110kV中华数字化变电站设计研究

２０１２年５月第１５卷第５期　贵州电力技术　２０１２，Ｖｏｌ，１５，Ｎｏ．５　ＧＵＩＺＨＯＵ　ＥＬＥＣＴＲＩＣ　ＰＯＷＥＲ　ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ　专题研讨　

Ｓｐｅｃｉａｌ　Ｒｅｐｏｔｓ　

１　１　０ｋＶ中华数字化变电站设计研究　邱相群，陈苏蓉　（贵州电力设计研究院，贵州贵阳５５０００２）　

摘要：介绍了该变电站采用电子式电流电压互感器及选择可靠的一次设备，基于ＩＥＣ６１８５０标准，过程层、间隔层、　站控层采用三层结构两层网络，全站实现程序化操作的设计方案，探讨数字化变电站重视方案设计、保证程序化控　制可靠执行的设计体会。其中采用的程序化操作模式是设计亮点，投运至今，程序化操作顺畅、可靠。　关键词：变电站；数字化；设计方案　文章编号：１００８—０８３Ｘ（２０１２）５—００２７—０３中图分类号：ＴＭ６３文献标识码：Ｂ　

我国变电站自动化技术经过二十多年的发展已　经达到一定的水平，新建的１１０ｋＶ变电站均采用计　算机监控的控制方式，按无人值班变电站进行设计。　随着计算机高速网络在实时系统中的开发应用，全　新的ＩＥＣ６１８５０技术标准的提出，智能化开关、光电　式电流电压互感器、电气一次设备在线状态检测、变　电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，变电站中　所有信息的采集、传输和处理为全数字化将成为变　电站自动化建设的必然趋势。　ＩＥＣ６１８５０标准已确立为全世界唯一的变电站通信　标准，也将成为电力系统中从调度中心到变电站、变电　站内、配电自动化无缝自动化标准，建立在ＩＥＣ６１８５０标　准下的数字化变电站技术需要进一步的深入实践，用　工程实例进行验证，积累经验，推广应用。　我院对数字化变电站技术一直保持关注态度，　从２００５年底开始进行多次调研，积极跟踪国内外数　字化技术的发展进程，大胆开展工程实践，在基建工　程项目——１１０ｋＶ中华变电站（设计时项目命名为　１１０ｋＶ沙河变电站）设计中采用全数字化技术。作　为贵州电网第一座数字化变电站，其建设实施为贵　州电网数字化变电站的进一步发展提供了有利的参　考依据，积累了数字化变电站从设计、设备招标到施　工、调试、验收、运行管理等多方面的经验。该工程　于２００６年初开始初步设计，２００８年底完成施工图　设计，２００９年１２月顺利投入运行，至今运行稳定。　ｌ　工程介绍　１．１工程建设规模　１１０ｋＶ中华变电站为贵阳市中心的一个城市终　端变，变电站与新建的贵阳供电局调度大楼一体建　设，担负贵阳市城区北部省政府一带的重要负荷供　电。变电站按最终规模一次建成。建设规模为：电压　等级１１０ｋＶ／１０ｋＶ；主变压器２×５０ＭＶＡ；１１０ｋＶ出线　２回，采用内桥接线，户内ＧＩＳ组合电器设备；１０ｋＶ出　线１６回，采用单母线分段接线，户内金属铠装中置式　成套开关柜，双列布置；１０ｋＶ电容器组２×３６００ｋＶａｒ；　１０ｋＶ接地及站用变２×１０００ｋＶＡ。　１．２　１　ｌＯｋＶ中华变电站数字化方案　数字化变电站的基本概念为变电站的信息采集、　传输、处理、输出过程全部数字化，基本特征为设备智　能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理　自动化等。数字化变电站建设的关键是实现能满足　上述特征的通信网络和系统。ＩＥＣ６１８５０标准　（ＩＥＣ６１８５０／ＵＣＡ：ＵＣＡ提供一个通用的架构，用于发　电、输电、配电和变电站自动化系统之间的实时数据　通信。）包括变电站通信网络和系统的总体要求、功能　建模、数据建模、通信协议、项目管理和一致性检测等　

一系列标准。按照ＩＥＣ６１８５０标准建设通信网络和系　统的变电站，可符合数字化变电站的要求。　理想的数字化变电站主要一次设备和二次设备　都应为智能设备，这是变电站实现数字化的基础。智　能设备具备可与其他设备交互参数、状态和控制命令　等信息的通信接口。设备间信息传输的方式为网络　通信，取代传统的控制电缆等硬接线。　根据当时数字化变电站一次设备、二次设备的　制造、研究开发及应用情况，决定１　１０ｋＶ中华变电　站采用部分传统设备与部分数字化设备的混合方　式，基于ＩＥＣ６１８５０标准，过程层、间隔层、站控层采　

・２７・　贵州电力技术　第１５卷　用三层结构两层网络，实现程序化操作数字化变电　站方案。　项目总体目标：一是实践应用ＩＥＣ６１８５０标准，　探索数字化变电站设计、运行经验。实现变电站设　备的远程控制及程序化逻辑操作，简化操作程序，实　现标准化作业，提高工作效能，有效降低变电站运营　成本，降低安全风险。二是为线路光纤差动保护两　侧分别选用常规的电流互感器和电子式电流互感器　积累运行经验。　１．３　１１０ｋＶ中华变电站技术特点　１．３．１一次设备选型　为实现程序化控制，要求一次设备运行可　靠，必须能实现电动操作。１１ＯｋＶ中华变采用电　动控制的一次设备有：ＡＢＢ提供的１　１０ｋＶ　ＧＩＳ组　合电器设备内的断路器、隔离开关、接地开关，并　具有电气联锁功能；ＡＢＢ提供的１０ｋ￣中置式　ＺＳ１开关柜所配的ＶＤ４断路器手车带电机驱动，　通过控制安装在手车上的驱动电机，将断路器手　车自动的从试验位置推进到工作位置，或从工作　位置抽出到试验位置。深圳泰昂电子技术有限　公司提供的站用交直流一体化电源系统中的　３８０Ｖ低压柜内智能开关。　全站采用南京新宁公司罗哥夫斯基线圈的电子　式电流互感器及电容电阻分压原理的电子式电压互　感器，同时在１　ｌＯｋＶ线路侧增加配置了南瑞科技公　司全光纤电子式电流互感器，用于线路光纤差动保　护。对端变电站采用常规的电流互感器。　１．３．２电气二次的数字化特点　（１）基于ＩＥＣ６１８５０的分层、分布式系统结构及　ＧＯＯＳＥ机制　采用分层分布式结构，系统架构全部基于　ｌＯＯＭｂ／ｓ以太网络。站控层、间隔层、过程层均实现　ＩＥＣ６１８５０通信。过程层是数字化变电站的独有概　念，是二次系统与一次设备的接口，本工程过程层设　备含电子式互感器、合并单元和智能终端。过程层　网络的应用代替了常规综合自动化站中一、二次设　备间的电缆连接。　站级通信采用基于ＩＥＣ６１８５０的１００Ｍｂ／ｓ光纤　冗余以太网，保护设备、测控设备之间通过　ＩＥＣ６１８５０　ＧＯＯＳＥ机制实现快速、安全的数据交换，　实现相关联闭锁功能，这是ＩＥＣ６１８５０的重要特征之　一，避免传统模式下的大量间隔间的闭锁关系硬接　・２８・　线，以及由统一的控制单元集中控制造成的重复数　据采集。　１１０ｋＶ进线设置具有ＧＯＯＳＥ接口的备自投装　置。１１０ｋＶ进线及内桥开关备自投、跨间隔的操作、　电容器与有载调压主变压器综合投切等需要的联闭　锁要求，均由ＩＥＣ６１８５０　ＧＯＯＳＥ功能实现。　数字化变电站中交换机是网络的神经中枢，它　的正常运行是网络可靠性、实时性的保证。过程层　ＧＯＯＳＥ组网采用了罗杰康交换机。　设置一套网络记录分析仪，对过程层网络和站　控层进行网络状态和通信报文的监视、记录和实时　分析。　（２）保护及测控设备　采用满足ＩＥＣ６１８５０标准的保护设备及测控设　备，针对各间隔提供保护、测量、控制、监视、故障分　析等功能。　保护设备具有完善的故障录波记录功能，可记　录完整的ＳＯＥ事件及故障录波，运用软件可查看电　气参数的波形、变化轨迹、开入／开出和保护动作情　况。不设集中录波设备。　（３）远程控制及智能化（程序化）逻辑操作　由于选用了可靠的一次设备，全站实现了程序　化控制，取消了传统的微机五防系统。正常运行时　的操作及检修方式的倒闸操作，单间隔、跨间隔的操　作等均需要满足智能闭锁要求，由间隔测控智能单　元（智能终端）采集断路器、隔离开关、接地开关位　置的双位置信号，线路ＴＶ信号，利用软件实现程序　化的闭锁，操作过程状态确认，以保证远程控制及智　能化（程序化）逻辑操作的安全性。　（４）二次设备布置及过程层数据采集　鉴于当时技术情况，过程层网络中用于传输电　流、电压采样值的网络采用ＩＥＣ６１８５０—９—１及ＦＴ３　点对点方式进行采样值传输。　１１０ｋＶ线路配置电子式（全光纤光路加闭环控　制）电流互感器、主变压器两侧配置电子式（罗式线　圈）电流互感器、电子式（分压原理）电压互感器，输　出模拟信号接人采样器后转换为输出数字信号，通　过光纤接至合并器，保护及测控装置接收合并器的　输出数据。　１０ｋＶ母线ＴＶ采用电子式互感器，输出模拟信　号接入采样合并器后转换为输出数字信号，通过光　纤接人各保护测控装置。１０ｋＶ各间隔ＴＡ采用电　第５期　邱相群，等：１　１０ｋＶ中华数字化变电站设计研究　子式（罗式线圈）互感器，输出模拟信号接人１０ｋＶ　保护及测控装置。　采用智能终端实现一次设备的智能化。以　间隔为单位在就地配置智能终端，采集断路器、　隔离开关、接地开关及变压器等其他一次设备信　号，并获取来自问隔层的控制命令，对一次设备　进行分合控制。智能终端与间隔层的通信采取　ＧＯＯＳＥ机制传输。　１　１０ｋＶ开关设备在ＧＩＳ汇控柜旁设置智能终端　柜实现过程层的采集控制，通过光纤接入保护及测　控装置。　１０ｋＶ保护及测控装置兼具集成保护与合并器、　智能终端功能，下放安装在开关柜内，与一次设备距　离很近，其一次设备和二次设备间的过程层仍采用　传统的硬接线交换信息。　在主变压器旁设置主变智能终端柜，实现非电　量保护下放及主变本体信息采集。　各间隔保护测控与站级层、过程层采用光纤联　系，间隔层保护测控设备、智能终端与主控制室联系　只有交直流电源用电力及控制电缆。　为保证新技术试用的安全性，保留主变非电量　保护为控制电缆接至智能终端，硬接线方式跳闸。　（５）电能计量　在１１０ｋＶ侧、主变压器１０ｋＶ侧配置符合　ＩＥＣ６１８５０标准、采集数字信号的数字电能表；１０ｋＶ　线路、１０ｋＶ电容器配置符合ＩＥＣ６１８５０标准、采集数　字信号（ＴＶ）及模拟信号（ＴＡ）的数字电能表，数字　电能表通过通信接口由电能量采集终端实现远传。　同时由测控装置采集电流、电压模拟量通过软件计　算电量。计算电量接人计算机监控系统并通过远动　传输装置实现远传，远动传输装置具备传输数字电　能表及计算电量的远传接口。　由于设计时数字电能表未获国家计量认证，该　工程仅作为内部考核，不设关口计量点。　２数字化变电站设计的体会　业主及设计单位首先要转变思想，接受新技术、　新观念，要对数字化变电站有充分、必要的认识。数　字化变电站将变革传统的变电站一、二次设备，给二　次设计带来新的挑战，二次系统需要打破传统的设　计方案，设计出结构合理、满足实际需要的可靠系　统。设计人员必须熟悉各种ＩＥＣ６１８５０设备的功能　逻辑节点，以便能够将物理设备通过逻辑节点连接　去实现所需功能。也就是说，数字化变电站首先要　重视方案设计。　实现数字化、程序化的操作流程是数字化变电　站必须的，变电站间隔层程序化控制模式可以提高　响应速度和可靠性，使操作更快捷，但必须要保证程　序化控制可靠执行，保证系统程序的稳定性。建议　操作必须的闭锁条件采样如：线路验电，采三相电压　比采单相电压可靠；对断路器、隔离开关、接地开关　采集双位置信号进行反校等。　虽然从二次接线来说，数字化变电站相对常规　站取消了不少硬接线，但大量光纤、网络线的使用，　如何标示清楚逻辑用途、起始点，便于运行维护，给　数字化变电站设计带来新的思考，需要进行探讨、总　结，建立新的适应工程设计的标准。　受技术的约束，该工程采样数据以ＩＥＣ６１８５０—　９—１及ＦＴ３传输，这种传输方式为点对点的形式，　没有完全达到信息共享的目的。需要实现信息共　享，减少设备配置，则采样数据网络需要采用　ＩＥＣ６１８５０—９—２标准，并与过程层ＧＯＯＳＥ报文统