智能变电站自动化系统信息流分析与二次设备集成研究

广州供电局有限公司 方泽海

智能变电站自动化系统信息流分析与二次设备集成研究

广州供电局有限公司 方泽海

分析研究了智能变电站自动化系统的特点、配置状况、组网模式以及网络信息流传输分析等内容；介绍了广东省某220kV智能变电站二次侧智能综合设备集成保护系统的应用情况。

智能变电站；自动化系统；信息流分析；二次设备保护

1. 前言

数字化变电站具备“一次设备智能化，二次设备网络化，符合IEC61850标准”的特点实现了变电站内的信息完全数字化，信息传递网络化，通信模型标准化，满足了各种设备间的共享，实现综合功能统一的目标。使得供配电系统经济性、可靠性、安全性、维护简便性等有了质的改变。

2. 智能变电站自动化系统信息流分析

智能变电站调度自动化部分按数字化变电站要求，一般需配置1台电能采集装置、1套视频及环境监控系统、1套数字化电能质量监测系统和1套二次安全防护设备，远动装置由电气二次专业在数字化变电站自动化系统中统一考虑配置[1]。

2.1 光传输网络分析

以广东省某智能变电站为例。根据该站目前传输A网设备的光链路开通现状及十二五通信网络规划，该220kV智能变电站站配置1套STM-16的传输A网设备及相应数量的光接口板卡，以保持与现状光链路数量及带宽一致性，避免对传输A网结构进行较大的调整。

在网络割接过程中，在原有变电站传输A网设备和现在的新站传输A网设备上分别配置1块STM-16光接口板卡，开通原有变电站至新建站的2.5Gb/s光链路，实现两套设备的互联，根据该变电站各出线线路的割接依次对变电站的原光链路实现割接，割接过程中两套传输A网设备均为广州传输A网上的骨干节点，在割接完成后，断开互联的光链路，将原变电站设备退运，新变电站设备成为唯一的骨干节点。

2.2 调度数据网络信息流分析

新建某220kV变电站为广州调度数据网络汇聚层节点，在本站配置1套调度数据网汇聚层设备：配置1台支持PE功能的汇聚路由器，通过155Mb/s的POS口与核心节点和就近的汇聚节点互联。同时配置1台二层交换机，通过GE口与路由器连接。

汇聚节点与核心节点之间互连带宽为：采用POS技术组网155Mb/s；接入节点与核心汇聚节点之间互连带宽为2Mb/s，采用E1接口。配置汇聚路由器与原路由器通过GE直连实现过渡。

2.3 综合数据网络分析

根据广州供电局综合数据网现状和十二五规划内容及某原变电站的综合数据网设备现状，新建某220kV智能变电站列为核心层节点，核心层节点与广州局及两个核心层节点相连、与汇聚层节点采用星形连接。

某220kV智能变电站为广州综合数据网络核心层节点，在本工程配置1套综合数据网核心层设备：1台核心交换机，采用光纤直连方式与就近核心层变电站500kV狮洋站和广州局核心层设备连接，接入到广州地区综合数据网。

3. 电气二次侧设备集成研究

该智能变电站按数字化变电站方案设计，设计遵循按Q/CSG 1 0011-2009<<数字化变电站技术规范>>、<<广东电网数字化变电站技术标准>>的有关技术原则，采用计算机监控系统。全站采用分层分布式的网络结构，实现与站内有通信能力的智能设备通信。全站建立在IEC 61850通信技术规范基础上，按分层分布式来实现数字化站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。从整体上分为三层两网：站控层、间隔层、过程层和站控层网络、过程层网络。站控层与间隔层保护测控等设备采用IEC61850-8-1通信协议；间隔层与过程层合并器设备采用IEC61850-9-2通信协议点对点传输SMV；间隔层与过程层智能终端采用GOOSE通信协议网络化传输；过程层的智能终端就地分散安装在开关场智能终端汇控柜内。

站控层网络和过程层网络分开组网，采用以太网双星形结构。站控层网络用于变电站层的监控、远动系统与间隔层装置通信。过程层网络用于间隔层装置与过程层的智能终端、合并器设备等通信，以及低压测控保护一体化装置之间进行逻辑的闭锁。

调度自动化远动系统功能由计算机监控系统完成。全站断路器、电动刀闸、主变中性点接地刀闸在主控室远方遥控，并设有就地操作功能。220kV双流输变电工程采用数字化变电站技术方案，全站由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC61850通信规范基础上，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。二次接线按综合自动化变电站设计，全站设一套综合自动化系统和一套视频及环境监控系统[3]。

（1）二次设备的布置

变电站内设置主控制室和继保室，主计算机兼操作员工作站、工程师工作站、远方通信控制柜等站级控制层设备布置于主控制室；主变压器、220kV线路、110kV线路、220kV及110kV母线设备、公用部分等的保护、自动装置、测控装置、直流系统、电能量计费系统采集柜以及全站消防控制柜等均布置于继保室；20kV部分的保护测控一体化装置布置在20kV开关柜上。

220kV开关设备智能终端安装于相应智能汇控柜。110kV开关设备智能终端安装于相应的独立汇控柜。主变压器设置非电量保护及智能终端柜，就地安装于变压器旁。变电站设置#1、#2蓄电池室，蓄电池组组架分别安装于#1、#2蓄电池室。合并单元与相应间隔保护组一面屏，220kV/110kV母线TV合并单元按电压等级组一面屏，20kV母线TV合并单元及主变20kV侧合并单元就地安装在开关柜上。

（2）辅助电源系统

1）UPS不间断电源

本站布置1套交流不停电电源，集中布置于主控楼继保室，以满足站内监控系统、自动化设备和继电保护设备的要求。交流不间断电源系统采用冗余配置方式，每组容量按5kVA选择，当交流供电中断时，交流不间断电源系统能保证2小时事故供电。

2）继电保护试验电源屏

根据中国南方电网《220kV～500kV变电站电气技术导则》Q/ CSG10011-2005，《微机继电保护运行管理规程》DL/T587-2007规定及反事故措施精神，本工程在继保室设置1面继电保护试验电源屏，以方便二次设备调试。继电保护试验电源屏的电源直接由站内交流配电屏供给。

3）二次交流屏

本次工程在继保室设置1面二次交流屏，用以供给二次保护控制、自动装置、打印机等需要的交流电源。该屏电源直接由站内交流配电屏供给。

（3）火灾自动报警系统

本站在继保室集中设置火灾报警系统1套，采用编码传输总线式连接方式，报警系统包含联动控制主机、消防电话主机、功率放大机、单独供电单、感烟探测器、感温探测器、声光报警器、手动报警按钮、感温电缆、消防应急广播等，在发生火灾情况时，感烟控测器、感温探测器将接收到的烟雾或温度信号发送到联动报警控制主机，主机将信号传送给声光报警器，声光报警器发出鸣叫，通知人员撤离火灾现场，在感温或感烟探测器失灵的情况下，可通过手动报警按钮，通知现场人员撤离。

（4）直流系统

根据《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004及阶梯负荷计算法，蓄电池容量选择按经常负荷和事故负荷的100%考虑，事故放电按2小时计算，本站采用220V直流，供给全站微机监控、继电保护、自动装置、远动装置、事故照明及断路器合闸等直流电源。采用2组400Ah蓄电池，双蓄双充智能高频开关电源直流成套装置。直流系统采用单母线分段接线，推荐采用智能高频开关电源整流器直流成套装置，由直流充电屏、蓄电池进线屏及馈线屏各2套组成。

直流供电分配方式：微机监控及220kV、110kV、主变继电保护采用辐射型网络供电，20kV开关柜控制合闸回路按每段双回路供电，主控室常明灯及应急照明独立配电。

（5）变压器保护

本工程每台主变配置2面主变保护屏，主变保护装置按照双重化配置，主保护、后备保护一体化，分别独立接入双重化的过程层网络。主变配置本体智能终端，完成主变非电量保护功能以及主变档位、温度采集和遥调控制，即本体智能终端含非电量保护和本体测控功能。

（6）220kV母联保护

220kV母联断路器不配置独立的保护，过流及充电保护由220kV母线保护装置实现。

（7）110kV母联、分段保护

110kV母联、分段断路器不配置独立的保护，过流及充电保护110kV母线保护装置实现。

（8）20kV保护

20kV补偿电容器组、馈线、站用变配置单套保护测控一体化装置，安装于开关柜内。站用变备自投功能由低压侧智能开关ATS装置实现。不设置常规的备自投装置。

（9）主变故障录波屏

本站单独配置一面数字式主变故障录波屏，用于2台主变，装置需适应数字化变电站应用模式，接入数字化变电站的过程层网络SMV（采样值）报文和GOOSE（变电站状态事件）报文，与站控层设备的通信采用IEC61850 MMS通信规约。

4. 结论

智能变电站建设如今成为电网建设及相关改造工程的重要关键点之一。利用多种成熟智能化电子及计算机技术，满足信息系统的高度集成。通过研究智能变电站信息综合一体化技术以及二次设备集成化，有利于系统高效、安全、稳定的运行，满足现代电网高速发展的需要，更好的服务与经济发展及日常生活。

[1]孙晓明,牛得存,刘颖,等.智能变电站自动化系统信息流分析与二次设备集成研究[J].电气时代,2015(11):95-97.

[2]樊陈,倪益民,窦仁晖,等.智能变电站二次设备集成方案讨论[C].中国电机工程学会电力系统自动化专业委员会三届三次会议暨2013年学术交流会,2013.

[3]陈世永,宋丽娜.220kV智能变电站设计与自动化系统分析研究[J].科技创新导报,2015(2):107-107.