浅析110kV山会变电站自动化系统

杜春丽

摘 要：本文从应用的视角对110kV山会变电站自动化系统的体系结构、几个关键技术进行详细分析，包括：变电站一次设备的智能化、二次设备的网络化、二次系统的改进及运行中的注意事项。通过分析，深入细致掌握山会变电站的关键技术，为变电站更好的运行、检修和故障查找等打下基础。

关键词：数字化；光纤；IEC61850；电子互感器；检修压板

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2019）05-0189-02

0 引言

110kV山会变电站作为数字化智能变电站，其一二次设备与传统变配电站存在较大的差异。尤其在二次系统方面，相较于传统继电器保护和常规微机保护（10kV金山站），增加了模块化自动装置、光电网络通讯等新技术，相应地自动化系统也发生了巨大的改变，但运行及检修人员对新的技术还欠缺本质上的掌握，传统的检修安全措施也不能适应新技术的发展，只有深入了解山会变电站的关键技术，才能更好地做好站内运检工作。

1 基于IEC61850标准的山会变电站的体系结构

1.1 山会变电站基本体系结构

根据元件分类山会变电站仍然是一次设备和二次设备（包括保护、测控、监控和通信设备等）两个层面。根据逻辑分类，变电站通信体系根据IEC61850标准将山会变电站通信体系分为三层：站控层、间隔层、过程层，两网：站控层网络、过层层网络。

1.2 山会变电站自动化系统接口模型

山会变电站通信系统按IEC61850标准构建，逻辑通信接口如图1所示。图1中各逻辑接口间实现层间保护、采样、控制等数据的交换。通信网络物理上分为两层，一层为过程层网络，另一层为站控间隔层网络。在过程层网络工作有接口4和5，在站控间隔层网络工作的接口有1、6、9，接口3和8中涉及保护功能的部分工作在过程层网络，其它部分工作在站控间隔层网络。

2 山会变电站自动化系统几个关键技术

2.1 一次设备智能化技术

山会变电站采用了电子式互感器，二次电流电压全部轉换为数字信号，避免了传统变电站在互感器上工作的危险点。电子互感器的关键技术在于采集器高压侧供电的可靠性和输出数据与二次设备的接口问题。互感器高压侧采集器的工作电源同时由一次取能线圈和激光电源提供，两者动态自检，互为热备用。

2.2 二次设备网络化技术

2.2.1 山会变电站系统组网

（1）站控层组网：变电站层（MMS）通信实时性要求较低，组网方式选用单星型网方式。（2）过程层组网：在山会变电站网络系统中，过程层网络的重要性高于站控层网络。通讯网络配置采用分间隔进行，电压等级为110kV的间隔如主变间隔，集中配置主变专用交换机，实现主变间隔内间隔层设备和过程层设备之间的信息交换。过程层网络分为GOOSE网和采样值SV网，GOOSE网传输各种各样的开关量和非电量等信息，SV网传输交流采样值信息。

2.2.2 过程层的通信模式

过程层通信主要为开关量和采样值信息的传输，其中开关量包括一次设备（如断路器及刀闸）位置的状态信号、分合闸命令，以及装置的异常信号（断路器控制回路断线）等。采样值包括电压量、电流量。过程层通信共采用三种规约：IEC61850-9-2、FT3、GOOSE。其中前两种主要用于采样，GOOSE主要用于跳闸。

（1）采样值传输。采样值传输采用从互感器到合并器，合并器再到间隔层设备或跨间隔的路径传输。从互感器到合并器时采用FT3协议，互感器与合并器通过光纤串行口连接。从合并器到间隔层设备（如电能表、线路保护测控装置等）通过以太网口通信（IEC61850-9-2协议）。合并器与跨间隔设备（如备自投、母差保护等）通过光纤串行口通信（FT3协议）。装置CPU插件与差动合并器之间通过以太网通信（IEC61850-9-2协议）。跨间隔设备配置差动合并器，实现各间隔间的采样值同步（FT3协议）。具体见图2。

（2）开关量传输。开关量传输主要有以下3种方式：点对点方式的GOOSE传输、FT3串行传输、基于IEC61850-9-2协议的传输。开关量传输示意见图3。

1）FT3串行传输：采用光纤串行口，单向传输。主要用于间隔层内的状态量和控制量的交换，如主变压器保护与备自投的联跳闭锁等。

2）点对点方式的GOOSE传输：单间隔保护装置与智能终端间，如跳闸信息的传递，如110kV线路间隔。

3）基于IEC61850-9-2协议的传输：用于10kV间隔内保护装置与智能终端、合并器之间的信息交换，以及就地智能终端与主变压器间隔数据集中器之间的信息交换。

3 山会变电站与传统站的区别

3.1 数字化继电保护的结构改变

区别于10kV金山站的继电保护模式（以微机保护装置为中心的组态模式），110kV山会变电站过程层网络实现间隔间的信息共享，其二次系统采用光纤等代替传统电缆，且继电保护功能模块化，实现灵活组态。如图4，在110kV山会变电站数字化保护系统中，智能终端与站内传统变压器和高压开关配合，实现了变压器、高压开关等一次设备的信息采集，并将采集的模拟量信息转化为数字信号。合并单元实现变电站内所有电流、电压数据的采集与共享，保护装置实现保护动作的逻辑运算处理。

3.2 二次回路间信号传递方式改变

10kV金山站常规微机保护装置与其他一、二次设备之间，各屏柜之间的二次回路都是通过二次电缆构成。110kV山会变电站二次回路则采用双绞网线、光纤连接，通过过程层组网的方式实现传统变电站二次回路的全部功能。双绞网线、光纤取代了二次电缆，复杂的二次回路的连接变成了网络通信的连接，设备间的通信为数字信号传输，降低了二次回路维护和故障查找难度。

3.3 保护压板形式改变

10kV金山站常规微机保护压板包含“出口压板”和“功能压板”等，出口压板形式为硬压板，控制保护装置本身跳合闸输出。110kV山会变电站中保护装置的压板仅保留了“检修状态”硬压板，其它压板（“出口压板”和“功能压板”）普遍采用软压板（装置内软件逻辑程序的功能选项中设置压板投退）形式。装置设有“检修状态”硬压板，该硬压板可以控制装置GOOSE报文数据中的检修状态位。选择投入“检修状态”硬压板，此时的GOOSE报文均为检修态报文。

4 山会变电站在运行检修应注意的问题

山会变电站作为数字化变电站，新技术的使用也同样带了一系列新问题，如与传统变电站的硬压板相比，山会变电站设备检修过程中对继电保护装置的检修压板及软压板的投退可能出现漏投、漏退的现象，从而导致设备的误跳。所以山会变电站在进行设备检修时的二次安全隔离措施是非常有必要的。在检修安措中，可以通过投退检修压板、GOOSE软压板、光通道隔离、智能终端出口硬压板4种方式实现二次回路的安全隔离措施。其中光通道隔离是将装置间的光纤断开，这样能虽然实现运行装置和检修装置的可靠隔离，但是多次插拔，可能导致设备光纤插口损坏，同时接收装置会发GOOSE断链告警，不建议经常使用。

5 结语

山会变电站自动化系统成功解决了传统综合自动化变电站存在的信息难以共享、设备不具互操作性、可靠性受二次电缆影响等问题。其信息采样、传输、处理实现了全数字化，自动化系统与传统变电站存在较大差异，通过对山会变电站自动化系统几个关键技术的详细分析，深入细致掌握山会变电站的关键技术，为变电站更好的运行、检修、事故分析等打下基础。

参考文献

[1] 丁文书.电力系统微机型自动装置[M].2005.

[2] 朱松林.变电站计算机监控系统及其应用[M].中国电力出版社，2008.

[3] 王传辉.变电站综合自动化[M].中国知识出版社，2006.