110kV智能變電站組網方案的探討

劉海濤 張健

【摘要】智能變電站一體化監控系統的體系架構、系統配置、數據采集與信息傳輸是智能變電站建設的重要環節，網絡結構直接關系到數據采集和控制的可靠性，分析了智能變電站110kV的組網方案的技術特征，對不同組網方案進行了分析對比。

【關鍵詞】智能變電站;IEC61850 ;網絡結構

引言

按照國家電網公司《智能變電站技術導則》的定義， 智能變電站自動化由一體化監控系統和輸變電設備狀態監測、輔助設備、時鐘同步、計量等共同構成。一體化監控系統縱向貫通調度、生產等主站系統，橫向聯通變電站內各自動化設備，是智能變電站自動化的核心部分;建設好安全可靠的智能變電站對智能電網發展至關重要，變電站組網涉及變電站一次設備傳輸和設備的實時控制，如數據采集、保護跳閘和數據應用等，組網結構的合理性在很大程度上決定變電站全站運行的的穩定性和可靠性，意義重大。本文重點就組網方案進行討論。

1.智能變電站對傳統變電站的改變

1.1 信息傳輸方面

智能變電站保護功能相關信息傳輸：光纖代替電纜，自動化信息傳輸：網絡代替電纜，信息共享。

1.2 通信標準

早期國內基于IEC61850標準建設的變電站稱為數字化變電站，智能變電站站內通信規約采用IEC 61850，替代了傳統綜自站站內通信規約IEC60870-5-103，IEC 61850通信協議和信息模型，支持傳統采樣值，和實時開關量，具有高度互操作性，支持高級應用。它規范了變電站內智能電子設備之間的通信行為和相關的系統要求，IEC 61850系列是一種新的變電站自動化方法，一種影響工程、維護、運行和電力行業組織的新方法，它采用面向對象的建模技術，面向未來通訊的可擴展架構，來實現“一個世界，一種技術、一個標準”的目標。

1.3 端子連接

智能變電站的一次設備和二次設備間采用計算機網絡通信技術，虛端子代替常規變電站物理端子，邏輯連接代替常規變電站物理連接，大幅度減少了二次接線的數量和復雜度。

2.智能變電站監控系統的站控層組網架構

2.1 智能變電站系統網絡安全區劃分

智能變電站系統網絡化的二次設備架構采用三層網絡結構：站控層、間隔層、過程層。根據《電力系統二次安全防護》的管理規定，站控層設備分為四個安全區：

在安全Ⅰ區中，監控主機采集電網運行和設備工況等實時數據，經過分析和處理后進行統一展示，并將數據存入數據服務器。Ⅰ區數據通信網關機通過直采直送的方式實現與調度（調控）中心的實時數據傳輸，并提供運行數據瀏覽服務;

在安全Ⅱ區中，綜合應用服務器與輸變電設備狀態監測和輔助設備進行通信，采集電源、計量、消防、安防、環境監測等信息，經過分析和處理后進行可視化展示，并將數據存入數據服務器。Ⅱ區數據通信網關機通過防火墻從數據服務器獲取Ⅱ區數據和模型等信息，與調度（調控）中心進行信息交互，提供信息查詢和遠程瀏覽服務;

綜合應用服務器通過正反向隔離裝置向Ⅲ/Ⅳ區數據通信網關機發布信息，并由Ⅲ/Ⅳ區數據通信網關機傳輸給其他主站系統;

數據服務器存儲變電站模型、圖形和操作記錄、告警信息、在線監測、故障波形等歷史數據，為各類應用提供數據查詢和訪問服務。

2.2 監控系統的站控層組網架構

采用主-子交換機級聯方式，任兩臺智能電子設備之間的數據傳輸路由不應超過4個交換機;根據間隔數量合理配置交換機，每臺交換機配備適量的備用端口。

圖1 交換機配置示意圖

當間隔較少時，可取消繼電器室主交換機，繼電器室子交換機直接接入主控室主交換機，如圖1所示。

圖2 交換機配置示意圖

3.智能變電站組網方案分析

3.1 方案一：點對點光纖+過程層網絡+站控層網絡

技術特點：保護直采直跳，可用插值再采樣同步，保護設備不依賴交換機和對時，可靠性高。SV＼GOOSE和MMS分網傳輸，交換機負載性對較輕。經濟性：交換機數量多，投資較大;復雜性：交換機和光纖多，系統最復雜;靈活性：保護功能較低，自動化功能較高。

組網方案優化：過程層網絡SV和GOOSE共網，保護功能不依賴網絡，SV和GOOSE共網風險小，可減少約35%的過程層交換機，減少投資和降低變電站復雜性，電壓采樣值由過程層傳輸到各間隔 取消PT合并單元到壓采樣值由過程層傳輸到各間隔，消T并單元到各間隔的點對點光纖，合并單元和智能終端一體化，SV和GOOSE共光纖并單元和智能終端化光纖減少約50%過程層智能設備和點對點光纖，減少投資和降低變電站復雜性，需采用SV和GOOSE分時傳輸技術，避免GOOSE報文影響SV發，需采用SV和GOOSE分時傳輸技術，避免GOOSE報文影響SV發送時間，造成插值再采樣同步誤差，此種方案不適用于采用激光供電互感器的變電站合并單元需配置激光供能模塊 難以和智能終端集成·并單元需配置激光供能模塊，以和智能終端集成

3.2 方案二：無過程網方案

過程層設備和間隔層設備間用點對點光纖傳輸信息息，間隔層設備間通過站控層網絡交換信息，控層網絡和過程設備間的報文傳輸，由間隔層設備轉發，優點，無過程層交換機 不增加站控層網絡規模 網過程層交換機，增加站控層網絡規模，網絡最簡化，投資最低

4.工程實例介紹

4.1 變電站主接線（見表1）

表1

電壓等級 主接線形式 間隔名稱 遠景

110kV 內橋 線路 2

橋 1

10kV 單母分段 線路 30

分段 1

電容器 4

接地變 2

4.2 通信規約

站控層網絡通訊采用IEC61850，過程層網絡通訊、GOOSE通訊規約采用IEC61850-8-1， SV通訊規約采用IEC61850-9-2，合并單元與互感器之間：私有協議。

4.3 過程層網絡結構

組網總原則：采用星型結構;SV、GOOSE網絡完全獨立配置;變壓器保護應采用相互獨立的數據接口控制器接入過程層SV網、GOOSE網，設備采用雙重化配置時，對應的過程層網絡亦應雙重化配置，第一套接入A網，第二套接入B網;保護與智能終端、合并單元之間采用點對點光纖連接，不經過過程層網絡交換機;GOOSE網絡用于傳遞設備之間的聯閉鎖信息、測控、故障錄波、報文監視等;SV網絡用于故障錄波、報文監視、測量、PMU等。

當故障錄波、報文監視、測量、PMU等要求采用SV點對點方案時，可取消SV網絡。存在的問題是：（1）故障錄波、報文監視設備、測控、PMU、合并單元、智能單元應具有足夠SV接口。（2）變壓器測控必須分側配置。

參考文獻

[1]Q/GDW 679-2011智能變電站一體化監控系統建設技術規范.

[2]譚文恕.變電站通信網絡和系統協議IEC 61850介紹[J].電網技術.