110kV智能變電站工程設計實踐

【摘要】本文根據某110 kV變電站智能化建設實例，主要闡述了智能變電站網絡結構和監控系統的配置。結合智能化變電站的理論概念和該110 kV變電站的實際配置，從工程的角度對智能化變電站進行了具體的分析，詳細論述了智能變電站設計過程中所遇到的合并單元與智能終端的配置及安裝位置、主變本體智能組件接入網絡、合并單元之間的傳輸協議等實際問題，為今后的智能化變電站設計提供幫助，也為廣大工程設計工作者提供參考。

【關鍵詞】智能變電站；監控系統；網絡結構；智能終端；合并單元

引言

智能變電站是堅強智能電網的重要基礎和支撐，是電網基礎運行數據的采集源頭和命令執行單元，對智能電網起支撐作用。

智能變電站設計建設過程中，諸如監控系統配置、二次智能化設備配置、變電站二次網絡結構等問題，都是智能變電站建設中需要解決的。合理地設計變電站網絡結構，不僅可以保證各種保護控制功能的實現，對整個電力系統的安全穩定運行具有重要意義。

1.工程介紹

某110kV變電站按最終規模建設，安裝 2 臺容量為50MVA的主變壓器，每臺主變低壓側配置2×3600kVar并聯電容器組；110kV終期采用外橋接線，10kV采用單母線分段接線。

2. 變電站二次系統的設計

2.1設計原則

1） 本站站按智能化變電站，無人值班設計。

2） 采用計算機監控系統，配置主機兼操作員站。

3） 采用分層分布式的網絡結構，全站分為站控層、間隔層和過程層。

4） 整站采用IEC 61850協議；

5）站設置1套公用的時間同步系統，站控層采用SNTP對時，間隔層、過程層設備均采用IRIG-B碼對時方式。

2.2網絡結構

整站基于IEC61850標準構建，開關量傳輸采用GOOSE協議。

對應于分散布置方案，全站三層一網，MMS總線+點對點 。

特點如下：

1） 保護裝置計量電度表采樣值采用光纖點對點方式傳輸。

2） 各保護直及接跳閘、測控、開關位置等GOOSE報文均通過點對點傳輸。

3） 站控層基于SNTP網絡對時，間隔層和過程層設備采用IRIG-B碼對時。

4） 站控層網絡（MMS總線）采用單星型以太網。

5） 因變電站主接線形式較為簡單，110kV過程層不組建GOOSE網，GOOSE報文通過點對點傳輸；10kV不配置GOOSE網絡。

2.3各層設備配置

2.4.1過程層設備配置

本站110kV線路、110kV橋、110kV PT、主變本體采用智能終端合并單元一體化設備，且單套配置；主變110kV側、主變10kV側分別配置兩臺合并單元、一臺智能終端，裝置分散安裝于就地GIS控制柜或10kV開關柜內；10kV其余間隔不配置智能終端及合并單元。

2.4.2間隔層設備配置

（1）保護測控裝置配置

1）依據業主要求，主變保護采用主后分開的保護裝置；主保護不具備測控功能，后備保護兼容測控功能，組屏放于主控室。

主變非電量保護下放到戶外主變本智能組件箱，實現就地采集就地跳閘。

2）110kV采用保護測控一體化裝置，組屏放于主控室。

3）10kV線路采用保護測控一體化裝置，10kV電容器及所變采用四合一裝置（具備保護，測控，計量、錄波功能），均安裝在開關柜上。

4）全站設一臺母線測控裝置，實現母線電壓的測量和PT刀閘的遙控功能；設一臺公用測控裝置，以硬接線方式采集非智能化設備的模擬量和開關量信息，上傳監控后臺。

（2）計量裝置

該變電站110kV線路側、主變110kV側、主變10kV側均采用0.5S級數字式電度表，安裝于電量采集屏。10kV出現作為關口計量點，電度表采用1+0配置原則，采用0.2S級常規電度表；無功補償及站變，采用0.5S級常規電度表。

站內設置一臺電能量遠方終端設備，該設備以RS485串口方式采集全變電站的電量信息，向電能計量管理部門傳送信息，并通過協議轉換器接入站內MMS網絡。

3.設計中遇到問題及分析

3.1合并單元與智能終端配置問題

依據國家電網公司通用設計規定，110kV變電站中，110kV側出線與分段合并單元單套配置，智能終端單套配置；110kV母線配置單套合并單元、智能終端；主變110kV、10kV進線合并單元雙套配置，智能終端單套配置。

本站根據實際情況，對合并單元、智能終端配置做出以下優化調整：

1）110kV側出線與分段（母聯）采用智能組件，同時具備合并單元智能終端功能，單套配置。

2）110kV母線采用智能組件，按照母線段分別配置，且均具備并列功能。

3）為了滿足主變雙套保護的獨立性、可靠性，設計中未對主變110kV、35kV進線合并單元、智能終端配置做出調整；主變本體采用具有合并單元功能的智能組件，并且兼容本體保護功能。

3.2主變本體智能組件接入網絡問題

主變本體智能組件作為合并單元和智能終端合一裝置，具備智能終端和合并單元的功能。

從長遠來看，智能組件所具備的功能將會由一次設備實現，不宜直接接入站控層網絡。而就現階段來說，智能變電站均采用分層分布式結構，智能組件作為過程層設備，直接接入站控層網絡，有可能對站控層網絡穩定造成一定的影響，并且使得整個監控系統的管理不夠清晰明確。

因此主變本體智能組件GOOSE報文點對點接入主變測控裝置，SV采樣值點對點接入主變保護裝置。

3.3智能組件安裝位置選擇

本站合并單元與智能終端考慮安裝于就地位置，裝置安裝于就地位置主要由于以下幾點：

1）本站按照常規配置，采用“合并單元+常規電流（電壓）互感器”方式，智能組件安裝于就地智能控制柜內，將有效的減少控制電纜的使用量，而且智能組件連線較短，不容易產生誤差。

2）本站采用戶內GIS，智能組件安裝于智能控制柜內，配線及裝置安裝均由GIS廠家完成，減少了端子之間的轉接，是裝置的可靠性得到有效提高。

3）智能組件安裝于就地位置，有效的減少了主控室內的屏位數量，減小的主控室面積。

3.4母線合并單元與其余間隔合并單元之間的協議

IEC61850 為數字化變電站提供了一套完整的信息描述和訪問規范，使得不同廠家的智能電子設備具有互操作性。但是SV采樣值在合并單元之間傳輸過程時，仍舊存在一些問題。

現階段，國內合并單元廠家常用的SV采樣值相互傳輸協議有兩種，一種是IEC61850-9-2協議，另一種是IEC60044-8協議。為了方便施工及運行，在設計聯絡會上，必須對其通信協議予以明確。

本站智能組件均采用單一廠家產品，智能組件之間的SV采樣值相互傳輸協議均為IEC60044-8協議。

4.結語

隨著科技的不斷進步，越來越多的技術應用到智能電網的建設中。智能變電站是智能電網的重要環節，其建設將對變電站的設計、管理、檢測和運行維護帶來巨大變革。如今，大量的智能變電站正在建設中，設計過程中遇到的問題也在不斷的涌現出來。只有不斷的解決難題，才能使智能變電站建設的更加完美，使智能化電網得到不斷的完善。

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