案的特点及技术亮点。因此，包家500kV变电站智能化改造作为国家电网公司第二批智能化试点项目将为东北电网乃至全国的500kV智能化变电站改造提供新思路及宝贵经验，并将进一步促进和推动智能化变电站技术的应用以及智能电网技术的发展。

关键词：包家；变电站；智能化改造；研究

作者简介：文涛（1982-），男，吉林省吉林市人，北华大学电气信息工程学院硕士研究生，（吉林 吉林 132021）吉林省电力有限公司超高压公司包家500kV变电站，助理工程师。（吉林 长春 130022）

中图分类号：TM63     文献标识码：A     文章编号：1007-0079（2011）21-0113-02

智能化变电站是国家电网公司建设坚强智能电网的重要枢纽。智能化变电站是以设备智能化、信息标准化、控制智能化及互动技术为特征的新型变电站模式。它通过对变电站设备智能化的改造和升级，实现变电站资源配置的优化、运维成本的降低和运行指标的提升。本文通过对吉林省电力有限公司超高压公司包家500kV变电站现运行中的一、二次设备状况以及其在电网中的重要地位进行综合分析，对智能化改造的基本原则、改造方案、技术要求以及方案特点及技术亮点等进行了综合分析和论述。

一、包家500kV变电站现状

1.包家变在电网中的位置

吉林地区现有500kV变电站1座，即包家500kV变电站，变电总容量为1000MVA，备用容量250 MVA；北经500kV永包线与黑龙江省电网相连，南经500kV包丰线与辽源电网相连，西经500kV嘉包线与长春电网相连，东经500kV平包线与延边电网相连；包家500kV变电站即是吉林地区电网与500kV主网架的唯一联络点，又是黑吉省间北电南送电力以及龙江东部和延边地区盈余电力外送的重要枢纽。

吉林城网现形成以包家500kV变电站为中心，由包家500kV变电站、金株220kV变电站、国电吉林热电厂、哈达湾220kV变电站、城西220kV变电站和丰满发电厂形成的“日”字形双环网结构，并承担长吉高速铁路双吉220kV牵引变电站的供电任务。

2.设备情况

包家500kV变电站是上世纪九十年代启动的可研设计、初步设计，始建于1998年春，站址位于吉林省吉林市西北部15公里处的寇家村，全站占地面积10.4万平方米，总建筑面积3100平方米，于2001年4月23日正式投入运行。受当时设计和电气设备生产制造水平限制，站内500kV、220kV、66kV均采用瓷柱断路器、常规电流、电压互感器，电流互感器采用电磁式互感器，监控系统为计算机监测系统、控制系统采用马赛克控制屏、弱电转强电一对一的常规控制方式，常规测量仪表。主变压器保护及其他继电保护主要采用集成电路型保护或早期的微机型保护。是目前东北电网唯一的一座控制系统仍采用马赛克控制屏、弱电转强电一对一的常规控制方式的500kV变电站。

包家500kV变电站经过近十年的运行，马赛克控制屏上的二次设备元器件损坏、老化数量较多，如：弱电控制开关、同期开关、隔离开关弱电开关等，经过频繁操作有些已经损坏。在2004年和2006年500kV包丰线和平包线出口扩建时，有些二次设备已挪用预留单元的设备，控制屏上的弱电光字牌信号已经显示不清楚，设备生产厂家已停产或转型，无法更换设备，变电站基本处在无备品备件的情况下运行。并且控制屏按当时远景规划一次建成，采用固定式接线，密集型布置，联系电缆非常多，多达数百根，各种接线遍布全控制屏，设备间距小，查线困难，不宜运行维护。因此变电站存在安全隐患，无法保证安全可靠运行。根据国家电网公司输变电工程通用设计“500kV变电站二次系统部分”要求：继电保护装置和保护及故障信理子站系统、监控系统采用网络通信联网方式。包家500kV变电站目前主变压器保护及元件保护采用集成电路型保护或早期的微机型保护，该保护装置不能实现与保护信息子站和监控系统之间的通信功能，不符合国家电网公司“500kV变电站通用设计二次系统”有关规定，也无法实现过渡到无人值班变电站的功能。

二、智能化改造

1.智能化改造的范围

包家500kV变电站进行智能化改造范围包括站内不同电压等级的断路器、隔离开关、接地刀闸和电流、电压互感器以及全站二次控制保护设备、500kV和220kV线路对端保护装置等。

2.智能化改造方案

（1）整体智能化改造方案。变电站智能化改造后将采用三层两网结构，站控层、间隔层和过程层，三层之间采用分层、分布、开放式网络系统实现连接，并均采用IEC 61850⑧通信标准。站控层网络采用MMS、①GOOSE、②SNTP⑥三网合一双星型网络结构。过程层网络按电压等级分别配置。现运行常规的电流、电压互感器继续使用，通过加装合并单元和智能终端实现信息采集数字化和网络GOOSE功能，保护点对点数据量传输；过程层采用数据采集SMV（测控）③和 GOOSE分别组网，IRIG-B④码时间同步，同时满足IEC 61588。⑤间隔层保护装置与过程层设备之间采用光缆连接，保护装置直接采样、直接跳闸，通过GOOSE网络通信机制实现智能电子设备间的相互起动、相互闭锁、位置状态等信号的传输。

500kV、220kV电压等级过程层网络按双套物理独立的单网配置，66kV电压等级过程层网络按单网配置，不设置专门的主变间隔网络，主变各侧间隔分别共用各侧的过程层网络。

原变电站前期工程二次设备采用集中布置方式，主控楼保护室按变电站最终规模设计。通过智能化改造后二次设备布置方案仍采用集中布置方案。保护装置跳闸模式采用点对点方式；测控保护装置配置方式为：500kV、220kV及主变压器测控和保护装置独立，66kV部分采用测控保护一体化装置。

原变电站采用电缆来实现一次设备与保护、录波、测控、计量等二次设备的连接。即原一、二次设备采用电缆连接，未形成通信网络，改造后间隔层与站控层实现光纤网络连接。

通过智能化改造后，变电站站控层实现可满足顺序控制、智能操作票、防误操作等基本功能，高级功能可逐步实现变电站站内状态估计、智能告警及分析决策系统、事故信息综合分析决策系统、设备状态监测与检修、智能巡检等，满足无人值班及区域监控中心管理模式的要求。

考虑到包家500kV变电站现场的实际情况，要完全按照智能化变电站标准进行改造，必将对原有的通信网络、电缆线路、监控系统等设备进行完全的改造，存在改造周期较长、资金投入量多、停电范围广、安全风险大等诸多问题。从目前智能化变电站改造的技术的现状看，可以通过过程层智能化改造、间隔层智能化改造、站控层智能化改造三个部分。前两个部分，根据现场实际情况，结合包家500kV变电站现有一、二次设备现状，增加辅助设备来实现变电站的智能化。

改造后的过程层和间隔层采用数据采集频率、精度满足要求，自动实现模拟量的数字化的转换，并具备以网络方式送出等功能的智能化组件作为辅助设备，实现变电站一次设备智能化的改造，即智能终端。智能终端还应具备和常规一次设备电缆相连接的接口和光纤以太网接口的功能。

因改造前一次设备的各种信号、设备状态和表计等信息的采集是通过电缆连接到汇控柜内，通过回路电缆，传输给监控系统。改造后，一次智能终端安装在新增设的邻接单独汇控柜内，通过回路电缆直接连接光缆直接采样、直接跳闸、直接测量、直接控制等方式。

（2）主变压器的改造方案。包家500kV变电站主变压器的状态监测传感器采用外置式，不对主变压器本体解体、钻孔或拆装。对现有的主变压器增设相应状态监测智能组件，通信采用光纤以太网接口，非电量保护通过直跳方式跳闸。完成主变压器状态的综合分析评价，状态监测综合。分析结果通过基于制造报文规范（MMS①）的DL/T 860服务上传，与相关系统实现信息互动，实现在线监测信号传输及设置、本体非电量信号传输。

变压器冷却系统根据状态诊断传来的变压器的信息，智能单元中的智能操作模块将进行相应的风扇控制。冷却系统自动智能操作本智能控流程自动循环实时进行，在线工作。上层远程遥控则仅在上层下达命令才开始执行。其工作原理如图1所示。

在变压器顶部加装顶层油温监测单元，负责采集主变本体顶层油温，并实现测量的数字化。智能单元含在主变智能组件中，安装在主变智能操作箱内。

加装变压器铁芯电流检测单元。在变压器运行过程中，为了预防因铁心多点接地导致接地电流超标而造成的铁心过热和烧毁故障，通过有源小电流传感器，实现对变压器铁心接地的实时或定时准确监测和历史数据的存储。通过对数字信号的运算和处理，最终在站端控制单元实现对变压器铁芯接地监测功能。变压器铁芯接地电流大小作为判断变压器铁芯短路故障的特征值。

三、智能化改造的特点及技术亮点

1.智能化改造特点

包家500kV变电站改造后，将实现过程层的网络化；保护、测控、故障录波、计量设备及计算机监控系统均按IEC 61580⑧标准构建，实现了站内数据统一建模和信息共享；保护测控一体化装置的应用。GOOSE②信息和SMV③采样数据共网传输，极大地简化了网络结构。

（1）IEC 61580标准体系下的统一建模。包家500kV变电站依据IEC 61580标准，设备在其通信体系上分为站控层、间隔层及过程层，并通过众多的服务种类，可以实现各IED⑦设备之间水平通信，在根本上实现二次设备的信息互通和共享，避免了不同厂家设备之间的规约转换，提高了互操作性，成为电网实时信息的高度共享与集成和智能电网应用开放的基础。

（2）信息交互网络化。包家500kV变电站采用电流、电压SMV数据和开关量信息GOOSE合并组网技术，运行设备的状态信息，站内各自互联闭锁信息及保护、测控、自动装置等动作跳合闸命令均在站内的以太网络平台上传输、共享。二次设备不再出现功能重复的I/O接口及其外部接线，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，二次设备之间连接采用高速的网络通信取代常规的电缆接线，提高了抗干扰能力。

变电站网络化二次系统可以实现对网络交换机端口、光纤通信状态以及网络报文的全程监控，大大减少了设计、安装、调试和运行维护的工作量。

（3）设备操作智能化。利用后加装的智能操作箱，实现一次设备的远程智能操作，在过程层各个间隔都将配置智能操作箱，采集并经GOOSE网上传断路器、隔离开关位置和告警信号等，操作插件可执行在GOOSE网上实时传送的远程分合闸操作命令。

2.技术亮点

（1）SMV双网在线切换。基于双网在线切换的采样值传输方式，双网中任意网络出现瞬时性或永久性故障均不影响采样值的正确传输，并最大限度的提高抗交换机网络丢帧的能力；同时为了提高相关接收设备的采样值处理能力，针对性的提出了采样值双网冗余数据快速识别算法，在不需要对数据帧进行完全解码的情况下，区分是否是冗余采样数据，提高采样值处理效率。

（2）在线式实时网络报文分析装置。实现了对过程层网络和站控层网络报文的实时分析，实现了智能化变电站第三方智能分析预警功能。主要分析和记录全站的面向IEC 61850通信协议，包括MMS、GOOSE和SMV等报文的原始数据分析，面向应用数据分析，各种错误、异常分析，绘制GOOSE变化状态图和SMV曲线图等；同时提供各种查询、过滤功能，帮助运行人员和检修人员的快速定位和查询告警和异常信息。

（3）一次设备的智能在线监测。一次设备通过加装辅助设备来实现智能化和在线监测功能，主要监测断路器弹簧储能机构的运行状况及磨损、断路器分合闸线圈的电压、电流监测、SF6气体压力的监视、隔离开关和接地刀闸分合状态、隔离开关电动操作机构的运行状况的监视以及断路器的电寿命统计与计算等。

四、结束语

智能化变电站改造广泛地应用了现代计算机技术、通信网络技术和光电技术，自动化水平和可靠性将大大提高、电缆使用率将大大减少、运行维护的工作量也将大大减轻，是智能电网技术发展趋势。包家500kV变电站智能化改造后，将具备实现无人值班条件，并顺利接入吉林省电力有限公司超高压公司长春500kV集控中心，可减少值班人员，大大提高变电站运行管理水平，最大限度的减少现有各种人为安全隐患的发生，同时也必将促进东北地区电网运行管理水平的不断进步。本文针对包家500kV变电站智能化改造方案，结合变电站实际情况，从经济、技术、运行管理等诸多方面进行了综合分析。为今后的500kV变电站智能化改造具有很好的借鉴意义。

注释：

①MMS(Manufacturing Message Specification)制造报文规范。

②GOOSE(Generic Object Oriented Substation Event)通用的面向对象的变电站事件。

③SMV(Sampled Measured Value)采样测量值。

④IRIG-B码(Inter-range Instrumentation Group靶场间测量仪器组)精确时间同步B码。

⑤IEC 61588(International Electrotechnical Commission)精确时钟同步协议。

⑥SNTP(Simple Network Time Protocol)简单网络时间协议。

⑦IED(Intelligent Electronic Device),智能电子设备。

⑧IEC 61580标准(International Electrotechnical Commission 61580)是由国际电工委员会第57技术委员会于2004年颁布的、应用于变电站通信网络和系统的国际标准。

参考文献：

[1]陈树勇,宋淑芳,李兰欣,等.智能电网技术综述[J].电网技术,2009,33(8):1-7.

[2]郭日彩,李宝金,李明.500(330)kV变电站典型设计研究与应用[J].电网技术,2005,29(20):29-37.

[3]张沛超,高翔.数字化变电站系统结构[J].电网技术,2006,30(24):73-77.

（责任编辑：麻剑飞）

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