论文部分内容阅读
【摘 要】本文阐述了基于IEC61850标准的智能化变电站的二次设备配置，讨论了对二次设备配置及组柜布置的优化整合。
【关键词】IEC61850标准；智能变电站；二次设备配置；二次设备布置；优化整合
1、概述
由于受技术水平发展的制约，大多数变电站二次系统细分为多个相对独立的系统，互操作性差、规约不一致、I/O重复设置，这些问题使得二次专业的整合存在技术难题。为此IEC起草并正式发布IEC61850标准。
基于IEC61850标准的智能变电站提供了系统整合的技术平台，基本解决了常规站的监控、保护、故障录波与计量等功能单一、分散、互操作差等问题。同时基于IEC61850标准的变电站自动化系统技术也对二次设备配置及组柜布置的优化提供了机会。经过整合优化、合理配置、紧凑布置，既减少了建筑面积，又方便施工维护，增进系统的可靠性。
2、二次设备配置
2.1站控层设备
1）主机兼操作员工作站。主机兼操作员工作站是变电站自动化系统的主要人机界面，应满足整个系统的功能要求及性能指标要求，容量应与变电站的规划容量相适应。主机兼操作员工作站还应能采集、处理各种所需信息，实现保护及故障信息管理功能，能够与调度中心进行通信。主机兼操作员工作站宜单套配置。
2）远动通信装置。远动通信装置直接采集来自间隔层或过程层的实时数据，以及一体化信息平台高级应用所决策出来的分析报告。其容量及性能指标应能满足变电所远动功能及规范转换要求。
3）网络通信记录分析系统用于管理、分析各项设备当前的状态，以及与其它设备通信情况。一般情况下每个变电站宜配置一套网络通信记录分析系统，对于扩大内桥变电站可取消过程层网络，采用点对点传输方式，取消配置网络通信记录分析系统。
4）打印机。基于IEC61850标准的变电站自动化系统，实现互操作的网络化的二次设备，统一、高速的信息传输网络平台，为打印机的集中配置提供了完全可行的技术支持。因此可取消装置柜内上的打印机，设置网络打印机，通过站控层网络通信打印全站各装置的保护告警、事件等。
2.2间隔层设备
间隔层设备包括测控装置、保护装置、电能计量装置、集中式处理装置以及其它智能接口设备等。间隔层设备应具备光纤通信接口，实现与过程层设备之间采样数据、控制数据的交换。所有间隔层设备应能按照IEC61850协议建模，实现与站控层通信，
1）继电保护装置、测控装置。保护装置及测控装置应按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信。主变压器保护按单套配置，主变保护采用主、后备保护分开配置的方式，后备保护与测控装置一体化配置；110kV线路测控装置与保护采用一体化配置；10KV采用保护测控计量一体。
2）故障录波。采用10kV分布式故障录波和110kV集中式故障录波相结合的方式。集中故障录波装置应支持通过过程层网络接收SV/GOOSE报文录波，必要时可通过站控层MMS获取10kV分布式装置上的录波信息，进行配电网故障分析。扩大内桥变电站考虑到不设置过程层网络，取消故障录波装置。
3）其他装置。备自投装置、低周减载装置等应按照DL/T860标准建模。低频低压减负荷装置无需独立配置，其功能宜由站控层主机兼操作员站实现。
2.3过程层设备
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。电子式电流电压互感器采用有源的Rogowski线圈互感器来实现互感器设备的数字化。
2.3.1合并单元。合并单元作为电子式互感器、智能化一次设备、传统互感器与智能化二次保护、测控和计量设备的中间连接环节，其主要功能是接收一次设备的信号，对采样的数据进行汇总；并输出给二次设备。
2.3.2智能终端。智能终端是连接一次开关设备和二次保护、测控装置的智能化设备，其作用是采集一次开关设备的状态，通过GOOSE网络传输至保护和测控装置，同时通过GOOSE网络接收保护和测控装置的命令，对一次开关设备进行操作。可在一次设备就地安装智能终端，完成控制信号的光电转换。
3、二次设备配置的优化整合
3.1站控层设备优化整合
由于变电站按无人值班站设计，本地功能仅在建设、调试、检修时使用，正常运行由远端完成监控。因此可对站控层设备进行优化整合，设置一套本地功能监控主机，集成主机、操作员站、工程师站、网络打印服务器功能，站控层其余功能设备独立设置。
3.2间隔层、过程层设备优化整合
1）依据“逻辑集成的概念”，将全站低周减载功能嵌入电网故障分析和站域保护软件中实现，利用过程层网来接受各个单元的电气量和开关量，并传输GOOSE报文，从而实现网络化低周。与常规低周/低压减载装置相比具有简化二次接线、运行方式灵活、维护简单等优点。
2）间隔层设备间的联系如间隔相互闭锁等，从站控层通过光纤来实现数据的交换。
3）《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GWD 441-2010）规定：110kV变压器电量保护宜按双套配置，当保护采用双套配置时，各侧合并单元宜采用双套配置，各侧智能终端宜采用双套配置。主变保护采用单套配置，主、后备保护分开配置，后备保护与测控装置一体化配置，取消各侧智能组件的双重化配置，节约了成本。
4）主变非电量保护由就地的本体智能组件实现，采集主變零流、间隙零流、油温等信号，实现非电量保护功能，包括主变中性点接地刀、主变有载调压分接头位置、风冷等的控制。
5）两段110kV母线设备共用一台智能组件，实现电压并列功能。
4、二次设备布置优化整合
由于110kV变电站110kV电压等级间隔少，10kV电压等级一次设备采用开关柜，户内布置，因此，往往采用110kV电压等级、主变二次设备集中布置，10kV电压等级二次设备又下放在10kV配电装置室内。采用基于IEC61850标准的智能化变电站新技术，可将一些二次设备下放至配电装置场地。如将主变差动保护、后备保护测控装置组柜下放至相应的断路器汇控柜旁；本体保护测控装置下放至主变本体智能控制柜；将110kV线路保护测控装置下放相应的汇控柜，减少主控室屏柜数量。
5、结论
采用基于IEC61850标准的智能化变电站新技术，相比以往常规变电站，可在二次设备配置及组柜布置上进行优化整合。站控层优化整合后，将减少站控层硬件配置及相应MMS网络接口数量要求，间隔层、过程层设备优化整合后，将减少两层硬件配置及相应MMS、SV、GOOSE网络接口数量要求，布置优化后能下放配电装置处的尽量下放，屏柜数进一步减少，精简了主控室屏柜数量，减少主控室的占地面积。从而降低一次投资成本，减少安装、运行维护工作量，可取得较好的经济效益。
【关键词】IEC61850标准；智能变电站；二次设备配置；二次设备布置；优化整合
1、概述
由于受技术水平发展的制约，大多数变电站二次系统细分为多个相对独立的系统，互操作性差、规约不一致、I/O重复设置，这些问题使得二次专业的整合存在技术难题。为此IEC起草并正式发布IEC61850标准。
基于IEC61850标准的智能变电站提供了系统整合的技术平台，基本解决了常规站的监控、保护、故障录波与计量等功能单一、分散、互操作差等问题。同时基于IEC61850标准的变电站自动化系统技术也对二次设备配置及组柜布置的优化提供了机会。经过整合优化、合理配置、紧凑布置，既减少了建筑面积，又方便施工维护，增进系统的可靠性。
2、二次设备配置
2.1站控层设备
1）主机兼操作员工作站。主机兼操作员工作站是变电站自动化系统的主要人机界面，应满足整个系统的功能要求及性能指标要求，容量应与变电站的规划容量相适应。主机兼操作员工作站还应能采集、处理各种所需信息，实现保护及故障信息管理功能，能够与调度中心进行通信。主机兼操作员工作站宜单套配置。
2）远动通信装置。远动通信装置直接采集来自间隔层或过程层的实时数据，以及一体化信息平台高级应用所决策出来的分析报告。其容量及性能指标应能满足变电所远动功能及规范转换要求。
3）网络通信记录分析系统用于管理、分析各项设备当前的状态，以及与其它设备通信情况。一般情况下每个变电站宜配置一套网络通信记录分析系统，对于扩大内桥变电站可取消过程层网络，采用点对点传输方式，取消配置网络通信记录分析系统。
4）打印机。基于IEC61850标准的变电站自动化系统，实现互操作的网络化的二次设备，统一、高速的信息传输网络平台，为打印机的集中配置提供了完全可行的技术支持。因此可取消装置柜内上的打印机，设置网络打印机，通过站控层网络通信打印全站各装置的保护告警、事件等。
2.2间隔层设备
间隔层设备包括测控装置、保护装置、电能计量装置、集中式处理装置以及其它智能接口设备等。间隔层设备应具备光纤通信接口，实现与过程层设备之间采样数据、控制数据的交换。所有间隔层设备应能按照IEC61850协议建模，实现与站控层通信，
1）继电保护装置、测控装置。保护装置及测控装置应按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信。主变压器保护按单套配置，主变保护采用主、后备保护分开配置的方式，后备保护与测控装置一体化配置；110kV线路测控装置与保护采用一体化配置；10KV采用保护测控计量一体。
2）故障录波。采用10kV分布式故障录波和110kV集中式故障录波相结合的方式。集中故障录波装置应支持通过过程层网络接收SV/GOOSE报文录波，必要时可通过站控层MMS获取10kV分布式装置上的录波信息，进行配电网故障分析。扩大内桥变电站考虑到不设置过程层网络，取消故障录波装置。
3）其他装置。备自投装置、低周减载装置等应按照DL/T860标准建模。低频低压减负荷装置无需独立配置，其功能宜由站控层主机兼操作员站实现。
2.3过程层设备
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。电子式电流电压互感器采用有源的Rogowski线圈互感器来实现互感器设备的数字化。
2.3.1合并单元。合并单元作为电子式互感器、智能化一次设备、传统互感器与智能化二次保护、测控和计量设备的中间连接环节，其主要功能是接收一次设备的信号，对采样的数据进行汇总；并输出给二次设备。
2.3.2智能终端。智能终端是连接一次开关设备和二次保护、测控装置的智能化设备，其作用是采集一次开关设备的状态，通过GOOSE网络传输至保护和测控装置，同时通过GOOSE网络接收保护和测控装置的命令，对一次开关设备进行操作。可在一次设备就地安装智能终端，完成控制信号的光电转换。
3、二次设备配置的优化整合
3.1站控层设备优化整合
由于变电站按无人值班站设计，本地功能仅在建设、调试、检修时使用，正常运行由远端完成监控。因此可对站控层设备进行优化整合，设置一套本地功能监控主机，集成主机、操作员站、工程师站、网络打印服务器功能，站控层其余功能设备独立设置。
3.2间隔层、过程层设备优化整合
1）依据“逻辑集成的概念”，将全站低周减载功能嵌入电网故障分析和站域保护软件中实现，利用过程层网来接受各个单元的电气量和开关量，并传输GOOSE报文，从而实现网络化低周。与常规低周/低压减载装置相比具有简化二次接线、运行方式灵活、维护简单等优点。
2）间隔层设备间的联系如间隔相互闭锁等，从站控层通过光纤来实现数据的交换。
3）《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GWD 441-2010）规定：110kV变压器电量保护宜按双套配置，当保护采用双套配置时，各侧合并单元宜采用双套配置，各侧智能终端宜采用双套配置。主变保护采用单套配置，主、后备保护分开配置，后备保护与测控装置一体化配置，取消各侧智能组件的双重化配置，节约了成本。
4）主变非电量保护由就地的本体智能组件实现，采集主變零流、间隙零流、油温等信号，实现非电量保护功能，包括主变中性点接地刀、主变有载调压分接头位置、风冷等的控制。
5）两段110kV母线设备共用一台智能组件，实现电压并列功能。
4、二次设备布置优化整合
由于110kV变电站110kV电压等级间隔少，10kV电压等级一次设备采用开关柜，户内布置，因此，往往采用110kV电压等级、主变二次设备集中布置，10kV电压等级二次设备又下放在10kV配电装置室内。采用基于IEC61850标准的智能化变电站新技术，可将一些二次设备下放至配电装置场地。如将主变差动保护、后备保护测控装置组柜下放至相应的断路器汇控柜旁；本体保护测控装置下放至主变本体智能控制柜；将110kV线路保护测控装置下放相应的汇控柜，减少主控室屏柜数量。
5、结论
采用基于IEC61850标准的智能化变电站新技术，相比以往常规变电站，可在二次设备配置及组柜布置上进行优化整合。站控层优化整合后，将减少站控层硬件配置及相应MMS网络接口数量要求，间隔层、过程层设备优化整合后，将减少两层硬件配置及相应MMS、SV、GOOSE网络接口数量要求，布置优化后能下放配电装置处的尽量下放，屏柜数进一步减少，精简了主控室屏柜数量，减少主控室的占地面积。从而降低一次投资成本，减少安装、运行维护工作量，可取得较好的经济效益。