110kV智能变电站技术方案研究

110kV智能变电站技术方案研究
作者：郭瑛
来源：《城市建设理论研究》2014年第08期
摘要：智能变电站是智能电网的基础，是连接发电和用电的枢纽。

以某110KV变电站为模型，研究智能变电站系统配置方案，主要包括主站系统配置方案、间隔层设备配置方案、过程层设备配置方案以及对时系统方案。

本文的研究可为变电站智能化改造以智能变电站的运行维护提供技术支撑。

关键词：110kV智能变电站；技术方案；配置
中图分类号： TM411 文献标识码： A
1引言
智能变电站是智能电网的重要基础和支撑。

设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化以及运行管理自动化是智能变电站的基本特征。

本文研究的技术方案是以国家电网公司的《智能变电站技术导则》、《智能变电站继电保护技术规范》、《IEC 61850工程应用模型》等标准为设计依据。

根据智能电网功能需求、结合通用设计和“两型一化”标准化建设成果，以信息交互数字化、通信平台网络化和信息共享标准化为基础，严格遵循安全可靠、技术先进、资源节约、造价低廉的原则，实现信息化、自动化、互动化的智能变电站综合自动化系统。

本文以某110KV变电站实际工程为模型研究智能变电站的系统配置方案，该变电站总体工程概况如下：
主变：两卷变，本期2台。

电气主接线：110kV户内GIS布置，内桥接线；10kV单母分段接线，开关柜安装。

110kV进线3回，PT间隔2个，分段间隔1个。

10kV出线20回，电容器组4台，所用变2台。

2整体技术方案
站控层与间隔层保护测控等设备采用通信协议；间隔层与过程层合并单元通讯规约采用通信协议；间隔层与过程层智能终端采用GOOSE通信协议。

站控层设备、线路、内桥及主变间隔保护和过程层设备采用对时，间隔层常规保护设备采用码对时。

过程层与站控层的独立组网：站控层主要采用双星型100MB电以太网，各小室间交换机通过光纤进行级联；过程层采用单星型光以太网来传输信息。

信息的传输模式：保护装置的跳合闸信号采用光纤点对点方式直接接入就地智能终端；测控装置的开出信息、逻辑互锁信息、断路器机构位置和告警信息以及保护间的闭锁，启动失灵通过GOOSE网络进行传输。

采样值信息传输模式：保护、计量等设备与合并单元均采用点对点的光纤直接连接模式。

变压器的非电量保护采用电缆直接跳闸。

变电站层按照IEC 61850通信规范进行系统建模和信息传输，采用100M电以太网，变电站内各个小室之间的站控层交换机通过光纤进行连接，采用双星型结构级联。

继电保护信息子站系统与监控系统共网传输，不再独立配置传输网络。

3间隔层设备配置方案
本小节主要阐述保护、测控、计量设备的配置方案，智能变电站使保护测控装置的信息采集和输出产生了质的变化，为了保证智能变电站继电保护装置满足可靠性、选择性、速动性、灵敏性的要求，以及参照《智能变电站继电保护应用基本技术原则及具体实施方案》的最新要求。

（1）主变间隔
1）2台主变各配置1套主变差动、后备保护测控一体化装置实现差动及后备保护功能；主变高低压2侧配置数字化电度表。

2）主变保护、测控装置具备2个以太网通讯接口与站控层系统通讯。

3）主变保护至少具备5个过程层光纤接口。

4）保护跳闸采用光纤点对点直跳方式，装置通过光纤分别接入侧和侧智能设备终端，装置提供一个网口接入过程层网络交换机，本体智能终端通过网络与保护装置通信。

5）主变保护装置通过光纤采用点对点方式接入主变各侧合并单元进行采样，并遵循标准。

6）数字化电度表至少提供1个光纤接口用于点对点方式接入主变各侧合并单元9-2采样值。

（2）110kV线路
1）每条110线路配置1台线路测控装置，配置1台数字化电度表。

2）测控装置具备2个MMS以太网通讯接口与站控层系统通讯。

3）测控装置采样通信遵循IEC 61850-9-2标准。

4）数字化电度表至少提供1个光纤接口，采用点对点方式接入合并单元9-2采样值。

（3）10kV保护
10kV线路、电容器配置常规保护测控装置，装置集成保护、测控、开入开出、常规模拟量接入功能，装置采用IEC61850规约通过站控层网络与站控层设备通信。

间隔配置接入常规模拟量的电度表，保护装置组屏安装于开关柜。

（4）备自投保护
1）采用网络分布式方式实现站内备自投功能。

不设置独立备自投装置，其功能分布于桥保护装置及相应进线间隔的装置中。

2）进线自投：2条进线判断本进线的有压无压、有流无流信息，将判断结果以GOOSE信息传送给桥保护装置，由桥保护进行综合逻辑判断，并发出GOOSE执行命令到线路间隔的智能终端实现断路器跳合。

3）10kV分段自投：主变低压侧保护装置判断本进线的有压无压、有流无流信息，将判断结果以GOOSE信息传送给分段保护装置，由分段装置进行综合逻辑判断后实现自投。

4过程层设备配置方案
本节主要阐述过程层智能终端、合并单元的配置方案和布置方式，为了保证数据传输的可靠性、实时性的原则，本方案遵循下面的几项原则：1）合并单元采样值采取点对点的方式输出和通信协议；2）主变压器智能终端通过点对点的方式接收间隔保护装置的跳闸命令，以此来实现跳闸功能；与此同时，还提供光纤网络接口接入过程层网络，可以为间隔层设备提供机构的准确位置及预警信息，并接收测控装置的控制命令。

3）安装方式，合并单元采用就地安装。

（1）110kV配置方案
1）110kV线路、内桥间隔的电子式互感器为单采集线圈，因此配置1套合并单元完成数据采集。

2）110kV主变侧断路器为三相操作结构，跳闸线圈为单套。

每个间隔断路器配置1套三相操作机构的智能终端，每套智能终端同时具备网络和点对点传输GOOSE信息的光纤接口。

（2）10kV分段间隔配置方案
考虑到主变保护动作需跳10kV分段开关的情况，10kV分段间隔需配置分段智能终端，并配置一台采集器，将10kV分段间隔常规互感器输出的模拟量就地转化为数字量输出，分段智能终端通过主变GOOSE间隔交换机接入主变保护装置。

（3）主变本体配置方案
主变的本体采用电缆直跳各侧断路器的方式跳闸。

主变压器配置有具有非电量保护功能的本体智能终端，同时还可以采集主变档位、温度和遥调控制。

本体智能终端单配置提供1个
接入主变保护。

（4）过程层网络交换机配置方案
1）110kV 线路及内桥间隔配置1台16口过程层交换机；
2）2台主变各配置一台8光口的过程层网络交换机；
3）站控层交换机和过程层交换机均需支持1588对时。

主变间隔交换机接线如下图所示：
站控层设备、110KV线路、内桥以及主变间隔层保护和过程层设备采用IEC61588对时；10KV间隔常规保护设备采用IRIG-B码对时。

5结束语
IEC61850是智能变电站的技术标准，本文讨论的110KV智能变电站技术完全遵循该标准。

本文主要包括主站系统配置方案、间隔层设备配置方案、过程层设备配置方案以及对时系统方案。

本文的研究可为变电站智能化改造以智能变电站的运行维护提供理论基础。

参考文献
[1] 高翔. 数字化变电站应用技术[M]. 北京：中国电力出版社，2008
[2] 高翔. 智能变电站技术[M]. 北京：中国电力出版社，2012
[3] 陈正邦. 110kv数字化变电站继电保护配置方案的研究[M]. 华南理工大学硕士学位论文2010。