渡桥110KV变电站数字化解决方案

1、渡桥110KV变电站数字化解决方案摘要：渡桥110KV变电站设计考虑采用屋顶HGIS布置，该变电站通过二次系统优化，提出一种实用化的数字化解决方案。本文旨在抛砖引玉，与同行探讨110KV变电站数字化的实用解决方案。关键词： 数字化 GOOSE光纤网络 IEC61850 过渡性0 引言数字化变电站是指变电站的信息采集 、传输 、处理 、输出过程数字化 ，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。随着数字化变电站技术的发展，IEC 61850标准的应用，数字化变电站设备与设备间的互操作性、互换性已不成问题。数字化技术改变了传统的变电站综合自动化二次设备的组态模式，我

2、们运用智能设备（或加智能终端），光电(电子)电流电压互感器，一次设备在线检测及自诊断等技术，建设数字化变电站已成为可能。渡桥变电站构建基于IEC 61850 标准体系的数字化变电站架构，IEC61850协议将整站系统分为三层：站控层、间隔层、过程层。站控层设备具有面向对象的统一数据建模，能将系统内IEC61850协议转换成相应规约格式以实现以外部接口设备（如远动装置等）的标准通信。站控区设备采用百兆以太网，并按照IEC61850通信规约进行系统建模和信息传输；间隔层设备主要包括保护装置、测控装置等一些二次设备，所有信息上传均能够按照IEC61850协议建模并具有支持智能一次设备的通信接口功能；

3、过程层设备是数字化二次自动化系统特有的设备，包括电子式电流电压互感器、智能开关一次设备或开关设备的智能单元。1 渡桥变电站的概况和数字化设计原则渡桥变电站本期110kV两圈有载调压变压器一台（远景三台）；110kV采用HGIS设备，电气主接线为扩大内桥接线（本期为普通内桥）；10kV 电气主接线为单母四分段接线（本期单母分段），采用10KV成套高压开关柜。为节省工程一次性投资成本，综合整个工程情况，110KV部分拟采用数字化实用性方案，在110KV配电装置（HGIS设备）应用110kV有源电子式电流电压互感器，在HGIS智能汇控柜加装智能化终端，主变加装智能化终端（含合并单元）以实现数字化；1

4、10KV间隔层应用GOOSE光纤网络数字化技术；10KV部分采用过渡性方案，按照IEC 61850 标准体系配置数字式保护测控装置，采集常规电磁电流电压模拟量，保护装置留有光接口，由交换机直接与站控层交换机交换信息。 变电站110kV备自投功能、低频减载功能、微机五防、小电流选线等功能均在站控层实现，实现网络化，简化装置，进一步降低工程造价。 选用IEC61850变电站通信网络和系统标准。该标准包含通信要求、信息模型、通信协议、工程管理和一致性检测等内容，支持站控层、间隔层和过程层通信，完全满足数字化变电站的要求。11 站控层功能 站控层的主要功能是为变电站提供运行、管理、工程配置的界面，并记

5、录变电站内的所有相关信息。具体如下：1）汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；2）按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心，接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；3）监控系统和远动通信服务器采用一体化数据库配置方式，生成监控数据库的同时即可完成对远动通信服务器的数据库、功能及逻辑的配置，提高了数字化变电站的维护效率；4）具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；站控层、间隔层共用一套防误规则库，防误规则库可由后台监控生成并通过网络下载到测控装置，并可在后台监控上模拟、预演、校验测控装置的防误逻辑，有效的提高了系统的可靠性与维护效率；5）具有（或备有）站内

6、当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，甚至图像，声音等多媒体功能；6）具有对间隔层、过程层各设备的在线维护、在线组态、在线修改参数的功能；7）具有变电站电压无功控制（VQC）、小电流接地选线、故障自动分析和操作培训等功能。1.2 间隔层功能1）汇总本间隔过程层实时数据信息；2）实施对一次设备保护控制功能；3）实施本间隔操作闭锁功能；4）实施操作同期及其他控制功能；5）对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；6）完成与过程层及站控层的网络通信功能。保证网络通信的可靠性。1.3过程层的主要功能过程层设备包括光电互感器、合并单元、智能终端。合并器与互感器的输出相连并完成与

7、一些跨间隔合并器的数据传输。完成电力运行实时的电气量检测、运行设备的状态参数检测、操作控制执行与驱动。合并器具有以下基本功能：可接收来自多路电子式互感器采集器的采样信号，汇总之后按照IEC61850规约以光信号形式对外提供采集数据；以光能量形式，为电子式互感器采集器提供工作电源（针对高压户外支柱式互感器）；HGIS互感器采用外置采集器的方式（检修方便），可用站内的直流提供电源；接收来自站级或继电保护装置的同步光信号，实现采集器间的采样同步功能；可以接收传统互感器的模拟信号，进行A/D转换并完成合并功能。智能终端应具有以下基本功能：通过过程总线接口给间隔层设备提供电气信息，接受间隔层设备的跳合闸

8、等控制命令；各断路器的智能终端输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量，输出跳合闸命令，含操作回路；本体智能终端输入非电量、中性点刀闸位置、档位等信号，输出档位控制、中性点刀闸控制和风扇控制等接点。2、数字化方案的构建2.1站控层设备配置方案1）硬件包括监控主机、远动主机等。监控系统应配置规约转换器通过RS485接口收集不能提供IEC61850接口的智能设备，转换IEC61850协议后接入监控系统以太网。监控系统应具有与下列各智能设备接口能力：与电能表的接口、与智能直流系统的接口、与火灾报警及消防系统的接口、与视频监视系统的接口、与微机五防系统的接口、预留与其它智能设备的接口。2）软件包括监控系

9、统软件、监控系统支持软件、监控系统应用软件、数据库工具软件、远动配置软件、VQC软件、小电流接地选线软件、微机五防软件、备自投软件等。（10KV备自投由就地装置实现，装于母分柜）。站控层数据库建库以及主接线图等应按远景规模设置，便于以后扩建工程的实施。110kV备自投功能、低频减载功能、微机五防等功能在站控层实现，实现真正网络化，进行二次大整合，简化装置，进一步降低工程造价。网络化备自投：以网络化方式在GOOSE网络底层就地实现网络化备自投，110kV备自投功能直接利用过程层网络集中采集的各级母线电压、进线电流、相关开关刀闸位置等信息交互，结合当前运行方式，根据运行策略和当前的状态以及功能逻辑

10、判别，使测控装置通过计算分析向过程层设备发送控制命令。网络化低频低压减载：将母线运行信息通过网络集中采集、集中处理、集中逻辑判断，并将得出的减载信息通过GOOSE服务发送到各间隔层设备分散就地执行。网络化间隔层五防功能：完全依据底层网络信息共享和互操作，在间隔层网络通过运行实时状态识别及逻辑判断综合判断决策，以分散型式在网络底层实现变电站完整的五防操作逻辑闭锁功能，取代了常规的专用五防系统，消除了专用五防系统与综自系统之间繁杂的信息校验。取消监控系统 “五防”工作站，由操作员站提出“五防”解决方案，实现全站的防误操作闭锁功能。10KV侧操作，五防方案保留电脑钥匙和锁具，时在受控设备的操作回路中

11、串接本间隔的闭锁回路。数字化变电站监控后台实现系统安全监视可视化。在后台机界面上监视系统网络上任一节点设备及网络运行状况，迅速定位二次故障设备和系统网络故障节点，可有效缩短二次系统网络及二次设备故障查找时间。2.2间隔层设备配置方案间隔层的数据采集应满足IEC 61850-9协议中规定的数据格式，具有识别协议中的数据有效性判断，实时闭锁保护，并能将告警事件上送。间隔层设备与过程层设备的通信采用百兆光纤通信。间隔层设备具备与过程层通信自检功能，并能将告警事件上送至后台监控系统。间隔层设备间的联系如间隔相互闭锁等，应从间隔层总线通过光纤来实现数据的交换。间隔层设备包含有保护设备、测控设备、表计等，

12、可分为单间隔设备和跨间隔设备。单间隔设备如线路保护设备、测控设备、计量设备。跨间隔设备包括故障录波、变压器差动保护、备自投等设备。单间隔设备具有与合并器的过程层光纤通信接口，并具有与跨间隔间采样数据、控制数据交换能力。跨间隔设备由于收大量数据的限制建议配置前置单元集中处理过程层数据交换。所有间隔层设备能按照IEC 61850协议建模与站控层通信，并具有完善的自我描述功能。1）主变间隔配置主保护、后备保护、主变测控、非电量保护集中在主变本体智能终端内可采用就地跳闸的方式，通过电缆接到断路器各侧的智能终端实现，或接入GOOSE跳闸。2）10kV间隔配置单套测控保护一体的设备，就地安装于开关柜上。3

13、）电度表选用符合IEC61850通信标准的数字输入的电能表。或采用RS485通过规约转换器送到电能采集中心，转发IEC61850标准的信号到站控区。23 过程层设备配置方案过程层设备主要包括电子式电流电压互感器、智能一次设备等，HGIS智能化开关由传统开关+智能终端方式来实现开关设备智能化，电子式电流电压互感器采用罗氏线圈+激光供能或站内直流供电的光电电流电压互感器来实现互感器设备的数字化。光电电流互感器的采集器采用双AD采样功能，含测温功能，补偿由温度变化引起的实际采样偏差。光电电压互感器采用串级电容分压原理。如下图所示：过程层设备与间隔层设备相连应采用点对点或网络式总线通信方式，过程层设备

14、具有自我检测、自我描述功能，支持IEC 61850过程层协议。传输介质应采用光纤传输。2.3.1互感器及合并器配置方案1）变压器110kV侧合并器配置。主变差动保护用电流采用就地安放合并器实现采集电子式互感器数字量的功能。主变后备保护用电流采用就地安放合并器实现传统模拟量到数字量转换功能，提供给保护测控装置。2）变压器10kV侧合并器配置3）110kV母线电压配置配置独立的PT合并器，软件实现PT并列功能。110kV母线电压通过PT合并器完成数字量采样后传递给间隔合并器。合并器可以在数据处理器模件上插上附板扩充光纤输入输出接口。110kV间隔配置3台合并器，分别为主变差动、后备和PT合并器。2

15、.3.2智能终端配置方案智能终端装置是将传统一次设备接入过程层总线的设备，它输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量，输出跳合闸命令，含操作回路。智能终端装置能满足开关现场使用要求，使用工业柜端子箱，能满足保护设备关于电磁兼容性、绝缘性能、机械振动方面的要求。并具有就地操作箱功能。具有光纤以太网接口支持IEC 61850协议，能够与间隔层设备进行实时数据传输。主变间隔各配置2台智能终端，分别安装在开关端子箱内；低压侧配置1台智能终端，与低压侧合并器集成设计，安装在开关柜上；每台主变配置一台本体智能终端，安装在主变端子箱内。主变低压侧智能终端装置适应于低压主变和分段间隔等场合，集成合并器功能、就地

16、操作箱等功能, 采取就地安装。交流模件支持Rogowski线圈的毫伏级输入及测量线圈的豪伏级输入，CPU模件能以IEC61850-9标准光信号形式对外提供采集数据，可方便的送给光电式计量电度表。主变压器智能终端：该装置完成变压器本体的智能化，除完成非电量保护等功能外，还具有接收中性点刀闸位置、档位等信号，输出档位控制、中性点刀闸控制和风扇控制等接点的能力，也可方便的扩展变压器温度变送器回路等功能。配置用于主变本体智能终端。2.3.3过程层网络配置方案(1) 电流电压采集采用IEC61850-9-1规定的单向多点光纤以太网，每个合并器可向多个二次设备发送采样信息。(2) 断路器、刀闸等一次设备控

17、制和信息采集。本工程中一次设备除互感器外均选用传统设备，为满足数字化变电站的需要应配置智能终端，使其具备过程层总线接口。保护装置具有与智能终端通信的过程层总线接口，用光纤和下层智能终端点对点连接。信号传输能满足GOOSE服务的要求，以保证故障跳闸的快速性。主变保护装置具备多个过程层总线接口，与各侧的下层智能终端配合；同时主变的每个智能终端均提供2个过程总线接口，分别与主变保护通过光纤连接。110kV GOOSE网络方案图：3 二次数字化设备布置110kV设备（HGIS）智能汇控制柜安装智能终端和合并器：通过过程总线接口给间隔层设备提供电气信息，接受间隔层设备的跳合闸等控制命令；并对断路器的智能

18、终端输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量，输出跳合闸命令，含操作回路； 110kV电压合并单元、公共测控装置、主变保护测控装置采用集中组柜方式，远动主机及通信柜、直流柜、站用电柜、系统通信设备柜等二次设备布置在二次设备室，室内设有空调系统。 10kV线路及电容器组的保护测控一体化，保护测控装置分别安装在相应的开关柜。装置对上满足IEC61850，对下能够接入电子式互感器数字信号（远期考虑，预留光电接口），也能接入常规模拟信号。出口能给传统接点，也能够输出GOOSE信号。按照IEC61850标准10kV线路及电容器组的电能表分别安装在相应的开关柜。 110kV开关设备于就地汇控柜（端子箱）加装智能终端，输出G