35 kV数字化变电站设计方案探讨

目前，变电站综合自动化技术已经在我国得到广泛的应用，但是，目前的变电站综合自动化技术的运用还存在一些技术上的局限性，另外，随着电力系统的结构越来越复杂，电压等级越来越高，对系统运行管理也提出了更高的要求。随着数字式互感器技术和智能一次电气设备技术的日臻成熟并开始实用化，以及计算机高速网络在电力系统实时网络中的开发应用，数字化变电站技术开始在我国逐步得到应用。数字化变电技术代表着变电站自动化技术的发展方向。IEC61850标准为数字化变电站技术奠定了技术标准。数字化一次设备以及数字化通信技术的发展及实用化，也使得按IEC61850建设数字化变电站成为可能。

1 数字化变电站的关键技术

就目前技术发展现状而言，数字化变电站是建立于IEC61850通信规范基础上，由电子式互感器(ECT，EVT)、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备按变电站层、间隔层、过程层分层构建而成，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。它的关键技术主要包括以下几个方面。

1．1 IEC61850标准

就概念而言，IEC61850标准主要围绕以下四个方面展开：

(1)功能建模。从变电站自动化通信系统的通信性能(PICOM)要求出发，定义了变电站自动化系统的功能模型(Part5)。

(2)数据建模。采用面向对象的方法，定义了基于客户机／服务器结构的数据模(Part7-3／4)。

(3)通信协议。定义了数据访问机制(通信服务)和向通信协议栈的映射，如在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到MMS(IEC61850-8-1)，在间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络(IEC61850-9-1)或映射成基于IEEE802．3标准的过程总线(IEC61850-9-2)(Part 7-2，Part8／9)。

(4)变电站自动化系统工程和一致性测试。定义了基于XML(Extensible Make up Language)的结构化语言(Part 6)，描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。为了验证互操性，Part 10描述了IEC 61850标准一致性测试。

1．2 电子式互感器

电子式互感器分为两大类：有源电子式互感器和无源电子式互感器。有源电子式互感器利用Rogowski空芯线圈或低功率铁芯线圈感应被测电流，利用电容(电阻、电感)分压器感应被测电压。远端模块将模拟信号转换为数字信号后经通信光纤传送。无源电子式互感器利用Faraday磁光效应感应被测电流信号，利用Pockels电光效应感应被测电压信号，通过光纤传输传感信号。

1．3 智能化一次设备

根据IEC 62063：1999的定义，智能开关设备是指具有较高性能的开关设备和控制设备，配有电子设备、传感器和执行器，不仅具有开关设备的基本功能，还具有附加功能，尤其在监测和诊断方面。

1．4 网络化二次设备

将IEC 61850应用于变电站内的通信，以充分利用网络通信的最新技术，实现二次设备的信息共享、互操作和功能的灵活配置。

2 系统设计原则

按照数字化变电站的要求和各层所需要达到的功能，针对一个典型接线的35 kV变电站，建立数字化变电站模型，并给出系统结构及配置方案。设计方案应具有先进性，同时作为一种实际应用，还应充分考虑目前国内外高压电气设备和二次设备(IED)的发展情况和运行经验。

设计过程分以下几个步骤实现：

(1)建立35 kV变电站模型，给出电气主接线和IED配置。

(2)分析数字化变电站的分层网络特点，建立全数字化变电站自动化系统网络。

(3)针对已建立全数字化变电站自动化系统网络，选择数字化变电站高压电气设备和二次设备。

3 系统设计方案

3．1 变电站主接线及IED配置

以下设计中按照常规的35 kV变电站考虑：配备有载调压变压器2台；35 kV单母线分段，两路进线一主一备；#1进线所带35 kV直配变一台，作为所用备用电源；10 kV单母线分段，每段母线各六路出线；集中无功补偿分两台，分别接于10 kV I，Ⅱ母线。电气接线如图1所示。



本方案中，35 kV变电站采用保护及测控一体化设计，#1，#2主变压器各配置一台主变差动保护测控装置，提供双斜率双拐点差动制动特性的比率式电流差动保护和差流速断保护功能。此外，这两台保护还可为变压器高、低压侧提供过流后备保护功能。测控方面的功能包括差动和制动电流、二次和五次谐波、电流等测量值，以及事件及故障录波、数据记录等功能。35 kV#1，#2进线、母联配置一台线路保护装置，主要提供完整的过流，速断和线路差动保护。两台主变保护各组一个屏，两条进线和母联的保护组一个屏。

对于10 kV馈线系统(含进线、变压器、电动机、母联等)，有两种配置方式，第一种是分散安装模式，在每条10 kV馈线上配置一台综合馈线保护装置，提供过流和速断保护，其他保护功能包括电压和频率保护、断路器失灵保护等。测控方面的功能包括重合闸、故障测距、断路器操作次数及开断电流统计、同期检测、事件及故障录波、各种电量及需量的测量功能，10 kV馈线保护安装在相应的馈线开关柜上。第二种方式是组屏方式安装模式，在10 kV每段母线处各配置一台多馈线保护装置，一台这样的保护可同时为5条10 kV馈线提供监控保护功能，并为母联提供保护，这里选用后一种安装方式，多馈线保护通过组屏安装在35 kV主控室或10 kV配电室，10 kV I，Ⅱ两段母线只需两台多馈线保护装置即可为各馈线，变压器及母联提供保护，这两套保护各组一个屏。

变电站层配置主备两个远动主机和主备两个后台监控主机以及工程师站、人机工作站等设备，整个系统共组五个屏放在主控室。

为了使得变电站可以兼容部分不支持IEC61850的智能设备(如UPS、直流屏、消弧系统，电度表等)，所以方案中设置了单独的IEC61850通信管理机、对时设备等辅助设备，其功能是将这些智能设备转换成符合IEC61850规范，同时实现统一对时。
3．2 变电站网络组网

3．2．1 过程层网络

过程层上最大的数据流出现在电子式互感器和保护、测控之间的采样值传输过程中，采样值传输有很高的实时性要求。此外，保护、测控装置之间的互锁、保护和智能开关之间的跳合闸命令也有很高的实时性和可靠性要求。因此，过程层通信的实时性和可靠性是最为关键的问题。

过程层组网有四种方案，分别为面向间隔原则，面向位置原则，单一总线原则和面向功能原则。其中面向间隔组网方案结构清晰，易于维护，互操作性甚至互换性既可在IED层面获得，也可在间隔层面获得。在IEC61850实施初期，由于缺乏足够的互操作性实践经验，该方案使间隔层的互操作性更容易得到保证，所以在本设计中采用此方案组网，并采用100MB光纤冗余的过程总线环网，保证采样值报文和跳闸GOOSE报文传输的实时性、可靠性，具体构建如下：

35 kV部分和10 kV部分各为一间隔进行组网，这两部分的ECT／EVT从一次侧采集到电流／电压信号后，分别接入本间隔内设置的合并单元中，合并单元采用IEC61850-9-2标准对采样值进行处理，处理后的采样信息经过本间隔内的一台工业以太网交换机接入过程层环网中，这样，采样值信息就可以在过程层环网上被共享，传至保护和测控设备里。智能开关设备如同合并单元一样，经本间隔内的一台工业以太网交换机接入过程层环网中，传至保护和测控设备中，合并单元及智能开关设备分别接入这两台交换机中，这样的话，同一间隔内的两台交换机可达到网络冗余功能，如果有其中一台交换机故障也不会影响过程层重要数据的传输安全。

3．2．2 变电站层网络

变电站站级网络主要处理间隔层之间IED的通信，同时要与后台人机工作站、工程师站进行信息交换，并通过远动装置与各级调度进行双向信息交换，变电站网络也可以通过网络设备直接接入电力数据网。

由于间隔层设备之间以及间隔层和变电站层之间需要共享电压、电流值及状态信号，而且间隔层IED数量较多，数据传输量大，为避免出现网络堵塞，保证通信可靠性，变电站层网络采用1 000 MB双光纤交换式以太环网结构，来保证带宽和可靠性。间隔层为支持IEC61850标准的数字式智能电子设备保护、控制、测量，集中组屏安装。分别有#1主变屏，#2主变屏，35 kV两条进线、母联屏，两面10 kV馈线保护屏，每一单元为一独立网络单位，相互之间可以交换信息，基于IEC61850标准规范与环网总线相连，与其他各单元、主站和调度系统进行交换信息。后台控制室通过变电站网络向保护和测控装置下达控制命令，GPS装置也通过变电站网络向全站统一授时，另外，远动系统也由变电站层网络经路由器与外部电力调度网络相连。根据以上对35 kV数字化变电站过程层和变电站层的组网分析，具体网络构建如图2所示。