220kV智能变电站二次系统结构与设备配置6页

220kV智能变电站二次系统结构与设备配置智能变电站的二次系统结构与设备较常规变电站发生了重大的变化。本文分析了220kV智能?电站“三层两网”的系统结构，阐述了二次系统设备配置基本原则，结合目前二次设计实施中遇到的问题，提出了改进意见。

1 概述

随着社会经济的快速增长，人们对供电可靠性和安全性有了更高的要求。而风力、太阳能等新能源电源的并网运行对电网系统稳定性造成了一定的影响。智能电网能有效利用电力资源，提高供电可靠性，实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标。

2011年起，作为智能电网的关键节点，智能变电站在全国范围内进入全面推广建设阶段，新建220kV变电站按《国家电网公司输变电工程通用设计―110（66）～750kV智能变电站部分》（2011年版）中“第五篇 220kV 变电站通用设计技术导则”的技术方案。与传统变电站相比，智能变电站最大特征体现在一次设备智能化、设备检修状态化和二次设备网络化，其中二次设备在采样方式和组网形式上都发生了重大的变化，随着电力技术的进步，越来越多的新技术应用到二次系统中，因此研究智能变电站的二次系统设计和设备配置有着重要的意义。

2 220kV智能变电站系统结构

以上海地区某220kV变电站为例，智能变电站系统采用三层两网结构，三层即站控层、间隔层、过程层，两网即站控层网络和过程层网络。

2.1 站控层

负责变电站的数据处理、集中监控和数据通信，由主机、操作员站、远动通信装置、保护故障信息子站和其他各种功能站构成，是全站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。站控层网络采用百兆星形双网结构，冗余网络采用双网双工方式运行。站控层网络MMS、GOOSE（逻辑闭锁）、SNTP三网（功能）合一，共网运行，全站数据传输数字化、网络化、共享化。

2.2 间隔层

间隔层包括保护、测控、计量、录波、相量测量等，不依赖于站控层和通信网络，可以对间隔层设备进行就地独立监控功能。保护测控装置配置如下：

（1）主变保护双套配置，高、中、低压侧及本体测控装置单套独立配置。

（2）220kV线路、母线、母联（分段）保护双套配置；

（3）110kV线路、母线、分段保护单套配置，采用保护测控一体化装置，母线测控单独配置；

（4）35kV 线路、电容器、站用变保护集成测控、计量功能，母差保护单套配置；

（5）110kV、35kV母线配置低压减载装置。

（6）过程层：过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，是一次设备与间隔层设备的转换接口，完成电流电压量的采样、设备运行状态信号的监测和分合闸命令的执行等。

3 智能变电站与常规变电站的二次设备比较

常规变电站中电流、电压等模拟量直接从互感器经电缆连接送至保护、测控和计量等二次装置，保护采用直采直跳方式，各类信号量通过硬接点上传。而智能变电站中电子互感器或者常规互感器+智能组件的配置使得采样、命令和信号传输方式和传输介质的转变，电信号在就地转变为光信号，大大节省了电缆的用量，具体如下：

3.1 过程层设备的应用

合并单元、智能终端等智能组件的引入实现了就地采样信号和分合闸命令数字化。合并单元接收常规互感器输出的模拟信号，经同步和合并之后对外提供采样值数据，同时满足保护、测控、录波、计量设备使用。间隔层保护测控设备的分合闸命令通过GOOSE网络下发，智能终端挂在过程层网上接收命令，实现对断路器、刀闸、主变等一次设备的控制、测量等功能。

220kV及主变各侧为满足继电保护双重化配置要求，合并单元双套配置，除220kV母线设备和主变本体智能终端单套配置外，其余均双套配置。110kV侧根据《智能变电站110kV保护测控装置集成技术要求（试行）》的要求，110kV采用合并单元智能终端合一装置，除主变间隔和母线设备外均单套配置，同时两个装置合一可以把“直采直跳”的点对点SV 和GOOSE 通信口进行合并，减少间隔层装置和过程层的通信端口，使间隔层的装置设计更加紧凑。35kV部分不考虑配置智能组件。

3.2 保护采样、跳闸方式的转变

为了满足继电保护装置对电流电压量采样以及保护出口跳闸的可靠

性及实时性的要求，同时出于降低工程造价的目的，智能变电站保护采样

和跳闸均采用“直采直跳”。考虑到全站保护装置均为就地下放布置，故SV采用点对点方式，220kV 及110kV GOOSE为独立组双星形网方式。目前随着保护就地化推广及优势展现，出现了不少关于220kV分布式母差保护的研究，基于FPGA（现场可编程门阵列）的媒体访问控制（MAC）核仿真技术，利用新型具有延时明确和等间隔数据交换的过程层数据交换装置，SV采样由于延时明确可不依赖外部对时，220kV母线保护实现“网采网跳”，在满足保护可靠性要求的前提下简化220kV过程层网络。在保证跳闸动作可靠性的前提下，网采网跳可以发挥更大的作用。

3.3 监控系统的整合优化

智能变电站一体化监控系统在网络组成、分区方式和设备配置上都与常规站有所不同，具体见表1。

4 设计中常见问题

目前220kV智能变电站二次设计中主要碰到如下问题：

4.1 就地智能控制柜布置及接线需多次沟通

220kV智能变电站保护装置均就地下放至户内智能控制柜内，有效节省继保室屏位、缩减变电站建筑面积，同时极大减少站内通信光电缆长度及现场敷设工作量，便于运维人员开展巡视和检修校验工作。

保护就地化对智能控制柜的组屏和接线也提出了新的要求。国家电网企管[2014]909号文《国家电网公司关于印发等22项技术标准的通知》和新“六统一”保护装置的要求，有利于标准化设计，缩短供货周期，提高回路接线正确性和合理性。但实际工程中智能控制柜由一次设备厂家提供，智能组件和保护测控装置由其它二次厂家提供，需要对屏面布置、装

置间接线和端子排进行整体设计及优化，由于一次厂家对不同厂家的二次设备原理及图纸了解程度不同，设计需要和厂家之间进行多次沟通。

4.2 故障录波、网络报文分析记录装置占用过程层中心交换机光口数较多

根据国网公司调自[2013]185号文的要求，故障录波装置和网络报文记录分析仪在技术要求、运行要求、配置原则等方面有较大差异，不应进行整合。因此目前220kV智能变电站分别配置故障录波装置和网络报文记录分析装置。

220kV变电站中双重化保护应接入两套独立录波装置和网络分析装置，采用点对点方式接受SV 报文，采用网络方式接受GOOSE 报文。实际工程中一个合并单元数据量按8M计算，同时预留50%的裕度，故障录波、网络分析装置每个百兆LC光口能接入4～6个合并单元，数据通过过程层中心交换机接入，会有多个光口分别用于故障录波和网络分析，而两者采样上有很大的重复性，今后可考虑采样上的整合，以减少光口数量、防止光纤接口处过热。

4.3 现有独立五防与集成

220kV智能变电站通过计算机监控系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，若已建成分控中心站内已设置防误闭锁主站系统，新建受控站受分控中心集控，需支持无缝接入中心站防误闭锁主站系统，受控站防误闭锁系统必须作为客户端以RPC 远程接口调用的方式接入至上级中心站防误主站系统，且要有完善的安全机制。防误闭锁逻辑以唯一性为原则，防误闭锁逻辑在中心站防误主站系统，受控站不得存有防误闭锁逻辑。