220kV数字化变电站系统设计方案

国电南自

220kV数字化变电站技术方案

国电南京自动化股份有限公司

GUODIAN NANJING AUTOMATION CO.，LTD

一、变电站规模

220kV自耦有载调压变压器两台，220kV和110kV 电气主接线为双母线接线，35kV电气主接线为单母分段接线。220kV进线2回，110kV出线3回，35kV出线4回。全站220kV和110kV为户外设计，35kV为户内开关柜。

整站构建基于IEC 61850 标准体系的变电站架构，全面实现数字化变电站。

二、配置清单

220kV数字化变电站设备配置清单

一次部分

二次部分

三、配置方案

1.站控层设备配置方案

1.1硬件

变电站层主机包括：监控主机、远动主机。

主机采用工业控制级计算机，具体配置如下：P4 3.0G、512MB、2×80G硬盘、40X可读写光驱、1.44M软驱、网卡、标准键盘、鼠标、22”液晶

打印机：A3激光打印机

监控主机配备以太网卡。

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：

1）与电能表的接口

2）与智能直流系统的接口；

3）与火灾报警及消防系统的接口；

4）与视频监视系统的接口。

5）与微机五防系统的接口。

6）预留与其它智能设备的接口。

1.2 软件

提供操作系统和数据库，包括监控系统软件、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等。

2间隔层设备配置方案

间隔层设备的软硬件对数字化变电站的实施非常重要。PS 6000+数字化变电站自动化系统中的“U”系列保护测控装置，采用了Freescale公司最新PowerPC高性能低功耗通信处理器为主CPU，并在其上构建了完全配置化的逻辑图执行引擎和IEC 61850数字化变电站软件平台。保护、测控等各产品无需修改传统应用积累的核心算法和逻辑，仅通过工具软件少量修改软硬件配置即可实现GOOSE开入开出和采样值输入，确保软件可靠性。

取消了间隔层装置上的所有交流及开入开出插件，装置只需要少量的几块CPU插件完成

数字化信息处理，因此完全可实现装置硬件统一及各电压等级的保护测控一体化。间隔层装置的MMI插件负责人机界面及对站控间隔层网络的通信接口，对下管理若干块数字化CPU插件，运行不同的软件以实现各种保护、测控以及分散录波等功能。

间隔层设备包含有保护设备、测控设备、表计等。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、备自投设备等。

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数据量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。2.1设备配置方案

1）220kV保护及测控装置配置

线路间隔配置两套线路保护，每套保护分别配置一台间隔合并器和测控装置，在数字化线路保护对侧配置一套传统的线路保护，以实现传统站与数字化站的光纤差动保护的配合。

主变间隔配置双主双后的主变保护，分别配置了高、中侧的合并器及主变测控装置。

母线差动保护装置（含失灵）按照双重化配置。

配置适用于数字化变电站的故障录波器，分别与各间隔合并器连接。

各间隔合并器完成电压切换的功能。

2）110kV保护及测控装置配置

线路间隔配置保护测控一体化的装置，同时也配置一台间隔合并器。

各间隔合并器完成电压切换的功能。

3）35kV保护及测控装置配置

各出线间隔配置集成合并器功能、保护测控功能、就地操作箱等功能为一体的保护测控装置。主变低压侧和PT间隔配置低压智能单元来实现模拟量采集和操作箱功能，同时配置PT并列装置来完成单母分段的电压并列功能。

4）电度表

选用符合IEC61850通信标准的数字输入的电能表。

2.2间隔层设备的基本要求

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。3．3 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。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。现阶段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（针对户外支柱式互感器）或站内直流供电（针对GIS互感器）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：(浅色为保护采样线圈、深色为测量采样线圈)

3.1互感器及合并器配置方案 整体配置

出出

出出出

出出出

出出

出出

整个系统中全部使用电子式互感器。220kV 及110kV 侧电子互感器按开关配置，在出线侧

配置一支电子式电压互感器为线路抽取电压。220kV 及110kV 侧均采用电子式电流互感器双电源供能方式，包括激光功能和在线取能两种。主变中性点CT 为独立式电流互感器，其绝缘等级为110KV 。

采用点对点光纤向间隔层设备传输采样值：间隔层设备的采样值来自单个合并器时，采用IEC61850-9-1协议，如线路间隔；采样值来自多个合并器时，采用传输延时固定IEC60044-8的FT3协议，如主变和母差间隔。母线PT 合并器用IEC 60044－8标准的光纤串行接口（FT3）输出数据给各间隔的合并器，各间隔合并器根据隔离开关位置进行电压切换和PT 并列选择电

光纤至合并单元1

光纤至合并单元2

压与本间隔采样数据组合后输出。

高电压等级按间隔配置合并单元，220kV侧合并器均为双重化配置，110kV侧主变合并器为双重化配置。35KV配置采用户内干式绝缘的电子式电压互感器。每个间隔配置一套包含采样及跳合闸功能的就地保护测控装置。

220kV及110kV线路电子式互感器配置

在220kV线路侧配置电子式电流互感器和电子式电压互感器为线路抽取电压，电流互感器内含有双重化的保护和测量线圈，与之对应配置双重化的合并单元，如下图：

220kV线路间隔(FT3数据)

2(9-1数据) 2(FT3数据)

(9-1数据) (9-1数据) 1(9-1数据) 1(FT3数据)

在110kV线路侧配置电子式电流互感器和电子式电压互感器为线路抽取电压，电流互感器内含单套的保护和测量线圈，与之对应配置单套合并单元，如下图：

110kV线路间隔计量设备(9-1数据)

线路保护测控(9-1数据)母线保护(FT3数据)

变压器220kV及110kV侧电子式互感器配置

主变间隔故障录波(FT3数据)

主变保护2(9-1数据)母线保护2(FT3数据)

计量设备(9-1数据)测控装置(9-1数据)主变保护1(9-1数据)母线保护1(FT3数据)

变压器35kV侧电子式互感器配置

为了满足220kV变压器保护双重化配置的要求，35kV侧的就地采集单元也按双重化要求配置。

2

1

35kV 出线电子式互感器配置

35kV 低压保护测控装置集中合并器和智能单元的功能，可直接输出9-1数字量提供给电度表。

出出出

35kV 母线电压配置

35kV 母线电压通过PT 智能终端完成就地采样后，再通过光纤回路采用FT3传输的方式传递给PT 并列装置，由该装置完成并列功能后传递给保护测控装置。

出

合并单元配置

220kV电压等级以4个典型间隔为例进行了配置说明，如下图所示。线路间隔、主变间隔、母联间隔配置电子式电流电压互感器，母线PT间隔配置电子式电压互感器，其安装位置如图所示，合并单元因保护双重化需要，线路间隔、主变间隔、母联间隔各配置两套合并单元，母线PT间隔各配置一套合并单元分别接入来自两条母线上的电压信号，并在其各自的合并单元内实现电压并列功能，而电压切换功能则由各间隔合并装置来完成。

110kV电压等级间隔合并单元配置除主变间隔外，其余间隔均为单套配置。其配置方案同于220kV电压等级的单套配置。

下图为220kV母线保护的合并器配置结构图。各间隔合并器均按照双重化配置，分别通

过光纤接入到母线保护中。

合并器机箱采用标志6U.10机箱，机箱模件配置及模件端子如下图所示。本机箱结构最多可以为3路采集器提供激光电源。当需要接入的采集器超过4个时，可以在数据处理器模件上插上附板，该附板可以提供多达14路的光纤输入输出接口。110kV间隔配置6台合并器，分别为主变差动、后备、线路、分段和PT合并器。

3.2智能终端配置方案

智能终端能给传统断路器或变压器等提供数字化变电站接口并具有就地操作箱功能。设计系统的智能终端分别适用于分相断路器、三相断路器、主变本体等，在高电压等级场合可按要求使用两台装置实现完全的双重化。其中主变本体智能终端具有变压器本体保护和测控功能，本体保护跳闸可选择经CPU或不经CPU由操作回路直接跳闸。智能终端就地安装在智能终端柜中。

下图为分相智能操作箱适用于双跳圈双合圈（或单合圈）且分相动作的断路器，可通过

配置两台智能操作箱来对应于双重化要求。配置用于220kV电压等级操作回路。

下图为低压智能终端，该装置适应于低压线路、电容器、所变保护等场合，集成合并器功能、保护测控功能、就地操作箱等功能,支持就地组屏、集中组屏等方式。交流模件支持Rogowski线圈的毫伏级输入及测量线圈的伏级输入，CPU模件能以IEC61850-9-1或IEC60044-8/FT3标准以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，装置具有和站控层以IEC61850标准通讯能力。配置用于低压保护测控装置。

下图为主变压器智能终端，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。

3.3 GOOSE网络配置

间隔层设备间实时性要求较高的信息，如失灵启动、断路器位置等通过GOOSE网络传输；间隔层设备间实时性要求不高的信息，如间隔联闭锁信息等通过站控间隔层网络传输。过程层通讯采用按间隔组网方式。过程层通信网按间隔分成若干子网，用母差交换机连接。某个间隔子网故障时，不影响其它间隔的功能。母差交换机故障时，不影响各间隔内功能。

220kV GOOSE网络方案图：

110kV GOOSE网络方案图：

主变GOOSE网络方案图：

四、设计方案

1）一次设备智能化

采用数字输出的电子式互感器、智能开关（或配智能终端的传统开关）等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。

2）二次设备网络化

二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆。

3）运行管理自动化

所有信息按统一标准建模，并按统一的通信协议标准传输，实现不同设备和不同功能的信息共享。整合监控、远动、五防、在线监测等功能，新增自动故障分析系统和程序化控制系统等高级应用功能，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。

另外，变电站站内信息数字化、标准化，在IEC 61850到主站的标准确立以后，调度端将可完全访问变电站的所有信息。除了传统的实时数据外，调度端还可以直接导入变电站模型乃至主接线图，并能获得在线监测、设备台帐等运行管理信息。

4）信息模型标准化

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。

数字化变电站是由智能化一次设备、网络化二次设备按IEC61850协议整站的网络架构分层构建，从整体上分为三层：站控层、间隔层和过程层，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。与常规变电站相比，数字化变电站间隔层和站控层的设备只是通信模

型发生了变化，而过程层却发生了较大的改变，由传统的电流、电压互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接，改变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元、光纤连接等方式。

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1.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。

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。

3.过程层的主要功能

1）电力运行实时的电气量检测；

2）运行设备的状态参数检测；

3）操作控制执行与驱动；

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一些跨间隔合并器的数据传输。

3.1合并器具有以下基本功能:

1）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；

2）可以以光能量形式为电子式互感器采集器提供工作电源；

3）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；

4）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。

3.2智能终端应具有以下基本功能:

1）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；

2）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；

3）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。