长春地区农网66 kV智能变电站二次设备配置

俞子尧，金 曼，吕焕吉，甲吉山,孙令文

(1.国网吉林省电力有限公司长春供电公司，吉林长春 130021；2.长春电力设计有限公司，吉林长春 130051；3.国网吉林省电力有限公司长春市九台区供电公司，吉林长春 130500；4.国网吉林省电力有限公司榆树市供电公司，吉林长春 130400)

随着社会的发展，电力在人们的工作和生活中起着越来越重要的作用，社会对农网变电供电可靠性的要求也越来越高。为了满足人们对用电安全性、稳定性的要求，农网变电站建设也在逐步向着更高安全性、稳定性的设备配置方向发展。

66 kV智能变电站具有良好的交互性、可靠性，目前长春地区农网66kV新建变电站都在以智能化标准进行建设。

1 长春地区农网66 kV智能变电站概况

长春地区农网66 kV智能变电站新建工程及多数改建工程以完整内桥接线方式建设，即2台主变压器(简称主变)、66 kV两条电源单向供电、10 kV单母线分段接线，保证供电可靠性。有部分变电站维持原一次系统现状，接线形式采用单母线接线。

除长春城郊地区部分智能变电站采用全户内布置外，长春的双阳、德惠、农安、榆树及城郊地区大部分智能变电站采用户外布置方式，即一次设备场地和生产综合楼结合的方式。变压器、66 kV隔离开关、66 kV断路器、66 kV电压互感器(含智能控制柜)等一次设备采用户外布置，10 kV开关柜和综合自动化设备户内布置。户外完整内桥接线形式的智能变电站参照执行国家电网公司通用设计66-C-2方案相关模块，结合变电站现状，进行合理布置，全面优化，变电站总用地面积2800 m2左右，其中围墙内用地面积2460 m2左右，生产综合楼建筑面积330 m2左右，一层布置，层高4.5 m，框架结构，布置有10 kV配电装置室、二次设备室、卫生间、安全工具室、警卫室。长春地区农网66 kV智能变电站完整内桥接线形式示意图见图1。

故障时保护动作情况：

(1)66 kV线路至主变高压侧断路器之间故障：①66 kV电源线路单相接地或者断线，对端电源侧66 kV系统接地告警。②66 kV电源线路相间短路，对端电源侧66 kV线路保护动作跳闸。

(2)主变高压侧断路器至主变低压侧断路器之间故障：①单相接地或断线，后备保护接地告警。②相间短路，主变差动保护或者高后备保护动作跳主变各侧断路器。③主变内部故障，非电量保护动作跳主变各侧断路器。④主变过负荷，后备保护装置告警。

(3)10 kV出线故障：①单相接地或断线，小电流接地选线告警，主变低后备保护接地告警。②相间短路，10 kV线路保护动作跳开故障线路断路器。③线路过负荷，保护装置告警。

(4)10 kV电容器间隔故障：①相间短路，10 kV电容器保护动作跳开故障电容器间隔断路器。②10 kV系统电压高或者电压低，10 kV电容器过压、欠压保护跳开故障电容器间隔断路器。③电容器内部故障，不平衡电压保护跳开故障电容器间隔断路器。

⑩⑨⑧⑦⑥⑤-②①位置编号#2TV出线8～5#2-2电容器#2-1电容器母联乙柜#2站用变#2主受#1TV#1站用变母联甲柜#1-2电容器#1-1电容器出线1～4#1主受设备名称

图1长春地区农网66kV智能变电站完整内桥接线形式示意图

2 长春地区农网66 kV智能变电站二次设备现状

2.1 自动化系统配置

长春地区农网66 kV智能变电站按照无人值班智能化变电站模式建设，采用DL/T 860(IEC61850)标准的自动化系统。

66 kV智能变电站按照体系分层可分为站控层、过程层和间隔层。站控层包括自动化监视控制系统、对时系统、站域控制、通信系统，采用SNTP网络对时方式，站控层网络配置按照MMS、GOOSE、SNTP三网合一方式建设，按照双星型网络设置，可完成数据采集、监视控制、操作闭锁、电能量采集、保护信息管理等相关功能。过程层包括智能变压器、SF6断路器、CT/TV等所属的智能组件(合并单元+智能终端)，设备采用IRIG-B对时，点对点通信方式，综合考虑网络流量、网络延时、产品成熟度等。间隔层包括保护装置、测控装置、故障录波装置等二次设备，采用IRIG-B对时信号，与各种远方输入/输出、传感器和控制器接口，实现使用一个间隔采集的数据作用于该间隔一次设备的功能。

2.2 保护配置

2.2.1 主变保护

每台主变按照主后合一装置双套配置，双套配置避免单套故障主变失去保护，给人身安全及电网设备安全造成严重危害。主变本体智能终端就地布置，具备非电量保护功能，同时可以采集主变档位、温度和遥调控制。主变本体非电量保护跳闸采用电缆直跳主变各侧和桥断路器的方式，可以满足该保护对实时性和可靠性的要求。

差动保护作为变压器保护的主保护，保护范围是构成差动保护的各侧电流互感器所包围的部分，包括变压器本体、电流互感器与变压器之间的引出线，同时可以反映变压器绕组的匝间(不包括很少匝)短路、相间短路故障故障；后备保护用作变压器外部的相间短路故障和作为变压器内部绕组、引出线相间短路故障、变压器接地故障的后备保护；非电量保护反映变压器内部故障和绕组开焊故障及短路故障(绕组很少匝的匝间短路故障)，保护动作跳开主变各侧和桥断路器。

2.2.2 10 kV线路保护

10 kV线路间隔配置三段过流保护，含一次重合闸、低频低压减负荷、小电流接地选线功能。10 kV选取测控保护一体化装置，下放安装在10 kV开关柜内，既能保证供电的可靠性，又节省空间、电缆及施工时间。保护范围为保护卷电流互感器以下，由于10 kV系统中性点不接地，单相接地可以运行2小时，并且具有一次重合闸功能。保护动作跳开本间隔断路器。

2.3 智能组件配置

(1)主变高压侧合并单元、智能终端装置双套配置，就地安装在主变间隔智能控制柜内。(2)主变低压侧合并单元、智能终端装置双套配置，就地安装在10 kV主受柜内。(3)66 kV TV合并单元、智能终端单套配置，就地安装在智能控制柜内。(4)主变本体智能终端单套配置，本体非电量保护就地安装在主变附近本体智能汇控柜中，采用电缆直跳主变各侧及桥断路器的方式，完成主变压器非电量保护跳闸、温度采集和档位遥调控制功能。

2.4 交、直流及不停电系统

站用电系统采用交流电压为380/220 V，双电源接线，设ATS备自投装置，当1回进线电源故障自动切除故障电源，投入另1回备用电源。站内交流不停电电源采用UPS电源装置，UPS装置不配备蓄电池，站用变交流电为系统提供电源，备用电源取自站用直流系统，根据变电站实际负荷选用适合的UPS容量。直流电源采用单套直流充电系统配置，蓄电池组选取阀控式密封铅酸蓄免维护电池，蓄电池的容量满足2小时(通信电源按4小时考虑)放电进行计算，蓄电池个数共104只，单体电压为2 V。

2.5 其它二次设备

全站配置1套公用的卫星(GPS/北斗)对时系统。主时钟采用双重化配置，时钟对时同步精度和守时精度满足站内所有二次设备的对时精度要求。

变电站安装一套智能辅助控制系统，实现全站环境和设备的图像监控、安防系统、SF6气体检测、温湿度监测、照明远程控制、火灾报警系统联动等功能。

变电站设智能型微机防误工作站，全站防误功能由微机防误系统、一次设备电气闭锁和10 kV开关柜的五防闭锁共同完成，可以实现全站就地防误操作和远方防误操作闭锁功能。智能控制柜安装智能闭锁单元，10 kV电容器组网门防误功能应由微机防误系统实现。微机防误子站具备接入相应调度端防误主站功能。

3 长春地区农网智能变电站二次设备发展方向

随着智能电网的发展，智能模块就地化变电站试点工程已经投入运行，浙江等南方各省就地化保护试点工程正在稳定运行中，而且在东北严寒地区黑龙江漠河等地也有试点工程，因此适合长春地区农网变电站的使用要求。智能模块就地化变电站采用高防护、全密闭、抗干扰能力的智能设备，具有先进、可靠、集成、低碳、环保的特点。

就地化保护二次设备具备如下优点：(1)就地化保护测控装置采用标准航空插头接口，装置接口采用专用具有物理防误插功能的电连接器、光纤连接器通过预制电缆和预制光缆实现对外连接。实现二次设备“即插即用”、工厂化生产和快速更换、检修，配置文件实现一键式下装，现场少维护、易维护，现场工作量大幅降低，缩短现场停电检修时间，提高人员承载能力。(2)采用就地化保护、测控单元集成，取消合并单元及智能终端，减少了装置类型及数量，降低设备缺陷率。实现了直接采样、直接跳闸，简化了中间环节，提升保护速动性和系统可靠性。设备种类减少、数量降低，设备无需空调、户外柜等外部温控及防护，二次屏柜数量大幅缩减，实现设备少、占地小、投资省的经济性目标。(3)智能模块就地化变电站采用高防护、全密闭、抗干扰的智能设备，实现了继电保护装置的集成化、小型化，接口标准化，提高了装置的防护等级，可以适应各地区不同的环境。(4)二次设备可以实现工厂化安装调试，缩短建设周期。(5)现场级保护具有架构简单、就地电缆跳闸、无中间环节、保护动作快、单装置失效影响范围减小、系统可靠性高的特点。

4 总结及建议

长春地区农网变电站承载着长春地区多数人口及农业发展的用电需求，长春地区农网智能变电站二次设备现状满足地区发展要求，正在安全、稳定运行中。

智能变电站随着电力系统的发展，会逐渐成为变电站的标准配置。随着就地化保护的推广，简化设备配置，装置集成，安装调试简便，故障检修快速及时成了智能变电站的发展方向，长春地区未来农网智能变电站的建设需要沿着就地化保护方向迈进，保证供电安全、可靠，为长春地区农村人口及农业发展开创新的篇章。