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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 72110kV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 9610kV电容器保护配置 97.35KV/10KV 分段保护配置 9810kV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） 11一、智能变电站概述变电站作为电网的重要组成部分，是
2、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。智能化变电站
3、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
4、年国网公司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
5、间隔层保护测控等设备采用 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
6、量采样信号以光纤方式接入过程层网络，间隔层 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 输的发展方启图
7、典型110kV线路间隔IEC 61850-9-2方式配置图智能变电站整体方案图如下图:JLStade1#主变保 护110kV综保装置110k线路110k吶桥主变保和W t9-235k综保1测控保护测控装置一开关柜i Ay-2GOOSE9-2GOOSgoOSeGOOS9-2 QOOSEGOO； E开关柜3?过程层光A网交换机F 1过程层B网光交换机故障录波及报文分析*9-2 jGOOSgO-OsegOOse,GOOSE ” J GOOSE 1 综合智线路冃E内桥综合智能单单兀元GOOSEGOOfcEGOOSE主变中压侧综 合智能单元1I 变.虫（水 智祀接口 主变#徉低压侧开关柜采集转换GISC
8、TPT 开关低压侧同中压侧低压侧同中压侧9-29-2U 土 ：i；：斤也采集转换CTPT主变中压侧综 台智能单疋110k线路1及内桥间隔（线路2同线路1）1#主变间隔2#主变与1 #主变结构相同35kV/10k 间隔全站网络结构图1.站控层系统方案间隔层装置与监控、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。口110K控、内装置V测桥站控层网络结构图2. 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
9、（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
10、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
11、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 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
12、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 智能终端一体化装置-综合智能单元（双网输出），完成A网采样和A/B网GOOS功
13、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间隔电流量PT1PTzFT3并列后站线电压换装置FT3电压并列箱流、电压数据进行综金 然后以I巨C61850O2格式输出至过程层网络。JI母T合并单元输出光扩展并列后电压采集转换装占ooo9-2述程层光交换机FT33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
14、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 110kV 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
15、 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，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
