35 kV数字化变电站设计方案探讨

4 电气设备设备配置

4．1 电流／电压互感器及合并单元

如前文所讲，电子式电流／电压互感器分为有源和无源两种，由于有源互感器简单可靠，稳定性较好，国内外已经进入商业运行的以有源互感器居多，光学互感器在超高压系统中优势较大，但还处在不断改进过程中。因此在目前的技术条件下，35 kV变电站各电压等级的互感器选用有源互感器。具体选择配置方案如下：

在35 kV#1，#2进线部分各选择一对带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器；在35 kVI，Ⅱ段馈线部分各选择一对带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器；在35 kV I，Ⅱ段母线处设置带有一个保护级(测量)和一个用于零序电压的电子式电压互感器；35 kV母联部分选择一个带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器。

在10 kV I，Ⅱ段母线进线部分各选择有一个保护级和一个测量级的电子式电流互感器；在10 kV I，Ⅱ段母线的每条馈线部分同样选择有一个保护级和一个测量级的电子式电流互感器；在10 kV I，Ⅱ段母线部分各选择一个有一个保护级(测量)和一个用于零序电压的电子式电压互感器；10 kV母联部分选择一个带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器。

合并单元负责将有源互感器采集的35 kV和10 kV线路上电流，电压信号经IEC61850-9-2标准经光纤以太网传输至过程总线所需保护，具体配置方案如下：

在35 kV I，Ⅱ段母线处各设备一台合并单元，采集35 kV#1，#2进线和出线部分的三相线路保护和测量电流值，同时采集35 kV I，Ⅱ段母线的单相线路电压值和零序电压值，其中35 kVⅡ段母线处的合并单元也负责采集35 kV母联部分电流值。

在10 kVI，Ⅱ段母线处各设备一台合并单元，采集10 kV I，Ⅱ段母线的进线和10条馈线部分的三相线路保护和测量电流值，同时采集10 kV I，Ⅱ段母线的单相线路电压值和零序电压值，其中10 kVⅡ段母线处的合并单元也负责采集10 kV母联部分电流值。

4．2 智能断路器

在数字化变电站中，智能开关设备的研究和现场应用相对滞后一步。因此在目前的技术条件下，可供选择的智能开关设备不是很多，目前主要的还是一些国外厂家生产的产品，国内的厂家也已经在开发适用于各种电压等级的智能开关设备，其中35 kV和10 kV的智能开关柜已经开始试用。

本方案中，35 kV和10 kV智能开关设备选用智能化的成套开关柜，配备智能保护(控制)装置，这种装置应具有自动采集交流量和监视断路器状态等功能，并以IEC61850标准与站内其他IED进行通信。另一种方案是采用常规的开关柜，再在开关柜上加装基于IEC61850标准的保护、测控一体化装置及智能操作箱来实现智能开关柜的功能。

4．3 交换机

以太网交换机在过程层通信的主要网络部件，由于过程层通信所处的恶劣电磁环境，以及采样值和GOOSE信息对实时性的要求，方案中选择工业以太网交换机。

这种工业以太网交换机应满足IEC61850-3中变电站环境对设备的要求，较普通交换机更加坚固，可安装在标准DIN导轨上，并有冗余电源供电，接插件采用牢固的DB-9结构或者更加坚固的具有IP67防护等级的M-12接口，用以满足苛刻的工业现场环境，可以抵抗震动，腐蚀和电磁干扰，大大提高了设备和网络的可靠性。交换机采用双全工交换模式，支持IEEE802．1q(虚拟局域网)和IEEE802．1p(优先级标签)这两个与网络通信服务质量密切相关的协议。其中，IEEE802．1q定义了基于端口的虚拟局域网(VLAN)，IEEE802．1p定义了报文传输优先级，后者对于过程总线上采样值报文和跳闸GOOSE报文的实时传输十分重要，因为当过程总线上数据通信负荷较大时，通过给采样值报文和跳闸GOOSE报文置上高优先级标签，可以保证这两类报文会在交换机内优先转发出去。

在网络结构上，工业以太网交换机利用光纤双环网的网络架构和环网冗余协议，光纤网络具有很高的抗干扰性，环网冗余协议相对于标准以太网的STP(生成树协议)及RSTP(快速生成树协议)的断路恢复时间有了明显提高，如业界领先的工业交换机制造商MOXA公司的专有环网冗余协议MOXA Turbo Ring协议，能够在环网线路出现故障时在20 ms内切换到备份路径，保持通讯的不间断运行，大大提高了网络的可恢复性。并可根据需要灵活选配光端口和电端口的数目。

此外，由于合并单元、保护设备和开关控制器所传输信息的重要性，它们均应直接和交换机端口相连，即保证各自享有独立的带宽。

5 数字化变电站建设过渡方案

目前，国内数字化变电站系统的应用和实施尚处于起步阶段，尤其是非常规互感器还需攻克一些技术难题，国内满足要求、可推广应用的智能一次设备太少；就交换机和嵌入式智能装置而言，在过程层应用1 000 MB以太网的技术还不成熟；诸如此类问题决定了数字化变电站的推广不可能一步到位，必须根据各地实际情况分阶段按不同的工程方案实施。

第一阶段：变电站自动化系统在变电站层和间隔层真正实现IEC 61850，实现不同厂家IED之间的互联和互操作；而过程层设备采用常规设备，间隔层设备采用传统的点对点硬接线联结方式接入常规互感器和断路器；目前很多已投运的数字化变电站采用的都是这种方案。

第二阶段：在不改变现有常规一次设备的基础上，通过在一次设备本体或附近加装模拟式输入合并单元和智能控制单元完成过程层设备的智能化；间隔层设备全部取消了模拟输入、开入和开出，仅通过通信按照IEC61850-9-1／2与合并单元、按照GOOSE与智能控制单元连接；间隔层、过程层间完全通过数字化连接，取消了大量点对点硬接线连接。这种方案是比较主流的。

第三阶段：变电站层和间隔层、过程层全部实现数字化。过程层设备采用非常规互感器和智能一次设备，过程层的测量、监视和控制全部实现数字化、网络化，采用1 000 MB双环型网络架构，变电站总线和过程总线合二为一，最大限度地实现了信息共享和系统集成，是今后数字化变电站的最终发展方向。但由于非常规互感器、智能断路器及其他智能一次设备目前仍有大量的技术问题未解决，因此这种方案在目前的实际工程应用中基本处于示范性探索阶段。