智能变电站研究与应用
( 2014—2015年度第二学期)
课程名称：工程项目管理案例专题名称：智能变电站专题
院系：电气与电子工程学院班级：研电****班
学号：
学生姓名： *** 成绩：
日期： 2015年 5月4日
智能变电站的研究综述
一、绪论
1.1研究背景和意义
21世纪初，智能电网（Smart Grid）在欧美国家得到发展，为全世界电力工业在安全可靠、优质高效、绿色环保等方面开辟了新的发展空间。国内外电力企业、研究机构和学者逐步形成“智能电网”的未来电网发展理念，并着手开展一系列研究与实践工作[1]。
在我国，智能电网建设是根据能源分布与符合消费地域分布特点，以特高压电网为骨干网架、各电压等级电网协调发展的坚强电网为基础，为适应当前和未来社会发展所采取的电网发展方式，以实现能源资源的大范围、高效率配置。我国智能电网的建设已经上升至国家战略层面的高度[1-2]。
在国家电网公司发布的智能电网规划报告中，对变电环节发展提出如下目标: “在设备信息和运行维护策略与电力调度三个环节之间实现全面互动，以实现基于状态的全寿命周期综合优化管理。将现有的和规划中的枢纽及中心变电站建成或改造成智能化变电站。藉此全面实现全网运行数据的集中管理、实时数据传输以及电网实时控制和智能调节等功能，为各级电网的安全稳定运行提供保障，并进一步实现各类高级应用。”[2]实现坚强智能电网的安全运行，实现自动化和高品质运行以及经济性的过程中，智能变电站是重要的组成部分。变电站自动化系统研究与开发的主要内容就是将智能变电站建设完善,这也是建设坚强智能电网的重要环节[1-3]。
数字化变电站技术是智能变电站的基础，主要强调以数字方式交换信息，而智能化变电站在设备功能方面强调自检和在线监测，其重要特征为智能化。智能变电站的技术准备和建设是分阶段实现的。目前，智能变电站以数字化变电站为基础，融入在线监测、高级应用以及辅助设施等功能[2-6]。
根据国家智能电网“十二五”规划，到2015年，新建智能变电站达5182座左右，其中新建750千伏智能变电站约19座，500千伏智能变电站约182座，330千伏智能变电站约60座，220千伏智能变电站约1198座，110（66）千伏智能变电站约3710座；改造64座500千伏、18座330千伏、320座220千伏、630座110（66）千伏变电站。中国产业洞察网发布的《2013-2017年中国智能电网行业分析及发展前景预测报告》显示，智能变电站发展前景依然广阔[2]。
1.2.研究现状
智能变电站的一次设备智能化，即“一次设备+智能终端+传感器”[3]，实现在线监测是和状态检修一次设备的，信息采集数字化采用电子式互感器或“常规互感器+合并单元”模式。保护采用直采直跳方案，变电站自动化系统采用“三层两网”的结构。
智能变电站由数字化变电站演变而来，经过不断地发展提升，技术已经日臻完善。相比其它环节，智能变电站已经处于大规模推广的环节。2011年以后所有新建变电站全面按照变电站技术标准建设，并且对已有的枢纽及中心变电站进行智能化改造。新建智能变电站速度保持较快增速，在后期，智能变电站改造比例将逐步提升。《中国智能变电站行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》显示，在2013年第六批招标之前，智能变电站的增进速度保持较快增速，与规划目标基本相符，但是最近的智能变电站招标比例有所下降。主要原因是：前期国家电
网推进的智能变电站运行效果未达到预期；智能变电站制造成本降低速度较慢，造价依然较高；国家电网正在积极推进第二代智能变电站试点新项目，预计会放缓现有智能变电站建设进度以及降低智能变电站招标比例。随着新一代智能变电站试点项目逐步投入运营，智能变电站比例将继续提升，建设进度将不断加快[2]。
在智能变电站的相关技术方面，根据国网统一制定的相关标准规范，重点在一次设备智能化、电子式互感器、一次设备状态监测、高级应用、一体化电源、辅助系统智能化等几个方面进行试点建设[3-4]。
在数字化变电站的实现方面，ABB、SIEMENS等国外的电力设备公司已经开发了全套的一次设备及二次设备，在完成IEC61850标准制定的过程中，设备间互操作试验已在各厂家进行，并应用于示范变电站。
二、智能变电站概述
各国对智能电网的定义和功能概述不同，而我国的智能变电站派生于智能电网，完成既有定义标准中规定的功能。
2.1.定义
智能变电站是采用先进、可靠、集成、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、计量和检测等基本功能，同时支持电网实时自动控制、智能调节、在线决策分析和协同互动等功能的变电站。
2.2.IEC61850标准
IEC61850标准是基于网络通信平台的变电站自动化系统的唯一国际标准，此标准参考吸收了已有的IEC870-5-101远动通信协议标准、IEC870-5-103继电保护信息接口标准、UCA2.0设备通信协议等相关控制、通信、制造协议。目的是通过对设备的一系列标准化，使其形成规范的输出，实现系统间的无缝连接[7]。
2.3.体系结构
IEC61850标准将只能变电站通信体系分为3层：过程层、间隔层、站控层。
过程层包含由一次设备和智能组件构成的智能设备、合并单元和智能终端等电能接受和输入设备[8]，完成变电站电能分配、变换、传输及其测量、控制、保护、计量、状态监测等相关功能。根据国网的相关导则的要求，保护宜采用直跳方式[9]。智能一次设备主要包括智能变压器、智能高压开关设备、电子互感器等。
间隔层包含继电保护装置、测控装置、母线保护单元等二次设备，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，实现与各种远方输入输出设备、智能传感器和控制器的通信功能。
站控层包含自动化系统、站域控制系统、通信系统、对时系统等子系统，实现面向全站或一个以上一次设备的测量和控制功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）、及时报警、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。站控层是高度集成的数据处理、控制中心。
三、关键技术及其特点
虽然智能变电站在电力领域的使用领域和发展时间比较短暂，但智能变电站的发展却十分迅速，在许多方面都取得了突破性的进展。但在实际应用过程中还是存在一些技术或管理上的问题，以下是对智能变电站关键技术的总结：
3.1.电子互感器
电子互感器作为智能变电站过程层的重要组成部分，与传统互感器相比具有
绝缘简单、体积小、重量轻、动态范围宽、无磁饱和、二次侧可开路或短路危险、测量精度高等优点[5-6]。
按远端模块是否需要供电，电子式互感器可分为有源式互感器和无源式互感器。有源式电子互感器主要采用罗氏线圈和电阻电容或电感分压方式；无源式互感器利用法拉第磁光效应（电流互感器）和Pockels 电光效应（电压互感器），主要有磁光玻璃和全光纤两种方式。比较这几种电子互感器，有以下特点：1）有源式电流互感器在运行经验、温度影响和运行稳定性上有一定的优势，可以直接以模拟量形式输出到就近的开关装置。也可结合光纤技术进行信息传递以简化互感器的绝缘结构，便于高压电网使用。
2）全光纤型电子互感器易受到震动及应力双折射影响，但在测量动态范围及线性度方面优于磁光玻璃型无源电子式电流互感器。
3）对于罗氏线圈及低功率线圈型有源互感器，罗氏线圈受温度影响较小，容易满足在很宽电流范围内的高精度测量要求，但在暂态电流的测量和保护方面存在不足。低功率空心线圈的测量精度易受工作环境和安装条件的影响，尤其是骨架材料、线圈、杂散参数都受到温度的影响，需进行温度补偿。另外，空心线圈在小电流下输出信号太弱，测量范围存在死区。
4）对于Pockels效应原理的无源互感器，除运行稳定性及温度的影响外，性能均优于基于法拉第电磁感应原理的有源互感器。
3.2.在线监测技术
随着电力系统智能化程度的提高，变电站逐渐采用无人值班方式，通过在线监测系统，实现在集控站、调度端及相关管理部门的远方等对设备状况进行全面检测，为设备的“状态检修”提供技术支持及理论依据。在线监测不仅可以减少设备不必要的检修工作量，提高了检修效率，而且可以减少设备停运检修的次数，改善和提高供电可靠性[6,10]。
在线监测的内容主要包括：
1）主变的油色谱分析、局部放电、发热温升、接地电流；
气体密度、微水测试、局部放电、发热温升；
2）GIS开关设备的SF
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3）避雷器的泄漏电流、动作次数、发热温升；
4）接地网、蓄电池、网络设备、环境的状态等参数。
根据《智能变电站技术导则》，在线监测单元由传感器采集设备的状态信息，采集前端对状态数据进行打包处理并进行模数转换，通过在线监测系统网络将数据上传至系统层后台主机，并由高级应用服务器对在线监测数据进行处理分析，部分数据源和处理结果通过远动工作站上传至集控站、调度端及管理部门。
3.3.同步对时
智能变电站的二次系统通常包含光式互感器、合并单元、交换机、保护测控装置等，相对传统变电站，测量、保护、控制等部分的信息传递、共享程度和实时性的要求大幅度提高，对同步系统提出了更严格的要求。传统变电站对时是通过判断动作顺序实现，不影响电网的安全运行。智能变电站由于具有协同互动功能，必须有精确的绝对时标。目前全球定位系统（GPS，Global Positioning System）在变电站自动化系统中的应用很多，GPS同步设备通过硬接线利用脉冲信号进行对时，具有精度高、成本低的特点，其相关技术已经成熟。但是变电站数字化的发展趋势使得站内二次硬接线被串行通信线所取代，IEC61850标准引入了简单网络时间协议SNTP（Simple Network Time Protocol）作为网络对时协议[4,10]。
3.4.IED通信
IED是智能变电站间隔层的关键设备，与站控层服务器、一次设备的在线监测装置以及相应保护装置进行协调工作和双向的数据通信，在智能变电站状态监测系统与辅助系统中发挥重要作用。根据IEC61850协议对实际的IED设备进行建模，实现不同厂家IED设备之间信息交换的目的，解决不同厂家的设备之间通信协议不兼容的问题[7,10]。IED在智能变电站系统中主要实现以下工功能：1）协调功能。与站控层一体化信息平台以及过程层一次设备智能终端进行协调工作，IED接收站控层的控制命令，进行处理后发送至一次设备智能终端；并接收智能终端上传的数据，上传过程中的数据至站控层一体化信息平台。
2）传输功能。IED与智能变电站外部设备之间进行重要信息的传输，例如时钟同步信息的传输。
3）数据处理。IED对设备采集的数据进行就地处理运算，并对设备故障信息进行存储、本地显示。
4）嵌入IEC61850协议。IED通过对接收数据进行IEC61850协议封装，统一不同的协议，实现设备的互操作性以及变电站的信息共享。
3.5.软件、硬件的集成
传统变电站中信息的采集和处理过程是通过中央处理器与外围芯片或设备的配合来完成的，大量的数据计算和逻辑分析过程以及一些高级应用功能的实现都集中于中央处理器中。但是这种设计的弊端在于一方面中央处理器本身集成的资源有限，不能满足智能变电站不断增加的实时信息处理的需要，另一方面处理器本身集成的许多硬件资源不能满足智能变电站的需要而被闲置，造成资源浪费。随着现代电子学的发展，硬件系统的设计逐渐呈现模型化、集成化、自动化的特点，使得硬件设计实现针对功能的模块化设计。
软件构件是指具有一定功能、能够独立工作或同其他构件装配完成协调工作的程序体。构件技术的实质是在不同粒度上对一组代码或类等进行组合和封装，以完成一个或多个功能的特定服务，进而为用户提供接口。可以减少智能变电站在功能软件的集成和开发活动中大量的重复性劳动，提高变电站软件的效率和灵活度，降低开发成本，缩短开发周期，加强系统功能间的互操作性，提高系统的可靠性和自愈性[12]。
3.6.技术、管理水平
对于智能变电站来讲，是对传统变电站的一种创新，从变电站的基建到变电站的运行与维护等环节，都需要新的技术手段和设备工具。智能变电站的技术特点也决定了平时的维护工作高度融合了保护、通信、自动化等专业知识。因此，智能变电站的运行、建造和维护工作需要有相关专业技术的人才来开展实施，而目前智能变电站方面的人才有限、工作人员的专业水平也有待提高，如果过度依赖厂家技术服务，对智能变电站的后期运维工作不利。
除了技术水平要求全面外，运行管理方面也很重要，智能化系统增加了顺序控制、协同互助、在线监测等高级应用功能。虽然提高了工作效率，但同时也对运行人员提出了更高的要求。而且智能变电站的新建及改造数量快速增大，对智能变电站的运行、维护工作也需要给予足够的重视[10,13]。
3.7.改造实施方案
目前国内存在传统变电站和数字化变电站两大模式。传统变电站存在采集资源重复、系统多套、厂站设计和调试复杂、互操作性差、信息不标准、不规范等问题；数字化变电站的过程层设备稳定性和可靠性有待验证，缺乏相关评估体系和手段等问题。所以智能笔电站的改造过程还处于不断实践的过程，还没有比较
理想的实施方案，影响了智能变电站的推广和普及工作。如何更有效、规范的进行智能化改造是亟需解决的问题[10]。
3.8.绿色环保
智能变电站的定义，首先是要采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备。随着城市的快速发展，对电力的需求越来越大，但由于变电站进城难落地难的问题，大力发展占地更小，更加环保的集成式智能变电站已成为今后发展的大趋势。为了符合当前社会的发展现状，在加强变电站的建设时，要坚持节能环保、可持续发展的原则。通过资源优化、设备配置优化等一系列方式，不断研究创新，实现智能变电站真正的环保、低碳[10]。
四、小结
未来智能变电站基于设备智能化的发展和高级功能来实现，对提高电网运行水平有重要的意义。本文在分析智能变电站的背景意义、发展现状后，梳理了智能变电站的主要内容标准及其关键技术。总结表明，在智能变电站的发展过程中，也存在着一些不足和关键问题，需要不断的研究和完善，促使智能变电站更加快速、稳定的发展。
五、参考文献
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