500kV常规变电站二次设备智能化改造

500kV常规变电站二次设备智能化改造

朱贺程晨

(国网山东省电力公司检修公司山东省济南市250000;国网山东省电力公司检修公司山东省济南市250000)

摘要：随着我国人们生活水平的逐渐提高，我国耗电量越来越高，为了保障人们用电的安全性和稳定性，电力企业需要加强对电力系统及相关设施的改进。而常规变电站智能化改造作为智能电网建设的重要部分，其改造技术成功与否将直接影响变电站的安全稳定运行水平。本文从工程实施的角度对常规变电站二次设备智能化改造提出建议，并针对工程实施中可能遇到的问题提出解决方法，保证常规变电站二次设备智能化改造能够安全可靠完成。

关键词：常规变电站；二次设备；智能化

一、变电站智能化改造

智能变电站是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化等基本要求为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、测量和监控计量和监测等基本功能，可根据需要支持电网的实时自动控制、智能调节和在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。

（一）改造原则

（1）标准先行原则

应按照公司智能电网建设的统一部署和智能变电站技术功能要求，在统一标准后推进，并在试点工作中及时对相关标准进行更新和完善。

（2）经济实用原则

应结合变电站重要程度、设备型式、运行环境、场地布置等实际情况，从充分发挥资产使用效率和效益角度出发，以提高生产管理效率和电网运营效益为目标，务求经济、实用。

（3）安全可靠原则

应严格遵循公司安全生产运行相关规程规定的要求，不得因智能化改造使变电站的安全可靠水平下降。

（4）因地制宜原则

应在总体技术框架下，因网因地制宜，制定有针对性、切实可行的的实施方案。

（二）改造内容

通过改造，实现一次主设备状态监测，信息建模标准化，高级功能和辅助系统智能化。一次系统改造方面，对变电站关键一次设备增设状态监测功能单元，完成一次设备状态的综合分析评价，分析结果宜通过符合DL/T860《变电站通信网络和系统》标准的服务上传，与相关系统实现信息互动。二次系统改造方面，现阶段保护采用直采直跳方式，全站实现通信协议标准化，站控层功能应进一步完善，根据需求增加智能高级应用。

二、常规变电站二次设备智能化改造的关键技术

常规变电站二次设备智能化改造包含继电保护装置智能化改造技术和监控系统智能化改造技术。

（一）继电保护

常规变电站站内保护装置与监控系统进行通信时，通过保护故障信息子站进行转发。而改造后的智能化变电站，其每套保护装置作为一个IED模型，直接通过MMS网络与监控系统进行通信。因此，改造过程中将涉及以下问题：

（1）常规变电站内涉及保护厂商以及装置型号众多，可能包括南瑞继保、国电南自、许继、北京四方、深圳南瑞、ABB、SEL保护等，各个厂家对61850规约中自定义部分理解不尽相同，因此应组织各厂商在改造前进行通信联调测试，防止在改造过程出现通信中断问题。在进行IED模型编辑时，应注意其保护装置型号、程序版本，这将直接决定保护改造能否成功。

（2）南瑞继保保护装置进行改造时，除关注其保护版本号外，应关注其保护管理号（管理号在省内保护版本统计中不统计，易忽视），若管理号较小（一般小于15000），将不支持61850通信，必须进行升级。

（3）对于运行时间较长的变电站，其部分保护装置即使升级后仍不支持61850规约。此时，需要增加一个61850网关，将其装置信息通过61850网关进行规约转换，进而接入MMS网络，与监控系统、故障信息子站进行通信。

（二）监控系统智能化改造

监控系统作为运行值班人员操作、监视的技术支撑平台，其在智能化变电站中将占据更加重要的地位，所有的继电保护装置、测控装置信息直接传送至监控系统（包含软报文信息）。

（1）监控系统选择

为了保证在改造过程能够安全可靠的监视变电站运行工况，不降低变电站的安全稳定运行水平，其监控系统应能够同时支持IEC60870-5-103和IEC61850规约，使未改造的保护装置、测控装置仍能够按照IEC60870-5-103规约与监控系统通信，而改造完成的继电保护装置、测控装置、故障录波装置可以实现IEC61850规约与监控系统通信。因此，所选用的监控系统应能够同时支持两种规约，并且分别通过103网络、MMS网络接入服务器。

（2）网络流量控制

在变电站进行改造前期，由于所接入的61850设备数量较少，MMS网络内网络流量较小，不会影响遥信、遥测等数据信息传送速度，随着改造进行，当61850设备增多时，其设备发送报文量大增，将导致出现网络堵塞现象，为此，改造时，应控制以下两项：①对保护IED模型进行修改，将其数据循环上送周期时间适当延长，这样将减少保护发送的报文。②对交换机网口进行镜像处理，将无用的报文进行滤除。

（3）逻辑闭锁

在智能化改造中，将出现部分测控装置无法采集到相关闸刀位置信号，因而刀闸被逻辑闭锁，从而无法遥控。以500kVⅠ母测控、5011开关测控为例，在改造过程中，500kVⅠ母测控由103规约装置改为61850装置，而5011开关测控还未进行改造，此时仍为103装置，其5011闸刀逻辑闭锁需要采集500kVⅠ母地刀位置，但103点表地址、条、目、组无法获知此信号。因此，为了保证正常遥控，不降低变电站运行水平，增设一台间隔层测控装置，其IP地址、点号等配置与原500kVⅠ母测控相同，接入原103网络，其端子排接入地刀位置信号，保证其他103测控装置遥控正常进行。

（4）远传总控

作为远方调度对变电站实时监视、控制的装置，总控装置在智能化改造中也面临新的技术要求。变电站内103装置、61850装置共存，原有的总控装置只支持一种规约。为了解决上述共存难题，可采取以下方法：一般来讲，总控装置都至少支持2块CPU共存。因此，可以在原有的CPU1基础上，增设一块CPU插件（设为CPU2），CPU2只针对站内103测控装置，配置站内103规约，与站内103网络相连。装置的组态配置文件和数据库仍配置在CPU1，获取原有103装置信息通过CPU2进行加载即可，对上与地调、省调、网调进行通信仍通过CPU1进行，与原有方式一样。

结语：目前在国内变电站存在常规变电站、数字化变电站、智能化变电站3种模式中，常规变电站存在采集资源重复、存在多套系统、厂站设计、调试复杂、互操作性差、标准化规范化不足等问题。与常规变电站相比，智能变电站能够完成范围更宽、层次更深、结构更复杂的信息处理，变电站内、站与调度、站与站之间、站与大用户和站与分布式能源的互动能力更强，信息的交换和融合更方便快捷，控制手段更灵活可靠，同时智能变电站是智能电网发展的有力支撑，因此，常规变电站智能化改造将是变电站发展的必然趋势。

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