（国网江西省电力公司南昌供电分公司江西南昌330000）
摘要：常规变电站是目前国内变电环节的一大基本模式，它存在安全性及可靠性不高、电能质量可控性不高、占地面积大、实时计算和控制性不高、维护工作量大、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等问题。所有这些都影响了变电站生产运行的效率，不利于电网安全运行水平的进一步提高，都迫切需要一种新的变电站模式——智能变电站。相比常规变电站，智能变电站具有层次更复杂、范围更宽、深度更大的信息采集和信息处理能力，及更强的站内，站与站、大用户、调度之间与分布式能源的相互通信功能，更加快捷与方便的信息交换和融合，更加灵活与可靠的控制手段。智能变电站设备相比常规变电站具有信息简易化、功能模块化、结构集成化、状态透明化等主要技术特征，符合易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。
珠珊变电站现状分析及改造方案的确定
1.珠珊变电站现状与问题分析
1.1珠珊变电站现状分析
220KV珠珊变电站位于新余市郊，现有主变三台，总容量为360MVA，#1主变为三相三线圈自然循环风冷有载调压变压器，型号：SFSZ10-120000/220型，由中国特变电工衡阳变压器厂生产；#2主变为三相三线圈强油循环风冷有载调压变压器，型号：SFPSZ9-120000/220型，由保定天威变压器电气公司生产；#3主变为三相三线圈强油循环风冷自耦变压器，型号：OSFPS-120000/220型，由衡阳变压器厂生产。
220KV为单母分段带旁母接线，220KV出线有四回，均采用河南平顶山高压开关厂生产的LW10B-252型SF6开关。
110KV为单母分段带旁母接线，110KV出线有七回，均采用北京ABB高压开关设备公司生产的LTB145D1/B型SF6开关。
35KV为单母分段接线，35KV出线有五回，均采用江苏如皋高压电器厂生产的LW16-40.5型SF6开关。两台电容器组型号为BFF-200，容量9600MRVA。
本站保护均采用微机保护，防误装置采用珠海共创FY-2000UB型微机防误装置，主接地电阻为0.3欧姆。本站负荷主要供应新钢公司、双强化工和周边工农业生产及居民生活用电。
1.2珠珊变电站改造需求分析
新余珠珊220kV变电站是我省上世纪七十年代末投运的220kV变电站之一，目前仍为常规集中监控老站，部分一次设备（如变压器、断路器、隔离开关等）因运行年限过长，老化严重，缺乏运行的稳定性和可靠性，另有部分一次设备（如输电线路、接触器等）无法满足最新“反措”要求或者运行负荷增长需要；二次设备（如自动装置等）落后于当前运行需求水平，综合安全技术性能严重落后，难于满足当前新的无人值班运行管理要求。具体表现如下：
（1）一次设备智能化程度不够高
珠珊变电站内流变、压变均为电磁感应式设备，结构复杂；且因为二次系统的要求越来越高，对其保护、测量、控制的信息传输也越来越频繁、信息量也随着有指数级的增长，二次负载能力面临考验，又由于传统流变、压变输出均为模拟量，不能直接与数字化设备接口，需要经过A/D转换器等环节。
（2）二次系统信息共享性差
珠珊变电站二次系统采用单元间隔的布置方式，装置之间相对独立，装置间缺乏整体的协调和功能优化，输入信息不能共享、接线比较复杂、系统扩展复杂。具体体现如下：
信息共享性差。接入变电站自动化系统的各种信息大致可以分为以下几类：设备状态监视信息，如UPS投运情况等；网络重组信息，如保护动作、断路器跳闸等；变电站设备异常信息，如保护装置失效、测控装置异常等；4）电力系统实时运行信息，如电压、频率、电流等；
从SCADA获得的信息分别来自不同的TV、TA，而故障录波器、测量控制等变电站自动化系统主要应用环节的信息处理却由不同部门进行。另外，主要的采集信息来自TA，而常规TA存在以下两种常见问题。1）传统TA受工作范围及要求角度的限制，难以同时满足保护和测控单元精度要求。2）常规TA有严重的二次负载过重问题（即二次回路负载重、线路长等）。
控制中心层面不同应用、控制中心与变电站自动化系统的通信等在统一建模方便缺乏规范，各种信息传递到调度中心过程中，其信息共享性很差。
设备互操作性差。二次设备互操作性受现有通信规约的影响主要体现在以下三个方面：规约整体结构不完整；规约与网络通信机制不统一；规约的制定与执行存在一定的滞后性。
系统整体结构的可扩展性差。现今嵌入式、通信等与变电站自动化系统密切联系的技术更新速度比变电站自动化系统快很多。鉴于信息模型和互操作性等客观因素，珠珊变电站自动化系统在设备改造时会附加很多的额外成本。
可靠性受二次电缆影响较大。珠珊变电站自动化系统虽然在一定程度上具备了自动化，但是对电缆的依赖程度依然很高。变电站智能电子装置的抗电磁干扰能力在一定程度上决定了二次系统的安全性，二次电缆实际上构成了珠珊变电站安全运行的主要隐患。
（3）继电保护、安全装置动作信号回路过多
通过观察分析，我们不难发现珠珊变电站二次回路中相互之间重复功能的回路较多，因为自动装置、测控装置、继电保护和计量装置等二次设备不具备相互通信能力，信息共享程度非常低，每个装置都需要自主采集所需信息，造成了二次回路的复杂，而且容易形成寄生回路。
随着变电站发展的智能化，珠珊变电站的缺点如信息不能共享、设备互操作性差、可靠性受二次电缆的影响等问题日益突出。一次设备在线监测技术的应用，及向二次系统在线监测技术的拓展，使变电站“无人值班”技术获得可靠的技术支撑，变电站关键设备、系统的可观性、可控性大大增强，有利于全寿命周期管理模式的推进和深化，电力设备的检修模式和使用效率均将有可能获得质的飞跃和提升。为满足珠珊变电站日益发展的客观需求，对现有变电站进行改造已经势在必行。
1.3智能变电站改造需求分析
随着变电站发展的智能化，常规变电站的缺点如信息不能共享、设备互操作性差、可靠性受二次电缆的影响等问题日益突出。为满足变电站日益发展的客观需求，有必要对现有变电站进行改进。
然而，目前江西省内变电站绝大多数是常规的变电站，并且变电站的数量和规模都非常巨大，若通过拆除或者废弃这些常规变电站，然后重新建设智能变电站成本太高，周期也较长。因此，对传统的变电站进行改造，使其具有智能变电站的主要或者某些功能就成为较为可行的选择。珠珊变由于具备上述特点，是江西省大批常规老站中的一个，又出于枢纽站的位置，电力负荷很重，对此站进行智能化改造具有非常代表的意义。
一次设备在线监测技术的应用，及向二次系统在线监测技术的拓展，使变电站“无人值班”技术获得可靠的技术支撑，变电站关键设备、系统的可观性、可控性大大增强，有利于全寿命周期管理模式的推进和深化，电力设备的检修模式和使用效率均将有可能获得质的飞跃和提升。
1.4常规变电站智能化改造方向分析
智能变电站在电力一次设备方面改造主要体现为电子式互感器的应用，断路器、变压器等重要元件的在线监测等。在线监测的传感器内置化，智能组件本体化，信息传达标准化”是一次设备智能化的典型特征。随着诸多试点工程的推进，有可能逐步解决其稳定性问题。在几类运行经验的基础上需要评估电子式互感器的适用场景，尤其对于紧凑型结构的中、低压变电站，电子式互感器的大量选用其经济性、安全价值值得推敲。
智能变电站二次系统主要融合了过程层功能、间隔层功能及信息分析技术。智能组件过程层就地化靠近一次设备安装，体现为“缩短电缆，延长光缆”，首先以间隔柜的模式出现，然后安装在GIS汇控柜或AIS的设备柜。智能变电站的重要特征为一次技术和二次技术的交互，智能组件主要功能就是负责信息的采集并传输，可作为一次设备的其中一个重要组成部分。
基于IEC61850标准的变电站自动化系统在功能配置与实现方案上将具备更大的灵活性和适应性，因此，有可能进一步优化常规变电站自动化的实现方案，获得“基于间隔的信息采集，基于全站的信息应用”益处。但是任何新技术的应用必须满足电力系统本质性的要求，如保护不能降低“四性”等。功能部署靠近宿主设备将是智能变电站技术应用的趋势，因此必须有效解决电子元器件就地化后的可靠性问题。智能变电站的信息具有“全站、唯一、同步、标准”的特征，可避免信息的二义性，在信息应用的有效性上将获得极大的提升。可以比较容易地实现全站网络化测控功能，及获得PMU无处不在的应用效果。这样，在确保继电保护技术稳定性的前提下，使得电网运行控制手段可以获得提升，为智能调度技术的发展提供可靠的技术基础。
智能化一次设备意味着将一、二次接口部分构成一次设备的组成，这些元件的主要构成是电子电路，一般寿命周期为10~15年，从某种意义上讲，智能化一次设备后有可能降低一次设备的可靠性，以状态检修为目标的智能化反而可能会增加由于二次电子电路障碍而引起的缺陷强迫停役。因此，评估设备的可靠性也成为智能一次设备演变过程中的热点课题。
如果智能变电站技术拥有了PMU“无处不在”的基础，基于PMU的电网动态监控系统实施的代价将大大降低，以往基于SCADA电网静态安全控制系统具备了向电网动态控制发展的可能性，离线安全分析将逐步让位于在线稳定评估技术，大电网的安全性将进一步提高。电网的事故分析和处理技术由人工决策转向智能决策指日可待。电网的协调控制将更加有序、优化，极大地提升电网运行的经济性、安全性。
目前，在智能变电站的试点应用工程中也存在亟待解决的问题。现阶段需要系统性地梳理和解决数字化变电站及智能变电站试点应用过程中存在的问题，在IEC61850体系框架下，针对性制定分步走战略。最终实现“变电站建设更容易，运行更简单”的目标，为智能电网发展构建扎实的基础。
1.5改造方案的确定
1.5.1改造目标分析
本期对全站进行智能化改造，在不改变当前运行方式，尽量保护原有设备投资、降低改造成本、风险、工程量的基础上，提出科学其合理的施工方案和改造技术，拥有运行安全、经济性好、易操作等优势，为智能变电站技术的发展及其应用奠定了良好的基础。主要包括以下目标：更换部分老旧一次设备；全站一次设备增加智能终端、合并单元以实现设备智能化；二次设备及保护设备更换为数字化设备以实现信息模块标准化，信息传输网络化，辅助系统智能化，提高变电站运行的安全可靠性。实现智能程度最大化，投资成本最小化，使变电站在可靠性、稳定性、维护性、经济性等方面有全面性提升，满足国家电网对智能电网及智能化变电站的规范标准和要求。智能化改造目标示意图见图1-1。
图1-1智能化改造目标示意图
1.5.2改造方案一
（1）改造方案
主变增加在线监测装置，原则上应该采用内嵌式传感器技术。智能组件包含测量、控制和监测等基本功能，通过传感器的信息采集将反映变压器主要状态信息以满足IEC61850标准的模式上传到系统层，并接受来自本体保护或系统层的控制调节命令。35kV设备采用方案中就地化“四合一”保护装置（自动装置、测控装置、继电保护和计量装置），集成保护、测控、合并单元和智能终端功能。
变电站自动化方案采取“三层两网”结构。按照二次设备室配置站控层交换机，分为A/B网实现冗余配置。
220kV过程层采用值“点对点”方式。对220kV的过程层GOOSE网络采取双套独立的单网配置系统；110kV采用IEEE1588、GOOSE、SV同步对时网络“三合一方案”。35kV采取保护、测量、控制一体化装置。母线间隔，公共测控采用独立装置，故障录波按照三块屏布置；低频减载一块屏；采用GMRP技术实现网络流量自动控制。
故障录波装置通过GOOSE网络接收GOOSE报文，具有采样数据接口，从合并单元或交换机上接收采样值进行采样值录波。
工程220kV线路保护跳闸均采用光纤直跳方式。隔离开关防误闭锁采用远方操作及就地操作时，均由本间隔电气闭锁和监控系统的防误闭锁逻辑来共同实现，防跳采用断路器本体的防跳回路。
（2）改造效果分析
一次系统状态监测。一次设备在线监测主要涵盖变压器油色谱、铁芯电流；局部放电、密度微水监测、断路器监测。
保护测控一体化。在35kV系统采用保护/测控一体化装置，减少了35kV测控装置的配置数量，间隔的独立性较好。
220kV过程层的采样值采用“点对点”方式，GOOSE网络按照双套独立结构的单网配置系统，220kV每两个间隔冗余配置两台交换机。
1.5.3改造方案二
（1）改造方案
设备之间的信息交换均采用100M/10M交换以太网，一律采用IEC61850通信规约。110kV及以上电压等级设备的开关量和模拟量信息采集由集中布置在继电器室内的智能装置完成。监控、保护跳闸命令的输出、保护之间动作信息交换由间隔层网络完成，站控层、间隔层网络全部采用100Mbit/s以太网技术。
自动化系统采用双环网网路结构，所有IED经100Mbit/s以太网就近接入保护小室的以太网交换机。交换机组成两个环连接到主交换机1、2，两个环分别采取不同的电源供电。站控层主机通过电口与交换机相连。保护采用冗余GOOSE网，提供三个通信端口，一个端口输MMS报文，另两个端口传输GOOSE信息，分别接入不同的GOOSE网络。
方案重点选择验证GOOSE跳闸机制的可靠性和实时性，工程中除主变保护采用直接跳闸外，220kV线路、母线、母联等之间的跳闸、启动、闭锁均采用GOOSE机制，见图1-2。
图1-2保护GOOSE应用逻辑示意图
（2）改造特点分析
本方案探索了智能操作箱向过程层发展的模式，进一步去验证GOOSE跳闸的可行性和实时性。
采用网络报文装置，实现全站MMS及GOOSE的监视记录。
实现“统一模型”，同意测控功能模型，保护信号、软压板，形成了《IEC61850工程继电保护应用模型》的基础。
探索GOOSE压板与GOOSE通信机制的分离。
1.5.4改造总方案的确定
（1）改造方案一、二的缺点分析
改造方案一由于220kV及110kV保护装置与测控装置分离，二次接线和调试，大量接线工作还是在现场完成，与常规站无异。
改造方案二由于依赖于网络，原来220kV以上系统保护“完整、独立、冗余、双套”的设计原则被交换机“肢解”了！尽管交换机非常多，但不能实现信息的网络化共享。另外，改造方案一、二均侧重于GOOSE信息的保护及可靠性验证方面，对信息的传送及智能化提出了局部性的改造措施，但是忽视了珠珊变的客观条件，目前，针对珠珊变的改造应集中在一、二次设备的就地化安装与“四合一”保护装置及在线监测功能等方面，于是，提出了针对珠珊变实际情况的综合改造方案，详述如下。
（2）最终改造方案
220kV及110kV设备端子箱进行改造成为智能终端柜，将智能组件安装于智能终端柜内，包含智能终端、合并单元、状态监测IED，实现IEC61850中所提及的变电站测量、控制、保护、监测、计量等功能，与保护、测控等二次设备采用光缆连接，实现对一次设备的测量、控制功能，采集本间隔开关设备位置信号、报警信号等实时数据，通过GOOSE服务发布至过程层网络。
变电站保护装置全部改成光纤网络。将以前的线路高频保护屏换成光纤差动保护屏，各保护之间连接的接口采用光纤。全站自动化装置集成全站备自投和低频减载，故障录波装置，集成报文记录分析和故障录波功能。变电站自动化方案采用“三层两网”结构。站控层MMS和GOOSE共光纤传输，过程层SV网络传输故障录波和在线监测信息。过程层SV网络采用IEEE1588对时机制，取消专用对时网络。见图1-3。
图1-3自动化系统结构示意图
35kV设备采用方案中就地化“四合一”保护装置（自动装置、测控装置、继电保护和计量装置），集成保护、测控、合并单元和智能终端功能。“四合一”保护装置配合在线监测装置实现完整的在线监测功能，可实现自检跳合闸接点失败或粘死，自检跳合闸压板投运状态等，消除了二次系统状态的“盲点”。
（3）改造特点分析
采用传统TA、TV，实现电流回路引线最短且无需接插件，不容易引起开路。系统的一次模块之间采用光纤连接网络化，大量二次回路在工厂完成，最大限度地减少了现场工程实施的工作量。
保护装置独立分散、就地安装，减少大量屏柜。保护主要功能的实现不受网络状况的影响。提供全站式应用的信息采集，充分体现IEC61850信息共享理念，“一处采集，全站共用”。
所有产品的功能配置在出厂前由工厂完成。对功能配置有不同要求，修改工作可以在短时内完成。
变压器采用在线监测装置，新增的#3主变的在线监测装置嵌入了软硬件传感器，可实现局部放电监测、绕组温度监测、铁芯接地电流监测、变压器油色谱在线监测等功能。同时避雷器也采用新型在线监测装置，可以实时监测避雷器泄露电流、动作次数等实时数据。每个装置软硬传感器与二次接线图和装置内部原理图实施关联的可视化图在大屏幕液晶显示。实现了就地化继电保护装置远方系统测试，及二次系统无盲点在线监测。
采用全站式全汉化大屏幕液晶显示器（安装在控制室）集中显示所有保护信息。图形化菜单，跳闸报告、告警报告、遥信、遥测、定值整定，控制字整定等都在液晶上按照图形和表格方式、按照人性化的汉化标示显示。系统基本实现免维修，实时监测，出现问题采用可视化图形方式告警，通过二次在线监测实现智能变电站高级应用的提升。