此类变电站使用先进、低碳、可靠性强的智能设备,具有自动采集信息、监测信息、保护信息等功能,可满足全站信息数字化、信息共享标准化、通信平台网络化的要求,还可根据实际的需求支持电网智能调节、实时自动控制、协同互动、辅助决策等,属于具备高级功能的变电站。在以往常规变电站设备通讯中,存在通讯介质不统一、通讯协议不统一、通讯规约局限性等问题,各厂家自行扩充应用功能,无法相互操作,规约数据表达能力限制应用功能发展,且不支持装置间的通讯功能,而智能变电站便可有效克服上述问题。

  智能变电站包含三层两网,同时也是二次设备网络化的主要体现,即站控层、间隔层与过程层。其中,前两者以IEC61850标准的互联互操作为重心,实现数据共享;后者以稳定可靠为设计原则,屏柜内使用跳线,相同一小室内的平柜之间使用尾缆,跨小室使用光缆。多模光纤主要是指可以传输多个光传导模,在局域网中应用广泛,接续简单,成本低廉。在变电站中,适用于过程层组网、直连与光B码对时等;单模光纤只可传输基模,不存在模间时延差,宽带大于多模光纤,造价较高,可在大容量、长距离通信中应用。在变电站中,此类光纤的作用在于线路保护的两侧间通信。智能变电站的有关技术如下:

  设备状态可视化。在不同监测项目中,可将实时监测结果展示出来,与相应项目的在线监测结果相匹配,利用鲜艳的颜色表示超过阀值的项目。通过音效、曲线等将设备的综合状态体现出来,这样便可随时根据设备各项波形进行多阶段的功能对比。

  智能预警。针对站内数据、警告信息、故障信息做全面处理,再根据系统对电网故障进行诊断,提供详细的影响度报告。根据对电网产生的影响,告警信息可分为越线、异常、事故与变位等。事故信息为:因行程开关,信号保护闸出口跳闸等进行实时信号处理;异常信息:对电网正常运行造成影响的设备与信息,以设备异常运行的报警信息为主。告知信息:需定期查询的信息。

  辅助决策。站内的各种智能装置具有较强的信息检测性,当系统发生故障时,可对故障信息做全面挖掘,包括记录信号、矢量测量等,最终将站内故障分析决策结果提交给技术人员[1]。

  站域控制。站内具备全景数据平台,可为全站运行提供所需数据,对保护设备的运作时的状态进行系统检测,对站内信息做综合处理,实现站内自动操控,使其与电网运行规定相符。站域控制可将现有后备保护设施统一起来,使站内信息高度汇集,为后备保护配置、调试提供更多便利。

  本文以110kV输变电工程为例,该工程主变压器规模为4×63MVA,电压等级为110/10kV,配电装置为双母线)Mvar并联电容器组。配电装置的布设方式为:主变压器与110kV配电装置为室内布设;10kV利用户内开关柜。在电气二次部分工程中,全站采用智能化变电站设计,后台监控系统以DL/T-860(IEC 61850)标准的监控系统为基础,具有信息共享、相互操作等功能;10kV利用测控独立装置,单独组柜放于二次设备室,10kV利用保护测控一体化装置,分布于10kV配电室中。过程层设备为合并单元、智能终端,主变高、低侧间隔按照双套配置。

  GIS智能终端柜。110kV配电装置采用GIS全封闭组合电器,部分采用就地化装置,二次电缆由GIS汇控柜至GIS智能终端柜,智能终端集成后用光纤传输的继保室内屏柜内可解决环境、电磁干扰等对保护设施的影响,减少了数据传输环节,提高就地装置的运行可靠性;采用合并单元智能终端一体化装置、整合型测控装置,简化了二次电缆布线,全站集成化水平大幅度的提高。层次化保护控制管理系统应用也取得了新突破,实现站域后备保护和站域智能控制策略,突破了间隔化保护控制的局限性,拓展了变电站的智能化应用。智能站终端与常规站调试的异同:过程层交换机组网过程消除断链;光纤标签的要求更加精细;过程层智能终端对时采用光B码对时;增加智能组件柜的调试工作。

  光缆敷设。在电缆敷设后开展光缆敷设,非金属光缆应根据要求穿设PVC保护管。厂家提供的尾纤光缆也应穿设PVC软管,在条件允许情况下可在电缆层中设置专门的金属屏蔽槽,将全部通信线路、光纤等均从该槽中经过,使电缆敷设效果得到保障。光纤(包括光缆、尾缆、跳线)和装置端口两端应贴有正确的标识,应表示编号、类型、芯数、去向等;光纤配盒或光纤配线架应提供光纤熔接表。光缆两端应固定良好,缆芯不能承受外力,光缆在任何敷设方法及其全部路径条件的上下左右改变部位,均应满足光缆允许弯曲半径要求(铠装光缆敷设弯曲半径不应小于缆径的25倍,室内软光缆(尾纤)弯曲半径静态下应不小于缆径的10倍,动态下应不小于缆径的20倍),光缆布放的过程中应无扭转,严禁打小圈等现象出现。备用光纤接口应配置有光模块,并配有防尘帽。

  电源系统安装。站控层设备应采用交流电源供电,间隔层设备用直流电源供电,监控系统的设备禁止利用常规交流电源;站控层利用的交流电源以单独的UPS电源系统为主,将UPS系统冗余设置,安装在计算机室内;UPS系统中的电源显示屏等应组合处理,为后期检修维护提供便利;将屏柜设置在通风顺畅的区域,柜内排风扇保持正常运行;在UPS运行中由用电系统为其提供电能。当输入电源发生故障时应由站内蓄电池组经逆变供电;UPS交流、直流两种供电方式灵活切换,切换时间不超过4ms,UPS的蓄电池组电压、容量均要符合相关规定;将UPS电源故障告警等信号与监控系统相连,便于及时发觉和处理。

  保护装置单系统调试。该工程中有两套110kV线路保护,一套母联保护,在虚端子测试中,SV配置检查可通过数字测试仪输出SV保温,利用待测装置面板判断虚端子的连接是不是满足设计图要求;GPPSE开出检查,通过继电保护仪输出SV报文,模拟保护动作传递报文,利用相关仪器对报文内容做查看,并判断该端子设计是不是满足图纸要求;GOOSE开入检查,利用保护仪器输出报文,通过待测设备面板显示情况判定该端子连接的正确性。

  充电装置调试。确定交流电源输入系统安装可靠,绝缘性与规定要求相符;输入交流电源如若为双电源输入,应采取与之相匹配的切换试验,确保试验结果准确;启动充电装置,对电流、电压等参数进行全方位检查,并查看各个高频开关的状态,确保与设计规定相符;充电监控模块应与高频电源之间顺畅通信,监控内容与实际相一致,监控系统的各项参数均符合产品要求;利用硅链自动调节控制母线]。

  保护同步性测试。跨间隔保护的各个单元之间,线路纵差保护线路两侧,在多通道合并间的同步误差应控制在1μs之内。测试方式为:将多个继电保护测试仪同步,分别为合并单元输入相位平衡的模拟量,在保护设施中对电流、电压通道间的幅值与相位作对比得出测试结果。

  综上,未来电网势必朝着智能电网方向迈进,渗透到发电、变电、调度等多个环节,智能变电站的地位与作用随之提升,国家与电力企业应对此加强重视。在实际在做的工作中应明确智能变电站与常规站的区别与优势所在,并对关键技术做多元化的分析,了解站内一次设备、二次设备的特点,并在实际工程中做好安装与调试工作,才可将智能电网的智能调节、自动控制、分析决策等功能发挥出来,促进电网智能化水平提升,在工程领域大力推广应用。