1 智能变电站二次系统现状

　　自2005年以来，南方电网持续开展了数字化变电站及智能化变电站研究与试点建设工作。主要里程碑事件如图1所示。

图1

　　2 智能变电站二次系统主要技术要点

　　南方电网智能变电站二次设备系统及设备总体思路：数字采集、网络传输、信息共享、集成应用。

　　2.1 系统架构

　　OS2厂站试点主要内容：变电站运行驾驶舱、站控层四大中心应用、智能远动机、一体化测控装置、一体化运行记录分析装置等。

　　(1)过程层采样及跳闸方式

　　应采用常规互感器，并通过二次电缆直接接入装置实现采样。对于试点厂站，也可选用数字化光纤直连采样或数字化网络采样。

　　装置可通过网络传输GOOSE报文，实现跳合闸功能和开关量信息的传输。

　　(2)组网模式

　　过程层宜按GOOSE、SV网合一配置。双重化配置的过程层、间隔层设备分别接入对应过程层网络。

　　110kV及以上电压等级保护设备采用SV网络采样或GOOSE网络跳闸时，应采用双网冗余方式。35kV及以下电压等级非主变间隔部分可按单网配置。

　　装置接入不同网络时，应采用互相独立的数据接口控制器，当一个网络异常或退出时，任何设备不应影响另一个网络的运行。

南方电网有限责任公司 张喜铭

　　2.2 设备配置及技术要求

　　(1)电子式互感器与合并单元

　　配置原则：电子式互感器应由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双A/D系统接入合并单元，每个合并单元输出的两路数字采样值由同一路通道进入保护装置，以满足双重化保护相互独立的要求。母线电压合并单元可接收至少两组电压互感器数据，并支持向其它合并单元提供母线电压数据，根据需要提供电压并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。

　　技术要求：合并单元输出采样数据的品质标志应实时反映自检状态、采样值同步标志位状态，不应附加延时或展宽。合并单元采样值离散度满足250±10μs;且延时抖动不超过±10μs。

　　(2)智能终端

　　配置原则：220kV及以上电压等级智能终端按断路器双重化配置，每套智能终端包含完整的断路器信息交互功能;110kV及以上电压等级变压器各侧智能终端按双套配置;智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜中;智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。

　　技术要求：智能终端应提供原始开入GOOSE信号，设备应根据各自需求完成所需信号合成;智能终端动作时间不大于7ms(包含出口继电器的时间)。

　　(3)过程层交换机

　　配置原则：交换机的配置尽可能减少级联级数，原则上任两台设备间的数据传输路由不应超过4个交换机，以减少交换机故障的影响范围。

　　技术要求：当通过过程层交换机转发延时实现采样值传输延时的测量时，传输延时误差应满足保护、测量、通气的可靠性要求。

　　(4)保护装置

　　配置原则：220kV变压器电量保护系统按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能。110kV变压器电量保护系统宜按双套配置，双套配置时应采用主备保护一体化配置。变压器非电量保护装置单套配置，安装于变压器就地智能柜，通过电缆直接跳闸。35kV及以下间隔采用保护、测控、智能终端、合并单元四合一装置，单套配置，安装于开关柜中。

　　技术要求：数字化采样的两套保护，其电压、电流采样值应分别取自相互独立的合并单元;保护装置实现其保护功能不应依赖外部对时系统，不应受站控层网络的影响;母线、主变保护装置应适应多间隔数据同步要求;保护装置收发的GOOSE、SV报文应满足检修的要求;保护装置应在发送端设GOOSE出口软压板;保护装置应有过程层通信中断、异常等状态的检测、告警或闭锁相关保护功能;保护装置应能实现同源双网的在线数据切换，任一链路故障不影响装置正常运行，不应因双网延迟差异等引起接收信号时序解析错误，装置应能实现对锻炼链路的准确报警。

　　(5)测控装置

　　配置原则：测控装置按间隔单套配置，可配置一体化测控，集成PMU/计量等功能;110kV及以上电压等级测控装置应独立配置;主变各侧及本体测控装置宜独立配置，公用测控装置应合理配置;测控装置的电压、电流采样值应取自同一合并单元。

　　技术要求：测控装置与过程层设备之间的通信满足DL/T 860.92及GOOSE协议中规定的数据格式，并将告警事件上送至站控层。测控装置应支持通过GOOSE协议实现间隔层防误闭锁功能;测控装置还应具备GOOSE和MMS合用;对于使用SV/GOOSE采样的公用测控装置，应能接入第二套设备GOOSE信息;测控装置宜采用IRIG-B对时方式;测控装置同期功能应适应多间隔数据同步要求;测控装置收发的GOOSE/SV报文应满足检修的要求;测控装置应有过程层通信中断、异常等状态监测、告警或闭锁相关测量、同期、间隔五防功能。

　　(6)一体化测控

　　一体化测控装置将同质数据业务进行合并，同类专业管理业务进行合并，实现变电站二次业务的有效融合。

　　测控功能：一体化测控的SCADA数据经站控层网络通过IEC 61850规约接入智能远动机。

　　PMU功能：一体化测控的PMU数据采用1344规约经过站控层网络划分的专用VLAN接入智能远动机。

　　计量功能：一体化测控的计量数据通过485接口采用DL/T 645规约接入智能远动机。

　　(7)智能录波器

　　配置原则：智能录波器按电压等级配置，安装于控制室或高压室;220kV变电站，宜按电压等级和网络配置智能录波器，当SV或GOOSE接入量较多时，单个网络可配置多台装置，每台智能录波器不应跨接双重化的两个网络;主变可单独配置智能录波器;110kV变电站可根据需要全站统一配置故障录波装置。

　　技术要求：智能录波器宜采用网络方式采集报文;智能录波器应能记录SV网络、GOOSE网络、MMS网络的信息;智能录波器对应SV网络、GOOSE网络、MMS网络的接口，应采用相互独立的数据接口控制器;智能录波器能实现报文记录、分析及故障录波功能。

　　(8)智能远动机

　　集成远动、保信、PMU、计量和在线监测五大业务，基于统一建模，实现数据统一采集、处理、传输和应用。

　　2.3 关键技术

　　(1)二次设备状态监测

　　对变电站二次设备进行实时监测，对状态监测信息进行采集处理、分析归纳、展示利用和数据服务，实现变电站端自动化设备的状态监测、全站网络系统的状态监测、自动化设备可视化综合管理、智能化数据分析和诊断等高级应用，并将全站状态监测数据依托现有的远动通道或独立通道实时上送到各级调度。

　　(2)变电驾驶舱技术

　　系统可同时集成与变电运维业务关联的电网运行、设备状态、气象环境、作业成效等多维度信息，利用生产运行和生产管理数据为支撑，实现变电站和设备潜在运行风险提醒，通过电网和设备的告警信息实时推送，引导运行人员重点关注风险并调整工作重心。

　　(3)四大智能应用中心

　　基于OS2厂站系统框架设计，依据数据共享、专业融合和需求贯通的指导思想，体现模块化建设、信息灵活互动的特点，并在管理模式上打破了专业壁垒实现了二次专业信息的有机融合。四大智能应用中心包括智能数据中心、智能控制中心、智能监视中心、智能管理中心。

　　(4)智能巡检

　　试点安装了红外测温装置、可见光摄像头及RFID(射频识别)标签，实现了现场95%以上设备巡视检查项目要求。

　　(5)智能辅助系统

　　智能辅助系统实现了视频监控、安全防范、消防报警、环境监测、智能控制、门禁管理、语音对讲等各个子系统之间信息共享，并将信息传送到站内一体化信息平台，使变电站的信息更加完整，功能更加完善，从而提高变电站安全运行水平。

　　2.4 应用效果

　　(1)二次设备状态监测技术

　　目前在广西220kV排岭站、深圳110kV楼岗站进行试点，并将装置状态监测信息送往主站，在主站进行状态评价，给出状态检修决策。

　　(2)变电站驾驶舱技术

　　通过驾驶舱的应用，快速输出故障综合信息，智能推送原因分析及处理方法建议，将最重要信息推送给值班员，缩短人员查找判断故障原因时间，有效控制电网风险。

　　(3)芯片化技术

　　目前已在广西220kV排岭站试点110kV线路保护测控一体化装置、广东110kV瑞颜站试点主变保测一体、线路测保一体装置。

　　(4)智能巡检

　　智能视频联动应用：在10kV配电室装设了轨道式巡检摄像机。

　　机器人：基于在线监测与机器人巡检相结合的智能巡检监视系统，能够代替人工巡检80%以上的工作量，延长了人工巡检周期，并实现对20多类常用报表自动填报，大大减轻了现场工作人员的工作量。

　　3 展望和思考

　　(1)更加标准化、集成化、智能化

　　(2)通信网络更加可靠、安全和集约

　　(3)主子站协同化

　　(4)运维管理更加规范