摘要：智能变电站相较传统变电站实现了数据交换标准化、二次设备网络化，一次设备初步智能化等要求，强化了智能设备、顺序控制、协同互动、状态监测、变电站自动化系统高级功能等方面的功能应用。由此也会带来智能变电站与传统变电站运行维护方面的区别。本文重点介绍了智能变电站智能设备及“三层两网”的网络结构，在此基础上深入分析了智能变电站与传统变电站在运行维护方面的区别及关键技术，最后通过两个事故案例分析表明智能变电站运维技术的重要性，对智能变电站运行维护有一定的指导意义。
关键词：智能变电站；网络结构；运行维护；关键技术
1.导言
2009年5月，国家电网公司正式提出了“建设坚强电网”概念，并计划在2020年基本建成坚强智能电网，拉开了我国智能电网研究与建设的序幕。智能电网是将先进的传感量测技术、信息通信技术、分析决策技术和自动控制技术与能源电力技术以及电网基础设施高度集成而形成的新型现代化电网。而智能变电站是强智能电网的重要组成部分。
智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。与传统变电站相比，智能变电站可方便实现信息共享、设备互操作等，而且易于扩展，维护和调试也更加便捷。本文首先介绍智能二次设备及网络结构，然后分析智能变电站与传统变电站的区别及运维关键技术。
2.智能变电站设备及网络结构
2.1智能变电站设备
2.1.1智能终端与合并单元
智能终端（smart terminal）是一种智能组件的一个功能单元，是传统一次设备的智能化接口，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，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。
合并单元（merging unit；MU）是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。合并单元可是互感器的一个组成件，也可是一个分立单元。
2.1.2电子式互感器
常规互感器，主要指电磁式互感器存在以下问题：一、绝缘结构越来越复杂，造价高，重量大且支撑结构复杂；二、存在磁饱和现象，有可能造成保护拒动或误动；三、模拟量输出，不能与智能二次设备直接接口。而电子式式互感器不存在磁饱和、铁磁谐振等问题，而且体积小，重量轻，节约占地面积，无污染，无噪声，具有优越的环保性能，能够适应电力系统数字化、智能化和网络化的需要。
2.2智能变电站网络结构
智能变电站分为站控层、间隔层和过程层三层结构。站控层的功能可在一台计算机或嵌入式装置实现，也可分布在多台计算机或嵌入式装置中，主要实现对全站设备的控制功能。站控层设备包括：监控主机、五防主机、远动装置、保信子站等；间隔层功能是实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信。间隔层设备包括：保护装置、测控装置、电度表、网络分析仪、故障录波器、PMU等；过程层实现为间隔层设备服务功能，状态量和模拟量输入输出功能，如数据采集（采样）、执行间隔层设备发出控制命令。过程层设备主要包括：合并单元与智能终端。站控层设备与间隔层设备通过MMS网联系，间隔层设备与过程层设备通过GOOSE及SV网联系。
2.2.1 MMS（Manufacturing Message Specification）
MMS即制造报文规范，是ISO/IEC9506标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。MMS规范了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性。主要实现对间隔层设备的控制及信号量、测量的采集。应用于 IED 装置和监控后台之间的数据交互。
2.2.2 GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event）
GOOSE即面向通用对象的变电站事件是IEC61850标准中用于满足变电站自动化系统快速报文需求的机制。它的功能运用主要有
（1）开关、刀闸、地刀等过程层开入功能：智能终端->线路保护、测控、母差，线路有关刀闸、压力等节点均直采；
（2）开关、刀闸等控制功能：测控->智能终端；
（3）本间隔保护跳合闸功能：线路、母差、联变等保护->智能终端；
（4）跨间隔保护跳闸功能：母差、变压器->智能终端；
（5）保护间配合功能：线路保护->失灵起动母差；母差->线路保护实现远跳；母差->主变保护实现失灵联跳变压器其他侧功能；
（6）闭锁逻辑：智能终端->测控装置；智能终端->线路保护闭重等；
（7）电压并列和切换：智能终端->母线和线路合并单元。
2.2.3 SV（Sampled Value）
SV即采样值。基于发布/订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到ISO/IEC8802-3 帧之间的映射。应用于采样值传输，相当于传统站的交流采样。
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2.2.4智能变电站采样、跳闸方式
（1）直采：MU到保护装置用光纤点对点连接，不经交换机；
（2）网采：MU到保护装置采用GOOSE网络传输，经过交换机；
（3）直跳：保护作用于本间隔断路器的跳闸，采用保护装置到智能终端（操作箱）点对点连接，不经交换机；
（4）网跳：像启失灵，母差跳闸等跨间隔的跳闸，宜采用GOOSE网络传输。
3.智能变电站与传统变电站主要区别及关键运维技术
3.1智能变电站软压板代替常规站硬压板
智能变电站取消了原常规变电站中的大量硬压板，替换成IED装置中的软压板。这对将来运行维护，消缺检验过程中有着极其重要的意义，要求运维人员在验收过程中，对重要回路的Goose开出开入软压板及间隔投退软压板的功能应逐一细致验收确认，并要求运维人员明确各软压板投退顺序、原则及操作风险。
3.2智能变电站检修机制
根据IEC61850模型，在合并单元、智能终端、保护装置等每个装置设置一个检修压板，在检修压板投入时在其向外发送的GOOSE或者SV报文中增加检修位，接收装置判断检修位标志，当检修位位置完全一致时，方能出口。智能变电站的检修机制是保障安全检修的重要环节，运维人员在验收过程中应重点把控，确认全站装置及各环节配合中检修机制的合理性。另外，设备检修，运维人员在做安全措施时，应特别注意设备检修压板投入与退出的操作风险。
3.3智能变电站二次回路与虚端子
传统二次回路设计过程是设备制造商提供端子排，视需要在重要端子排和装置之间设置压板，然后设计院设计各个屏柜的端子排之间的二次电缆连线，施工方根据设计院的设计图纸进行屏柜间接线，最后调试人员根据图纸对相关接线进行测试和检查。智能变电站模拟传统的端子连线图，用虚端子连线来实现信息发布与订阅方之间的SV、GOOSE连接关系，与传统变电站相比，清晰明确的电缆变成看不见摸不着的通信网络。当出现“SV断链”、“GOOSE”断链时，运维人员应格外重视，并及时查找原因、通知检修人员。
4.智能变电站事故案例分析
4.1某变电站220kV母差保护跳闸
4.1.1事故经过
运行人员在220kVⅠ-Ⅱ段及Ⅲ-Ⅳ段母线A套差动保护由信号改为跳闸过程中，先退出“检修压板”，再批量投入各间隔“GOOSE发送软压板”和“间隔投入软压板、电压间隔投入软压板”，倒闸操作顺序错误，导致母差保护动作，跳开220kV某线路Ⅰ、Ⅱ，2号主变、220kV1号母联开关。
4.1.2原因分析
（1）原因一：扩大停役范围
单间隔检修，保护信号状态下退出运行间隔软压板即电流回路，给误操作留下安全隐患。
（2）原因二：倒闸操作顺序错误
退出检修压板，投入各间隔GOOSE发送软压板，母差保护具备了跳闸出口条件，然后批量投入间隔投入软压板时产生差流，同时“电压间隔投入软压板”投入相对滞后，母差复压闭锁失去作用，差流增大到动作值导致动作出口。
4.2某变电站全停事故
4.2.1事故经过
某A变电站330千伏2号主变及三侧设备智能化改造。改造期间，330kV A B一线（A B一线的一侧为A变电站，另一侧为B变电站）11号塔发生异物短路，A B一线A变电站侧保护因3320断路器合并单元“装置检修”压板投入，线路双套保护闭锁。A变电站1号、3号主变高压侧后备保护动作，跳开三侧开关，750千伏B变电站侧A B二线零序II段保护动作，A变电站全停。
4.2.2原因分析
当3320合并单元装置检修压板投入时，3320合并单元采样数据为检修态，保护电流采样无效，闭锁相关电流保护，只有将保护装置“SV 接收”软压板退出，才能解除保护闭锁。
5 总结
本文重点介绍了智能变电站智能二次设备和网络结构，并深入分析了智能变电站与常规变电站的三个重要区别，最后通过两个事故案例说明运维人员应明确智能变电站软压板功能以及投退原则和操作风险，明确智能变电站检修机制，加强智能变电站二次系统技术和运行管理，这对智能变电站的安全稳定运行有重大意义。
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[4]戴瑞成，闫春江，卢江水，黄明.智能变电站几点运维关键技术研究[J].电气应用，2015（S2）：188-195.
论文作者:张春阳
论文发表刊物:《基层建设》2019年第23期
论文发表时间:2019/11/11
标签：变电站论文; 智能论文; 压板论文; 间隔论文; 设备论文; 终端论文; 功能论文; 《基层建设》2019年第23期论文;