许继电气110kV智能变电站技术方案

1、浙江杭州 110kV 智能变电站技术方案许继电气股份有限公司2009-08目录一、智能变电站概述 3二、工程概况 : 3三、整体方案 41. 站控层系统方案 52. 站控层系统配置与功能 63. 时钟同步方案 7四、工程方案 71. 110KV间隔层保护保护和安全自动装置特点 72. 110KV线路间隔73. 主变间隔 84. 网络化备自投功能 85. 35KV/10KV线路保护配置 96. 10KV电容器保护配置 97. 35KV/10KV分段保护配置 98. 10KV所用变保护配置 109. 数字化故障录波 1010. 网络监视仪（含过程层报文分析） 11、智能变电站概述变电站作为电网的重

2、要组成部分，是确保电网安全、稳定的重要环节，常 规变电站长期存在着由于互感器电磁特性的影响导致保护装置误动拒动、不同 厂家设备间互操作性不良等问题。如何提高电力系统电能传输分配的可靠性， 同时延长系统运行生命周期，有效保护项目投资是各个电力公司面临决策的问 题。在电网建设中投资巨大、数量众多的变电站自动化系统是电力公司关注的 焦点。随着应用网络技术、开放协议、智能一次设备、电力信息接口标准等方 面的发展产生了比较理想的技术解决方案，其中基于变电站通信网络与系统协 议 IEC61850 标准的智能化变电站方案不但得到了电力企业用户的高度关注， 同 时也被广大电力装备生产制造厂家所认可。智能化变电

3、站以智能一次设备和统一信息平台为基础，通过采用先进的传感 器、电子、信息、通信、控制、人工智能等技术，实现变电站设备的远程监控、 程序化自动运行控制、设备状态检修、运行状态自适应、智能分析决策、网络故 障后的自动重构以及与调度中心信息的灵活交互，实现了一二次设备的智能化， 运行管理的自动化。 智能变电站更深层次体现出坚强智能电网的信息化、 数字化、 自动化和互动化的技术特点。国家电网公司、南方电网公司在“十五”期间就智能变电站应用技术展开 了诸多试点工程，国网公司科技部也多次组织进行“智能化变电站关键技术研 究框架”讨论会，智能变电站技术已成为近年来电网技术发展的重要方向。2008 年国网公司

4、提出了建设坚强智能电网宏伟蓝图，常规变电站建设模式 已经不能适应电力系统的发展要求，国内各电力公司都开始积极研究基于 IEC 61850 标准的新型智能化变电站的建设， 以便更好的适应电力系统的发展潮流。二、工程概况 :电压等级： 110kV/35kV/10kV主变：本期 2 台110kV：内桥接线35kV/10kV: 单母分段具体配置容量以主接线图为准，本文只提供了智能变电站的改造方案。三、整体方案整站建立在IEC 61850的标准基础之上，按分层分布式来实现智能变电 站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。 变电站从整体上分为三层：站控层、 间隔层、过程层。站控层与间隔层保护测控等设备采用

5、IEC61850-8-1通信协议。110kV采用传统互感器，通过采集转换装置和合并单元实现采样值数字 化。过程层采用双网配置，各间隔配置双套采集转换装置和合并单元分别接入过 程层A、B网，配置单套智能终端采用双网口接入过程层A、B网。对于线路测控和内桥保护测控装置配置双网口分别接过程层A、B网，主变双重化配置，每套单网口分别接A、B网。过程层和间隔层设备之间采用IEC61850-9-2和GOOSE 通信协议进行数据交换。35kV/10kV采用智能一体化开关柜，配置小信号模拟量输出的电子式互 感器和综合智能保护测控装置就地安装。9-2方式中合并单元将数字量采样信号以光纤方式接入过程层网络，间隔层

6、 保护、测控、计量等设备不再与合并单元直接相连，而都是通过过程层网络获 取采样值信号，这样就达到了采样信号的信息共享。通过交换机本身的优先级 技术、虚拟VLAN技术、组播技术等可以有效的防止采样值传输流量对过程层网 络的影响。更主要的方面在于网络传输模式有效的解决了点对点传输模式下的 一些缺陷。实现模式灵活便于实现跨间隔保护网络化方式下对合并单元的输出光口数量没有要求安装方式灵活，适合就地安装随着交换机网络管理技术的迅速发展及其成本的降低，采样值网络传输模式 已经在智能变电站得到推广应用。它更符合智能变电站所倡导的全站数字网络传图 典型110kV线路间隔IEC 61850-9-2方式配置图智能

7、变电站整体方案图如下图:1588寸时j l 4IBE-|raB¥D-IF-3Q3£3Httl1#主变保护1110k线路1测控110kV内 桥保护测控9-2GOOS9-2八 GOOSEGOOS9-2GOO；砖ooseE过程层光A网交换机9-2 JGOOS9-2八GOOSE9-2八GOOSE线路,GOOSE ” J GOOSE 1综合智能 单元内桥综合智能单元主变中压侧综合智能单元1低压侧开关柜采集转换CTPTGIS开关采集转换11 GIS | | CTPT | 开关低压侧同中压侧110k线路1及内桥间隔（线路2同线路 1）1.站控层系统方案1#主变保护29-2GOOSE过程层

8、B网光交换机GOOSE低压侧同 中压侧故障录波1及报文分析卩I采集转换CTPT1#主变间隔2#主变与1#主变结构相同全站网络结构图1Jh1r135k综保装置10嗨保装置开关柜开关柜35kV/10k间隔间隔层装置与监控、远动主站间的通讯结构采用星形以太网的方式，采用IEC61850-8-1以太网通讯方式。网络构架可采用单网或双网。监控主站（含工程师站）各级调度中心一一 *远动1各级调度中心一一 八远动1VGPS1GPS2口110K控、内装置V测J桥L1-公用测J控主变保护测控一体化装置1主变保护测控一体化装置21#主变（2#主变同）其它智 设备1孚能35kV/10KV综保装置站控层网络结构图2.

9、 站控层系统配置与功能站控层主机包括：操作员站（集成工程师站、VQC小电流接地选线、五防一体化功能）、远动装置。2.1 操作员站2.1.1 配置（单机或双机）Dell主机（WinXP操作系统）CPU 双核 2.0GHz内存： 2.0G硬盘： 160GB显示器： 22英寸液晶2.1.2 操作员站实现的主要功能实时数据采集安全监控与控制一次设备状态监测及分析屏幕显示与操作保护光字牌运行记录制表打印 定值的远方查询和修改 装置版本号查询2.2 远动站2.2.1 配置（嵌入式双机）主频： 600M；内存： 1G；串口：6个/每台；以太网口：4个/每台；2.2.2 远动站系统实现的主要功能4遥信息直米直

10、送与电力数据网通信 与载波通道通信 接受GPS网络对时支持IEC870-5-104/101、CDT等远动通信规约3. 时钟同步方案整站系统配置两台GPS同步对时装置，全站设备在任何情况下只有一个同步 时钟源。GPS当接收不到外部时间基准信号时，切换到内部守时，保持一定的走 时准确度， 使主时钟或扩展装置输出的时间同步信号仍能保持一定的准确度。 当 外部时间基准信号接收恢复时，自动切换到正常状态工作，切换时间小于 0.5S， 切换时时钟输出的时间同步信号不会出错。全站对时有以下两种方案：3.1方案1:采用IEEE1588对时方案站控层和过程层都采用IEEE1588对时方案。IEEE1588基于工

11、业以太网络对 时能满足各间隔合并单元采样同步要求要求，对时精度达到1卩So3.2方案2:站控层SNTP寸时+合并单元光纤脉冲对时站控层及间隔层装置对时采用 NTP网络时钟，两套NTRI服务器同时运行，互 为主备。过程层合并单元采用双光纤脉冲对时。四、工程方案1. 110kV 间隔层保护保护和安全自动装置特点间隔层设备CPU采用两个双核微处理器，完全满足9-2规约下SM和GOOSE 共网数据实时性处理能力。间隔层设备具有24个光纤以太网接口，满足过程层不同组网方式的要求。间隔层设备功能模块完全遵循IEC61850规约的建模标准。 间隔层设备记录装置的所有异常数据，并具有“黑匣子”功能，具有部分

12、设备的全生命周期管理功能。2. 110kV 线路间隔2.1 保护配置110kV线路间隔采用常规电流电压互感器，通过加装采集转换装置将模拟量 转换成FT3格式的光纤数字量，通过合并单元同步后以IEC61850-9-2标准接入过程层网络。过程层网络按双网配置，每个间隔配置双套合并单元采集模拟量信息，分别 接入过程层A、B网，实现采样值数据采集、传输的独立性、冗余性。由于110kV 断路器为单跳线圈， 因此配置单套智能终端实现数字化传输， 由智能终端提供双 GOOS网口分别接入过程层A、B网，实现主变保护双冗余配置。过程层设备均就地安装，为了节约安装空间并体现集成化思想， A网配置合 并单元和智能终

13、端一体化装置 -综合智能单元（双网口输出） ，完成 A 网采样和 A/B网GOOS功能；B网配置独立合并单元完成 B网采样功能，B网的GOOS跳 合闸和开入信息采集通过综合智能单元完成。2.2 110kV电压实现方案电压互感器通过常规电压切换箱完成PT切换后，将电压模拟量接入采集装置输出FT3数字量格式接入各间隔合并单元，各间隔的合并单元将本间隔的电3. 主变间隔1）主变保护配置主变保护测控一体化装置，双套冗余配置。每套保护分别 接入过程层的A、B网，实现采样和跳闸的独立性。2）内桥接线差动保护采用线路和桥的电流互感器，主变保护从主变交换机 上采集电流、电压信号。高压侧过程层配置即为 110k

14、V线路和内桥的配置。3）主变中低压侧配置双采集线圈的电流、电压一体化的电子式互感器（罗 氏线圈原理），输出采用小信号模拟量，配置双套主变综合智能单元接入小信号 模拟量和采集遥信开入（集成智能终端和合并单元的功能，就地安装于开关柜 中），然后以9-2和GOOS规约向主变保护、测控、电度表等设备提供采样值和 开入量。两套主变综合智能单元分别接入过程层 A、B网。4）主变本体配置本体智能终端，完成主变非电量保护功能以及主变温度的 采集。本体智能终端安装于主变本体户外柜内， 提供双光纤GOOS接口分别接入 过程层A B网。4. 网络化备自投功能利用过程层GOOSB络实现备自投功能。与常规备自投装置相比

15、，取消了专 用的备自投装置及各保护之间的连接线， 避免了各间隔信息的重复采集，网络化 采集和传输减少了信息传输环节，提高了备自投动作的可靠性。110kV系统的进线备自投由内桥保护测控装置和线路测控装置协同完成。闲 线路测控装置完成进线备自投功能的分散执行， 内桥保护测控装置完成进线备自 投功能的集中处理。进线备自投功能的动作执行由内桥保护测控装置通过 GOOSE 信息实时传送到110kV线路的综合智能终端单元完成。35kV/10kV 系统的分段备自投功能由分段保护测控装置和主变保护测控装置 协同完成。 主变保护测控装置完成分段备自投功能的分散执行判断功能， 分段保 护测控装置完成分段备自投功能

16、的集中处理， 各装置间的信息交换和跳合闸命令 均通过 GOOSE 网络传递。5. 35kV/10kV 线路保护配置35kV/10kV 出线间隔配置电子式电流、电压一体化互感器（罗氏线圈原理） ， 采用小信号模拟量输出， 通过航空插头直接接入保护测控装置和电度表。 保护测 控装置集成保护、测控、开入开出、小信号模拟量接入功能。每个出线间隔配置 接入小信号模拟量的电度表。10kV 配置罗氏线圈原理的电子式电流电压一体化互感器，采用小信号模拟 量输出，在保证可靠精度情况下，大幅降低了成本。三相式瞬时电流速断保护。三相式限时电流速断保护。 三相一次自动重合闸（后加速） 。 低周减载 （带滑差闭锁功能

17、） 出口跳闸。小电流接地选线功能 存储多次故障事件及录波数据。6. 10kV 电容器保护配置电容器配置电子式电流电压一体化互感器，采用小信号模拟量输出。装置集 成保护、测控、开入开出、小信号模拟量接入功能。间隔配置接入小信号模拟量 的电度表。三相式限时电流速断保护。三相式定时限过电流保护。 不平衡电压保护（提供专门的采集转换装置） 。 低电压保护。接收站控设备下发的投切命令。存储多次故障事件及录波数据。7. 35kV/10kV 分段保护配置分段保护配置电子式电流电压一体化互感器， 采用小信号模拟量输出。 装置 集成保护、测控、开入开出、小信号模拟量接入功能。充电保护过流保护零序过流保护分段备自

18、投过负荷联切存储多次故障事件及录波数据8. 10kV所用变保护配置10kV所用变配置电子式电流电压一体化互感器，采用小信号模拟量输出。装 置集成保护、测控、开入开出、小信号模拟量接入功能。间隔配置接入小信号模 拟量的电度表。三相式过电流保护。三相式限时速断保护。过负荷保护。高压侧零序过流保护（常规模拟量电流接入，跳闸、信号可选） 小电流接地选线 存储多次故障事件及录波数据。35kV/10kV智能一体化开关柜实现原理图9. 数字化故障录波采用集中式录波，录波装置直接从过程层网络获取 9-2和GOOSE信息。主 要功能包括：支持9-2采样值以及GOOS遥信信息。24小时不间断连续记录存储数据。对各种扰动及时标记。扰动定值进行管理。记录数据的分析与管理。链路状况检测。10. 网络监视仪（含过程层报文分析）1） 监控分析过程层通信网络中的IEC61850报文，可实现对SMV报文（IEC61850-9-2/9-1 ）、GOOS报文的接收，对报文关键内容进行在线实时监控，模拟量值可实时浏览波形信息和通道幅值及相位差值等特征信息，对过程层通 信网络中的报文进行录波，