数字化变电站自动化系统解决方案

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1、数字化变电站自动化系统解决方案1数字化变电站是由智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信协议基础上分层构建，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及网络接口只是接口和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，逐步改变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元、光纤连接等内容。2IEC61850将数字化变电站分为过程层、间隔层和站控层，各层内部及各层之间采用高速网络通信。整个系统的通讯网络可以分为：站控层和间隔层之

2、间的间隔层通讯网、以及间隔层和过程层之间的过程层通讯网。站控层通信全面采用IEC61850标准，监控后台、远动通信管理机和保护信息子站均可直接接入IEC61850装置。同时提供了完备的IEC61850工程工具，用以生成符合IEC61850-6规范的SCL文件，可在不同厂家的工程工具之间进行数据信息交互。间隔层通讯网采用星型网络架构，在该网络上同时实现跨间隔的横向联锁功能。110kV及以下电压等级的变电站自动化系统可采用单以太网，110kV以上电压等级的变电站自动化系统需采用双以太网。网络采用IEC61850国际标准进行通信，非IEC61850规约的设备需经规约

3、转换后接入。考虑到传输距离和抗干扰要求，各继电小室与主控室之间应采用光纤，而在各小室内部设备之间的通讯则可采用屏蔽双绞线。根据过程层的不同需求，我们提供了以下两种数字化变电站解决方案。如图2-1所示，在过程层采用电子式PT/CT以及智能化开关设备，变电站所有装置的交流采样数据通过与MU合并单元通信获得，各种测量与保护装置的交流采样部分全部取消，通过GOOSE网络传输实时跳合闸和保护间配合信号，全站使用IEC61850标准进行信息交互。该方案的组网原则主要包含以下几点：1)监控层网络使用星型独立双网。星型网络相比环型网络结构简单、配置简洁，且降低了网络风暴形成的

4、风险；2)由于数字化变电站中的过程层通讯网络上数据传输的重要性，过程层通讯网需要和间隔层通讯网从物理上分开。过程层GOOSE网络采用星型双光纤以太网，与站控层分开组网。对于超高压变电站，推荐按电压等级分开组网。同一电压等级的GOOSE网络连接在一起，可以充分保证GOOSE的信息共享的特点；3)电子式互感器模拟量数据传输采用点对点的符合IEC60044-8标准的光纤网络进行数据传输。确保了模拟采样值传输的实时性和可靠性。图2-1支持电子式互感器和GOOSE的数字化变电站解决方案图2-2支持电子式互感器和智能控制柜的数字化变电站解决方案在该方案中，通过PCS-98

5、20GIS智能控制装置实现对一次和二次设备的智能化控制，将二次保护测控和GIS的智能控制功能有机整合后下放至GIS本体旁，对上按IEC61850规范接入站控层设备，对下与开关机构之间通过电缆连接接插端子，整个方案大大减少了控制电缆，优化了二次回路，简化了设计，真正实现了智能开关功能。同时满足和体现了数字化变电站的可靠性和先进性。3电子式互感器是具有模拟量电压输出或数字量输出，供频率15Hz-100Hz的电气测量仪器和继电保护装置使用的电流或电压互感器。按照IEC60044-7/8的定义，电子式互感器是由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成

6、，用于传输正比于被测量的量，供给测量仪器仪表和保护或控制装置使用的装置。电子式互感器通常由传感模块（安装在远端一次侧，又称为远端模块）和合并单元（又称为合并器）组成。根据传感模块是否需要供电来划分，可分为有源式电子互感器和无源式电子互感器。根据应用场合以及整体结构的差异来划分，可分为GIS结构电子式互感器、AIS结构电子式互感器和直流电子式互感器。目前有较多工程应用的为有源式电子互感器，其主要利用电磁感应等原理感应被测信号，如基于罗戈夫斯基（Rogowski）线圈和低功率线圈的电子式电流互感器；基于电阻、电容、电感分压的电子式电压互感器。这种互感器传感头部分具

7、有需用电源的电子电路，用于GIS或者罐式断路器更方便，对于AIS应用场合，则采用取能线圈或激光供能的办法，以解决电源问题。电子式互感器通过合并单元为间隔级设备提供电流和电压信号，数据传输应符合相关标准，目前主流的传输标准包括：IEC60044-8（FT3格式）、IEC61850-9-1和IEC61850-9-2。对于保护、特别是差动保护等应用场合宜应用可靠性较高的IEC60044-8标准；对于需要信息共享的应用场合，可以应用互操作性较好的IEC61850-9-1等标准。电子式电流互感器模拟量输出标准值为22.5、150、200、225mV（保护用）和4V（测量

8、用），数字量输出标准值为2D41H（测