浅析110kV智能变电站二次系统结构及装置结构

浅析110kV智能变电站二次系统结构及装置结构

孙可瑾

无锡市广盈电力设计有限公司214171

【摘要】随着电网智能化的发展，智能变电站已经成为变电站的未来发展趋势。本文针对110kV智能变电站二次系统的设计要点，对其二次系统的主要结构和信息逻辑进行了阐述和分析，进而对110kV智能变电站的二次系统总体设计方案做出探讨。

【关键词】110kV智能变电站；二次系统结构；SV/GOOSE；逻辑单元

一、二次系统的主要结构

智能变电站自动化系统应符合DL/T860规约，在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成。

站控层由主机兼操作员工作站、远动通信装置及网络打印机等设备构成，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。

间隔层由保护、测控、计量、录波及网络记录分析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。

过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，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。

下面就二次系统的一些主设备作一些具体的阐述：

（一）二次系统安全自动设备

第一，设置独立的低压和低周减载装置，支持以IEC61850-9-2方式获取110kV母线交流电压，以GOOSE方式获取10kV出线断路器分/合位信息，实现自适应判断；减载跳闸信号通过站控层网络发送；不需要通过电缆连接来实现常规的低频低压减载功能。

第二，对于llOkV单母分段或内桥接线，设置单独的备用电源自动投切装置，其SV/GOOSE信息采集及跳闸功能均通过过程层实现，不需要通过电缆连接来实现分段自投或进线互投的功能。对于lOkV侧的备用电源自动投切装置只需实现分段自投功能，其实现方式同llOkV备自投。

第三，对于llOkV单母分段或内桥接线，不再设置独立的电压并列装置，其功能由母线设备合并单元实现。

第四，变电站自动化系统可提供智能负荷优化控制功能，可根据预设的减载策略，在主变压器过载时自动计算出切负荷策略，或接收调度主站端或集控中心的调节目标值计算出切负荷策略，并将切负荷策略上送给调度主站端或集控中心确认后执行。调度主站端或集控中心可以对厂站端的智能负荷优化控制软件进行启停、状态监视和调节目标值设定的控制。

第五，变电站自动化系统可提供智能电压无功自动控制(VQC)功能，可接收调度主站端或集控中心的调节策略，完成电压无功自动控制功能。调度主站端或集控中心可以对厂站端的VQC软件进行启停、状态监视和策略调整的控制。

（二）二次系统间隔层设备

对于llOkV线路、分段，采用保护测控一体化装置，保护直接采样、直接跳闸，保护装置应支持通过GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传递,支持通过SV报文接收电流电压信号。GOOSE报文采用网络和点对点方式传输，SV报文采用点对点方式传输。就地布置在进线智能控制柜内。

对于变压器，采用独立的保护装置，测控装置，组屏集中布置于二次设备室，按双重化配置主保护、后备保护一体化装置，支持GOOSE方式实现防误闭锁功能，以直采直跳方式与各侧智能终端、合并单元实现信息沟通。变压器保护跳10kV分段及闭锁备用自投采用GOOSE网络传输。

非电量保护由本体智能终端实现，就地安装在主变场地智能控制柜内。本体保护跳闸通过控制电缆直跳方式实现。非电量信息通过GOOSE方式上传测控设备。

对于10kV设备，采用常规的保护测控计量多合一装置，装置分散安装于10kV开关柜内。

（三）二次系统过程层设备

对于llOkV线路、分段采用单套合并单元智能终端一体化装置，就地布置在进线智能控制柜内。

对于llOkV母线设备，采用独立的合并单元，智能终端，配合主变双重化保护要求，每个母设间隔各配置一套合并单元，一套智能终端，其中合并单元具备电压并列功能，就地布置在母设智能控制柜内。

对于变压器，高低压侧均采用独立的合并单元，智能终端，配合主变双重化保护要求，配置双套合并单元，单套智能终端，就地布置在主变智能控制柜及lOkV开关柜内。

智能终端不设置防跳功能，采用断路器机构箱防跳。装置跳合闸出口回路设置硬压板。具有接收GOOSE命令，开入断路器机构硬接点信号，跳合闸自保持功能，控回断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能。

二、二次系统的装置结构

110kV智能变电站的二次系统根据其设备功能和设计目的的不同，可以分为如下几种结构方式：

（一）数字式测控结构

在110kV智能变电站的二次系统设计中，为了保护测控装置，在自动化系统中为其选择主CPU时，应当选择性能好、功耗低的通信处理器。这种结构的特点是保留一次系统中的保护与测控装置中的逻辑单元与经典算法，在建立符合61850协议要求的智能软件平台的基础上，使逻辑单元的执行引擎进行工作,保障智能逻辑软件的可靠性。

数字式测控结构的组网方式是:对于一次设备的模拟量由合并单元就地进行采集，开关量信息由智能终端就地进行采集；主变温度信息同样由智能终端采集，并转换成为数字量，并通过SV/GOOSE组网将模拟量及开关量信息输送到测控装置，然后由测控装置经MMS输送到站控层设备。

（二）数字式变压器保护结构

为了加强对110kV智能变电站变压器的保护，应当在加强控制励磁涌流闭锁的基础上，遵循波形对称和二次谐波制动的原理；对于采用了合闸电阻和新的铁芯材料的变电器，考虑励磁涌流闭锁为其造成的影响，应当使用模拟量采集方式，实现比传统采集方式更加明显的励磁涌流效果，促使谐波分量增强。这种结构需要充分利用对励磁涌流闭锁的控制，以波形对称和二次谐波制动的原理作为磁通制动的根据。

随着保护测控设备一体化的发展，变电站的主流配置中，对应设备中的保护CPU、测控CPU可独立实现它们各自的功能，利用测控采样信息判定保护元件是否应该启动；在非电量的保护方面，使用继电器实现回路直跳,与此同时发送相应的GOOSE信息，提高可靠性。这种保护性结构还能提供足够多的数字量接口，根据组网形式确定数字量接口的形式。若是点对点光纤，高低侧的合并单元与智能终端直接连接变压器；若是过程层组网，必须利用交换机实现设备之间的数据交换。

（三）数字式线路保护结构

数字式线路保护结构的模拟量和开关量的数据都可以使用光纤获取。现在普遍使用SV接口、GOOSE接口分别作为采样值和开关输入量的光纤接口，GOOSE口需要单独设置；开关量输入端与跳闸输出端可使用同一个GOOSE口。数字式线路保护结构能够实现线路两端共同数字化站的设计目标，实现了对线路的光纤纵差保护。

在110kV智能变电站中的二次系统的过程层中，数字式线路保护结构能够实现与相关电子式互感器的对接,通过点对点光纤或GOOSE组网实现保护装置运作。

（四）数字式备投保护结构

第一，SV式备投。

SV式备投在SV基础上构建，其设计理念和传统的备投方式类似，需要专门设立备投装置,因此也被称为集中式数字化备投。备投装置负责采集开关量信息和交流信息，下达控制命令。集中式数字化备投装置的建立需要通过网络采集实现，配合传统备投设备，改变采样信息的方式。事实上，这种方式和传统的备投方式在逻辑信息的处理上并没有任何不同。只不过集中式数字化备投装置可以通过交换机实现采样信息、GOOSE信息的共享，实现对数据的逻辑分析；需要充电时,其装置能够进行充电；触发对应的动作条件时,其装置完成相对应的出口动作。

第二，GOOSE分布式备投。

这种备投方式不需要专门设置独立备投装置，只需要在构建数字网络的基础上，设置一个单独的备自投逻辑单元，将其整合在保护测控体系例如分段保护中即可，通过不同的间隔层设备来共同实现其功能。

进线间隔测控设备负责电流判别的工作及进线开关位置的采集，分段间隔测控设备负责采集分段开关的位置，母线的测控设备负责检测母线的电压；利用通讯网络传输将间隔层设备收集的信息输送给主逻辑单元，再由主逻辑单元分析信息，对其逻辑关系和运行方式做出合理判断，利用GOOSE信息将结果发送至执行单元，实现备投功能。

GOOSE分布式备投与传统模式相比，不需要利用电缆就能进行数据传输，充分利用网络优势，以GOOSE信息实现传输功能，精简了设备序列，让变电站的检修和运行更加容易。

第三，网络式备投。

网络式备投是构建在监控系统上的，需要为监控系统专门设立逻辑软件，将测控装置获得的各项数据和信息输送给备投逻辑软件，通过监控网络对数据和信息进行逻辑分析和计算,实现备投功能。这种方式需要借助监控系统来运行，因为逻辑软件便于移植，在线即可编程，只要在原本的备投设备上设立对应的逻辑软件就能实现预想中的备投功能，共享数据,不但能减少投资，还能保障变电站的实际运行需要。

（五）数字式低压保护测控结构

通过在开关柜内安装电子式互感器，实现对测控设备的低压保护。在这种结构下，互感器输出的小信号可以是数字量的，也可以是模拟量的。需要将保护测控、智能终端和合并单元的设备都安装在开关柜中，采用FT3输出方式，由智能终端（低压）提供数字化借口，实现与数字化电表的连接与传输，并输送GOOSE信息。

结束语

综上所述，110kV智能变电站的二次系统需要根据变电站的具体需要来设计，其主要结构和信息逻辑处理方式也随之发生改变。

参考文献

[1]甘泉.双峰寺110kV变电站二次系统设计与应用[D].华北电力大学,2012.

[2]王秀梅.容城110kV智能变电站的二次系统方案及实施研究[D].华北电力大学,2012.

[3]王岩.110kV智能变电站二次设备调试方法研究[D].山东大学,2014.