330kV蒋家南数字化变电站的技术特征研究

330kV蒋家南数字化变电站的技术特征研究

摘要：在智能电网建设的大背景下，数字化变电站快速发展是必然趋势，宁夏电力公司于2010年9月30日投运国内首座数字化330kV蒋家南变电站，本文对蒋家南330kV变电站的技术特征、系统组成、网络结构及应用中存在的问题等几个方面进行论述。

关键词：数字化 IEC61850 特征

数字化变电站是由智能化一次设备（电子式互感器、智能化开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。

1 数字化变电站的主要特征

数字化变电站三个主要的特征就是“一次设备智能化，二次设备网络化，符合

IEC61850标准”，即数字化变电站内的信息全部做到数字化，信息传递实现网络化，通信模型达到标准化，使各种设备和功能共享统一的信息平台。这使得数字化变电站在系统可靠性、经济性、维护简便性方面均比常规变电站有大幅度提升。

1.1 一次设备智能化智能化的一次设备包括光电/电子式互感器，智能化断路器等。对于一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路，将采用微处理器和光电技术设计，使传统机电式继电器及控制回路的结构大大简化；数字程控器及数字公共信号网络要取代传统的导线连接；可编程序取代二次回路中传统的继电器及其逻辑回路；光电数字和光纤取代常规的强电模拟信号和控制电缆。

1.2 二次设备网络化二次设备的网络化，是适应光电式互感器的应用、智能化一次设备和IEC61850通讯规约的需要。我们所熟知传统二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、故障录波装置、稳控装置、VQC将等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，各设备之间的连接均采用高速的网络通讯，二次设备没有重复的I/O 现场接口，主要靠网络真正实现数据共享、资源共享。

1.3 符合IEC61850标准 IEC61850是面向未来的变电站自动化技术标准，也是全世界关于变电站自动化系统的第1个完整的通信标准体系。

IEC61850标准通过对变电站自动化系统中的对象统一建模，采用面向对象技术和独立

于网络结构的抽象通信服务接口，增强了设备之间的互操作性，可以在不同厂家的设备之间实现无缝连接。它解决了变电站自动化系统产品的互操作性和协议转换问题。

2 330kV蒋家南数字化变电站的技术特点

330kV蒋家南变电站是宁夏电力公司继110千伏海宝数字化变电站技术尝试后的第一座高电压等级数字化变电站，同时也是全国第一座完全执行国家电网公司《智能变电站继电保护技术规范》、《IEC61850工程继电保护应用模型》等标准规定、实行GOOSE点对点跳闸的智能变电站。

2.1 一次设备采用常规设备根据主变压器的制造技术及大件设备的运输尺寸、运输条件，结合西北电网的运行实际情况，主变压器选用三相自耦有载调压变压器。远景3台，每台主变35kV侧配置2×30Mvar并联电抗器。1#、2#主变35kV侧分别接一台容量为400kVA的站用变压器。本期2台主变，每台主变35kV侧配置2×30Mvar并联电抗器，接一台容量为400kVA的站用变压器。主变压器（自耦）中性点采用直接接地方式。低压侧

35kV接线采用以主变为单元的单母线接线，不设总断路器。

330kV系统远景出线10回，本期4回；主变压器进线本期2台，远景1台。根据本工程的建设规模，综合考虑供电可靠、运行灵活、操作检修方便、投资节约和是否便于过渡或扩建等因素，330kV配电装置主接线采用一个半断路器接线。330kV配电装置远景共有13个元件，配成6个完整串，第三台主变通过断路器接于母线。本期330kV配电装置4回进线，安装2台主变压器，共有6个元件，采用一个半断路器接线，安装11台断路

器。330kV断路器选用瓷柱式双断口SF6断路器额定电压：363kV，额定电流：4000A，额定开断电流：63kA；330kV母线侧隔离开关选用单柱单臂垂直伸缩式，串中隔离开关选用三柱组合水平伸缩式。330kV电流互感器选用SF6气体绝缘电流互感器；330kV电压互感器选用电容式电压互感器；330kV避雷器选用无间隙氧化锌避雷器，放电电流：10kA。

110kV配电装置远景主接线拟采用双母线单分段接线。本期采用双母线接线，本期母线预留分段位置；共6回出线、2回主变进线、8个元件，安装9台断路器。110kV断路器选用国产瓷柱式单断口SF6断路器额定电压：126kV，额定电流：3150A，额定短路开断电流：40kA（有效值）；110kV隔离开关选用国产水平伸缩型额定电压：126kV，额定电流：2000A，额定热稳定电流：40kA；110kV电流互感器、110kV电压互感器选用国产电子式电流互感器和电子式电压互感器；110kV避雷器选用无间隙氧化锌避雷器，放电电流按10kA 选取。

35kV屋内配电装置采用户内铠装移开式交流金属封闭开关柜，内装真空断路器；35kV 并联电抗器选用干式空芯电抗器，高位布置； 35kV站用变压器选用SZ11型油浸式有载调

压配电变压器；10kV备用站用变压器选用S11型油浸式无载调压配电变压器。

2.2 二次设备实现GOOSE组网蒋家南330kV变电站首次执行了国网公司《IEC61850工程继电保护应用模型》和《智能变电站继电保护技术规范》，第一次采用了GOOSE直接跳闸的原则，继电保护装置从硬件到软件全部重新开发。

二次设备均按照IEC61850标准统一建模。对站控层通过双绞线以太网网络通信，对过程层通过光纤以太网络通信，取消传统硬接线，通信标准均符合IEC61850标准。

屋外配电装置配置两套智能终端（均含操作功能），实现双冗余，两套智能终端就地安装；智能控制单元（ICU）与间隔层设备通讯采用IEC61850标准，两者通过光纤连接。智能终端与间隔层设备之间的开关量的传输，以间隔为单元，组成100Mbit/s GOOSE双光纤网。智能终端与间隔层保护设备之间的控制量传输，采用100Mbit/s光纤以太网点对点通信方式。间隔层与站控层通信网络，采用双星型 100Mbit/s双绞线以太网。全站设置单独的故障录波网，故障信息通过保护及故障信息子站上传至调度端。

站控层包括当地监控功能和远动功能。当地监控功能由两台服务器、一台工程师站、一台操作员站和一台打印机组成，监控主机和工程师工作站采用使用UNIX操作系统的工作站。系统的数据模型遵循IEC61850变电站系统规范来建立，完成对变电站的监视、控制、记录等功能，系统能够导出符合SVG规范的图形文件提供给操作票及工作票系统使用。远动功能采用主备双机冗余设计，采用IEC61850标准收集变电站信息，对于常规调度系统，将变电站信息进行转换，采用IEC60870-5-104、IEC60870-5-101规约、CDT规约等向调度中心转发，考虑与控制中心的IEC61970系统的互联。

2.3 全面应用IEC61850 整站建立在IEC 61850通信技术规范基础上，按分层分布式来实现变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。从整体上分为三层：站控层、间隔层、过程层。对于主变压器各侧间隔以及330kV线路间隔、110kV线路间隔全部实施数字化方案，即从过程层、间隔层到变电站层全数字化。合并单元具有与常规互感器连接的模拟量接口。合并单元主要用于汇总模拟信号和分发数字信号，并完成同步功能。

各层之间采用通信协议如下：①合并单元与间隔层设备通讯采用IEC61850 9-1标准，两者通过光纤连接。②全站所有保护、测控装置按照IEC61850标准统一建模。③间隔层与站控层通讯基于MMS协议，采用IEC61850 8-1标准。④间隔层设备的信息交换基于IEC61850的GOOSE（通用面向变电站事件对象）应用实现，取消设备间的硬连线。保护GOOSE通过过程层GOOSE网络通信，测控GOOSE通过站控层网络通信。⑤监控后台与远动系统建立了数字化变电站的全站模型，并对间隔层设备实现了统一配置。⑥按照IEC61850的要求，实现多厂家设备的互操作。⑦实现IEC61850-10的一致性测试要求，设备通过第三方权威检测机构的测试。邀请第三方权威检测机构进行现场系统测试。⑧跨间隔间采用