浅谈110kV智能变电站综自系统构成.doc

1、浅谈 110kV 智能变电站综自系统构成摘要：本文从工程设计的角度出发，浅谈 110kV 智能变电站综自系统的结构、整体配置方案及其功能。 关键词：110kV 智能变电站 变电站综合自动化 DL/T860（IEC61850）体系 一、概述 结合110kV220kV 智能变电站设计规范和国家电网公司智能化变电站优化集成设计建设指导意见通过对自动化系统功能层次需求的分析，在 DL/T860（IEC61850）体系的基础上提出合理的自动化系统结构构成。110kV 智能变电站计算机监控系统的设备配置和功能要求按无人值班设计，以数字化技术为依托，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求

2、，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能。 二、系统网络结构 变电站网络结构应符合 DL/T860 标准，站内自动化系统通信规约采用 DL/T860（IEC61850）规约。计算机监控系统采用开放式分层分布式网络结构，由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层网络采用单星型以太网结构，按 MMS、SV、GOOSE（逻辑闭锁）三网合一搭建，通过相关网络设备与站控层其他设备及间隔层网络通信，可传输 MMS 和GOOSE 报文，实现全站的管理控制功能，形成全站监控、管理中心；间隔层设备在站控层失效的情况下，仍能独立完成各自间隔的就地监控；过程层采样网采用直接采样的方式，SV、

3、GOOSE 信息同时满足点对点及组网方式，完成运行设备的电气量实时采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等功能，报文通过过程层网络向站控层网络传输。 三、综自系统构成及配置方案 （1）站控层设备的配置原则 按照功能分散配置、资源共享、避免设备重复设置的原则，满足无人值班的要求，站控层设备及功能应适当简化。其硬件设备主要由主机兼操作员站、远动通信装置、智能型公用接口设备、站控层网络交换机以及网络打印机构成，集中布置在二次设备间内。提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。站控层数据库以及主接线图等按变电站远景规模设置参

4、数，便于以后扩建工程的实施。 （2）间隔层设备的配置原则 间隔层设备按各期工程的规模配置 I/O 测控装置、按电压等级配置间隔层网络交换机。由保护、测控、计量、录波、相量测量等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。其中，110kV 及主变的 I/O 测控装置集中布置于二次设备间；35kV/10kV 线路保护、测控装置，合并单元，智能操控箱就地安装于开关柜内。 （3）过程层由互感器、合并单元、智能终端、过程层网络交换等构成，完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。其中 110kV 配电装置、主变各

5、侧以及主变本体，智能终端均单套配置。除主变外，110kV 及以下各电压等级间隔合并单元（电压互感器合并单元宜具备电压切换或电压并列功能，宜支持以 GOOSE 方式开入断路器或刀闸位置状态；并能提供输出IEC61850-9 协议的接口及输出 IEC60044-8 的 FT3 协议的接口，能同时满足保护、测控、录波、计量设备使用）单套配置；主变压器各侧、中性点（或公共绕组）合并单元冗余配置。 110kV 及主变智能终端、合并单元分散布置于配电装置场地智能组件柜内；主变 35kV/10kV 侧智能组件和合并单元就地放在开关柜内。 四、操作控制要求 变电站监控系统按无人值班要求，操作控制功能按集控中心

6、（调度端） 、站控层、间隔层、过程层的分层操作原则考虑。操作权限由集控中心（调度端） 、站控层、间隔层、过程层的顺序层层下放。原则上站控层、间隔层和过程层只作为后备操作或检修操作手段，这三层的操作控制方式和监控范围可按实际要求和设备配置灵活应用。 根据国家电网公司文件 国家电科2012 143 号文，智能变电站综合自动化系统对调度端操作与控制应满足如下要求： a、应支持调度（调控）中心对管辖范围内的断路器，电动刀闸等设备的遥控操作，支持保护定值的在线召唤和修改、软压板的投退、稳控装置策略表的修改，变压器档位调节和无功补偿装置投切，此类操作应通过区数据通信网关机实现。 b、应支持调度（调控）中心

7、对全站辅助设备的远程操作与控制，此类操作应通过区数据通信网关机和综合应用服务器，并由综合应用服务器将操作命令传输给相关的辅助设备，完成控制操作。 c、/区网关机暂不配置。 此外在强电二次回路还应具有备用操作手段。在监控系统运行正常的情况下，任何一层的操作、设备的运行状态和选择切换开关的状态都应处于计算机监控系统的监视之中。在任何一层的操作时，其他操作级均应处于被闭锁状态。系统出现故障（软硬件）时，应能立即发信至集控站或调度端并闭锁远方控制。 五、系统功能 计算机监控系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制、断路器合闸同期等功能，并且具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能和时钟同步功

8、能，具有与调度通信中心交换信息的能力。计算机监控系统具体功能要求按有关规程执行，对以下几个功能的设计予以细化和补充说明。 a. 时钟同步。110kV 智能变电站应设置一套时钟同步系统，该系统采用双套主时钟对时装置，支持北斗系统和 GPS 系统单相标准授时信号，时钟同步系统采用时间同步信号扩展装置扩展对时信号方式和数量，以满足站内监控、保护、录波、计量等设备需要的各种时间同步信号。综合考虑技术的发展方向以及方便后续运维管理，站控层设备采用 SNTP 网络对时方式；间隔层和过程层设备宜采用 IRIG-B、1pps 对时方式，条件具备时也可采用 IEC61588 网络对时。 b. 五防系统。结合各个

9、地区的特点，变电站考虑装设独立微机防误闭锁综合系统，系统具有两票三制管理制度的特点；配置工控主机（应具备 RTU 等接口功能，实现数据共享，并可闭锁监控操作） 、汉字显示器、开关闭锁控制器和电脑钥匙等。防误闭锁系统通过综合自动化系统后台计算机监控系统相连，并接收各类操作的操作顺序，并与装在一次设备上的编码配合，一起完成防误闭锁各项功能。 c. 远动功能。计算机监控系统应能实现与变电站有关的全部远动功能，满足电网调度实时性、安全性和可靠性要求。尤其要满足无人值班变电站与各级调度及集控站中心的信息传输需求。远动信息的直采直送是保证调度中心掌握电网整体运行状况的重要原则。远动通信设备需要的数据应直接

10、来自数据采集控制层的 I/O 测控装置，并且通过站控层网络传输，直采直送要求远动通信设备与站内监控设备无关，主机兼操作员站的任何操作和设备故障对远动通信设备都不应有任何影响。 e. 与继电保护的信息交换。 保护装置应同时支持 GOOSE 点对点和网络方式传输，传输协议遵循IEC61850-8-1。保护装置采样值接口和 GOOSE 接口数量应满足工程的需要。保护装置应具备 MMS 接口，与站控层设备通信。保护装置的交流电流、交流电压及保护设备参数的显示、打印、整定应能支持一次值，上送信息应采用一次值。保护装置内部 MMS 接口、GOOSE 接口、SV 接口应采用相互独立的数据接口控制器接入网络。

11、保护装置应具备通信中断、异常等状态的检测和告警功能。 六、结束语 以上是结合实际设计工作中，对 110kV 智能变电站综自系统的构成、配置及其功能的主要方面做了简要的分析，随着智能变电站技术的不断发展，智能变电站综自系统在细节要求上也会不断完善，今后的设计和研究工作也将更加的深入。 本文仅供同行参考与商榷，不足之处恳请同行和专家批评指正。 参考文献： 【1】 Q/GDW939-2009110kV220kV 智能变电站设计规范国家电网公司 【2】 Q/GDW678-2011智能变电站一体化监控系统功能规范国家电网公司 【3】Q/GDW679-2011智能变电站一体化监控系统建设技术规范国家电网公司 【4】 智能变电站技术与实践覃剑，中国电力出版社