（国网辽宁省电力有限公司丹东供电公司 辽宁丹东 118000）
摘要: 按国家电网规划，高电压等级新建变电站项目均按智能化变电站建设实施。而目前投运以及在建的智能化变电站中，主要二次设备配置方案以及设备选型也各不相同。在网络架构配置、保护跳闸方式、互感器选型、时钟对时以及一次设备在线监测等方面进行了方案比较与研究，为其他智能化变电站的建设提供了参考。
关键词: 智能化变电站；网络架构；保护跳闸；对时
近期，国家电网公司不同电压等级的试点智能变电站相继投产运行，各试点站的主要二次设备配置方案各不相同，运行的稳定性、可靠性、安全性也各有差异。
一、二次设备配置
变电站全站按三层结构二层网络构建，两层网络为站控层网络和过程层网络，均采用100M冗余以太网，并采用统一标准的DL /T 860 通信规约，各系统间可实现完全的互操作。保护装置采用直采直跳方式，录波、测控、PMU、计量采用网络方式。二次设备配置如下:
1、常规互感器+ 合并单元，合并单元布置在户内保护柜;
2、智能终端独立配置，布置在户外智能控制柜;
3、测控装置独立配置，布置在户内测控柜;
4、采用IRIG-B 码对时方式;
5、配置断路器SF6气体密度.避雷器放电.主变压器油色谱在线监测。
二、网络架构
变电站自动化系统采用开放式分层分布结构，逻辑上由站控层、间隔层、过程层及网络设备构成。网络配置方案有三层一网结构与三层两网结构两种。
1、 三层一网
该结构将MMS 网、GOOSE 网、SV 网三网合一，全站所有设备均与该网络连接，任意智能设备之间，特别是站控层设备与过程层设备之间都能够通过该网络交互信息
2、三层两网
该结构将全站网络分为站控层网络与过程层网络，该结构可以降低网络设备的要求和提高运行维护的可靠性。根据网络设备的性能和运行维护的要求，可以将MMS 网、GOOSE 网、SV 网进行不同的组合，以满足不同的需要。
3、 网络结构选择
三层一网结构与三层两网结构在设备优化、功能整合、运行维护上各有优缺点，通过比较可以发现，三层一网结构虽然能够实现全站数据共享，并在变电站建设上减少设备投入，但信息交互困难，降低了自动化系统网络的稳定性，而其安全性与可靠性需要通过实际运行进一步验证。三层两网结构，网络结构清晰，按照电压等级划分网段，大大提高了自动化系统的安全性与可靠性。
三、跳闸方式
1、 保护直采直跳
采样值( 测量部分) 、GOOSE 均采用网络方式传输，采样值网络( 测量部分) 、GOOSE 网络分别组建SV 网与GOOSE 网。保护装置的SV 采样和跳闸不经过过程层交换机，通过单独的光口直接跳闸，保证保护采样和跳闸的可靠性、实时性，但是保护装置、合并单元和智能单元需具备多光口
2、 保护网采网跳
采样值、GOOSE 均采用网络方式传输，采样值网络、GOOSE 网络分别组建SV 网与GOOSE网。保护装置的SV 采样和跳闸经过过程层交换机，通过GOOSE 网络实现跳闸，简化了网络配置与光缆连接，同时减少了保护装置、合并单元、智能终端等设备的光口。
3、跳闸方式选择
保护直采直跳方案的优点在于保护的采样和跳闸不依赖于交换机; 缺点在于保护的采样值和跳闸GOOSE 不能共享，保护装置、合并单元、智能终端等装置需要具备多个光纤网口，功耗和体积增大。此方案可保证保护采样和跳闸的可靠性和实时性，符合国调中心对智能变电站继电保护的实施要求。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆保护网采网跳方案的优点在于网络结构简单，SV、GOOSE、同步信号共网，运行简单，维护方便，技术先进; 缺点在于对交换机、合并单元、智能单元、测保等装置数据处理能力要求非常高，对网络结构和交换机的配置方式要求也较高，尤其是故障录波器、母差等公用设备需要具备多个百兆流量处理能力，需要网络相关技术和设备支持。保护直采直跳与网采网跳两种方案均满足保护的速动性要求，但网采网跳方式在实际工程应用中需要解决的问题比较多，且有待长期运行来实现验证。目前已投产的智能变电站大部分采用了直采直跳方案。
四、互感器选择
随着光纤技术和光电子学原理的发展，各种基于光学原理和光电子学原理的电子式互感器得到了快速的发展。与常规电磁式互感器相比较，电子式互感器具有以下优点:
1、体积小，绝缘结构简单，易于与其他一次设备进行组合。
2、电子式互感器的输出为数字量，可实现二次设备网络化的要求。
3、经由光路输出，无二次输出端开路导致高压的危险，因此可在不切断一次电流的情况下维修二次电路。
4、没有因充油而存在潜在的易燃、易爆等危险。
5、 没有铁芯，不存在磁饱和、铁磁谐振等问题。
6、与常规电流和电压互感器比较，电子式互感器还具有线性度高、准确度高，测量范围广，抗干扰能力强等特点。但在实际运行中，电子式互感器存在着需要完善并解决的问题，以至于影响变电站的可靠运行。经过对已运行智能变电站的调查统计，在使用电子式电流、电压及组合型互感器的智能变电站中， 2010 年的故障率分别为4.91 台次/百台、11．37 台次/百台、1．90 台次/百台，采集器故障为电子式互感器最普遍的故障类型，在三类互感器中占比分别达到44%、27%和89%。目前电子式互感器尚存在如下问题。(1) 有源互感器: 振动问题、电磁兼容问题、测量精度问题;(2) 无源互感器:振动问题、温飘问题、白噪声问题、长期运行可靠性问题。国内采用电子式互感器的智能变电站经过一段时间的运行后，发现电子式互感器的运行稳定性低于常规互感器。鉴于此，从2011 年始，国家电网公司在220 kV 及以上电压等级智能变电站的建设中，优先推荐“常规互感器+ 合并单元”的建设及运行模式。
五、对时方式
IRIG-B 对时IRIG-B 为IRIG 委员会的B 标准，是专为时钟传输制定的时钟码。国外进口装置常使用该信号输入方式对时。每秒输出一帧按秒、分、小时、日期的顺序排列的时间信息。IRIG-B 信号有直流偏置( TTL) 电平、1 kHz 正弦调制信号、RS422 电平方式、RS232 电平方式四种形式。IRIG-B 直流码每秒1 帧，包含100 个码元，每个码元10 ms; 过去主要用于给某些进口保护或故障录波器对时。如GE 公司的保护、ABB 公司的保护、Hathaway 公司的故障录波器、Alstom 公司的保护、惠安公司的自动化装置及故障录波器、西门子设备等。IRIG-B 方式对时的优点是，不需要交换机，没有网络延时; 任意的线缆断线故障只影响较少设备，具有较高的安全性和可靠性。能够达到的对时精度为: 秒脉冲上升沿时刻的误差不大于1 μs，故可以满足各二次系统设备对时精度的要求，因而得到了广泛的应用。但是这种技术的缺点也显而易见，它的实现需依靠单独的硬接线，故其在分布式网络系统中的应用有局限性，需要较多光纤和电缆进行直连，因而无法实现数据共享。目前几乎所有国产保护、故障录波器及其他二次设备都可使用IRIG-B 对时信号。
六、在线监测
在线监测是实现智能设备状态检修的基础，为其提供实时连续的监测数据和分析依据。有效的在线监测系统可以随时掌握设备的技术状况和劣化程度，避免突发性事故和控制渐发故障的发生，提高高压电气设备的利用率，有助于从周期性、预防性维修向状态检修的转变，改善资产管理和设备寿命评估，加强故障原因分析。在线监测是智能变电站不可缺少的应用技术之一，但实际效果一直没有达到预期，从统计数据来看，原因主要在于设备可靠性低、监测数据误差大、诊断结果准确度不高等方面。另一方面，在线监测系统的经济合理性也是重要的考虑因素。另外，状态监测系统对一次设备运行安全性的影响也不容忽视。
综上所述，目前阶段智能变电站的建设应从设备安全性、可靠性作为主要指标，同时兼顾设备先进性及经济性。
参考文献
[1]易永辉,王雷涛,陶永健.智能变电站过程层应用技术研究[J].电力系统保护与控制,2010,38(21).
[2]梁国坚,段新辉,高新华.数字化变电站过程层组网方案[J].电力自动化设备,2011,31(2).
[3]王波,陆承宇.数字化变电站继电保护的GOOSE网络方案[J].电力系统自动化,2009,33( 3):51-54.
论文作者:张蕾
论文发表刊物:《电力设备》2016年第6期
论文发表时间:2016/6/19
标签：变电站论文; 互感器论文; 设备论文; 网络论文; 智能论文; 在线论文; 结构论文; 《电力设备》2016年第6期论文;