数字化变电站自动化系统解决方案-南瑞

数字化变电站的体系结构与通讯网络IEC61850将数字化变电站分为过程层、间隔层和站控层，各层内部及各层之间采用高速网络通信。整个系统的通讯网络可以分为：站控层和间隔层之间的间隔层通讯网、以及间隔层和过程层之间的过程层通讯网。站控层通信全面采用IEC61850标准，监控后台、远动通信管理机和保护信息子站均可直接接入IEC61850装置。同时提供了完备的IEC61850工程工具，用以生成符合IEC61850-6规范的SCL文件，可在不同厂家的工程工具之间进行数据信息交互。间隔层通讯网采用星型网络架构，在该网络上同时实现跨间隔的横向联锁功能。110kV及以下电压等级的变电站自动化系统可采用单以太网，110kV以上电压等级的变电站自动化系统需采用双以太网。网络采用IEC61850国际标准进行通信，非IEC61850规约的设备需经规约转换后接入。考虑到传输距离和抗干扰要求，各继电小室与主控室之间应采用光纤，而在各小室内部设备之间的通讯则可采用屏蔽双绞线。根据过程层的不同需求，我们提供了以下两种数字化变电站解决方案。2.1支持电子式互感器和GOOSE的数字化变电站如图2-1所示，在过程层采用电子式PT/CT以及智能化开关设备，变电站所有装置的交流采样数据通过与MU合并单元通信获得，各种测量与保护装置的交流采样部分全部取消，通过GOOSE网络传输实时跳合闸和保护间配合信号，全站使用IEC61850标准进行信息交互。该方案的组网原则主要包含以下几点：1)监控层网络使用星型独立双网。星型网络相比环型网络结构简单、配置简洁，且降低了网络风暴形成的风险；2)由于数字化变电站中的过程层通讯网络上数据传输的重要性，过程层通讯网需要和间隔层通讯网从物理上分开。过程层GOOSE网络采用星型双光纤以太网，与站控层分开组网。对于超高压变电站，推荐按电压等级分开组网。同一电压等级的GOOSE网络连接在一起，可以充分保证GOOSE的信息共享的特点；3)电子式互感器模拟量数据传输采用点对点的符合IEC60044-8标准的光纤网络进行数据传输。确保了模拟采样值传输的实时性和可靠性。图2-1支持电子式互感器和GOOSE的数字化变电站解决方案2.2支持电子式互感器和智能控制柜的数字化变电站图2-2支持电子式互感器和智能控制柜的数字化变电站解决方案在该方案中，通过PCS-9820GIS智能控制装置实现对一次和二次设备的智能化控制，将二次保护测控和GIS的智能控制功能有机整合后下放至GIS本体旁，对上按IEC61850规范接入站控层设备，对下与开关机构之间通过电缆连接接插端子，整个方案大大减少了控制电缆，优化了二次回路，简化了设计，真正实现了智能开关功能。同时满足和体现了数字化变电站的可靠性和先进性。3电子式互感器3.1简介电子式互感器是具有模拟量电压输出或数字量输出，供频率15Hz-100Hz的电气测量仪器和继电保护装置使用的电流或电压互感器。按照IEC60044-7/8的定义，电子式互感器是由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，供给测量仪器仪表和保护或控制装置使用的装置。电子式互感器通常由传感模块（安装在远端一次侧，又称为远端模块）和合并单元（又称为合并器）组成。根据传感模块是否需要供电来划分，可分为有源式电子互感器和无源式电子互感器。根据应用场合以及整体结构的差异来划分，可分为GIS结构电子式互感器、AIS结构电子式互感器和直流电子式互感器。目前有较多工程应用的为有源式电子互感器，其主要利用电磁感应等原理感应被测信号，如基于罗戈夫斯基（Rogowski）线圈和低功率线圈的电子式电流互感器；基于电阻、电容、电感分压的电子式电压互感器。这种互感器传感头部分具有需用电源的电子电路，用于GIS或者罐式断路器更方便，对于AIS应用场合，则采用取能线圈或激光供能的办法，以解决电源问题。电子式互感器通过合并单元为间隔级设备提供电流和电压信号，数据传输应符合相关标准，目前主流的传输标准包括：IEC60044-8（FT3格式）、IEC61850-9-1和IEC61850-9-2。对于保护、特别是差动保护等应用场合宜应用可靠性较高的IEC60044-8标准；对于需要信息共享的应用场合，可以应用互操作性较好的IEC61850-9-1等标准。电子式电流互感器模拟量输出标准值为22.5、150、200、225mV（保护用）和4V（测量用），数字量输出标准值为2D41H（测量用）和01CFH（保护用）。各厂家提供的电子式互感器输出必须满足以上标准。电子式互感器的精度等级：测量用CT的标准精度为0.1、0.2、0.5、1、3、5级，供特殊用途的为0.2S和0.5S级；保护用CT的标准精度为5P，10P和5TPE，其中5TPE的特性考虑短路电流中具有非周期分量的暂态情况，其稳态误差限值与5P级常规CT相同，暂态误差限值与TPY级常规CT相同。由于各个间隔的电子式互感器独立工作，为获得在同一时刻的电流、电压瞬时值，需要在各个远端模块之间实现同步。我们的方案是：在合并单元通过插值算法，实现采样同步。这种方案能在保证同步精度的前提下不依赖于任何外部同步时钟源，具有较高的可靠性。3.2PCS-9250系列电子式互感器PCS-9250系列电子式互感器包括10kV500kV不同电压等级的独立型电子式电流电压互感器及GIS用电子式电流电压互感器。电流互感器的额定二次输出为2D41H（测量）/01CFH（保护），测量精度为0.2s/5TPE，电压互感器的额定二次输出为2D41H，测量精度为0.2/3P。PCS-9250系列电子式互感器主要包含以下产品。产品名称型号GIS用电子式电流互感器PCS-9250-EGCGIS用电子式电压互感器PCS-9250-EGVGIS用电子式电流电压组合互感器PCS-9250-EGI独立型电子式电流互感器PCS-9250-EAC独立型电子式电压互感器PCS-9250-EAV独立型电子式电流电压组合互感器PCS-9250-EAI直流电子式电流互感器PCS-9250-EACD中低压电子式电流互感器PCS-9250-LAC中低压电子式电压互感器PCS-9250-LAV3.3传感模块的配置方案由于电子式互感器中不再有绕组的概念，传感模块的配置决定了整个系统的可靠性。考虑到双重化保护的需要，保护传感模块，包括采样线圈、A/D转换、电源等必须双重化独立配置，测量传感模块可以单独配置。典型的配置结构如下图所示：(浅色为保护采样线圈、深色为测量采样线圈)图3-1电子式互感器配置方案3.4PCS-221系列合并单元的配置合并单元的配置根据保护要求可以选择双重化配置和单配置，一个典型的110kV变电站合并单元配置如图3-2所示：下图以变电站的4个典型间隔为例进行了配置说明，线路间隔、主变间隔、母联间隔配置电子式电流电压互感器PCS-9250-EGI，母线PT间隔配置电子式电压互感器PCS-9250-EGV，其安装位置如图所示合并单元(MU)PCS-221除主变间隔因参与变压器保护双重化需配置两套合并单元MU2A，MU2B外，其余线路、母联、PT间隔合并单元均为单一配置。线路间隔合并单元MU1对本间隔送出的电流、电压信号及母线PT间隔MU4,MU5送出的母线电压信号进行包括电压切换、合并等功能的处理后给各保护装置、测控装置、计量装置使用。母联间隔合并单元MU3对本间隔送出的电流、电压信号进行合并处理后给各保护装置、测控装置使用。主变间隔的合并单元MU2A对本间隔送出的电流、电压信号及母线PT间隔MU4,MU5送出的母线电压信号进行包括电压切换、合并等功能的处理后给变压器第一套保护装置、测控装置使用。MU2B对本间隔送出的电流、电压信号进行合并处理后给变压器第二套保护装置使用。母线PT间隔的MU分别接入来自两条母线上的电压信号并实现电压并列功能，电压并列功能不再需要单独装置完成。图3-2110kV变电站自动化系统合并单元典型配置图3-3220kV变电站自动化系统合并单元典型配置220kV变电站也以4个典型间隔为例进行了配置说明，如图3-3所示。线路间隔、主变间隔、母联间隔配置电子式电流电压互感器PCS-9250-EGI，母线PT间隔配置电子式电压互感器PCS-9250-EGV，其安装位置如图所示，合并单元(MU)PCS-221因保护双重化需要，线路间隔、主变间隔、母联间隔各配置两套合并单元，母线PT间隔各配置一套合并单元分别接入来自两条母线上的电压信号，并在其各自的合并单元内实现电压并列功能，因此电压并列功能不再需要其它单独装置来完成。对于双母接线或者分段接线，电压切换和电压并列功能可以考虑分别在母线PT的合并单元和进出线间隔的合并单元中来完成。3.5低压侧的考虑对于低电压等级，电子式互感器的技术和经济优势不明显，而且各个间隔间的电流和电压信号基本上不需要在多个间隔层设备之间共享，不必对电流和电压信息进行数字化后再以IEC61850（或者IEC60044-8）标准进行传输。对于低电压等级，可以仍采用常规互感器，或者采用低功率输出的新型互感器并以就地安装的间隔层设备想配合，间隔层设备采用数字化接口支持IEC61850规约。4PCS-9820GIS智能控制装置PCS-9820A智能控制装置是专为实现对110KV-500KVGIS设备的智能控制而设计开发的，以先进的计算机技术实现对GIS设备的位置信号采集和监视、模拟量信号采集与显示、远方/就地控制、信号与操作事件记录与上传、谐波分析、储能电机的驱动和控制、在线监测、基于网络通讯的软件联锁等一系列功能。将传统的二次测控功能与GIS监控有机结合在一起，联合组屏设计、优化控制回路，构成智能的控制功能，并可与RCS-900系列保护装置一起组屏安放于GIS旁，构成保护及智能一体化控制柜，实现面向间隔的保护、测控和GIS智能控制一体化。PCS-9820智能控制装置可与保护装置一起组屏安放于GIS旁，构成保护及智能控制柜，实现面向间隔的保护、测控和GIS智能控制一体化。图4-1基于智能控制柜的典型设计如上图，新方案将保护、测控和GIS智能控制集成于智能控制柜中，安放在GIS室，对下与GIS机构通过标准化的接插端子连接，优化了二次回路的设计，对上节省了大量电缆,通过一根光缆直接与主控室连接,构成了基于一次设备智能化的数字化变电站。GIS智能化控制柜的优势如下：1)节约了电缆等设备投资以及相应的施工投资；数字化变电站建设的一个主要现实目标是为了减少变电站内控制电缆的数量，一方面由于原材料的涨价，电缆成本越来越高，一方面，光缆电磁兼容性能远好于电缆，能显著提高变电站内信号传输的可靠性。另外，变模拟信号为数字信号能大大增加传输的带宽和信息量。2)节约了保护小室及主控室等的占地面积和投资；应用智能化GIS控制柜使得保护控制下放成为可能，从而能够显著减少保护小室和主控室的占地面积，这对一些需要尽量减少变电站土地的城市变电站和地下变电站来说有明显的效益。3)GIS智能控制柜优化了二次回路和结构；原来由于一次和二次的专业细分，使得原传统汇控柜内的许多功能与保护控制二次中的功能相重复，例如防跳、压力闭锁、三相不一致等等。基于一二次整合的GIS智能控制柜能够有效地取消和简化冗余回路，提高了整个二次回路的可靠性。4)智能控制装置提供了强大的系统交互性；引入智能控制装置以后，友好的中文液晶人机界面以及丰富的自检和就地操作报告功能，使得运行维护人员无论在就地还是远方都能及时了解GIS的运行情况。5)联调在出厂前完成，现场调试工作量减少；传统方案中，一次设备和二次设备的电缆连接和调试只能到现场后完成，调试周期比较长，新方案中一二次设备联调在厂内完成，到现场后调试工作量极小。能够显著地缩短投运周期。6)一次二次联合设计，减轻了设计院的负担；原来一次和二次设备分别有双方厂家分别出图，中间的电缆信号连接由设计院完成，应用一二次结合的新方案后，由两个厂家联合出图并对图纸的正确性负责。7)基于通讯和组态软件的联锁功能比传统硬接点联锁方便；智能控制