陕西首座110kV新一代智能变电站技术方案研究

刘子瑞

（国网陕西省电力公司，陕西西安 710048）

2012年国家电网公司提出开展新一代智能变电站研究和建设工作，先后完成了变电站技术发展路线、顶层设计方案，确定了新一代智能变电站近期概念设计方案，全面启动重庆大石等6个新一代示范工程建设。2013年12月，重庆大石等6个新一代示范工程全部建成投运[1]。

为巩固新一代智能变电站示范工程的建设成果，国家电网公司2014年计划新建48座110～220 kV新一代智能变电站扩大示范工程。110 kV陂西户外AIS（air insulated substation）变电站列为示范工程之一，也是陕西省内正在建设的首座新一代智能变电站[2]。

本文结合110 kV陂西变电站工程实际，在吸收已投运智能变电站工程设计、建设及运行等经验的基础上，进一步梳理、整合新一代智能变电站的设计原则和功能需求，提出110 kV新一代智能变电站技术方案[3-5]。

1 新一代智能变电站的技术特征

新一代智能变电站是在继承原智能变电站基础上，通过分专业设计向整体集成设计转变，一次设备智能化向智能一次设备转变，分散独立系统向一体化业务系统转变，实现设计、建设、运维的理念、技术、设备、管理全方位的重大突破和创新，“系统高度集成、结构布局合理、装备先进适用、经济节能环保、支撑调控一体”是新一代智能变电站的重要技术特征[6-10]。

110 kV陂西变遵照新一代智能变电站技术特征，主要技术特点如下：

1）110 kV采用隔离式断路器，110 kV母线选用GIS绝缘管母，35 kV、10 kV采用气体绝缘成套开关柜。

2）电气二次采用一体化业务平台和层次化保护，一体化业务平台为“三层一网”结构，层次化保护实现就地级保护和站域级保护。

3）全站采用预制舱式建筑，各功能房间采用预制集装箱舱式功能单元，工厂化装入全部配电设备和二次设备，运到现场后直接定位安装。

2 电气一次技术方案

2.1 电气主接线方案

综合考虑供电可靠性及运行灵活、操作检修方便、节约投资、扩建方便和利于远方控制等要求，电气主接线设计如下。

主变压器：本期为2×31.5 MV·A三相三绕组有载调压变压器；远期为3×50 MV·A三相三绕组有载调压变压器。

110 kV接线：本期及远期均采用单母线分段接线，出线配置避雷器，取消线路（主变）侧及母线侧隔离刀闸，远期进出线4回，本期进出线2回。

35 kV主接线本期采用单母线分段接线，本期出线5回；远期采用单母线三分段接线，远期出线9回。

10 kV主接线本期采用单母线分段接线，本期出线10回；远期采用单母线三分段接线，远期出线18回。

陂西变电气主接线如图1所示。

2.2 主要电气设备选择

设备选型综合考虑整体集成设计、模块化建设技术及智能设备制造与检测技术等原则。

智能化变压器：容量为31 500 kV·A，型号为SSZ10－M－31500/110三相三绕组全密封自冷有载调压电力变压器。具体参数如下：额定电压比110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/10.5 kV，联结组别为YN，yn0，d11，短路电压U1－2%＝10.5，U1－3%＝17.5，U2－3%＝6.5。主变设油中溶解气体在线监测装置。取消独立智能汇控柜，与主变本体端子箱集成。

110 kV配电装置：采用瓷柱式集成式隔离断路器（DCB），集成电子式电流互感器、接地开关，配置SF6气体状态及机械状态监测系统。该设备具有高可靠性，整体维护周期达15 a以上。110 kV母线采用气体绝缘母线（GIB），内附电子式电压互感器、隔离开关（电压互感器及分段间隔Ⅱ母侧）及接地开关。

35 kV、10 kV配电装置：采用配电装置室与设备一体化设计的预制舱；选用气体绝缘开关柜，开关柜二次设备与开关柜一体化集成优化设计；除进线配置电子式互感器外，其余回路配置常规互感器；预制舱设置的空调、风机、综合环控、照明、防火报警等系统接入智能辅助系统。35 kV主变、分段回路选用额定电流2 500 A的大电流柜，开断电流31.5 kA，其他回路开断电流25 kA；10 kV选用固封极柱式断路器，主变、分段回路选用额定电流3 150 A的大电流柜，开断电流40 kA，其他回路开断电流31.5 kA。

10 kVⅡ、Ⅲ段各配置一台100 kV·A站用变压器。

无功补偿装置：采用小型化产品集成式高压并联电容器装置，主要由集合式电容器、油浸式串联电抗器、油浸式放电线圈、避雷器、电缆进线箱等构成。电抗器按5%配置铁芯电抗器。

2.3 电气总平面布置优化

总平面布置充分考虑该站址周边环境，参照国家电网公司110 kV变电站典型设计实施方案110-C-8（2011智能化版）的相关功能模块和本工程实际情况以及新一代智能站相关建设理念进行布置，在电气平面布置上力求紧凑合理，出线方便，减少占地面积，节省投资。

110 kV配电装置采用瓷柱式集成式隔离断路器，110 kV配电装置双列布置，采用架空向南出线，布置于所区南侧。

35 kV、10 kV配电装置室以及二次设备室均采用预制舱式组合设备。35 kV预制舱式组合设备采用2个预制舱组合拼接而成，舱内开关设备采用气体绝缘开关柜，单层单列布置，电缆向南、西出线，布置在站区西侧；10 kV预制舱式组合设备分别采用3个单独的预制舱，每个独立的预制舱为一段母线，向西、向北全电缆出线，布置在站区北侧。10 kV接地变及消弧线圈装置预留位置布置在站区西南角。10 kV电容器布置在站区东侧。

二次预制舱式组合采用2个单独的预制舱，舱内设备采用前接线双列布置，布置在110 kV配电装置区东侧。工器具间、卫生间布置于大门入口西侧。

优化方案占地面积为0.327 7 hm2（1 hm2=104m2），典型设计方案占地面积为0.808 5 hm2，优化方案节省占地率达到59.46%。

陂西变电气总平面布置如图2所示。

3 二次系统技术方案

3.1 二次设备选择原则

新一代智能变电站要满足“集成智能化设备+一体化业务系统”新的特征要求。通过整合系统功能，优化结构布局，采用“一体化设备、一体化网络、一体化系统”的技术构架，有效提升变电站智能水平。

一体化业务平台提供多层次的软件接口为应用开发提供数据交换机制、人机支撑、数据支持、公共服务功能和系统管理功能；具有良好的系统集成能力，支持应用、基础信息的共享；建立能充分满足

业务需求的运行环境和有效的安全防护体系，提供强大的软硬件环境和丰富的数据资源，支撑变电站的运行、维护和管理，实现系统和各类应用的安全稳定运行。高级应用能实现顺序控制、智能告警与分析、分布式状态估计、源端维护、二次设备状态监测等功能。

图1 电气主接线图Fig. 1 The main electrical wiring diagram

图2 电气总平面布置图Fig. 2 The electrical general layout

二次设备采用前接线式二次装置，二次接线最大限度的采用预制电缆和预制光缆技术，采用免熔接光纤配线箱。就地级保护应具备自检及自诊断功能，支持SV数据异常、SV链路中断、GOOSE数据异常、GOOSE链路中断、电源电平、装置内部温度、过程层光口接收光功率、过程层光口发送光功率、装置自检信息等设备状态监测信息上送。

3.2 一体化业务平台

3.2.1 变电站监控系统

变电站监控系统按变电站无人值班要求考虑，优化简化网络结构，与站内监控保护和调度远动系统统一建模、统一组网、信息共享，通信规约统一采用DL/T860 通信标准，实现站控层、间隔层和过程层二次设备互操作。变电站内信息宜具有共享性和唯一性，保护故障信息、远动信息不重复采集。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，并具备五防闭锁功能，遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能和时钟同步功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。

变电站自动化系统在功能逻辑上划分为三层，即站控层、间隔层和过程层。站控层设备按远景规模配置，间隔层、过程层设备按本期规模配置。陂西新一代智能变电站通信网络采用实现“三层一网”的网架结构，即站控层、间隔层和过程层设备接入全站统一的物理网络，全站采用MMS、SV、GOOSE报文共网传输，过程层设备GOOSE、SV和MMS报文采用同一个物理网络接口传输。网络交换机采用IEC61850建模技术，实现通信网络管理和自动化系统管理的一体化，提高通信网络调试和运维效率。全站共配置9台工业级交换机。

站控层设备主要包括监控主机与综合应用服务器、数据服务器、数据通信网关机、故障录波及网络报文分析仪、远动通信柜、数据网接入设备柜、公用测控柜同步时钟和远动通信管理机，并配置一台网络打印机。站控层数据库建库以及主接线图等按变电站远景规模设置，便于以后扩建工程的实施。

间隔层设备按一次间隔划分，包括控制单元、I/O单元、网络部件和微机保护通讯接口单元等。过程层110 kV设备、主变压器均采用一次设备外加智能组件方式，35 kV、10 kV均采用多合一装置。

3.2.2 其他业务系统

站用电源交直流一体化系统包括：交流电源子系统、直流电源子系统、UPS电源子系统、通信电源子系统、应急照明电源子系统、一体化监控子系统。

辅助控制系统包括图像监视及安全警卫系统，火灾报警系统、智能检测与辅助控制系统，实现全站各个系统的智能联动控制。

其他业务系统还包括全站时钟同步系统、电能计量系统、设备状态监测系统等。

陂西变一体化业务平台如图3所示。

图3 一体化业务平台示意图Fig. 3 The schematic diagram of integrated business platform

3.3 继电保护及安全自动装置

继电保护配置采用层次化保护控制体系架构，利用就地级、站域级、广域级3级保护，构成以就地保护为基础、站域保护与广域保护协同的多维层次化继电保护系统。

1）就地级保护：保留现有的线路保护、母线保护、变压器保护等功能，均采用直接采样、直接跳闸方式。

110 kV线路保护采用保护、测控一体化装置，集成非关口计量功能。110 kV线路配置一套完整、独立的主保护及后备保护。每套主保护对全线内发生的各种类型故障均能无时限动作切除，后备保护也能以阶段式时限切除线路各种类型故障。每套主保护应有断路器操作箱功能，实现三相跳闸。当系统稳定要求需要快速切除故障时，需要配置全线速动保护，保护尽量采用光纤通信方式，在无法实现光纤通信时，可以采用载波通道。110 kV母线配置一套母线保护，110 kV分段断路器配置分段保护。配置容量适中具有远传功能的微机故障录波装置。

110 kV主变压器保护采用双套主后一体化电量保护，配置单套非电量保护。后备保护：高压侧配置复合电压闭锁过流保护，低压侧配置时限速断、复合电压闭锁过流保护；各侧均配置过负荷保护，保护动作于信号。非电量保护：瓦斯保护，主变压器本体的油位异常、压力释放、温度保护等均动作于发信号。

35 kV及10 kV电压等级采用多功能合一（保护、测控、考核计量、智能终端、合并单元集成）装置。

2）站域级保护系统由2台站域保护装置实现，采用网络采样、网络跳闸方式，并支撑广域保护，其中一台站域保护装置配置110 kV线路冗余后备保护、110 kV主变冗余保护、分段过流保护、断路器失灵保护、加速后备保护、10 kV母线后备保护，另一台装置配置低周低压减载、站域备自投、主变过载联切。

3）广域级保护控制的技术优点：利用广域电网信息、站域级就地层保护信息、优化站域、就地层保护功能，进行电网的智能控制。本站对于广域保护暂不做考虑。

3.4 合并单元智能终端集成装置的配置

110 kV线路，分段保护单套配置，采用保护、测控、考核计量集成装置，合并单元智能终端集成装置单套配置，就地布置。

110 kV主变压器高、中、低压侧合并单元智能终端集成装置双套配置，非电量保护与本体智能终端单套集成设计，主变压器本体合并单元智能终端集成装置单套配置、就地布置。

35 kV出线，10 kV出线、电容器、接地变均采用集成保护、测控、智能终端、合并单元、考核计量等功能的多合一装置，单套配置。35 kV母线、10 kV母线配置合并单元智能终端集成装置。

4 结语

本文根据新一代智能变电站的设计理念和思路，以陕西110 kV陂西变电站为研究对象，采用一、二次设备高度集成，电气设备、预制舱模块化设计、工厂化定制，全面支撑调控合一、运维一体的技术方案，在保证安全可靠的前提下，高度集成设备，优化网络结构，简化回路接线，可显著节省占地，为新一代智能变电站的示范推广奠定了基础。

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