智能變電站自動化系統信息流分析與二次設備集成研究

廣州供電局有限公司 方澤海

智能變電站自動化系統信息流分析與二次設備集成研究

廣州供電局有限公司 方澤海

分析研究了智能變電站自動化系統的特點、配置狀況、組網模式以及網絡信息流傳輸分析等內容；介紹了廣東省某220kV智能變電站二次側智能綜合設備集成保護系統的應用情況。

智能變電站；自動化系統；信息流分析；二次設備保護

1. 前言

數字化變電站具備“一次設備智能化，二次設備網絡化，符合IEC61850標準”的特點實現了變電站內的信息完全數字化，信息傳遞網絡化，通信模型標準化，滿足了各種設備間的共享，實現綜合功能統一的目標。使得供配電系統經濟性、可靠性、安全性、維護簡便性等有了質的改變。

2. 智能變電站自動化系統信息流分析

智能變電站調度自動化部分按數字化變電站要求，一般需配置1臺電能采集裝置、1套視頻及環境監控系統、1套數字化電能質量監測系統和1套二次安全防護設備，遠動裝置由電氣二次專業在數字化變電站自動化系統中統一考慮配置[1]。

2.1 光傳輸網絡分析

以廣東省某智能變電站為例。根據該站目前傳輸A網設備的光鏈路開通現狀及十二五通信網絡規劃，該220kV智能變電站站配置1套STM-16的傳輸A網設備及相應數量的光接口板卡，以保持與現狀光鏈路數量及帶寬一致性，避免對傳輸A網結構進行較大的調整。

在網絡割接過程中，在原有變電站傳輸A網設備和現在的新站傳輸A網設備上分別配置1塊STM-16光接口板卡，開通原有變電站至新建站的2.5Gb/s光鏈路，實現兩套設備的互聯，根據該變電站各出線線路的割接依次對變電站的原光鏈路實現割接，割接過程中兩套傳輸A網設備均為廣州傳輸A網上的骨干節點，在割接完成后，斷開互聯的光鏈路，將原變電站設備退運，新變電站設備成為唯一的骨干節點。

2.2 調度數據網絡信息流分析

新建某220kV變電站為廣州調度數據網絡匯聚層節點，在本站配置1套調度數據網匯聚層設備：配置1臺支持PE功能的匯聚路由器，通過155Mb/s的POS口與核心節點和就近的匯聚節點互聯。同時配置1臺二層交換機，通過GE口與路由器連接。

匯聚節點與核心節點之間互連帶寬為：采用POS技術組網155Mb/s；接入節點與核心匯聚節點之間互連帶寬為2Mb/s，采用E1接口。配置匯聚路由器與原路由器通過GE直連實現過渡。

2.3 綜合數據網絡分析

根據廣州供電局綜合數據網現狀和十二五規劃內容及某原變電站的綜合數據網設備現狀，新建某220kV智能變電站列為核心層節點，核心層節點與廣州局及兩個核心層節點相連、與匯聚層節點采用星形連接。

某220kV智能變電站為廣州綜合數據網絡核心層節點，在本工程配置1套綜合數據網核心層設備：1臺核心交換機，采用光纖直連方式與就近核心層變電站500kV獅洋站和廣州局核心層設備連接，接入到廣州地區綜合數據網。

3. 電氣二次側設備集成研究

該智能變電站按數字化變電站方案設計，設計遵循按Q/CSG 1 0011-2009<<數字化變電站技術規范>>、<<廣東電網數字化變電站技術標準>>的有關技術原則，采用計算機監控系統。全站采用分層分布式的網絡結構，實現與站內有通信能力的智能設備通信。全站建立在IEC 61850通信技術規范基礎上，按分層分布式來實現數字化站內智能電氣設備間的信息共享和互操作性。從整體上分為三層兩網：站控層、間隔層、過程層和站控層網絡、過程層網絡。站控層與間隔層保護測控等設備采用IEC61850-8-1通信協議；間隔層與過程層合并器設備采用IEC61850-9-2通信協議點對點傳輸SMV；間隔層與過程層智能終端采用GOOSE通信協議網絡化傳輸；過程層的智能終端就地分散安裝在開關場智能終端匯控柜內。

站控層網絡和過程層網絡分開組網，采用以太網雙星形結構。站控層網絡用于變電站層的監控、遠動系統與間隔層裝置通信。過程層網絡用于間隔層裝置與過程層的智能終端、合并器設備等通信，以及低壓測控保護一體化裝置之間進行邏輯的閉鎖。

調度自動化遠動系統功能由計算機監控系統完成。全站斷路器、電動刀閘、主變中性點接地刀閘在主控室遠方遙控，并設有就地操作功能。220kV雙流輸變電工程采用數字化變電站技術方案，全站由智能化一次設備和網絡化二次設備分層構建，建立在IEC61850通信規范基礎上，能夠實現變電站內智能電氣設備間信息共享和互操作的現代化變電站。二次接線按綜合自動化變電站設計，全站設一套綜合自動化系統和一套視頻及環境監控系統[3]。

（1）二次設備的布置

變電站內設置主控制室和繼保室，主計算機兼操作員工作站、工程師工作站、遠方通信控制柜等站級控制層設備布置于主控制室；主變壓器、220kV線路、110kV線路、220kV及110kV母線設備、公用部分等的保護、自動裝置、測控裝置、直流系統、電能量計費系統采集柜以及全站消防控制柜等均布置于繼保室；20kV部分的保護測控一體化裝置布置在20kV開關柜上。

220kV開關設備智能終端安裝于相應智能匯控柜。110kV開關設備智能終端安裝于相應的獨立匯控柜。主變壓器設置非電量保護及智能終端柜，就地安裝于變壓器旁。變電站設置#1、#2蓄電池室，蓄電池組組架分別安裝于#1、#2蓄電池室。合并單元與相應間隔保護組一面屏，220kV/110kV母線TV合并單元按電壓等級組一面屏，20kV母線TV合并單元及主變20kV側合并單元就地安裝在開關柜上。

（2）輔助電源系統

1）UPS不間斷電源

本站布置1套交流不停電電源，集中布置于主控樓繼保室，以滿足站內監控系統、自動化設備和繼電保護設備的要求。交流不間斷電源系統采用冗余配置方式，每組容量按5kVA選擇，當交流供電中斷時，交流不間斷電源系統能保證2小時事故供電。

2）繼電保護試驗電源屏

根據中國南方電網《220kV～500kV變電站電氣技術導則》Q/ CSG10011-2005，《微機繼電保護運行管理規程》DL/T587-2007規定及反事故措施精神，本工程在繼保室設置1面繼電保護試驗電源屏，以方便二次設備調試。繼電保護試驗電源屏的電源直接由站內交流配電屏供給。

3）二次交流屏

本次工程在繼保室設置1面二次交流屏，用以供給二次保護控制、自動裝置、打印機等需要的交流電源。該屏電源直接由站內交流配電屏供給。

（3）火災自動報警系統

本站在繼保室集中設置火災報警系統1套，采用編碼傳輸總線式連接方式，報警系統包含聯動控制主機、消防電話主機、功率放大機、單獨供電單、感煙探測器、感溫探測器、聲光報警器、手動報警按鈕、感溫電纜、消防應急廣播等，在發生火災情況時，感煙控測器、感溫探測器將接收到的煙霧或溫度信號發送到聯動報警控制主機，主機將信號傳送給聲光報警器，聲光報警器發出鳴叫，通知人員撤離火災現場，在感溫或感煙探測器失靈的情況下，可通過手動報警按鈕，通知現場人員撤離。

（4）直流系統

根據《電力工程直流系統設計技術規程》DL/T5044-2004及階梯負荷計算法，蓄電池容量選擇按經常負荷和事故負荷的100%考慮，事故放電按2小時計算，本站采用220V直流，供給全站微機監控、繼電保護、自動裝置、遠動裝置、事故照明及斷路器合閘等直流電源。采用2組400Ah蓄電池，雙蓄雙充智能高頻開關電源直流成套裝置。直流系統采用單母線分段接線，推薦采用智能高頻開關電源整流器直流成套裝置，由直流充電屏、蓄電池進線屏及饋線屏各2套組成。

直流供電分配方式：微機監控及220kV、110kV、主變繼電保護采用輻射型網絡供電，20kV開關柜控制合閘回路按每段雙回路供電，主控室常明燈及應急照明獨立配電。

（5）變壓器保護

本工程每臺主變配置2面主變保護屏，主變保護裝置按照雙重化配置，主保護、后備保護一體化，分別獨立接入雙重化的過程層網絡。主變配置本體智能終端，完成主變非電量保護功能以及主變檔位、溫度采集和遙調控制，即本體智能終端含非電量保護和本體測控功能。

（6）220kV母聯保護

220kV母聯斷路器不配置獨立的保護，過流及充電保護由220kV母線保護裝置實現。

（7）110kV母聯、分段保護

110kV母聯、分段斷路器不配置獨立的保護，過流及充電保護110kV母線保護裝置實現。

（8）20kV保護

20kV補償電容器組、饋線、站用變配置單套保護測控一體化裝置，安裝于開關柜內。站用變備自投功能由低壓側智能開關ATS裝置實現。不設置常規的備自投裝置。

（9）主變故障錄波屏

本站單獨配置一面數字式主變故障錄波屏，用于2臺主變，裝置需適應數字化變電站應用模式，接入數字化變電站的過程層網絡SMV（采樣值）報文和GOOSE（變電站狀態事件）報文，與站控層設備的通信采用IEC61850 MMS通信規約。

4. 結論

智能變電站建設如今成為電網建設及相關改造工程的重要關鍵點之一。利用多種成熟智能化電子及計算機技術，滿足信息系統的高度集成。通過研究智能變電站信息綜合一體化技術以及二次設備集成化，有利于系統高效、安全、穩定的運行，滿足現代電網高速發展的需要，更好的服務與經濟發展及日常生活。

[1]孫曉明,牛得存,劉穎,等.智能變電站自動化系統信息流分析與二次設備集成研究[J].電氣時代,2015(11):95-97.

[2]樊陳,倪益民,竇仁暉,等.智能變電站二次設備集成方案討論[C].中國電機工程學會電力系統自動化專業委員會三屆三次會議暨2013年學術交流會,2013.

[3]陳世永,宋麗娜.220kV智能變電站設計與自動化系統分析研究[J].科技創新導報,2015(2):107-107.