110 kV智能变电站设计探讨

马 悦，邹振宇

（山东电力工程咨询院有限公司，山东 济南 250013）

0 引言

黄屯110 kV变电站是国家电网公司智能变电站试点工程“四确保一争取”的项目之一，2010年12月25日送电。黄屯变电站智能化设计，体现智能变电站“信息化、自动化”特征。采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，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，一次设备和二次设备间信息传递实现数字化；二次设备间信息交换实现网络化，基本取消控制电缆，选用DL/T860标准统一模型和通信协议，实现站内信息高度集中与共享。运行管理实现自动化，智能告警及事故信息综合分析决策、设备状态在线监测系统和程序化控制系统等自动化系统，减少运行维护的难度和工作量。

给出了黄屯110 kV智能变电站的典型设计方案，对工程中遇到的关键技术问题进行分析，并提出调试过程的建议流程，可供从事智能输变电领域研究人员作为参考。

1 黄屯智能变电站工程概况

1.1 工程规模

黄屯110 kV变电站远景规划3台50 MVA变压器，本期建设2台；远景规划2回110 kV出线，扩大内桥接线，本期出线2回采用内桥接线。全户内布置，全站仅设一幢生产综合楼。110 kV采用GIS（Gas Insulated Switchgear）组合电器，10 kV采用开关柜设备。

1.2 智能设计方案概述

一次设备智能化。智能设备采用“一次设备+智能组件”的形式，智能组件就地下放。

电子式互感器选型。110 kV GIS采用全光纤型电流互感器，110 kV电压互感器均采用电容分压型电子式电压互感器，10 kV采用模拟小信号输出方式电子互感器。

设备状态在线监测。变压器配置油中溶解气体在线监测装置，110 kV GIS配置SF6气体密度微水及避雷器泄露电流、动作次数在线监测装置。

变电站自动化系统。黄屯站自动化系统采用开放式分层分布式系统，三层设备结构统一组网，采用DL/T860通信标准，图1为黄屯变自动化系统结构图。间隔层设备与过程层设备高度集成，按间隔分散式配置就地一体化智能装置，集成保护、测控、智能终端、合并单元（仅10 kV）功能。全站防误操作闭锁功能、小电流接地选线功能由变电站自动化系统实现。备自投、低频低压自动减载等功能采用网络集中式，由集中式处理装置实现。各间隔内设备直接采样、直接跳闸，实现间隔自治。主变保护涉及多间隔元件,采用GOOSE跳闸。集中式处理装置涉及多间隔元件,采样及跳闸均采用网络方式。

图1 黄屯智能变电站自动化系统结构图

2 110 kV智能变电站设计关键问题分析

2.1 电子式互感器接入合并单元的规约问题

黄屯站电子式互感器标书分为电流互感器和电压互感器两部分，合并单元纳入电流互感器标书，但电流互感器和电压互感器中标厂家不同。由于目前各厂家电子式互感器的输出均为私有规约，不能直接输出标准的FT3格式，导致电流、电压互感器厂家之间配合困难。

经反复研究，解决方案为电压互感器输出信号首先接入本厂的合并单元，然后再以FT3格式接入电流互感器的合并单元。该方案虽然解决了电压互感器信号接入电流合并单元的问题，但存在以下弊端：第一，需增加合并单元数量，导致智能组件柜体积较大。第二，电压互感器输出增加了中间环节，有延时的问题，必须解决好电流、电压时间同步问题，否则会对保护带来影响。第三，容易出现厂家之间责任相互推诿现象。

根据Q/GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》6.3.2条要求“电子式互感器（含MU）应能真实地反映一次电流或电压，额定延时时间不大于2 ms”，该规定要求从电子式互感器的传感元件到合并单元送出的延时时间应在2 ms内。黄屯站电压互感器输出整体延时时间在2 ms内。见图2电子式互感器延时要求示意图、图3黄屯站合并单元配置图。

图2 电子式互感器延时要求示意图

图3 黄屯110 kV站工程合并单元配置图

图4 110 kV电压互感器输出示意图

2.2 扩大桥接线对电压互感器、保护装置的要求

电子式电压互感器输出的要求。由于110 kV采用扩大内桥接线，2号主变母线的电压互感器需要6路输出，其中2路输出至本间隔合并单元，2路输出用于与1号主变母线电压互感器并列，2路输出用于与3号主变母线电压互感器并列（远景），对生产厂家应提出要求，图4所示。

主变保护输入的要求。由于采用扩大内桥接线，2号主变保护需要6路输入：2路桥回路电流、1路中性点及放电间隙电流、1路母线电压以及低压侧保护2路输入，由主变保护实现同步功能。图5所示。

图5 2号主变保护输入示意图

图6 黄屯站110 kV电度表配置示意图

2.3 数字电度表

本工程电度表与合并单元之间采用IEC60044-8（FT3）规约,采用B码对时。由于电度表本身不具备同步功能,电流、电压信号需在合并单元实现同步。110 kV采用扩大内桥接线，合并单元不能实现合电流功能，故主变高压侧电度表采用“线路电度表+桥回路电度表”的计算值。图6所示。

2.4 其它问题

（1）开关柜二次室。智能变电站中，安装在开关柜二次室的设备除一体化智能装置、电度表外，还有交换机、光纤熔接盒等。开关柜二次室空间与常规开关柜相同，空间尺寸较小，不能适应智能变电站的要求。为解决该问题，黄屯站在10 kV开关柜旁单独设立了一面交换机屏。建议智能变电站开关柜二次室空间加大。

（2）智能组件柜内光纤熔接。智能组件由多个厂家的智能装置组成，每个智能装置均附带光纤熔接盒。为简化柜内熔接盒数量，黄屯站进行了统一规范，要求柜内熔接盒由自动化系统厂家统一提供，并负责现场对光纤进行熔接。

（3）10 kV模拟小信号输出方式的电流互感器。黄屯站10 kV电流互感器采用模拟小信号输出方式的电子互感器，测量采用低功率线圈、保护采用罗氏线圈。测量输出为1.5 V的连续信号，保护输出为0.15 V的微分信号，微分信号不能接入10 kV一体化智能装置。为解决该问题，黄屯站对一体化智能装置进行了特殊研制。建议对模拟小信号输出的信号格式进行统一要求，避免互感器与保护装置不能接入的问题。鉴于智能组件就地下放开关柜的情况，10 kV（35 kV）可采用常规互感器。

（4）智能变电站对IEC60044-8协议的要求。《智能变电站继电保护技术规范》附录A规定了支持通道可配置的扩展IEC60044-8协议帧格式，IEC60044-8标准中的链路层选定为IEC 60870-5-1的 FT3格式。 通用帧的标准传输速度为 10 Mbit/s（数据时钟），采用曼彻斯特编码，首先传输MSB（最高位）。调试过程中发现部分厂家没有执行该规范 ，仍沿用原国标规范，MU通用帧传输速度为5 Mbit/s（数据时钟），仍采用IEC60044-8格式，未采用扩展帧格式的FT3报文。建议今后在技术规范书中明确要求。

（5）站控层双网的信息分配。黄屯站站控层采用A、B双网结构，A、B网信息分配如下：A网，测控信息+保护信息+一体化电源信息+运行环境监测信息+在线监测信息；B网，测控信息+保护信息+一体化电源信息。

3 黄屯智能变电站调试方案探讨

3.1 调试流程

智能变电站与常规变电站相比二次设备集成度高，调试复杂，确定各厂家的职责及时间节点至关重要。智能变电站调试流程见图7。

图7 调试流程示意图

智能组件集成商负责提供所集成IED装置的试验报告及智能组件整体试验报告。变压器集成商负责提供变压器本体及电子式互感器、传感器的试验报告。110 kV GIS集成商负责提供GIS本体及电子式互感器、传感器的试验报告。10 kV开关柜集成商负责提供开关柜本体及电子式互感器的试验报告。

3.2 试验报告

自动化系统厂家在厂内完成与其他厂家的调试后出具调试报告。智能组件集成商在厂内完成集成后出具整个智能组件的调试报告，现场由智能组件集成商、自动化系统厂家及其他相关厂家共同完成现场联合调试，由智能组件集成商、施工单位共同出具现场调试报告。

4 结论

综上分析，110 kV智能变电站设计中，最突出的问题包括：首先，解决电子式互感器输出采用标准规约的问题已是迫在眉睫，规范要求二次输出规约为基于IEC60044-8的FT3，但目前各厂家输出实际仍为私有规约。其次，扩大内桥接线的特殊问题，对于采用扩大内桥接线的方案，电压互感器的输出、保护的输入及电度表配置等均具有特殊性，设计中应充分考虑。最后，工程整体协调的问题，智能变电站设备集成度高、关联度大，理清各厂家之间的关系、明确各厂家在设备集成、供货时间、单独调试、集中调试、质量保证等方面的责任非常重要，建议加强设计联络会，协调解决设备之间配合和设备出厂联调等问题，调试单位人员提前介入，将技术问题在出厂联调过程中解决，保证现场调试的顺利完成。