35 kV数字化变电站设计方案探讨

　　目前，变电站综合自动化技术已经在我国得到广泛的应用，但是，目前的变电站综合自动化技术的运用还存在一些技术上的局限性，另外，随着电力系统的结构越来越复杂，电压等级越来越高，对系统运行管理也提出了更高的要求。随着数字式互感器技术和智能电气设备技术的日臻成熟并开始实用化，以及计算机高速网络在电力系统实时网络中的开发应用，数字化变电站技术开始在我国逐步得到应用。数字化变电技术代表着变电站自动化技术的发展方向。IEC61850标准为数字化变电站技术奠定了技术标准。数字化设备以及数字化通信技术的发展及实用化，也使得按IEC61850建设数字化变电站成为可能。

　　1 数字化变电站的关键技术

　　就目前技术发展现状而言，数字化变电站是建立于IEC61850通信规范基础上，由电子式互感器(ECT，EVT)、智能化开关等智能化设备、网络化二次设备按变电站层、间隔层、过程层分层构建而成，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。它的关键技术主要包括以下几个方面。

　　1．1 IEC61850标准

　　就概念而言，IEC61850标准主要围绕以下四个方面展开：

　　(1)功能建模。从变电站自动化通信系统的通信性能(PICOM)要求出发，定义了变电站自动化系统的功能模型(Part5)。

　　(2)数据建模。采用面向对象的方法，定义了基于客户机／服务器结构的数据模(Part7-3／4)。

　　(3)通信协议。定义了数据访问机制(通信服务)和向通信协议栈的映射，如在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到MMS(IEC61850-8-1)，在间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络(IEC61850-9-1)或映射成基于IEEE802．3标准的过程总线(IEC61850-9-2)(Part 7-2，Part8／9)。

　　(4)变电站自动化系统工程和一致性测试。定义了基于XML(Extensible Make up Language)的结构化语言(Part 6)，描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。为了验证互操性，Part 10描述了IEC 61850标准一致性测试。

　　1．2 电子式互感器

　　电子式互感器分为两大类：有源电子式互感器和无源电子式互感器。有源电子式互感器利用Rogowski空芯线圈或低功率铁芯线圈感应被测电流，利用电容(电阻、电感)分压器感应被测电压。远端模块将模拟信号转换为数字信号后经通信光纤传送。无源电子式互感器利用Faraday磁光效应感应被测电流信号，利用Pockels电光效应感应被测电压信号，通过光纤传输传感信号。

　　1．3 智能化设备

　　根据IEC 62063：1999的定义，智能开关设备是指具有较高性能的开关设备和控制设备，配有电子设备、传感器和执行器，不仅具有开关设备的基本功能，还具有附加功能，尤其在监测和诊断方面。

　　1．4 网络化二次设备

　　将IEC 61850应用于变电站内的通信，以充分利用网络通信的技术，实现二次设备的信息共享、互操作和功能的灵活配置。

　　2 系统设计原则

　　按照数字化变电站的要求和各层所需要达到的功能，针对一个典型接线的35 kV变电站，建立数字化变电站模型，并给出系统结构及配置方案。设计方案应具有先进性，同时作为一种实际应用，还应充分考虑目前国内外高压电气设备和二次设备(IED)的发展情况和运行经验。

　　设计过程分以下几个步骤实现：

　　(1)建立35 kV变电站模型，给出电气主接线和IED配置。

　　(2)分析数字化变电站的分层网络特点，建立全数字化变电站自动化系统网络。

　　(3)针对已建立全数字化变电站自动化系统网络，选择数字化变电站高压电气设备和二次设备。

　　3 系统设计方案

　　3．1 变电站主接线及IED配置

　　以下设计中按照常规的35 kV变电站考虑：配备有载调压变压器2台；35 kV单母线分段，两路进线一主一备；#1进线所带35 kV直配变一台，作为所用备用电源；10 kV单母线分段，每段母线各六路出线；集中无功补偿分两台，分别接于10 kV I，Ⅱ母线。电气接线如图1所示。

　　本方案中，35 kV变电站采用保护及测控一体化设计，#1，#2主变压器各配置一台主变差动保护测控装置，提供双斜率双拐点差动制动特性的比率式电流差动保护和差流速断保护功能。此外，这两台保护还可为变压器高、低压侧提供过流后备保护功能。测控方面的功能包括差动和制动电流、二次和五次谐波、电流等测量值，以及事件及故障录波、数据记录等功能。35 kV#1，#2进线、母联配置一台线路保护装置，主要提供完整的过流，速断和线路差动保护。两台主变保护各组一个屏，两条进线和母联的保护组一个屏。

　　对于10 kV馈线系统(含进线、变压器、电动机、母联等)，有两种配置方式，种是分散安装模式，在每条10 kV馈线上配置一台综合馈线保护装置，提供过流和速断保护，其他保护功能包括电压和频率保护、断路器失灵保护等。测控方面的功能包括重合闸、故障测距、断路器操作次数及开断电流统计、同期检测、事件及故障录波、各种电量及需量的测量功能，10 kV馈线保护安装在相应的馈线开关柜上。第二种方式是组屏方式安装模式，在10 kV每段母线处各配置一台多馈线保护装置，一台这样的保护可同时为5条10 kV馈线提供监控保护功能，并为母联提供保护，这里选用后一种安装方式，多馈线保护通过组屏安装在35 kV主控室或10 kV配电室，10 kV I，Ⅱ两段母线只需两台多馈线保护装置即可为各馈线，变压器及母联提供保护，这两套保护各组一个屏。

　　变电站层配置主备两个远动主机和主备两个后台监控主机以及工程师站、人机工作站等设备，整个系统共组五个屏放在主控室。

　　为了使得变电站可以兼容部分不支持IEC61850的智能设备(如UPS、直流屏、消弧系统，电度表等)，所以方案中设置了单独的IEC61850通信管理机、对时设备等辅助设备，其功能是将这些智能设备转换成符合IEC61850规范，同时实现统一对时。

　　3．2 变电站网络组网

　　3．2．1 过程层网络

　　过程层上的数据流出现在电子式互感器和保护、测控之间的采样值传输过程中，采样值传输有很高的实时性要求。此外，保护、测控装置之间的互锁、保护和智能开关之间的跳合闸命令也有很高的实时性和可靠性要求。因此，过程层通信的实时性和可靠性是为关键的问题。

　　过程层组网有四种方案，分别为面向间隔原则，面向位置原则，单一总线原则和面向功能原则。其中面向间隔组网方案结构清晰，易于维护，互操作性甚至互换性既可在IED层面获得，也可在间隔层面获得。在IEC61850实施初期，由于缺乏足够的互操作性实践经验，该方案使间隔层的互操作性更容易得到保证，所以在本设计中采用此方案组网，并采用100MB光纤冗余的过程总线环网，保证采样值报文和跳闸GOOSE报文传输的实时性、可靠性，具体构建如下：

　　35 kV部分和10 kV部分各为一间隔进行组网，这两部分的ECT／EVT从侧采集到电流／电压信号后，分别接入本间隔内设置的合并单元中，合并单元采用IEC61850-9-2标准对采样值进行处理，处理后的采样信息经过本间隔内的一台工业以太网交换机接入过程层环网中，这样，采样值信息就可以在过程层环网上被共享，传至保护和测控设备里。智能开关设备如同合并单元一样，经本间隔内的一台工业以太网交换机接入过程层环网中，传至保护和测控设备中，合并单元及智能开关设备分别接入这两台交换机中，这样的话，同一间隔内的两台交换机可达到网络冗余功能，如果有其中一台交换机故障也不会影响过程层重要数据的传输安全。

　　3．2．2 变电站层网络

　　变电站站级网络主要处理间隔层之间IED的通信，同时要与后台人机工作站、工程师站进行信息交换，并通过远动装置与各级调度进行双向信息交换，变电站网络也可以通过网络设备直接接入电力数据网。

　　由于间隔层设备之间以及间隔层和变电站层之间需要共享电压、电流值及状态信号，而且间隔层IED数量较多，数据传输量大，为避免出现网络堵塞，保证通信可靠性，变电站层网络采用1 000 MB双光纤交换式以太环网结构，来保证带宽和可靠性。间隔层为支持IEC61850标准的数字式智能电子设备保护、控制、测量，集中组屏安装。分别有#1主变屏，#2主变屏，35 kV两条进线、母联屏，两面10 kV馈线保护屏，每一单元为一独立网络单位，相互之间可以交换信息，基于IEC61850标准规范与环网总线相连，与其他各单元、主站和调度系统进行交换信息。后台控制室通过变电站网络向保护和测控装置下达控制命令，GPS装置也通过变电站网络向全站统一授时，另外，远动系统也由变电站层网络经路由器与外部电力调度网络相连。根据以上对35 kV数字化变电站过程层和变电站层的组网分析，具体网络构建如图2所示。

　　4 电气设备设备配置

　　4．1 电流／电压互感器及合并单元

　　如前文所讲，电子式电流／电压互感器分为有源和无源两种，由于有源互感器简单可靠，稳定性较好，国内外已经进入商业运行的以有源互感器居多，光学互感器在超高压系统中优势较大，但还处在不断改进过程中。因此在目前的技术条件下，35 kV变电站各电压等级的互感器选用有源互感器。具体选择配置方案如下：

　　在35 kV#1，#2进线部分各选择一对带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器；在35 kVI，Ⅱ段馈线部分各选择一对带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器；在35 kV I，Ⅱ段母线处设置带有一个保护级(测量)和一个用于零序电压的电子式电压互感器；35 kV母联部分选择一个带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器。

　　在10 kV I，Ⅱ段母线进线部分各选择有一个保护级和一个测量级的电子式电流互感器；在10 kV I，Ⅱ段母线的每条馈线部分同样选择有一个保护级和一个测量级的电子式电流互感器；在10 kV I，Ⅱ段母线部分各选择一个有一个保护级(测量)和一个用于零序电压的电子式电压互感器；10 kV母联部分选择一个带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器。

　　合并单元负责将有源互感器采集的35 kV和10 kV线路上电流，电压信号经IEC61850-9-2标准经光纤以太网传输至过程总线所需保护，具体配置方案如下：

　　在35 kV I，Ⅱ段母线处各设备一台合并单元，采集35 kV#1，#2进线和出线部分的三相线路保护和测量电流值，同时采集35 kV I，Ⅱ段母线的单相线路电压值和零序电压值，其中35 kVⅡ段母线处的合并单元也负责采集35 kV母联部分电流值。

　　在10 kVI，Ⅱ段母线处各设备一台合并单元，采集10 kV I，Ⅱ段母线的进线和10条馈线部分的三相线路保护和测量电流值，同时采集10 kV I，Ⅱ段母线的单相线路电压值和零序电压值，其中10 kVⅡ段母线处的合并单元也负责采集10 kV母联部分电流值。

　　4．2 智能断路器

　　在数字化变电站中，智能开关设备的研究和现场应用相对滞后一步。因此在目前的技术条件下，可供选择的智能开关设备不是很多，目前主要的还是一些国外厂家生产的产品，国内的厂家也已经在开发适用于各种电压等级的智能开关设备，其中35 kV和10 kV的智能开关柜已经开始试用。

　　本方案中，35 kV和10 kV智能开关设备选用智能化的成套开关柜，配备智能保护(控制)装置，这种装置应具有自动采集交流量和监视断路器状态等功能，并以IEC61850标准与站内其他IED进行通信。另一种方案是采用常规的开关柜，再在开关柜上加装基于IEC61850标准的保护、测控一体化装置及智能操作箱来实现智能开关柜的功能。

　　4．3 交换机

　　以太网交换机在过程层通信的主要网络部件，由于过程层通信所处的恶劣电磁环境，以及采样值和GOOSE信息对实时性的要求，方案中选择工业以太网交换机。

　　这种工业以太网交换机应满足IEC61850-3中变电站环境对设备的要求，较普通交换机更加坚固，可安装在标准DIN导轨上，并有冗余电源供电，接插件采用牢固的DB-9结构或者更加坚固的具有IP67防护等级的M-12接口，用以满足苛刻的工业现场环境，可以抵抗震动，腐蚀和电磁干扰，大大提高了设备和网络的可靠性。交换机采用双全工交换模式，支持IEEE802．1q(虚拟局域网)和IEEE802．1p(优先级标签)这两个与网络通信服务质量密切相关的协议。其中，IEEE802．1q定义了基于端口的虚拟局域网(VLAN)，IEEE802．1p定义了报文传输优先级，后者对于过程总线上采样值报文和跳闸GOOSE报文的实时传输十分重要，因为当过程总线上数据通信负荷较大时，通过给采样值报文和跳闸GOOSE报文置上高优先级标签，可以保证这两类报文会在交换机内优先转发出去。

　　在网络结构上，工业以太网交换机利用光纤双环网的网络架构和环网冗余协议，光纤网络具有很高的抗干扰性，环网冗余协议相对于标准以太网的STP(生成树协议)及RSTP(快速生成树协议)的断路恢复时间有了明显提高，如业界的工业交换机制造商MOXA公司的专有环网冗余协议MOXA Turbo Ring协议，能够在环网线路出现故障时在20 ms内切换到备份路径，保持通讯的不间断运行，大大提高了网络的可恢复性。并可根据需要灵活选配光端口和电端口的数目。

　　此外，由于合并单元、保护设备和开关控制器所传输信息的重要性，它们均应直接和交换机端口相连，即保证各自享有独立的带宽。

　　5 数字化变电站建设过渡方案

　　目前，国内数字化变电站系统的应用和实施尚处于起步阶段，尤其是非常规互感器还需攻克一些技术难题，国内满足要求、可推广应用的智能设备太少；就交换机和嵌入式智能装置而言，在过程层应用1 000 MB以太网的技术还不成熟；诸如此类问题决定了数字化变电站的推广不可能一步到位，必须根据各地实际情况分阶段按不同的工程方案实施。

　　阶段：变电站自动化系统在变电站层和间隔层真正实现IEC 61850，实现不同厂家IED之间的互联和互操作；而过程层设备采用常规设备，间隔层设备采用传统的点对点硬接线联结方式接入常规互感器和断路器；目前很多已投运的数字化变电站采用的都是这种方案。

　　第二阶段：在不改变现有常规设备的基础上，通过在设备本体或附近加装模拟式输入合并单元和智能控制单元完成过程层设备的智能化；间隔层设备全部取消了模拟输入、开入和开出，仅通过通信按照IEC61850-9-1／2与合并单元、按照GOOSE与智能控制单元连接；间隔层、过程层间完全通过数字化连接，取消了大量点对点硬接线连接。这种方案是比较主流的。

　　第三阶段：变电站层和间隔层、过程层全部实现数字化。过程层设备采用非常规互感器和智能设备，过程层的测量、监视和控制全部实现数字化、网络化，采用1 000 MB双环型网络架构，变电站总线和过程总线合二为一，限度地实现了信息共享和系统集成，是今后数字化变电站的终发展方向。但由于非常规互感器、智能断路器及其他智能设备目前仍有大量的技术问题未解决，因此这种方案在目前的实际工程应用中基本处于示范性探索阶段。

　　6 结 语

　　数字化变电站是未来变电站自动化发展的方向，本文首先介绍了数字化变电站的关键技术，并基于IEC61850标准，设计了35 kV数字化变电站模型，内容包括系统主接线，变电站网络，IED及电气设备的配置等。从目前国内外高压电气设备和二次设备(IED)的发展情况和运行经验来看，数字化变电站的建设还需要一个比较长久的过程，可以走先改造，再建新站，先部分数字化，再完全数字化的道路，对此，本文提出了建设基于IEC61850数字化变电站的过渡方案。