简介：

简介：ABSTRACT: In this paper, the development trajectory of intelligent substation in Inner Mongolia power grid is introduced, and the existing problems are analyzed. Through the comparison of advantages and disadvantages, theoretical analysis, equipment support, etc., a new construction scheme suitable for local power grid structure is put forward. At the same time, the modeling and main construction principles (netting mode, sampling and tripping mode, secondary equipment configuration, secondary equipment group and layout, combined use of cables) are put forward. KEY WORD: Smart substation, process layer equipment [摘要]：文章中介绍了内蒙古电网智能变电站的发展轨迹，分析了其存在的问题。通过优缺点对比及理论分析、设备支撑情况等论证提出了新型的适用于本地电网结构的建设方案。同时提出了该方案下的建模及主要建设原则（组网方式、采样及跳闸方式、二次设备配置、二次设备组屏及布置、缆线结合使用方案）。 [关键词]： 智能变电站、过程层设备 智能变电站：变电站通过监控系统统一组网，实现全站信息的统一采集或接入、统一存储和管理、统一展示、信息共享，实现运行与监视、操作与控制、信息分析、管理、辅助应用等功能，同时建立与调度和生产管理端的统一通信、操作、访问服务。 过程层设备：智能变电站过程层设备是变电站二次系统和一次设备的接口,主要包括合并单元、智能终端等设备。 1 课题研究背景及意义 随着国家电网（国网）智能变电站建设的全面铺开及火速发展，内蒙电网也开始步入智能化建设的行列。内蒙电网的建设一直秉承稳中求进的原则，智能电网的建设经过了尝试、试点、逐步建设的分布发展轨迹。而且智能变电站的建设没有照搬照抄国网模式，而是在国网建设思路的基础上结合内蒙网特点不断改进，寻求适合本地区电网特点的智能变电站建设模式。 本文就内蒙电网智能变电站的建设模式分析论证其选择过程及结果。为日后智能变电站建设累积经验。 2内蒙电网智能站建设的发展过程及分析 2.1杜尔伯特220kV数字站 蒙西电网在2006年年底建设了第一座智能变电站——杜尔伯特220kV变电站，其采用了全数字化建设思路。除35kV电压互感器、零序电流互感器和主变本体的套管电流互感器外其余互感器均采用了数字输出的光电互感器，加合并单元经光缆分配传输；断路器隔离刀闸加智能终端转变为数字输出经光缆传输，基本上实现了一次设备+合并单元、一次设备+智能终端数字输出的模式。其网络也涵盖了过程层GOOSE\SV网和站控层MMS网络。 但后期运行过程中发现光电CT、PT、合并单元故障较多、维护频繁，在2017年又对整站的光电互感器、智能终端及合并单元、二次设备等做了全面改造升级。 2.2梅力更500kV智能变电站 2016年投运了第一座500kV智能变电站——梅力更500kV智能变电站，其设计思路在杜尔伯特的基础上有所改变，电流电压采用常规互感器加合并单元转变为数字量输出，断路器隔离刀闸加智能终端转为数字量输出，其网络也涵盖了过程层GOOSE\SV网和站控层MMS网络，运行过程中问题较杜尔伯特有所降低，但依然存在下列问题。 1）电流电压经合并单转换后采集，依然多了一层故障环节，同时合并单元（MU）整个采集转换过程带来的延时也不可避免。国网为此也在相关文件中提出220kV及以上电压等级的合并单元采样误差不大于1us的要求。 2）后期还存在扩建时数据库、通信网络复杂，停电范围及周期较长等问题。 3）而且后期运维工作量较大，因为多了大量的过程层设备及网络传输设备。 毕竟内蒙电网相对国网还是没有较为完备的系列建设和运维管理经验。但包西当时的建设模式正是当时国网智能变电站建设的主流模式，而且国网现行的220kV智能变电站也秉承这种建设理念。要想从模式上突破有很大难度，且突破常规建设模式重新选择，从建设经验、产品、规程规范上都很难找到参考或依据。 3 新型建设模式的提出 2019年初，蒙西电网计划建设的高茂、红海、满达220kV变电站到了初步设计阶段,凭着蒙西电网常规站建设的丰富经验和国网智能站建设的宝贵经验，经过设计单位、审核单位、生产及技术管理单位的众多专家共同研讨，提出了“取消220kV智能变电站内合并单元仅保留智能终端的建设思路，也即：电流电压仍采用模拟量采样传输，沿用原常规综自站模式——由互感器经模拟量采样电缆传输接入保护等二次设备；断路器隔离刀闸加智能终端转变为数字量输出；网络结构依然涵盖智能站的站控层MMS和过程层GOOSE双层网络。 上述思路直观看起来减少了电流电压经合并单元转换输出的中间故障概率和延时，也减少了过程层设备及组建SV网的网络设备和传输缆线，单GOOSE网的组建比SV/GOOSE网更为简洁。迈出这一小步就会减少进一半的过程层设备（合并单元）和过层层网络接口设备及。而且仅保留GOOSE信息，剔除SV信息，网络负载量减轻了大半，运行速度会明显提升。 4理论分析及依据 为了验证该建设思路的可行性，设计院及相关单位先后做了大量的调研，从实际经验、产品支撑到具体回路的实施，分析了利弊和可操作性。 4.1蒙西电网智能站建设的发展过程中的问题分析（合并单元、过程层网络问题） 1）缺陷率问题（可靠性） 通过现有智能变电站的建设及运行经验得知，智能站中各类智能装置中合并单元缺陷率偏高，较无合并单元偏高。 2）时延问题（快速性） 理论上合并单元存在一定的延时。电流电压经合并单元采集传输后，保护整组动作时间降低。虽理论上在保护动作允许的范围内，但快速性确实有所降低。所以国网在“十八项电网重大反事故措施”中提出在涉及稳定等重要变电站需论证选择合并单元的可行性。 3）投资问题 有合并单元较无合并单元多了合并单元及网络通讯设备，投资偏高。 4）设备及扩建问题 因合并单元需组建SV网，增加了通信设备光配等设备，也由此引发了更多的原件及网络配置等，扩建难度增加。 综合上述4条智能站的主要问题，提出取消合并单元的解决思路。 4.2无合并单元的优点 1）无中间合并单元故障环节，无跳闸时延 2）过程层网络中剔除了SV网的全部信息流，网络负载率降低、运行速度加快、降低了扩建时数据库修改、网络重新配置等难度，缩短停电周期。 3）不影响站控层设备及MMS网络和过程层设备及GOOSE网络的智能化，简单的说按照此思路建设的变电站仍然可实现智能站的高级功能 4.3设备支撑情况 调研了众多二次厂家的设备，发现设备厂家可以生产满足电流电压不经合并单元采用模拟量采集，开关量经智能单元数字量采集的二次设备。因二次设备一般是用不同的插件组装的，对应新思路的混合装置是有成熟的插件的，只要设备经过相关检测机构的正规检验即可。 2019年对此类二次设备是否有入网检测报告进一步调研，入围内蒙的六大二次厂家（南瑞继保、北京四方等）均提供了满足要求的设备支持性文件（除110kV线路保护和110kV 母差保护只有南瑞科技和许继可以提供经过检测的产品）。2020年几大二次厂商的所有线路、母差、主变保护等产品均通过了入网检测，可提供检测合格的产品。这为方案的可操作性提供了有力的支撑。 经历了从初设方案修编到再次审定、规范书的编制、招标、定标等多个阶段。高茂、红海、满达变电站最终选择了上述建设方案。最终在2019年8月招到了满足要求的设备厂家。而且为了进一步夯实方案，让其依法合规，公司补发了“内蒙古电力（集团）有限责任公司部门文件 运【2019】11号 关于印发220kV智能变电站合并单元配置原则讨论会会议纪要的通知”，其中明确了“内蒙古电网220kV及以上电压等级智能变电站全站不设合并单元，保护装置采用常规互感器模拟量采样，跳闸采用智能终端的跳闸方式”。2019年底下发的“内蒙古电力（集团）有限责任公司 十八项电网重大反事故措施” 也再次明确了此规定。所以，后续审定的220kV智能站均采用了此方案。 高茂、红海、满达变电站2019年底开展了施工图设计，2020年5月前已交出了红海、高茂的施工图，满达施工图也即将交出。 5蒙西电网智能站具体建设思路 5.1建模 以上论述，以内蒙电网的发展速度和运维实际情况为依据，综合考虑电网结构、智能站设备可靠性及特点、智能站的故障类型等。经过了相关单位的反复研究和严格分析论证，确认并提出了内蒙电网智能变电站的具体建设模式，为—— 1）220kV变电站仍采用三层设备（站控层、间隔层、过程层设备：智能终端）二层网络（站控层MMS网、过程层GOOSE网络）结构。相比国网取消过程层设备中的合并单元；取消过程层网络SV/GOOSE网络中SV网部分，仅保留GOOSE网。也即，电流电压仍采用模拟量采样、传输，开关量采用数字采集GOOSE方式传输。 2）110KV智能变电站采用完全三层二网模式，保留了SV网。基于110kV电网在系统重要等级较220kV要低、规模较小、设备成熟可靠度采用了国网的通用模式。 3） 500kV现行建设模式仍以常规综自站为主，智能站仅试点建设了包西500kV变电站。后续进一步发展还需结合内蒙电网的实际情况和电网规划等。 5.2主要设计原则 下面基于上述模式总结主要设计原则。 1） 组网方式 采用三层二网的框架模式搭建全站网络。220kV、110kV电压等级取消过程层 SV 网络,保留GOOSE网络，10(35)kV不设置SV 、GOOSE网络。站控层MMS网采用双层星型以太网络，220kV过程层及主变110kV侧采用双层星型以太网络，110kV采用单层以太网络，主变低压接入中压侧网络、本体可接入高压侧网络。 2）采样、跳闸方式 a变电站各电压等级及主变压器各侧保护、测控、故障录波、PMU、测距（如有）、电能计量等各功能二次设备统一采用模拟量采样。 b保护、测控、故障录波等二次设备开关量输入、输出仍采用 GOOSE方式，同智能变电站现行技术模式。 单间隔或主变单元保护、母差保护宜直采直跳；跨间隔、低频、备自投等后备保护可采用网采网跳，低压常规部分、主变非电量保护仍采用直采直跳。 3）二次设备配置 a 220kV和110kV 系统均采用保护、测控独立的智能装置（基于现有设备），10kV/35kV采用常规保护测控一体化装置。 b双母线接线宜配置母线 PT 并列装置。间隔内 PT 电压切换功能宜集中设置在保护屏，同时实现保护、测量电压切换。减少独立切换设备。 c 110kV 、220kV按电压等级配置单套故障录波；主变故障录波单套独立配置采用双插件或双套配置。 4）二次设备组屏及布置 布置：后台设备，220kV、110kV 间隔层设备集中布置于二次设备室内，过程层设备布置在所在间隔的智能控制柜内。35/10kV设备下放至户内开关柜内。 装置组屏原则如下： 站控层设备组柜安装，间隔层设备按间隔统筹组柜。站控层交换机一般为统筹组柜、低压部分布置开关柜内；间隔层交换机宜分散安装在所在间隔的保护测控柜内。过程层中心交换机可与母差或集中组屏。具体工程还需具体考虑。 a 220kV 每间隔保护、测控组 2 面柜。 线路保护 1+线路测控+电压切换（选配）+过程层交换机 1 组 1 面屏（柜）。线路保护 2+计量（选配）+电压切换（选配）+过程层交换 机 2 组 1 面屏 b线路保护+线路测控+计量（选配）+电压切换（选配）组 1 面屏。过程层交换机可统一或组于保护屏。 5）缆线结合使用方案 电流电压采样传输、主变保护非电量信号采样及跳闸、10/35kV间隔设备信息采样与跳闸采用电缆；涉及到GOOSE信息采集与传输的采用光缆或尾缆。 6总结 实际运行情况验证： 2020年8月内蒙古电网首座CT\PT采用模拟量采集电缆传输，开关量采用数字量采集GOOSE信息网络及光缆传输模式的智能变电站——红海220kV变电站投运，目前运行良好。该变电站规模很大，一期投运主变4台；220kV为双母单分接线，本期6回远期8回；110kV为2个系列的双母线接线，本期远景均为14回，35kV为单母分段接线。该站的顺利投运为我我们开启后期的智能站建设提拱了宝贵经验。 结论： 本文论述了内蒙电网的智能变电站建设模式的选择论证过程，提出了切合当地电网需求的建设模式。可为设计等建设部门提供参考经验。 适用范围：本方案的研究适用于内蒙古电网新建220kV智能变电站，新建110kV智能变电站也可参考设计。 展望： 基于内蒙电网建设的逐步推进，还会遇到很多具体问题，如二次回路的变化、操作方式的变化等，我们还需进一步探讨。也会推陈出新增加多种新设备，智能站的网络分区，信息共享与隔离等也需进一步深入分析。 参 考 文 献 [1]中华人民共和国电力行业标准DLT 5510-2016 智能变电站设计技术规定[S].2016,06-01 [2]国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施(修订版)-2018版 [3]中华人民共和国国家标准GB/T 51072-2014 110(66)kV～220kV智能变电站设计规范[S].2015,08-01 [4] 中华人民共和国国家标准GB/T 51071-2014 330kv～750kv智能变电站设计规范[S].2015,08-01 [5]500千伏及以上系统的继电保护设计审查执行华北电力调控分中心印发的《华北电网500kV及以上基建（技改）工程继电保护设计审查要点(试行）》 [6]内电运〔2019〕115 号《内蒙古电网基建（技改）工程 继电保护设计审查要点(试行）》 [7]国 家 电 网 有 限 公 司 企 业 标 准 Q/GDW 10678—2018智能变电站一体化监控系统技术规范 [S].2020,01-02 [8]内蒙古电力(集团)有限责任公司企业标准Q/ND 10702 07—2019 [S]. 2019 - 8 - 31 作者介绍：菅晓清（1978.02），女，内蒙古呼和浩特人，硕士，正高级工程师，从事电力系统设计工作

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